AQ 2012-2007石油天然气安全规程.pdf

应定期对管线巡回检查。记录压力、温度，发现异常情况应及时采取处理措施 管线不得超压运行。管线解堵时不应用明火烘烤； 各种管径输油管线停输、计划检修及事故状态下的应急处理，应符合国家现行标准关于 油管道运行的技术要求，并在允许停输时间内完成。 5.7.2.3原油计量工作人员 不应穿钉鞋和化纤衣服上罐； 上罐应用防爆手电筒，且不应在罐顶开闭： 每次上罐人数不应超过5人； 计量时应站在上风方向并轻开轻关油口盖子： 量油后量抽尺不应放在罐顶； 应每日对浮顶船舱进行全面检查： 雨雪天后应及时排放浮顶罐浮船盘面上的积水。 5.7.2.4原油脱水 梯子口应有醒目的安全警示标志； 电脱水器高压部分应有围栅，安全门应有锁，并有电气连锁自动断电装置； 绝缘棒应定期进行耐压试验，建立试验台账，有耐压合格证； 高压部分应每年检修一次，及时更换极板； 油水界面自动控制设施及安全附件应完好可靠，安全阀应定期检查保养：

5.7.2.3原油计量工作人

5.7.2.4原油脱水

梯子口应有醒目的安全警示标志； 电脱水器高压部分应有围栅，安全门应有锁，并有电气连锁自动断电装置； 绝缘棒应定期进行耐压试验，建立试验台账，有耐压合格证； 高压部分应每年检修一次电缆标准，及时更换极板； 油水界面自动控制设施及安全附件应完好可靠，安全阀应定期检查保养； 脱水投产前应进行强度试验和气密试验

5.7.2.5原油稳定

稳定装置不应超温、超压运行； 压缩机应有完好可靠的启动及事故停车安全联锁装置和防静电接地装置； 压缩机吸入管应有防止空气进入的安全措施： 压缩机间应有强制通风设施及安全警示标志

5.7.2.6污油污水处理

污油罐应有高、低液位自动报警装置； 加药间应设置强制通风设施； 含油污水处理浮选机应有可靠接地，接地电阻应小于102。浮选机外露旋转部位应有图 罩。

加药间应设置强制通风设施； 含油污水处理浮选机应有可靠接地，接地电阻应小于102。浮选机外露旋转部位应有防 5.7.2.7输油泵房 电动往复泵、螺杆泵和齿轮泵等容积式泵的出口管段阀门前，应装设安全阀(泵本身有安 者除外)及卸压和联锁保护装置；

5.7.2.7输油泵房

电动往复泵、螺杆泵和齿轮泵等容积式泵的出口管段阀门前，应装设安全阀(泵本身有 全阀者除外）及卸压和联锁保护装置： 泵房内不应存放易燃、易爆物品，泵和不防爆电机之间应设防火墙。

储油罐液位检测应有自动监测液位系统，放水时应有专人监护； 储油罐应有溢流和抽疼预防措施，装油量应在安全液位内，应单独设置高、低液位报警 装置； 5000m以上的储油罐进、出油管线应装设韧性软管补偿器； 浮顶罐的浮顶与罐壁之间应有两根截面积不小于25mm的软铜线连接； 浮顶罐竣工投产前和检修投用前，应对浮船进行不少于两次的起降试验，合格后方可使 用； 储油罐应有符合设计的防雷、防静电接地装置，每年雷雨季前对其检测合格并备案； 1000m及以上的储油罐顶部应有手提灭火器、石棉被等； 罐顶阀体法兰跨线应用软铜线连接完好。

5.7.2.9 油罐区

阀门应编号挂牌，必要时上锁； 防火堤与消防路之间不应植树； 防火堤内应无杂草、无可燃物； 油罐区排水系统应设水封井，排水管在防火堤外应设阀门。

5.7.3.1天然气增压

压缩机的吸入口应有防止空气进入的措施； 一压缩机的各级进口应设凝液分离器或机械杂质过滤器。分离器应有排液、液位控制和高 液位报警及放空等设施； 一压缩机应有完好的启动及事故停车安全联锁并有可靠的防静电装置； 压缩机间宜采用散开式建筑结构。当采用非散开式结构时，应设可燃气体检测报警装置 或超浓度紧急切断联锁装置。机房底部应设计安装防爆型强制通风装置，门窗外开，并有足够的 通风和泄压面积； 一压缩机间电缆沟宜用砂砾埋实，并应与配电间的电缆沟严密隔开； 一压缩机间气管线宜地上铺设，并设有进行定期检测厚度的检测点； 压缩机间应有醒目的安全警示标志和巡回检查点和检查卡； 新安装或检修投运压缩机系统装置前，应对机泵、管道、容器、装置进行系统氮气置换 置换合格后方可投运，正常运行中应采取可靠的防空气进入系统的措施。 5.7.3.2天然气脱水 一天然气原料气进脱水之前应设置分离器。原料气进脱水器之前及天然气容积式压缩机和 泵的出口管线上，截断阀前应设置安全阀： 一天然气脱水装置中，气体应选用全启式安全阀，液体应选用微启式安全阀。安全阀弹簧 应具有可靠的防腐蚀性能或必要的防腐保护措施。 5.7.3.3天然气脱硫砸尾气处理 一酸性天然气应脱硫、脱水。对于距天然气处理厂较远的酸性天然气，管输产生游离水时 应先脱水，后脱硫； 一在天然气处理及输送过程中使用化学药剂时，应严格执行技术操作规程和措施要求，并 落实防冻伤、防中毒和防化学伤害等措施； 设备、容器和管线与高温硫化氢、硫蒸气直接接触时，应有防止高温硫化氢腐蚀的措施； 与二氧化硫接触时，应合理控制金属壁温：

