石油天然气钻井开发储运防火防爆安全生产管理规定25351.docx

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1、石油天然然气钻井井开发储储运防火火防爆安安全生产产管理规规定石油天然然气钻井井、开发发、储运运、防火火防爆安安全生产产管理规规定标 准 号：SSY52225-19994替代代标准号号：Syyn52225-87发发布单位位：中国国石油天天然气总总公司起起草单位位：中国国石油天天然气总总公司技技术监督督局安全全处、胜胜利石油油管理局局安全处处、胜利利石油管管理局采采油厂前言本标准准是依照照国家、石石油天然然气行业业有关石石油与天天然气防防火防爆爆的规范范与标准准，结合合全国各各油气田田在石油油与天然然气防火火、防爆爆方面的的实践经经验，对对Synn52225-887进行行修订的的标准。修订后的标准

2、，增加了前言和第2章引用标准。原第2章改为第3章，重新编写增加了新的内容和表1、表2、表3。原第3章改为第4章，修改调整了部分内容。原第4章改为第5章，删去了原4.3中预防静电与避雷的内容，并增加了5.2湿蒸汽发生器，把原4.2原油集输及储存改为5.3。原第5，6章改为第6，7章，内容有部分增删，个别语句进行了较大修改。原第7章改为第8章，文字作了较大修改，把原标准中各章的储油罐何处灌区的防火防爆内容和防静电、防雷电内容以及加热炉内容都归纳到8.6和8.7中。原第8章删去，工业动火的分类等级划分，审批程序及权限、现场监护按SY5858-93石油企业工业动火安全规程。删去了附录B（补充件）。这次

3、修改标准删去了与安全无关的内容，并简化了文字。本标准从生效之日起，同时代替SYn5225-87。本标准的附录A是标准的附录。本标准由石油工业安全专业标准化技术委员会提出并归口。本标准起草单位：中国石油天然气总公司技术监督局安全处、胜利石油管理局安全处、胜利石油管理局采油厂。本标准主要起草人：王志安、李俊荣、么德清、何绍雄、沈积仁、董国永、张富均1 范围本标准规定了石油与天然气钻井、开发、储运、防火防爆安全生产的基本要求。本标准适用于石油天然气钻井、开发、储运生产作业。浅海石油天然气的钻井、开发、储运生产作业亦可参照执行。2 引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。

4、本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会补修订，使用本标准的条方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 GBJ16-91 建筑设计防火规范 GBJ74-84 石油库设计规范 GBJ 140-90 建筑灭火器配置设计规范 GBJ 50058-92 爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GBJ 50151-92 低倍数泡沫灭火系统设计规范 GBJ 50183-93 原油和天然气工程设计防火规范 SYJ 13-86 原油长输管道工艺及输没站设计规范 SYJ 25-87 油气田爆炸危险场所分区 SYJ 31-88 石油工业用加热炉安全规定 SY 0075-93 油罐区防火堤设计规范 SYJ 4001-

5、90 长输管道线路工程施工及验收规范 SY 5053.1-92 地面防喷器及控制装置 SY 5053.2-91 地面防喷器及控制装置 控制装置 SY 5087-93 含硫气田安全钻井作法 SY 5279.1-91 石油进口装置 额定工作压力与公称通径系列 SY 5279.2-91 石油进口装置 法兰型式、尺寸及技术要求 SY 5279.3-91 石油进口装置 法兰用密封垫型式、尺寸及技术要求 SY/T 5323-92 压井管汇与节流管汇 SY 5845-93 油田专用容器安全管理规定 SY 5854-93 油田专用湿蒸汽发生器安全规定 SY 5858-93 石油企业工业动火安全规程 SY 59

6、85-94 液化石油气安全管理规定 DL 409-91 电业安全工作规程（电力线路部分） 压力容器安全技术监察规程 劳动部劳锅字（1990）8号文发布 压力容器使用登记管理规则 劳动部劳锅字（1989）2号文发布 JBJ 680 工厂电力设计技术规程3 钻井3.1 设计开钻前应有经过审批的钻井设计.3.1.1以地质部门提供的地层孔隙压力和破裂压力梯度为依据进行设计。3.1.2地质设计中，应提供邻井的油、气、水显示和复杂情况资料，并特别注明含硫化氢地层深度和估计含量。有漏失可能的井，要储备一定的堵漏材料。3.1.3井控装置和完井井口的工作压力，应以全井最高地层孔隙压力为准。3.1.4探井和高压油

