石油天然气钻井开发储运防火防爆安全生产管理规定

石油天然气钻井、开发、储运、防火防爆安全生产管理规定 标 准 号：SY5225-1994 替代标准号：Syn5225-87 发布单位：中国石油天然气总公司

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 前言

本标准是依照国家、石油天然气行业有关石油与天然气防火防爆的规范与标准，结合全国各油气田在石油与天然气防火、防爆方面的实践经验，对Syn5225-87进行修订的标准。 修订后的标准，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。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 4001-90 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 5985-94 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 6－80 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、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对井场周围2km以内的居民住宅、学校、厂矿等的火源进行勘查，在发生井喷失控及有硫化氢气体溢出时，应立即通知上述单位、人员熄灭火种，必要时要迅速撤离危险区。 3.2 井场有钻井设施

3.2.1井口距民房100m以外。井场边缘距铁路、高压线及其它永久性设施不应少于50m。

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

3.2.7钻井液循环罐及振动筛应焊接电缆桥架和电缆穿线钢管。

3.2.8 1~6号钻井液循环罐及振动筛的每一个罐体两端配备防爆接插件分线盒，罐与罐之间的电缆连接应配备防爆接插件。

3.2.9机房防爆电气控制箱电源应在电动压风机防爆控制箱上的三通防爆接插件处并接，钻台防爆电气控制箱电源在液压大钳防爆电气控制箱的三通防爆接插件处并接。 3.2.10测井电动绞车及靠近钻屑池一侧的井场用房电源由振动筛罐体的三通防爆插件处并接。

3.2.11井架照明主电路宜用YZ2×2.5电缆，照明分线宜采用YZ2×1.5电缆敷设。 3.2.12井场用房照明主电路采用YZ4×6＋1×2.5电缆，进房分支电路宜采用YZ2×2.5电缆敷设。

3.2.13机房、钻井液循环罐照明电路均采用YZ2×1.5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

3.2.16配电房输出的主电路电缆宜由井场后部绕过，敷设在距地面200mm高的金属电缆桥架内。如现场条件允许，可采用直埋电缆，其深度一般不小于300mm，直埋电缆

的上下应敷软土或细砂，过路地段应套有电缆保护钢管。 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36Ｖ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。

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。 表3 井口装置公称通径与套管公称直径组合

3.3.4配置的防喷器及控制系统，应按SY5053.2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放喷、节流、压井管汇都要保持畅通，冬季要防止冻结。

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20－25m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

Ａ（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、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

4.1.1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

4.5.3.1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。

1.1.11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SY5854－93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SY5854－93中 8.9规定分行。

5.2.5湿蒸汽发生器检验应按SY5854－93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，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8~10m，特殊地带（指环境安全影响较大地区）应不低于

15~18m，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。

6.4.4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3~5m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，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，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

8.1.1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3~4m/s以下，压力不超过0.15MPa。鹤管应插入

油槽车底部。

8.4.8槽车进出油口盖应有软垫片或有色金属垫片。开关槽车车盖、起放套管和软管、检查卸油

管时，应轻开轻关。

8.4.9装卸油作业时，不应用高压蒸汽吹扫、清除油槽车和栈桥上的油污。

8.4.10装车栈桥的电器照明设施应符合防爆规定，装卸车作业时不应带电修理电气设备和更换灯泡。在栈桥和槽车上不应使用非防爆活动照明灯具。

8.5 输油站设备及管道检修与抢修

8.5.1在输油站内、外进行扩建、改建工程时，施工单位应掌握周围地下隐蔽流程的埋深和分布 情况。

8.5.2输油站外干线、站内管网及设备（包括加热炉、机泵、油罐等），动火前应进行热水置换

或氮气置换、蒸汽吹扫，不应用压缩空气吹扫。经测试可燃气体浓度低于爆炸下限的25％，经

明火试验，方可动火。

8.5.3在阀室、油泵房、管沟、阀井检修动火时、应用可燃气体测爆仪检查油气浓度在安全下限

的25％以下，可动火。

8.5.4输油管道运行中，如发现管线漏油，应立即采取堵漏措施。 8.5.4.1站内管网漏油，应立即关闭阀门，切断流程，采取堵漏措施。 8.5.4.2站外干线点腐蚀漏油，应停输，降低管线压力，清除管沟内的漏油，加强管沟、坑内通