脱硫溶液系统应设过滤器。进脱硫装置的原料气总管线和再生塔均应设安全阀。连接专 门的卸压管线引入火炬放空燃烧； 一液硫储罐最高液位之上应设置灭火蒸汽管。储罐四周应设防火堤和相应的消防设施； 一含硫污水应预先进行汽提处理，混合含油污水应送入水处理装置进行处理； 一在含硫容器内作业，应进行有毒气体测试，并备有正压式空气呼吸器； 一天然气和尾气凝液应全部回收。 5.7.4消防管理 应符合7.2.2的规定。 5.8注水、注汽(气)与注聚合物及其他助剂 5.8.1注水 5.8.1.1注水作业现场应设置安全警示标识。 5.8.1.2注水设备上的安全防护装置应完好、可靠，设备的使用和管理应定人、定责、安全附 件应定期校验。 5.8.1.3注水泉出口弯头应定期进行测厚。法兰、阀门等莲接要牢固，发现刺、渗、漏应及时 停泵处理。严禁超压注水。 5.8.1.4应控制泵房内的噪声。 5.8.2注汽 5.8.2.1安装 5.8.2.1.1蒸汽发生器安装单位应具有相应资质并经企业主管部门批准后方可承担蒸汽发生器 的安装。 5.8.2.1.2安装单位应将本单位技术负责人批准的按规定内容和格式编写的施工方案经企业主 管部门批准后方可开工。 5.8.2.1.3安装前，安装单位应对发生器进行洋细的检查并按设计图纸进行安装，如有变更应 征得相关部门的同意。 5.8.2.1.4水压试验前，专业检验单位应对其全面检查和记录，安装结束后，安装单位应出具 质量证明文件，由专业检验单位监督检验工作完成后，出具《安装质量监督检验报告》。 5.8.2.1.5监督检验合格，安装单位提供规定的资料后，由企业主管部门组织进行总体验收 通过后取得相关登记手续和使用登记证后方可使用。 5.8.2.2使用管理 操作人员经专业培训考试取得特种设备安全操作证后方可持证上岗。 5.8.2.3湿蒸汽发生器的修理、改造、定期检验报废、及安全附件与仪表应符合规定程序并满 足国家现行标准油田专用湿蒸汽发生器安全规定的要求。 5.8.2.4井口装置 5.8.2.4.1注汽井口各部分零部件应齐全完好。 5.8.2.4.2注汽前单向阀全部打开检查，单向阀反向水压试验不渗不漏，试压合格后方可使用。 5.8.2.4.3停止注汽后或中途停注维修注汽管线时，应关闭总阀门和干线阀门，打开测试阀门 放空并维修管线。 5.8.2.4.4重新启用的井口应检查和试压合格， 5.8.2.5注汽管网 5.8.2.5.1管线施工验收时，应经试压合格方可投产。 5.8.2.5.2对注汽管线及阀组应定期进行检测和监测，并加强巡线检查。

5.8.2.5.3在运行的蒸汽发生器设备和管线处设置警示标志。 5.8.2.6注汽井的测试 5.8.2.6.1测试施工时风力应不大于五级并在白天进行。 5.8.2.6.2测试施工过程中不应关闭注汽生产阀门和总阀门。 5.8.2.6.3测试施工人员应穿戴防烫伤的工作服、手套、工作鞋及防护眼镜。 5.8.2.6.4防喷管、入并钢丝、电缆、仪器及仪表应满足测试工况要求。 5.8.3注气 5.8.3.1注气站场应设高、低压放空系统，放空火炬应设置可靠的点火设施和防止火雨设施。 5.8.3.2有机热载体炉燃气系统应设稳压装置(或调压器)、过滤器、火焰熄灭报警装置， 5.8.3.3空气压缩机和仪表风管网应设联锁装置，当管网压力降低时，空压机能自动启动。 5.8.3.4注气压缩机应设单向闽和自动联锁停车装置，注气管线至井口应设单向流动装置和紧 急放空阀、自动联锁装置，注气井口应设自动保护系统，自动保护系统应能自动关闭井口。可燃 气体压缩机的厂房应符合石油大然气工程设计防火和油气集输设计规范的设计要求。 5.8.4注聚合物及其他助剂 5.8.4.1聚合物配制站和注入站 5.8.4.1.1站区严禁吸烟和使用明火。各种压力容器的安全阀、液面计、压力表应由专人负责 定期检验，有记录并存档。 5.8.4.1.2消防器材、消防工具应定人定期检查保养并记录。 5.8.4.1.3定期巡回检查设备、设施，各种操作压力、液位应符合规定要求，保证机泵、电气 设备应有接地线，并执行电气检查维护等电气安全操作规程。 5.8.4.1.4容器和场地照明杆应设置防雷接地装置，厂房内的起重设备要有良好的接地装置。 5.8.4.2聚合物配水问 5.8.4.2.1高压设备零部件齐全完好，闸门开关灵活，螺栓紧固、整齐。 5.8.4.2.2配水间阀组应有明显的标志。 5.8.4.2.3操作闷门时身体应侧面对着卸压部位和阀门丝杆部位。 5.8.4.3井口油、套压表应安装防冻装置。井场平整、清洁，井场周围留有一定宽度的安全防 护带。 5.8.4.4严格执行起重设备、聚合物母液转输泵操作规程和操作程序，及时检查聚合物分散系 统、熟化系统、微机监控系统、注聚泵等设备设施。 5.8.4.5注聚泵 5.8.4.5.1皮带轮防护罩应安装牢固，各联接部位应无松动、无泄漏，缓冲器中的氮气压力应 达到规定要求。 5.8.4.5.2注聚泵不应带压启动，启动后检查运转是否正常，定期检查流量、压力是否在规定 的范围内，发现异常情况应立即停泵检查。 6海洋石油天然气开采 6.1一般要求 6.1.1出海人员 6.1.1.1出海人员应持有健康证明、海洋石油作业安全救生培训证书或相应的安全培训证明， 6.1.1.2出海人员应穿戴符合标准的个人防护用品。 6.1.1.3出海人员乘坐船舶或直升机等交通工具，应遵守相应安全规定。 6.1.1.4出海人员应了解出海作业安全规定，遵守平台或船舶上的规章制度。