7、、气、水井应根据本地区的实际情况，明确规定加重钻井液和加重材料的储备量，其数量不少于一次压井的需要量。3.1.5对井井场周围围2kmm以内的的居民住住宅、学学校、厂厂矿等的的火源进进行勘查查，在发发生井喷喷失控及及有硫化化氢气体体溢出时时，应立立即通知知上述单单位、人人员熄灭灭火种，必必要时要要迅速撤撤离危险险区。3.2 井井场有钻钻井设施施33.2.1井口口距民房房1000m以外外。井场场边缘距距铁路、高高压线及及其它永永久性设设施不应应少于550m。3.2.2井场布局要考虑风频、风向。进架大门方向，尽量朝南或朝东。在进场明显处，应设置安全防火标志。3.2.3在草原、苇塘、林区钻井时，井场周

8、围应有防火隔离墙或隔离带。3.2.4钻台及机、泵房应无油污。钻台上下及井口周围禁止堆放易燃、易爆物品及其它杂物。3.2.5柴油机排气管应有阻火装置，排气管出口不应指向油罐区。3.2.6井场电路宜采用YWC防油橡套电缆。按钻机型号选用的橡套电缆规格见表1。表1 钻机型号和选用的橡套电缆规格33.2.7钻井井液循环环罐及振振动筛应应焊接电电缆桥架架和电缆缆穿线钢钢管。3.2.88 16号钻钻井液循循环罐及及振动筛筛的每一一个罐体体两端配配备防爆爆接插件件分线盒盒，罐与与罐之间间的电缆缆连接应应配备防防爆接插插件。3.2.99机房防防爆电气气控制箱箱电源应应在电动动压风机机防爆控控制箱上上的三通通防

9、爆接接插件处处并接，钻钻台防爆爆电气控控制箱电电源在液液压大钳钳防爆电电气控制制箱的三三通防爆爆接插件件处并接接。3.22.100测井电电动绞车车及靠近近钻屑池池一侧的的井场用用房电源源由振动动筛罐体体的三通通防爆插插件处并并接。3.2.111井架架照明主主电路宜宜用YZZ222.5电电缆，照照明分线线宜采用用YZ221.5电缆缆敷设。3.2.12井场用房照明主电路采用YZ4612.5电缆，进房分支电路宜采用YZ22.5电缆敷设。3.2.13机房、钻井液循环罐照明电路均采用YZ21.5电缆敷设。3.2.14机房照明电路电缆槽和防爆接插件电源转接箱，应固定在机房底座内侧。3.2.15机房照明宜配

10、备防爆灯具，型号和数量见表2表2 井场照明配备防爆灯具型号和数量3.2.116配电电房输出出的主电电路电缆缆宜由井井场后部部绕过，敷敷设在距距地面2200mmm高的的金属电电缆桥架架内。如如现场条条件允许许，可采采用直埋埋电缆，其其深度一一般不小小于3000mmm，直埋埋电缆的的上下应应敷软土土或细砂砂，过路路地段应应套有电电缆保护护钢管。3.2.17主电路及分支电路电缆不应破开接外来动力线。3.2.18防喷器电源线路应在配电房内单独控制。3.2.19设备检修应使用36安全电压照明。3.2.20值班房、发电房、油罐区距井口不少于30m。发电房与油罐区相距不少于20m。锅炉房距井口不少于50m。

11、3.2.21 施工现场与上级机关和调度的通信联络应保持畅通。3.3 防喷防火装备3.3.1防喷设备，应配备有： a.防喷器及控制系统（包括液压和手动），四通、转换法兰、双法兰短节、转换短节、套管头； b.节流管汇，压井管汇，放喷管线，钻井液回收管线； c.钻具止回阀，方钻杆上、下旋塞阀； d.泥浆池液面监测报警仪； e.钻井液净化、加重及环空自动灌注设备。3.3.2钻井井口装置最大工作压力与公称通径系列，应按SY5279.1规定；法兰形式、尺寸及技术要求，应按SY5279.2规定；法兰用密封垫环形式、尺寸及技术要求，应按SY5279.3规定。3.3.3钻井井口装置公称套管公称直径的组合见表3。

12、表3 井口装置公称通径与套管公称直径组合3.3.44配置的的防喷器器及控制制系统，应应按SYY50553.22规定。3.3.5配置的液压防喷器和四通，应按SSY5053.1规定。3.3.6根据不同油气井的实际情况，可采用单四通或双四通配置，下四通旁侧出口应位于地面之上。3.3.7对有防硫要求的钻井井口装置，应按SY5087规定。3.3.8配置的节流管汇和压井管汇，应按SY/T5323规定。3.3.9节流阀应选用圆柱式节流阀芯和阀座。3.3.10节流管汇为两翼或三翼节流线路时，至少一翼要配置能实施远程控制的液动节流阀，并设置阀位开度指示器。3.3.11节流管汇控制台应设置气动泵、手动泵、蓄能器及