风，对漏点强制打卡，正压补焊堵漏。

8.5.4.3站外干线破裂漏油，应停输，降低管线压力，在漏点两侧封堵，切断油流，用机械割管

器切除破裂管段，清除管沟、坑内的存油后，方可动火焊接。

8.5.5在输油站内管网、设备及其站外管道上进行扩建、检修作业，凡涉及两单位协作时，应联

合制定安全技术措施，由双方检查、认可，方可作业。

8.5.6输油生产运行中，检修、校验仪表，应遵守下列规定： a)在岗位人员配合下检修、校验和调试；

b)能停机泄压检修、校验、调试的仪表，应停机泄压后处理； c)在可能产生油气的危险场所检修仪表，应先切断电源。

8.5.7对站内生产中的技术改造施工，应采取可靠的防火措施（如安装防爆隔墙、防爆监测仪、

消防器材等），指定专人负责防火。 8.6 储油罐和储罐区

8.6.1储油罐、储罐区防火防爆应按GB50183，GBJ74规定。低倍数空气泡沫灭火系统应按GB50151规定。

8.6.2储罐区应保持整洁，防火堤内应无干草，无油污，无可燃物。

8.6.3储罐区排水系统应设水封井；排水管在防火堤外应设置阀门；油罐放水时，应有专人监护，及时清除水封井内的残油。

8.6.4储罐区内不应装设非防爆电气设备和高压架空线路。

8.6.5储罐区应当按SY0075规定设置防火堤，防火堤应保持完好。8.6.6储油罐顶部应无油污，无积水。储油罐进出油管线、阀门应采取保温措施。

8.6.7储油罐顶的透光孔、检尺孔盖、垫片应保持完好，孔盖应盖严密。量油口应装有不打火花

的金属垫片。

8.6.8储油罐上的呼吸阀、液压安全阀底座应装设阻火器。阻火器每季至少检查一次。 8.6.9储油罐进出油管线应装设韧性软管补偿器。

8.6.10钢制储油罐罐体应设置防雷防静电接地装置，其接地电阻不应大于10欧。接地点沿罐底边每30m至少设置一处，单罐接地不应少于两处。

8.6.11每年春季应全面检查防雷防静电接地装置，测试接地电阻值应符合要求。 8.6.12浮顶罐的浮船与罐壁之间应用两根截面积不小于25平方毫米的软铜线连接。 8.6.13储油罐装油量应在安全罐位内运行。

8.6.14当凝油油位高于加热盘管时，应先用蒸汽立管加热，待凝油溶化后，再用蒸汽盘管加热。

8.6.15不应穿化纤服装和带铁钉的鞋上罐。在罐顶不应开、关非防爆电筒。 8.6.16储罐区内油管线动火按5.4.3.3规定。 8.6.17清罐作业按5.4.5.1规定。

8.6.18储油罐着火，应立即报告并停止着火油罐的一切作业。3分钟内启动冷却水泵和泡沫泵，

5分钟内泡沫混合液输送到着火罐，并用水冷却罐壁。相邻罐可根据情况用水冷却罐壁，停止

进出油作业，各孔口应用防火物品堵塞。

中间泵站储油罐着火，应改压力越站流程并停炉。 8.7 加热炉

8.7.1加热炉的安全工作应按SYJ31规定执行。

8.7.2加热炉检修的施工应由局级主管部门审查批准的单位承担。

8.7.3改建和大修后的加热炉，投产前应对阀门、炉管单片或整体进行密封性能、强度试压。经

检验合格后方可投入运行。

8.7.4开炉前烟道挡板、防爆门、人孔、看火孔、安全阀、压力表、液位计、温度测量仪表和报

警装置等安全附件应齐全。

紧急放空管线应畅通，每年应检查试通1~2次。放空阀门、燃料油阀门开启灵活； 放空油池周围30m内不应有易燃易爆物品。放空孔应保持有0.5m以上的水封。 8.7.5点火前用蒸汽或空气向炉膛内吹扫，然后先点火后送油（气），运行中火嘴熄灭，应立即