6.1.1.5出海人员应熟悉所在平台或船舶的应急集合地点、所负的应急职责以及救生衣等存放 ， 并参加应急演习。 6.1.1.6外来人员登临平台或船舶，底接受安全检查和安全教育，服从平台人员的引导。 6.1.2救生与逃生 6.1.2.1海洋石油设施应有救生、逃生措施。应按以下原则配备救生、逃生的设备； 一一在可能发生火灾、爆炸或有毒有害气体泄漏有人值守的设施上，应配备封闭式耐火救生 ； 一固定设施和钻并平台救生艇数量应能容纳设施上作业的全部人员，浮式生产储油装置救 艇的配置应是作业人数的两倍；在海洋设施的建造、安装阶段，及生产设施在停产检修阶段 过风险分析评估，在有安全措施的基础上，可用救生役代替救生艇； 除配备救生艇外，固定设施、浮式装置上还应配备作业人数100%的救生筱； 设施上应配备可供全部作业人数的210%的救生衣，浅水区域设施的救生衣配备为全部作 2人数150%；在水温低于10℃的寒冷地带作业的设施应按定员配备100%的防寒救生服； 救生艇和救生筏应配有无线电通信设备和救生物品： 在设施上应配备救生圈、抛绳设备和遇险信号，其数量、种类应根据设施结构特点配备； 救生和逃生设备应有检查和检验制度， 生活区应能容纳所有作业人员住宿，并提供急救处理设备； 有人驻守的设施，15人以上应设置专门医务室并配备医生。 6.1.2.2海洋石油设施上的逃生通道应符合以下原则： 一至少应设有两个尽可能远离并便于到达露天甲板和登艇甲板的逃生通道； 逃生通道应保持畅通； 通道上应有逃生标识； 通道上应有足够的应急照明系统。 6.1.2.3海洋石油设施应定期进行救生、逃生的演习。 6.1.3防冰与防台风 6.1.3.1海洋石油设施防冰按以下要求执行： 在冰期作业的海洋石油设施和船舶应具有相适应的抗冰能力； 防冰应急预案应明确防冰应急机构与相关人员职责，掌握周边施救应急资源： 海洋石油设施应及时接收海冰预报，监测现场海冰情况，制定防冰措施，安排破冰船在 施周围破冰或值班； 在海冰将超过或已经超过海洋石油设施的设计抗冰能力时，应立即组织撤离平台工作； 海洋石油设施应保持与守护船、陆地应急值班室的通信畅通； 应对海洋石油设施上设备和管线进行巡回检查，并对设施桩腿周围的冰情做重点监测； 对设施的井口设备应有防冻和保温措施，未使用的管线应排空液体或进行保温伴热。

6.1.3防冰与防台风

6.1.3防冰与防台风

防冰应急预案应明确防冰应急机构与相关人员职责，掌握周边施救应急资源： 海洋石油设施应及时接收海冰预报，监测现场海冰情况，制定防冰措施，安排破冰船在 设施周围破冰或值班； 在海冰将超过或已经超过海洋石油设施的设计抗冰能力时，应立即组织撤离平台工作； 一海洋石油设施应保持与守护船、陆地应急值班室的通信畅通； 一应对海洋石油设施上设备和管线进行巡回检查，并对设施桩腿周围的冰情做重点监测： 一对设施的并口设备应有防冻和保温措施，未使用的管线应排空液体或进行保温伴热。 6.1.3.2防台风要求按以下规定执行： 一海洋石油设施应制定防台风应急预案，明确防台风应急机构与相关人员职责，掌握周边 施救应急资源： 多单位联合作业时，各单位都要制定各自的防台风计划，并纳入现场作业总的防台风预 案中。并听从总预案负责人的指令； 应根据不同海域和台风特点确立防台风撤离的原则，根据海域和生产装置的实际情况划 分台风警戒区。计算出不同作业阶段各台风警戒区进行安全处置和撤离所需的时间，并制定各台

6.2.2.8工作艇应保持与物探船的通信联系。 6.2.2.9工作艇进行水下电缆维护时，应安排护航船对工作艇进行看护，当出现紧急情况时应 及时进行救助。 6.2.2.10工作艇收回后，应及时检修和保养，并做好记录。 6.2.3作业结束 6.2.3.1作业结束后，应严格按操作程序收回水下设备。 6.2.3.2应编制完工报告，报告中应包含作业安全的内容。 6.3钻 6.3.1设计原则和依据应符合5.2.1的规定。 6.3.2钻井地质设计应符台5.2.2中除5.2.2.3以外的规定。 6.3.3钻井工程设计应符合5.2.3中除5.2.3.4以外的规定。同时，在固井设计中应考虑隔水套 管、补偿提升装置的有关内容。 6.3.4井控装置的安装、使用和管理应符合国家对海洋石油作业井控的要求。 6.3.5移动式钻井平台就位前 一应完成井场海洋工程地质调查与海况调查。 一应成立拖航小组，制定拖航计划，召开拖航会议，进行安全分析。 拖航前应进行拖航安全检查。 应按拖航计划要求定时收听海况、天气预报，与拖船保持联系；巡回检查被拖钻井平台， 随时处理可能出现的问题， 一遇到台风或恶劣天气，应就近选择避风海湾避风。 进入井位前，应根据海流、风等情况确定进井场以及锚泊定位的方法。 海洋插桩时应考虑季节主导风向。 坐底式平台应有防滑移措施。