13、各类阀件、仪表以及能远程监测环空压力和立管压力的压力变送器和仪表。3.3.12放喷管线出口不应正对电力线、油罐区、宿舍及其它障碍物，否则其距离不应小于50m。3.3.13放放喷、节节流、压压井管汇汇都要保保持畅通通，冬季季要防止止冻结。3.3.14防喷器及其四通、底法兰短节和放喷闸门以内管汇，现场安装后，应按额定工作压力分别进行压力试验。气井在钻开气层后，每7d试压检查一次。3.3.15防喷器远程控制台应安装在井场左侧，距井口2025m以远，并配专用活动房，接专用电线。3.3.16防喷器胶芯应与井内管柱尺寸相符合，使用复合钻杆时应配备一根与防喷胶芯尺寸相匹配并带有配合接头的钻杆。3.3.17在

14、探井、高压油气井的施工中，高压管线上应焊上直径65mm消防管线接口。3.3.18钻井队消防设施的配备，按GBJ140规定。3.3.19钻开油气层后，井场不应擅自动用明火。3.3.20防喷、防火、防爆装置应指定专人检查管理。3.4 油气层钻进3.4.1钻井队应严格执行钻井设计。如需修改，应按设计审批程序进行。现场如遇有紧急情况，钻进队可以果断处置，并立即上报。3.4.2打开油气层时，应向全队职工进行地质、工程、井控装备等方面的技术措施交底，全队职工要进行班组防喷演习，并落实关井程序和钻井队干部24小时值班制度。钻井液密度和其它性能应符合设计要求。要有足够的钻井液和加重剂的储备。各种井控设备、专用

15、工具、消防器材、电路系统应配备齐全、灵活好用。3.4.3在钻井各种作业中应密切监视井口，发现溢流时应当按关井操作程序控制井口。详见附录（标准的附录）。3.4.4关井压力不应超过井口装置额定压力、套管抗内压强度、地层破裂压力三者之中最小值的80。3.4.5钻开高压层前，应用设计钻开油气层的钻井液液柱压力，对上部裸眼井段进行承压试验。若发生漏失，则应堵漏或下技术套管后再钻开高压层。3.4.6起钻时应控制起钻速度并连续灌入钻井液，并做好灌量记录，如发现井口外溢现象，应采取相应措施，恢复正常后方可继续起钻。3.4.7钻进中应进行油气层压力监测预报工作，遇到钻速突然变快，放空、井漏、憋钻、跳钻、气测异常

16、、油气水显示等情况，应立即停钻循环或关井观察。3.4.8钻开油气层后，起钻时应进行短程起下钻。起钻应控制速度。起钻要及时灌满钻井液，并校核灌注量。3.4.9应定期进行井控装备检查和井控演习，检测演习频率不少于每月二次，每次起下钻应开关闸板防喷器一次。3.4.10凡井架工以上的人员应经井控培训取得井控操作合格证，持证上岗。3.4.11定期测试取得预计压井排量下的循环泵压，作为井喷时计算循环压力的依据。3.5 特殊作业3.5.1钻开油气层后，不应空井进行检修作业。3.5.2钻开高压油、气、水层后，因发生卡钻需要混油、泡油、泡酸或因其它原因要降低钻井液密度时，其液柱压力不能低于高压层压力。3.5.3

17、电测时，要有专人观察井口，每起下一次电缆，灌满钻井液至井口一次；并准备一根带回压阀的与防喷器胶芯尺寸相符合的钻杆，以备封井时使用。3.5.4空井射孔时，井内液柱压力应平衡射孔层位的地层压力；负压射孔时，应装好相应压力等级的井口防喷装置；无电缆射孔时，应装好井口控制闸门。3.5.5钻杆测试应在规定时间内完成，避免时间过长导致井喷。3.5.6当在硫化氢含量超过10mg/L的污染区内进行作业时，应佩戴防护器具，并在监护措施。3.5.7若发生井喷失控，应立即停柴油机，关闭井架、钻台、机泵房等处照明，并打开专用探照灯，组织警戒，灭绝火种，注水防火，请示汇报。4 试油和井下作业4.1 施工准备及井下作业4

18、.1.1吊车停放位置（包括起重吊杆、钢丝绳和重物）与架空线路的距离应按DL409规定。4.1.2车辆通过裸露在地面上的油、气、水管线及电缆时，应采取保护措施。4.1.3在井场内施工作业时，应详细了解井场内地下管线及电缆分布情况。4.1.4立、放井架及井口吊装作业时，应有专人指挥。4.2 井场布置4.2.1井场施工有物锅炉房、值班房与井口和油池间距离不应小于20m。4.2.2井场所用的动力线及照明线应绝缘良好。不应使用裸线或用照明线代替动力线，所有电线应架空。井架照明应使用防爆灯，井场用探照灯时，则应距井口50m以外。电源总闸后应设漏电保护器，分闸应距井口15m以外。4.2.3油、气井作业时，应