关闭燃料油阀。

8.7.6运行中，操作人员应进行如下检查： －－燃烧器的燃烧情况；

－－火嘴不偏斜，火焰不燎管； －－炉膛温度不局部过热；

－－原油出炉温度符合工艺要求且平稳；

－－原油进、出米压力符合工艺要求且平衡，流量分配合理、平稳； －－炉管无异常现象； －－安全附件无异常现象。

8.7.7运行中的紧急停炉条件应按SYJ31中7.0.8规定。 9 消防

9.1 火灾预防

9.1.1设计部门在编制油气田及油（气）长输管道新建、改建、扩建的总体规划时，应依照有关

防火规定，会同安全、消防部门审定消防系统的建设方案。

9.1.2新建、改建、扩建工程项目的设计，应执行国家已颁发的防火防爆设计规范。 9.1.3施工单位应按批准的设计图纸施工，不应擅自改动。并做好施工现场的防火工作。 9.1.4设计部门采用的防火防爆的新工艺、新设备和新材料应符合消防部门的有关规定，并有鉴 定合格证。

9.1.5油、气集输站（库）内不应擅自搭盖简易建筑，如临时需要搭盖，应报请安全、消防部门

审批，并在规定的限期内拆除。

9.1.6消防泵房应设固定岗位，坚持24小时值班。

9.1.7专业消防队应深入管区，检查、督促火灾隐患的整改，制定灭火作战方案，定期演练。

9.2 消防监督

9.2.1油气田新建、改建、扩建工程项目，按照设计、施工、生产同时进行的原则，其防火、防

爆设施与主体工程同步实施。竣工后，安全消防部门参与检查验收。

9.2.2检查验收时，设计、施工单位应主动提供有关情况和资料，安全、消防部门对检查出的问

题提出整改意见，有关单位应限期整改，并向安全、消防部门汇报。

9.2.3安全、消防部门检查出的重大火灾、爆炸隐患，应向所在单位发《火灾、爆炸隐患通知书》，并上报有关部门备案。 9.3 消防设施、器材配备 9.3.1各种不同规模的油（气）采、集、输、净化站的消防设施应按GB50183，GB50151规定

执行。

9.3.2生产装置区应按GBJ140有关规定配置灭火器。 9.3.3消防重点岗位应设置通信设施，并保证线路畅通。 9.4 消防设施、器材管理

9.4.1消防设备、器材不应挪作它用，应保持完好。

9.4.2固定、半固定消防设施的灭火能力应满足所保护装置的要求，发生器与比例混合器相协调。

9.4.3固定、半固定消防设施的管线应固定牢靠、畅通、附件齐全完好。消防泵应定期保养、式 运。

9.4.4岗位值班人员和干部对消防器材和消防设备应做到懂原理、性能、用途，会使用、维护、 检查。

9.4.5各种不同类型的消防器材应定期按标准、要求进行校验检查。 附录A

(标准的附录)

A1 钻井中发生溢流时： a） 发出信号，停转盘； b） 上提方钻杆，停泵； c） 适当打开节流阀；

d） 关防喷器（应先关环形，再关闸板）；

e） 关节流阀，试关井； f） 迅速向值班干部报告；

g） 认真观察、准确记录立管和套管压力以及泥浆池钻井液增减量。 A2 起下钻杆中发生溢流时

a） 发出信号，停止起下钻杆作业； b） 抢接回压阀（或投钻具止回阀）； c） 适当打开节流阀；

d） 关防喷器（应先关环形，再关闸板）； e） 关节流阀，试关井； f） 迅速向值班干部报告；

g） 认真观察、准确记录立管和套管压力以及泥浆池钻井液增减量。 A3 起下钻铤中发生溢流时： a） 发出信号；

b） 抢接备用钻杆和回压阀； c） 适当打开节流阀；

d） 关防喷器（应先关环形，再关闸板）； e） 关节流阀，试关井； f） 迅速向值班干部报告；

g） 认真观察、准确记录立管和套管压力以及泥浆池钻井液增减量。 A4 空井发生溢流时： a） 发出信号；

b） 适当打开节流阀； c） 全关闭闸板和防喷器； d） 关节流阀，试关井； e） 迅速向值班干部报告；

f） 认真观察、准确记录套管压力和泥浆池钻井液增减量。