应完成地质设计和工程设计。 应对钻井设备、安全消防设备等进行检验和测试，确认其是否符合钻井作业安全要求； 开钻前应再进行一次安全检查。 钻井作业前应召开安全技术交底会。 一应对应急预案内容进行演练。 6.3.8钻进 6.3.8.1平台经理、钻并队长、司钻、副司钻等以上钻并作业人员应具有司钻操作证，在起钻 开始和下钻后期以及处理复杂情况时，应由司钻以上钻并作业人员操作。 6.3.8.2在钻进中，应注意观察钻台上各种仪表的变化，观察溢流与井漏情况和设备运行情况 等，如有异常应及时汇报平台经理和钻井总监。 6.3.8.3常规钻进除应符合5.2.6.1的规定外，起、下钻还应按以下规定执行： 一遇七级以上大风或其他恶劣天气，不应进行起、下钻作业； 一应考虑半潜式钻井平台沉浮漂移对作业的影响 一每个班次应对游动系统防碰装置进行一次功能试验； 一应通过计量罐向井内灌满钻井液以平衡地层压力，并注意观察井内溢流及漏失情况 6.3.8.4欠平衡钻井

应完成地质设计和工程设计。 应对钻井设备、安全消防设备等进行检验和测试，确认其是否符合钻井作业安全要求 干钻前应再进行一次安全检查。 钻井作业前应召开安全技术交底会。 应对应急预案内容进行演练。

应符合5.2.7.1.4的规定。 6.3.9钻开油气层 6.3.9.1钻开油气层前，应符合以下要求： 应按设计要求对井口装置、防喷器组、高压管汇、高压阀门等进行压力试验，确认合格 后方能进行作业； 一钻进油气层前应针对性的做一次安全检查： 一一节流管汇、压井管线及井控控制盘上的所有阀门、开关应保证灵活好用，按规定处于开 闭位置，并有明显标示； 一一储能器、钻井仪表、可燃气体和硫化氢探测装置应处于良好状态； 一钻开油气层前100m，通过钻井循环通道和经阻流管汇做一次低泵冲泵压试验；同时平台 应组织一次防井喷演习； 一每层套管固完井后，钻水泥塞到套管鞋以上5m，进行套管试压(试验压力为套管抗内压 强度的80%)。在钻穿每一层套管鞋或尾管鞋后，钻新地层3m～5m，应进行地层破裂压力试验（隔 水导管和碳酸盐地层除外); 储备足够量的高密度钻井液、重晶石和堵漏材料。 6.3.9.2钻开油气层后，应符合以下要求： 每个班次、更换钻头、钻具重新组合、钻井液密度变化时，应进行低泵冲泵压试验，并 记入专用记录簿中作为压井时参考依据； 一每个倒班次应按规定进行防喷演习； 钻开油气层后要及时掌握井下油气上窜速度。起钻前古气量不超过10%，起钻时油气上 窜速度不超过50m/h 如钻速突然加快，在钻井进尺1.5m内，应停钻循环观察并立即汇报平台经理和钻井总监 如井下情况正常，恢复钻进，如发现溢流应立即处理； 一在油气层钻进过程中，司钻岗位操作者应注意掌握钻井参数及钻井液密度和量的增减变 化情况，若有异常，应立即报告平台经理和钻井总监，同时根据井下情况采取相应的处理措施； 钻开油气层后的起、下钻作业中，由于修理设备和其他原因，要中断起、下钻作业，钻 柱上要接好回压阀； 加强可燃气体的监测和火源、热源的管理，必要时可禁止热工和冷工作业； 在高压油气层电测时，并内钻并液静止时间一般不超过24h，超过则应采取通并后再测并 空或电测时，应用计量罐循环观察并口溢流现象并定时做好记录。

6.3.10.1下套管时，应注意观察钻井液出口管钻井液的返出情况，若有异常，应立即报告平台 经理和钻井总监，同时根据井下情况采取相应的处理措施。 6.3.10.2下套管遇阻、遇卡活动套管时，应密切注意指重表悬重的变化。上提负荷不应超过套 管抗拉强度的70%。 6.3.11井口与套管保护、中途测试、复杂情况的预防与处理应符合5.2.8、5.2.9、5.2.11的规 定。