19、安装或换装好与作业施工要求相适应的井口装置。4.2.4油、气井场内应设置明显的防火标志，按规定配置消防器材。4.3 压井与起下作业（包括油管、抽油杆、钻杆）4.3.1 压井4.3.1.1油、气井作业、应严格按设计要求压井。4.3.1.2压井管线应试压合格。高压油气井的返出管线，应接钢质管线，并固定牢靠。4.3.1.3压井施工中，各种施工车辆应处于距井口20m以外的上风向。不能满足上述距离时，排气管应戴阻火器。4.3.2 起下作业对有自喷能力的井，起下管柱时，应密切注意井喷显示，发现异常及时采取有效措施。4.4 不压井作业4.4.1施工作业井的井口装置和井下管柱结构应具备不压井、不放喷、不停产的

20、作业条件。4.4.2作业过程中应接好平衡管线。4.4.3不压井井口控制器应开关灵活、密封良好、连接牢固，并有安全卡瓦和加压支架。4.4.4起下油管有上顶显示时，应按规定穿好加压绳，加压起下。4.5 特殊作业4.5.1 射孔4.5.1.1射孔前应按设计要求压井。4.5.1.2使用过油管及无电缆射孔前，井口应装好控制闸门或井口装置。4.5.1.3射孔时应有专人观察井口，有外溢现象时应立即采取措施。4.5.1.4射孔时应按射孔操作规程作业。4.5.2 替喷4.5.2.1替喷液应符合设计要求。4.5.2.2使用原油、轻质油替喷时，井场50m以内严禁烟火，并配备消防设备和器材。4.5.3 诱喷4.5.3

21、.1抽汲前应检查抽汲工具，并装好防喷盒。4.5.3.2采用空气气举或混气水排液的油气井应有防爆措施。4.5.4 放喷求产4.5.4.1放喷时应用阀门控制。放喷管线应用钢质直管线接至土油池，并固定牢靠。4.5.4.2作用油气分离器时，应按SY5845规定。安全阀、压力表应定期校验。分离后的天然气应放空燃烧。4.5.4.3测试天然气流量观察读数时，应站在上风位置。如用不防爆的手电照明时，不应在油气扩散区开闭。4.5.4.4遇雷电天气时禁止上罐量油、取样。4.5.4.5储油罐量油孔的衬垫、量油尺重锤应采用不产生火花的金属材料。4.5.5 压裂、酸化、化堵4.5.5.1施工设计应有防火、防爆措施，井场

22、应按规定配备消防器材。4.5.5.2地面与井口连接管线和高压管汇，应按设计要求试压合格，各部阀门应灵活好用。4.5.5.3井场内应设高压平衡管汇，各分支应有高压阀门控制。4.5.5.4压裂、酸化、化堵施工所用高压泵安全销子的切断压力不应超过额定最高工作压力。设备和管线泄漏时，应停泵、泄压后方可检修。高压泵车所配带的高压管线、弯头要按规定进行探伤、测厚检查。4.5.5.5施工中使用原油、轻质油时应按4.5.2.2规定执行。4.5.5.6施工井口或高压管汇如发生故障，应立即采取措施，进行处理。4.5.5.7压裂作业中，不应超压强憋。4.5.5.8压裂施工时，井口装置应用钢丝绳绷紧固定。5 采油、采

23、气5.1 油、气井生产5.1.1井口装置及其它设备应做到不漏油、不漏气、不漏电，井场无油污、无杂草、无其它易燃易爆物品。5.1.2油、气井的井场平面布置，防火间距及油、气翰与周围建（构）筑物的防火间距，按GB50183规定。5.1.3油气田内部埋地集输管道与周围建筑（构）物的防火间距，应按GY50183的6.8.1执行。5.1.4油、气井所使用的压力容器应按压力容器安全技术监察规程执行，加热炉和油田专用容器按SYJ31，SY5845规定执行。5.1.5油、气井进行热洗清蜡、解堵等作业用的热洗清蜡车的施工管线应安装单流阀。热洗车的锅炉盘管应每半年按工作压力的1.5掊进行水压试验一次，达不到设计工

24、作压力的盘管，按专业检验单位检验结果，降压使用或报废。5.1.6施工作业的热洗清蜡车应距井口20m以上。5.1.7用天然气气举采油、注气和注蒸汽开采时，应遵守以下规定： 气举井、注气井、有压气站、配气站之间的管线及注蒸汽井口管线应安装单流阀，并无渗漏； 压气小向配气小输送含水天然气时，应进行降低露点的预处理，在配氛站内管线上应安装冷凝液分离器； 在气站到配气站的输氛管线上要安装紧急放空管，放空管上应装阻火器； 压气站如向多个配气站分输时，则每个分支管线上应有切断阀。1.1.8土油池边离井口不应小于20m。1.1.9禁止用空气进行气举采油。1.1.10禁止以空气作注蒸汽井油套管隔热介质。1.1.