6.3.12.1弃并作业应满足以下条件

同压力体系地层应经充分封堵；防止地层内的流体进入井眼、井内流体流出海底泥面； 封堵地层或井眼的水泥塞和桥塞的位置应避开自由套管段，并经检测合格。

6.7.1米油作业 6.7.1.1海洋油气田各系统调试完成后，应经过安全检查符合要求才能进行试生产。 6.7.1.2进行采油作业前，应制定专门的安全措施，落实安全应急岗位职责，并进行消防、弃 平台、救生和有毒有害气体防护等演习。 6.7.1.3海洋油气田上的所有消防、安全、救生等设施、设备、器材，应保持齐全和性能良好。 6.7.1.4海洋油气田应配备一定数量的正压式呼吸器，正压式呼吸器的配备应符合国家现行标 准关于含硫化氧油气井安全钻井的规定。 6.7.1.5进入生产区应穿戴合格的劳动防护用品。 6.7.1.6开关并期间，应保持各方联系，平稳控制各生产参数。 6.7.1.7海洋油气田应配备守护船值班。 6.7.1.8应定期检查各测试开关、仪表，保证其性能良好。 6.7.1.9应定期检查测试安全系统和应急关断系统。 6.7.2钢丝作业 6.7.2.1作业前，应召开作业技术交底会，交待作业程序、技术要求和安全注意事项， 6.7.2.2作业人员应熟悉作业的管柱结构及技术要求，严格执行安全作业程序。 6.7.2.3下井作业前，应严格检查所有的下井工具(包括钢丝)，确保符合相关技术要求后，方 可进行作业。 6.7.2.4工具下并前，应对防喷管进行压力试验，使其符合相关技术标准。防喷管应安装牢固， 钢丝导向轮要对准防喷管入口。 6.7.2.5防喷管内充有高压时，应有高压危险标识。 6.7.2.6作业结束，应确认防喷管放空无压后，才能卸防喷管，取出工具。放空时，应把软管 要到安全处并加以固定。 6.7.2.7正常作业时，钢丝的最大拉力不超过钢丝弹性的极限。 6.7.2.8钢丝绳在下并时要防止打结，

6.7.3.1移井架作业应符合：

清除（拆开)所有妨碍并架移动的障碍（管线)：固定钻台及并架上活动的物件： 保持液压动力源、液压千斤顶等液压系统处于正常工作状态； 保持轨道润滑良好； 移井架时应有专人指挥。 6.7.3.2立井架应按操作规程及技术要求进行，井架大钩应与井口中心对正。 6.7.3.3起下钻作业应符合5.5.4.2的规定。 6.7.3.4压、洗井作业应符合下列要求： 应保持压井液性能稳定、调配均匀、计量准确、密度合适； 压井前对管线进行试压，试压压力为工作压力的1.5倍； 按规程循环压井，进出口密度相差不超过2%，不喷不漏；停泵后按设计技术标准观察 in，井口无溢流无气泡为压井合格； 一洗井后应做到无死油、腊块等其他杂物。 6.7.3.5下电泵作业应符台： 电泵机组安装后应进行运转试验

6.7.3.5下电泵作业应符台：

电泵机组安装后应进行运转试验； 通井深度应下到电机以下30m～50m，无卡阻现象：

吊放连接机组各部件时，应保持操作平稳，禁止二节机组(电机或泵)同时起吊和下放； 每根油管中间应打一个电缆卡子，接箍上下1m处各打一个电缆保护器，并将其卡紧： 一座井口时，钢圈和密封胶皮应放平； 一安装电缆时，垫板要打倒角；螺丝要对角上紧， 6.8油气装卸作业 6.8.1海洋提油终端的防爆要求应按以下规定执行 一应对提油终端进行危险区的识别和分类，以便区别和合理选择防爆电气设备、电缆及其 他认可的设备； 围蔽的危险处所应设有效的通风装置；围蔽的危险处所与围蔽的非危险处所相邻时，应 采用负压通风： 一危险区内禁止一切与装油无关施工作业；与装油无关人员不应进入装油作业区； 一对危险区内所有设施的维修应避免使用明火，所使用的工具应避免由于撞击等原因而产 生火花； 一在危险区内所有的设施及管路都应采用导电连接和接地。在危险区的围蔽处所及其排风 口处及相邻的围蔽的非危险处，所有的出入口及通风进口处应装设可燃气体报警器； 一遇雷雨天气等危及安全生产时，应立即停止作业，关阀封舱。 6.8.2海洋提油终端惰性气体系统和透气系统应按以下规定执行： a)制定详细的情性气体系统和透气系统操作程序。 b)情性气体系统和透气系统应有专人进行检查和维护。 c)在提油作业期间，终端的所有货油舱、污油舱、含油的污水舱、非分隔的压载以及任何特定 的应有情性气体保护的舱室，应保持含氧量不超过5%的惰化状态并保持适当的正压。 d)在情性气体总管上应安装一个自动控制惰性气体的调解阀，当出现下列情况之一时能自动 关闭： 1)洗涤塔冷却水压或流量降低到预定极限值； 2)洗涤塔内水位升高至预定极限值； 3)情性气体温度升高至预定极限值； 4)惰性气体风机发生故障。 e)情性气体发生器装置应设有声、光报警装置。 f)量舱、取样等作业，未经终端负责人批准，不应在非闭式操作系统条件下进行。终端在生产 期间，未经终端负责人批准，任何人不应使任何应处于惰化条件的舱室除气，或进入上述舱室。 g)进入泵房、充惰舱室及其他指定的封闭区域，应执行油气田和浮式生产储泊装置的有关规 定。 6.8.3提油作业应按以下规定执行： a)提油终端均应建立终端安全规则，该规则至少应包括： 1)对提油轮的安全要求和对提油轮系泊设备和接货设施的要求； 2)系泊离泊作业程序及限制条件、连接解脱输油软管及装载作业程序： 3)安全要求和应急程序； 4)系泊、装载作业前安全检查的内容。 b)提油终端人员应对提油轮进行检查，有权拒绝系泊不符合要求的提油轮或中断不遵守终端 规则的提油轮的装载作业，并令其驶离终端区域 c)系泊和提油作业应由提油终端指定的代表作为整个作业的指挥者，负责指挥和协调终端、提