25、11单井拉油的采油井口、水套加热炉和高压罐宜三角形布置。5.2 湿蒸汽发生器5.2.1湿蒸汽发生器的安全阀按SY585493中6.1规定执行。5.2.2湿 蒸汽发生器的超压超温报警和联锁装置、火焰中断联锁保护装置应灵活好用，整定值准确。5.2.3用液化气点火时，燃烧器燃烧正常后，应切断液化气，并将液化气罐移置安全地点。5.2.4停运检修应按SY585493中 8.9规定分行。5.2.5湿蒸汽发生器检验应按SY585493中第9章规定执行。5.2.5.1每季度检查一次。5.2.5.2盘管壁厚测量点覆盖面应达到90以上。5.2.5.3测量点壁厚不大于10mm时，应扩大检测范围。5.2.5.4盘管壁

26、厚减薄后，应降压使用或停止使用。5.3 原油集输5.3.1各接转站、集油站、脱水站、污水处理小、联合站、原油稳定站及油库防火要求： a)站入口处及站内应设立明显的严禁烟火安全标志； b)进入小内的机动车辆经检查符合防火防爆要求后，方可进站。5.3.2各站内、外地面设施的扩建、改建按GB50183规定。5.3.3油气集输管线及站内各类压力容器严禁超压运行，其安全附件应齐全、有效，并半年检查一次。5.3.4联合站和油库的计量间、油泵房、污水泵房、脱水间、油气阀组间、天然气压缩机房宜装有可燃气体浓度报警器，并定期检查、校检。5.3.5储油罐和储罐区的防火防爆措施按8.6规定执行。5.4 油气井、站设

27、备维修动火5.4.1油气井井口控制阀以下泄压部位的动火应先采取压井措施。5.4.2丛式井组中某井口动火时，其它井不应进行清蜡、热洗及其它特殊作业。5.4.3集输流程管线动火5.4.3.1井场管线动火应： 关严动火管线油气来源阀门； 吹扫动火管线，放尽管线内残油和余压，再关闭动火管线站内总控制阀门； 动火管线两端关闭的阀门要设专人看守。5.4.3.2泵房、计量间、电脱水间管线动火应： 敞开门窗通风，室内处可燃气体浓度应低于爆炸下限的25； 与动火管线有关的控制阀门应关严，并有专人看守； 油井计量站内动火时，计量分离器进出口阀门应关严，分离器应灌满水； 动火管线泄压、扫线。5.4.3.3油罐区管线

28、动火应： 关闭与动火部位有关的大罐进出口管线阀门，并有专人看守； 关闭与动火部位有关的管线阀门用盲板隔死； 用蒸汽扫线，放净残油，敞开泄压口； 罐区油气浓度应低于爆炸下限25。5.4.4分离器动火 动火前必须： 关闭进出口阀门，放空泄压，用盲板隔死，并挂上不准开启的警示牌； 用热水清洗或用蒸汽吹扫分离器，洗净残油； 打开入孔盖和顶部通气孔通风； 可燃气体浓度应低于爆炸下限的25。5.4.5油罐、含油污水罐、电脱水器动火5.4.5.1应按下列步骤清罐： 清罐人员进罐前应测罐内含氧量； 抽出罐内年存原油，关死进出口阀门，用绳子捆扎，挂上不准开启的警示牌；电脱水器还应拉下电闸，拨下保险，打开安全门，

29、并挂上不准开闸警示牌； 打开入孔和一切通风孔通风； 用蒸汽洗罐内壁和罐内残油；清洗罐内积水和油污； 用非金属用具清除干净油罐动火部位； 罐内应使用安全电压照明灯具。5.4.5.2清除的油污及沉积物应运到安全地带处理。5.4.5.3动火前，要测定油罐内处各部位的可燃气体浓度，其浓度应低于爆炸下限25。6 天然气集输6.1集输工程建设防火防爆的基本要求6.1.1集输工程建设防火防爆，按GB50183，GBJ16，SYJ25 规定。6.1.2工程建设项目中的防火、防爆设施，应做到与主体工程同时设计、同时施工、同时投产。6.2 集输站场、管线投产前的吹扫与试压6.2.1集输站场、管线投产前的吹扫、试压

30、应编制方案，制定安全技术措施。6.2.2试压介质选取原则： 强度试压介质宜选用水，在高差大的山区应采用非可燃性气体； 严密性试压宜彩非可燃性气体。6.2.3试压过程中（包括强度和严密试验）发现管线泄漏，应查明原因，制定修理方案和安全措施后方可进行修理。6.2.4用天然气吹扫集输气管线时，先用天然气置换管段内的空气，进气速度不超过5m/s。起点压力控制在0.1MPa，吹扫长度每段不超过20km。在吹扫出口外取样分析，当气体含氧量低于2和不再排出污水杂物时即为置换合格。吹扫口应选择在空旷开阔的地区，避开民房、工厂、公路、供电线路。吹扫口前方100m，左右侧50m以内不得有人、畜和火源。吹扫用的放喷

31、管线要固定牢靠，放空阀要操作灵活。吹扫放喷管与地平面之间夹角不小于45度。吹扫口50m范围内应有专人警戒，有具体的防火、防爆措施。为确保吹扫放空区域防火、防爆安全，应在置换空气完毕时暂关放空阀，等管口区域天然气扩散以后再进行点火放喷。6.3 集输气站场、管网的安全运行6.3.1确保压力、计量仪表准确，设备、管汇无渗漏。干线及站场应根据集输流程分布情况，设置限压放空和压力高、低限报警设施。6.3.2站场应设置避雷装置，避雷装置的接地电阻不大于10欧。6.3.3站场工艺装置区、计量工作间的电气设备及照明应符合防爆要求。6.3.4站场放空排污管线出口应选择在空旷及人员稀少地点。放空管的基础应牢固，排

32、污管的出口应用地锚固定。6.3.5干线放空管有效高度一般不低于810m，特殊地带（指环境安全影响较大地区）应不低于1518m，并绷好防震绷绳。6.3.6集输气干线的放空管应设自动点火设施或可靠的点火装置。6.3.7各类集输管线应每季至少巡线检查一次。6.3.8干线阀室应保持通风良好，每月至少要进行一次检查验漏，并设置防火标志。6.3.9对装有阴极保护设施的管线，应定期对管道处壁进行测试。6.3.10对积水管段要及时进行清管作业，排除管内污水、污物，采取有效的防腐措施，并定期进行管壁的测厚检查。6.3.11站场内的分离器、线路分水器要定期排放污水，并在具体的防冻、防火措施。6.3.12清管通球工

33、作应有作业方案。收发球设备、仪表要进行详细检查，球筒 要经严密性试验合格，快速盲板防松楔块要保持完好。开盲板前球筒内压力必须降到零，并全开放空阀，关盲板后应及时装好防松楔块。天然气湿气的含油污水排放，含油污水应密闭输送至钢质储罐内，罐体及进罐管线应可靠接地。6.4 集输站场、管网的扩建、改建及检修与抢修6.4.1在正常生产的集输站场中进行扩建、改建工程的施工，要针对站内流程及地下管汇分布情况，制定有保证正常生产和施工安全的具体方案。6.4.2施工动火的管段，应先切断气源并放空管内余气。达到动火条件。并应设置禁止开阀的标志或指派专人看守。6.4.3站内动火与站内或站场四周放空，不能同时进行。6.

34、4.4动火施工期间，要保持系统压力平稳，避免安全阀起跳。6.4.5天然气集输管线放空时，应先点火后放空，当采取多处放空管对输气管线的天然气进行放空时，处于低洼位置的放空管将先于高处放空管放完，放空管口火焰高度降到1m以下时，应立即关闭放空阀，以避免负压吸入空气。天然气放空应在统一指挥下进行，放空点应有专人监护。6.4.6集输气管线动火修理，管线直径在250mm以上的，应在更换管段两侧35m处开孔放置隔离球，以隔绝管线余气。切割隔离球孔时，宜采用机械开孔。隔离球充气应用隋性气体（氮气或二氧化碳气），禁用氧气及其他可燃气体。在坑内或阀室内进行割焊作业时，应先用天然气检漏或测爆仪器对操作环境中的气体

35、进行检测。如有天然气散发现象时，应采取强制通风措施，排除集聚余气，达到动火条件后，再进行动火作业。6.4.7管线组焊、修口或封焊隔离球孔前，应先作明火试验，防止天然气烧伤作业人员。6.4.8在天然气集输管网经过的地区进行开沟、挖坑及土石方爆破作业时，施工单位应事先与生产管理单位联系，制定可靠方案和具体措施，经生产管理单位审查同意后方可作业。7 天然气加压、处理及储存7.1 加压7.1.1天然气压缩机房的建造应符合防火、防爆要求。厂房结构宜为敞开式或半敞开式，如为封闭式应满足有关规范的换气次数。如采用机械通风方式满足换气次数要求时，所采用的通风换气设备应按GBJ16规定。封闭式厂房要有符合防爆要