由轮、拖轮、守护船的行动。并应对现场环境条件保持警觉，随时监察作业状态，保持与现场有 关各方船长或负责人的密切联系。 d)系泊和提油作业应按以下规定执行： 1)提油轮的系泊和装载作业应在白天及气象海况允许情况下进行； 2)系泊和装载作业开始之前，终端的代表应按作业者制定的安全检查程序对提油轮进行检查， 认该提油轮符合在终端进行提油作业的各项要求，还应确认与终端、提油轮、拖轮、守护船的 通信已经建立； 3)在提油作业期间，应有足够数量和马力的拖轮协助提油作业。 e)提油作业期间，无论何种原因引致提油轮或终端发出紧急警报，提油作业均应暂停，直至警 受解除；若为火灾警报，应立即启动火灾应急预案。 6.8.4陆上终端 6.8.4.1设计、建造安装应按规范进行，并按有关规定进行检验 6.8.4.2终端应有符合要求的探测报警系统，消防系统和应急关断系统。 6.8.4.3探测报警系统，消防系统和应急关断系统要进行检验。 6.8.4.4操作人员接受安全和技术培训，并取得培训证书。 6.8.4.5要建立应急预案和定期演习制度、生产系统巡回检查制度、作业许可、安全技术操作 见程。 6.8.5油气码头 6.8.5.1油气码头应具备以下条件： 一油气船安全系泊的码头和指定锚地； 一有安全离靠的港口水域和航道； 按规定备有消防设施； 船岸间有畅通的无线或有线通信系统： 码头设置专用安全通道，并为作业划定相应的安全区域。 6.8.5.2油气码头的工作人员应经油气作业业务、安全作业和应急作业的培训，持证上岗。 6.8.5.3油气码头应备有安全操作指南、设备操作手册等管理文件，有关人员应熟练掌握管理 文件的内容。 6.9船舶安全 6.9.1船舶靠离海洋设施 6.9.1.1靠离作业前的准备应按以下规定执行： 一当船只首次靠离海洋设施时，船长应编制靠离作业方案； 海洋设施管理操作人员负责靠离作业的组织安排和协调管理，并向船舶提供靠离作业所 的相关情况和资料，明确向船舶下达靠离作业指令，作业指令应考虑在当时环境条件下对船舶 安全操纵的影响； 船舶应确定靠离作业方式，并及时与海洋设施人员有效沟通； 一参加靠离作业的人员应清楚作业任务和安全要求： 海洋设施和船舶应配备胜任的作业指挥和操作人员，确认双方通信保持畅通，统一作业 1各种指挥信号并制定特殊情况的应急预案； 一一海洋设施和船舶的靠离作业所需的设备和用具处于止常、安全状态，并落实靠离作业的 安全措施。

6.9.1船舶靠离海洋设施

靠离作业开始时，船长应采取安全合理的靠离作业方式，如当时的靠离作业对船舶或海 洋设施构成安全风险和隐惠，可向海洋设施人员提出变更船舶靠离作业方式和时间； 一船舶由船长或具有船长资格的人员操纵； 一非靠离作业的人员不应进入系泊作业区域； 船舶停靠期间，驾驶台、海洋设施作业现场应有值班人员，并保证靠离作业期间通信联 系和应急准备； 一一靠离作业过程中，海洋设施应视缆重配备足够人员执行解系缆作业； 如认为作业人员、船舶和海洋设施、环境等影响条件变化对靠离作业可能造成安全威胁 时，应及时中止靠离作业。 6.9.1.3如船舶或海洋设施在靠离作业中发生应急情况时，海洋设施和船舶应按应急计划进行 实施和处理。 6.9.2守护作业 6.9.2.1守护船除符合国家海事主管部门对船舶的要求外，应按以下规定执行： 一守护船应经由海洋石油政府主管部门登记备案； 一守护船应具备所在守护海区的适航能力、消防能力和救护能力： 一守护船应有符合要求的营救区，营救区应尽可能远离推进器，并应有明显的标志；甲板 上应有一个露天空间，能满足营救作业及直升机提升绞车或平台吊篮的操作；营救区和露天甲板 应处于守护船船长视野之内，以便于指挥营救和操作； 一应配备应急救助、撤离人员，所必需的器具。 6.9.2.2守护船船员除取得船员适任证书外，还应符合以下要求： 一守护船船员应经过海洋石油作业安全救生培训，并获有合格有效的培训证书； 一至少有3名指定的船员具备营救落水人员的能力； 至少有3名指定的船员具备操纵救助艇的技能 一至少有两名船员经过医疗急救培训，具有急救处置、包扎及人工呼吸的知识和能力。 6.9.2.3守护作业应按以下规定执行： 一守护船在海洋设施附近执行守护任务时，应保持在能迅速有效履行其守护职责的守护距 离范围内； 守护船应保持通信畅通，并有值班人员随时收听指令： 守护船驾驶台应有人值守，并负责注意瞭望，发现异常情况立即向船长报告。船长接到 报告后应立即采取相应措施，并通知海洋设施人员，听从守护指令； 一直升机在海洋设施起飞或降落时，守护船应按指令巡航，并做好消防、救生准备工作； 一当海洋设施需守护船近距离守护时，须由船长操纵船舶，并做好救生准备工作； 一海洋装置进行提油、试油等作业时，守护船应做好消防、救生准备； 一守护船锚泊守护时，如船舶动力需维修、保养，应事先向海洋设施人员报告。 6.9.2.4守护船的守护演习和应急响应演习按守护船应急预案执行。 6.9.3船舶拖航作业 6.9.3.1拖航作业应按规定向海事管理机构申报，经检验合格后方可进行作业。 6.9.3.2拖航前准各工作按以下规定执行： 一应编制拖航计划。拖航计划应至少包括：被拖物及拖航船资料、拖航组人员、拖航安排 应急计划； 召开拖航会议，对拖航安全风险进行评估：拖航计划应在拖航会议上审议并获得通过：