36、求的泄压面积，泄压面积与厂房体积之比值，应按GBJ16规定。压缩机房的电气照明及布线，应按GB50058和SYJ25规定。7.1.2根据天然气压缩机配套的动力机的类型，采取相应的防止和消除火花的措施。7.1.2.1可采用防爆型电机驱动。如采用燃气发动机或燃气轮机驱动，应将原动机的排气管出口引至室外安全地带或在出口处采取消除火花的措施。7.1.2.2压缩机和动力机间的传动设施采用三角皮带或联轴器，不应使用平皮带。7.1.3非防爆的自控仪表箱、配电箱，应设在天然气压缩机房外，否则应设置下压通风设施。7.1.4天然气压缩机及其连接的管汇应接地，接地电阻不大于10欧。低压吸入管应有防止进入空气的措施，

37、高压排出管线应设单向阀，防止天然气倒流。7.1.5天然气压缩系统中设置的安全阀，应做到规格符合要求，调试准确，启闭灵敏，定期校验。7.1.6在压缩机系统中应设安全联锁装置，以确保安全启动，在故障情况下能及时停车。7.1.7可燃气体压缩机房内应设置可燃气体泄漏报警装置。压缩机正常运转期间，禁止在机房内用火。7.1.8液化石油气充装的防火、防爆要求按SY5985规定。7.2 天然气处理7.2.1油、气处理厂、站的建设应按GBJ16有关设计的技术要求执行。7.2.2天然气处理、轻烃回收的生产装置区域，应建立严格的防火制度，设置醒目的防火标志。7.2.3天然气处理的各类装置（塔、炉、容器、管汇等）都应

38、保持良好的工作状态。各类压力容器的使用都应按照压力容器安全技术监察规程和压力容器使用登记管理规则规定，建立定期的检验检测制度和齐全完整的技术档案资料。7.2.4设置在天然气处理装置（塔及容器）上的安全阀，应符合设计技术要求，定期校验。安全阀用于排放含油天然气（湿气）或高温油气时，应接入放空系统。低压或小流量排放干气时，排放口应高出操作平台（或地坪）2m以上。禁止朝向15m以内有明火或散发火花的地点。安装在室内的安全阀排放管应引至室外安全地点。7.2.5天然气处理、轻烃回收装置区的加热炉要建立使用、维修的安全运行管理制度和安全操作规程。加热炉上的安全阀、压力表、温度计、液位计、防爆门、防风门应按

39、设计要求安装齐全，工作性能良好。加热炉燃料系统的压力一般不超过0.5MPa（绝对压力）；炉头烧嘴前在满足所需压力前提下，一般不超过0.2MPa（绝对压力）并且应有稳压、调压设备。含水燃料气进炉前应有气、水分离设施，及时排放污水。火嘴熄火后，再次点火前必须切断气源，用蒸汽吹扫或强制通风排气，吹扫时间不少于5分钟。加热炉盘管发生泄漏时，应立即切断气源，放空泄压、紧急处理事故。燃料气进炉前管线应装阻火器，每季度检查一次。7.2.6天然气装置区的事故紧急放空管线要直接与火炬连通。7.2.7火炬应设置可靠的点火设施和防止火雨措施，放空时应点火燃烧。7.2.8天然气处理及轻烃回收厂、站的含油污水排放密闭输

40、送至污水处理厂（站）。污水井每半年清理一次。7.2.9天然气处理及轻烃回收厂、站生产区的防爆要求，应按GB50183执行。7.2.10天然气处理及轻烃回收场所的电气设备应按JBJ6规定执行。7.2.11天然气轻烃回收油罐，应符合压力容器安全技术监察规程。7.2.12雷雨天气应停止装、卸轻烃液化气的作业。7.2.13轻烃回收罐区应按GBJ74规定，设置防火堤及罐体防雷防静电接地装置，接地电阻不大于10欧。7.2.14天然气处理装置在投产前或大修后均应进行试压、试运及气体置换。用于置换的气体宜为惰性气体，置换完毕，须取样分析，含氧量不大于2为合格。7.2.15已投入运行的天然气处理装置如需动火补焊

41、，应先行放空，再经蒸汽吹扫、清洗、通风换气、取样分析，可燃气体浓度应低于其爆炸下限25。对需动火设备、管道凡与可燃气体连通的进、出口法兰应加钢制绝缘盲板隔离，厚度不小于6mm。7.2.16气温低于0地区，应对气、水分离容器、设备、管汇等采取防冻措施，排除冻结、堵塞故障时严禁用明火烘烤。7.3 储存7.3.1天然气储罐（柜）安装要求：7.3.1.1气柜应装有容量上、下限标志。上限高度为气柜设计容积高度的85，下限高度为设计容积高度的15。经常检查气柜导轮系统，避免导轮卡死，防止气柜超压，气柜应有应急放空装置。7.3.1.2天然气压力储罐（球罐、卧式罐）应装有紧急放空、安全泄压设施及压力液位显示仪

42、表。7.3.1.3天然气储罐、气柜应有良好的防雷、防静电接地装置，接地电阻不大于10欧。7.3.2天然气储罐（柜）检修动火时，应经放空、蒸汽吹扫、清洗、强制通风、取样分析，经检验气体中可燃介质浓度应低于其爆炸下限的25为合格。凡与外界可燃气体连通的进、出口法兰应加钢制绝缘盲板隔离，厚度不小于6mm。7.3.3加强气柜的使用与维护，水槽内要保持正常水位，冬季要有保温防冻措施。固定式储罐，夏季应有喷淋水或遮阳设施。7.3.4储罐区应有醒目的禁止烟火的标志。7.3.5可燃气体储气罐（柜）或罐区与建筑物、堆场的防火间距，应按GBJ16执行。8 原油长输与储存8.1 输油站、输油管道防火、防爆基本要求8

43、.1.1输油站、输油管道的工程建设设计，引进新技术、新设备、新工艺以及竣工验收按GB50183，GBJ16，SYJ13，GBJ74规定。电气设备应按GB50058规定。8.1.2输油站的生产区、办公区、生活区应分开。生产区设置禁止烟火标志。机动车辆进入生产区排气管应戴阻火器。8.1.3在输油站生产区从事生产、检修、施工和抢修的职工，应穿戴防静电防护服、不带铁掌的安全鞋和使用防爆工具。8.1.4输油站生产区内不应使用汽油、轻质油、苯类溶剂等擦地板、设备和衣物。8.1.5输油站生产区域内应做到无油污、无杂草、无易燃易爆物。站内的设备、管网做到不漏油、不漏气、不漏水、不漏电、不漏火。8.1.6输油泵

44、房、阀组间、计量间、储油罐区宜装有可燃气体浓度报警器，并定期检查、校验。8.2输油站、输油管道投油前安全措施8.2.1输油站、输油管道投油前的扫线应编制方案和制定安全技术措施。8.2.2在整体联合试运前，应进行分段试压、站间试压。试压应按SYJ4001规定，并编制试压方案，制定防火防爆措施。8.2.3管道输送投油前，应根据原油的物理性质及输油工艺制定相应的安全技术措施。8.3 原油长输的安全运行8.3.1 原油管道输送工艺流程操作与切换应统一指挥，未经许可不应改变操作流程。8.3.2 操作流程均应遵照先开后关的原则（泵到泵流程除外）。具有高、低压部位的流程，操作开通时，应先导通低压部位，后导通

45、高压部位。关闭时，应先切断高压，后切断低压。8.3.3管道运行中遇到通信中断时，应采取下列措施： a)全部通信中断时，各站不应启停设备或倒换流程；b)一个站与调度通信中断，泵站调度应与上、下站联系，维持生产运行； c)一个站与上站通信中断，岗位工人应严密监视罐位，及时调节输油量； d)一个站与上、下站通信中断，本站不应超压输送。8.3.4站内高压系统设置的防止超压的泄压装置，应保持灵敏可靠。8.3.5利用输油管线进行降凝、节能、通球、管壁测厚等科研试验时，应编制方案，经批准后执行。8.3.6流程的切断或因事故造成管道紧急停输，应按工艺流程的规定进行操作。8.4 原油装卸设施8.4.1原油装卸设

46、施的防火应按GB50183规定。8.4.2装车栈桥两侧（从铁道外轨起）及两端（从第一根支柱起）20m以内为严禁烟火区，在栈桥主要进出口处，应设置醒目的严禁烟火标志牌。8.4.3栈桥严禁烟火区内不应存放易燃易爆物品，夜间装卸原油应有足够的照明设备。机车进出站信号应保持完好。8.4.4装卸原油作业时，机动车辆不应进入栈桥严禁烟火区。8.4.5栈桥的铁路每根道轨和栈桥鹤管法兰处，应用两根直径不小于5mm的金属线连接。每200m铁轨应设接地点一处，接地电阻值不应大于10欧。8.4.6装油鹤管应用有铜丝的橡胶或铝材制作。管端应用直径不小于4mm的软铜导线与接地极连接。冬季不应用明火加热鹤管。8.4.7原油装车温度不超过规定值，流速控制在34m/s以下，压力不超过0.15MPa。