靠离作业开始时，船长应采取安全合理的靠离作业方式，如当时的靠离作业对船舶或海 洋设施构成安全风险和隐惠，可向海洋设施人员提出变更船舶靠离作业方式和时间； 一船舶由船长或具有船长资格的人员操纵； 一非靠离作业的人员不应进入系泊作业区域； 船舶停靠期间，驾驶台、海洋设施作业现场应有值班人员，并保证靠离作业期间通信联 系和应急准备； 一靠离作业过程中，海洋设施应视缆重配备足够人员执行解系缆作业； 如认为作业人员、船舶和海洋设施、环境等影响条件变化对靠离作业可能造成安全威肋 时，应及时中止靠离作业。 6.9.1.3如船舶或海洋设施在靠离作业中发生应急情况时，海洋设施和船舶应按应急计划进行 实施和处理

应编制拖航计划。拖航计划应至少包括：被拖物及拖航船资料、拖航组人员、拖航安排 急计划； 召开拖航会议封头标准，对拖航安全风险进行评估：拖航计划应在拖航会议上审议并获得通过：

配且任寸自来内， 立管外应加装套管对立管形成保护； 一立管上不应装设任何以管道或立管为支承用以承受其他外力为目的附件。 6.10.2管线铺设 6.10.2.1管道铺设前，应进行如下技术准备： 编制海底管道安装程序、编制海底管道计算分析报告； 一确定定位技术要求和主要定位设备清单、确定管道支撑滚轮高度和张紧器压块位置、 制托管架气密试验方案； 一一调试张紧器和A/R绞车系统。 6.10.2.2管道铺设作业：应编制托管架角度、管道坡口和移船线路的设计文件，针对管线组又 焊接、无损检验、保温、防腐等作业，应编制管道安装程序、焊接程序和无损检验程序。 6.10.2.3每道工序都应严格按批准的海底管道安装程序、安装技术规格书和有关计算分析报 的要求执行。 6.10.2.4在浅水域采用浮体托管铺设管道时，应对浮体进行设计计算，并经发证检验机构认 6.10.3联合调试 6.10.3.1应建立联合调试组织机构并明确管理职责。 6.10.3.2应编制调试大纲或方案，明确主要调试内容；按调试大纲进行调试，记录调试的主 数据。 6.10.3.3联合调试结束后，应编制遗留问题的解决方案，并落实遗留问题解决的责任单位和 间。 6.10.3.4遗留问题不影响油气田投产，方可完成油气田设施的交付。 6.10.4海底管道的监测、检测和评估 6.10.4.1应建立海底管道检测与监控的制度，并遵守执行。 6.10.4.2应通过检测与监控来保证管道系统运行的安全性与可靠性。 6.10.4.3一旦发生影响管道系统安全、可靠性、强度和稳定性的事故应进行特殊检测。 6.10.4.4对于改变原设计参数、延长使用寿命、出现缺陷和损伤的海底管道应进行评估。 6.11浅（滩)海石油天然气开采 浅(滩)海石油天然气开采除参照6.1～6.10的规定外，还应符合以下规定。 6.11.1物探作业 6.11.1.1所有涉水作业人员应穿救生衣，在寒冷地区应穿保温救生衣，且3人以上同行，互 监护，通过潮沟时应探明水深，超过安全水深(1m)应用渡运工具。 6.11.1.2企业应制定物探作业的水陆两栖设备水上作业、滩海爆破作业和滩海钻井安全生产 理制度。 6.1113作业前应了解工区内潮汐的变化，凡海潮可达到安全水深(1m)时，应换乘渡运工， 若无渡运工具，来潮前1h时，应组织人员撤离涨潮区。 6.11.1.4使用全道路式运输车时，不应超员乘坐，应将车门关严，将天窗打开。 6.11.1.5在罗利冈类两栖车渡越潮沟时，所有乘员应下车并将车门打开。 6.11.1.6乘坐挂机艇的所有人员应穿好救生服坐稳，不应在艇上打闹、随意走动。 6.11.1.7水陆两栖设备上的通信、消防、救生等设备应根据有关规定并结合实际情况配备 6.11.1.8水陆两栖设备的仪表指示准确，报警指示灯有效，各操纵手柄、转向控制机构操纵 活，制动系统有效

6.11.1.9水陆两栖设备的驱动机构、变速机构润滑油量及油温，液压系统液压油量及油温， 液量及液温均应符合所用设备操作手册规定。 6.11.1.10水陆两栖设备的发动机运转正常、无异响。装载不超过额定载荷。活动载荷应在货 心线两侧均匀分布并固定。货台四周应设防护栏杆。 6.11.1.11水陆两栖设备爬坡不应超过充许坡度。进出水域时应使两侧轮胎或履带同时入水可 6.11.1.12罗利冈类两栖车应符合以下要求： 各轮胎之间气压平衡，并根据地表情况和装载载荷及时调整轮胎气压； 海流流速超过1.2m/s或风力超过蒲氏六级时，应用缆绳牵引； 进入水深超过1m水域或沿超过20°陡岸入水，应倒退行驶； 在陆上与水中行驶时，应避免急速转弯。 6.11.1.13履带车应符合下列要求： 左右浮筒密封良好，全部排水螺栓紧固； 海流流速超过0.8m/s时，漂浮行驶应使用缆绳牵引。 6.11.1.14全道路式运输车应符合下列要求： 车门密封有效； 排水马达及泵运转正常； 装载不超过吃水线； 下水前，需认真检查前、后车厢放水塞是否安装妥当，并打开前车顶盖 6.11.1.15空气(气垫)船应符合下列要求： 应在规定的水深区域内行驶； 装载不应超过额定载荷，并保持船体平衡： 螺旋桨应有防护罩； 起动前，应观察附近地表情况，行驶中禁止急转弯。 6.11.1.16挂机艇应至少配备以下种类的物品： 救生圈； 救生衣(定员的120%); 便携式甚高频对讲机、防水手电筒； 哨子或报警器： 备用浆； 常用工具(包括火花塞、安全销等)和备用绳索： 锚、打气筒。 6.11.1.17挂机艇应有艇名和额定乘员人数的标志。 6.11.1.18开艇前要认真检查各气室，确保气密。 6.11.1.19挂机艇应按其操作手册规定操作。 6.11.1.20发动机运行时不应加油。停机加油或艇上装载易燃易爆物品时，不应吸烟及动用 6.11.1.21若挂机艇附近水中有人，应空挡运行或关闭发动机。 6.11.1.22挂机艇不应超载、偏载。 6.11.2钻并、并下（试油)、采油作业 6.11.2.1处在浅海地区的石油设施的消防设计，应考虑消防水源及储水装置。潮间带地区设计

应考虑石油设施所在地落潮后无法取水的时间间隔。消防水量应满足水喷淋、水幕、配置泡沫及 冷却用水总量的需要。 6.11.2.2在潮间带的石油作业设施，经发证检验机构同意，可免除救生艇、救助艇、气胀式救 生筱的配备，但应配备能容纳设施定员的、有效的两栖救生装置。 6.11.2.3两栖救生装置的设计、建造及试验应经发证检验机构认可。 6.11.2.4在潮间带的石油作业设施应制定有针对性的应急预案。 6.11.2.5在潮间带的石油作业设施应有与之能力相适应的两栖装备进行值班守护。 6.12滩海陆岸石油大然气开采 6.12.1滩海陆岸油由在勘探阶段建设的滩海陆岸石油设施，实行业主委托第三方检验，政府 安全作业许可的管理制度。 6.12.2滩海陆岸油田钻井、井下(试油)、录井、测井、采油等作业应符合第5章(5.2.3.4和5.5.4.5 除外)的相关规定，而5.2.3.4和5.5.4.5应参照6.3.4和6.5.2第二项的要求。 6.12.3滩海陆岸石油设施由勘探转为开发阶段时，应进行安全预评价。 6.12.4滩海陆岸石油设施应按无人值守设计，若有人值守时，应按照浅海石油作业有关规范 标准进行设计。 6.12.5滩海陆岸石油设施，应至少配备以下消防设备： 值班室配备1个4kg的干粉灭火器； 井口区配备2个35kg以上的推车式干粉灭火器； 机器处所配备1个35kg以上的推车式干粉灭火器。 6.12.6滩海陆岸石油设施应至少配备以下救生设备： 4个救生圈（带30m救生浮索)，其中2个带自亮浮灯； 按定员100%配备工作救生衣； 冬季作业按定员100%配备保温救生服 可供工作人员5d食用的救生口粮、饮用水； 配备急救箱。急救箱内至少装有2套工作救生衣，防水手电及配套电池，简单的医疗包 扎用品和日常常用药品。 6.12.7在滩海陆岸并台上，应设置暂避恶劣天气的避难房，避难房应至少符合以下要求： 能够容纳生产作业人员： 结构强度应比滩海陆岸井台高一个安全等级： 一地面应高出挡浪墙1.0m； 应采用基础稳定、结构可靠的固定式钢筋混凝土结构或用移动式钢结构。 6.12.8进入滩海通并路的车辆轮胎应采用低压轮胎，具有良好的防滑性能，便于人员逃生。 6.12.9在滩海陆岸石油设施进行施工作业期间，只要有人进入，应配备车辆守护值班。 6.12.10至少在滩海通井路入口处设置组合式安全警示标志、辅助标志或起落式挡车设施。 6.12.11进人滩海陆岸油由的车辆，由业主单位签发滩海通井路通行证。严禁无通行证的车辆 驶入滩海通井路。 6.12.12严禁微型车辆、农用运输车、摩托车和拖拉机驶入滩海通井路 6.12.13对进入滩海通井路的车辆和驾驶员，在车辆和驾驶员执行任务期间，应严格按照有关 规定进行监控管理。 6.12.14大型土方运输、并队搬迁及多车辆进入滩海陆岸油田施工作业时，车队负责人或指派 专人到现场组织、指挥车辆通行，

6.12.15在预报大风(台风)、风暴潮等恶劣天气到来前，大型吊装、井架起放、起下管柱、高 空作业及水面作业应提前采取避让措施。 6.12.16滩海陆岸当发生下列情况之一时，应进行人员应急撤离： 一气象部门预报滩海陆岸油田附近海域将发生风力八级以上(含八级)大风，增水超过警戒水 位的风暴潮； 气象部门预报冰情超过滩海陆岸石油设施设计的冰情； 一一遇有井喷失控、火灾、爆炸、硫化氢泄漏、热带气旋、海啸、地震事件时。 7油气管道储运 7.1管道干线 7.1.1管道线路 7.1.1.1输油气管道路由的选择，应结合沿线城市、村镇、工矿企业、交通、电力、水利等建 设的现状与规划，以及沿线地区的地形、地貌、地质、水文、气象、地震等自然条件，并考虑到 施工和日后管道管理维护的方便，确定线路走向。 7.1.1.2输油气管道不应通过城市水源地、飞机场、军事设施、车站、码头。因条件限制无法 避开时，应采取保护措施并经国家有关部门批准。 7.1.1.3输油气管道沿线应设置里程桩、转角桩、标志桩和测试桩。 7.1.1.4输油气管道采用地上敷设时，应在人员活动较多和易遭车辆、外来物撞击的地段，采 权保护措施并设置明显的警示标志。 7.1.1.5输油气管道管理单位应设专人定期对管道进行线检查，及时处理输油气管道沿线的 异常情况，并依据石油天然气管道保护有关法律法规保护管道。 7.1.1.6管道水工保护： 应根据现场实际情况实施管道水工保护。管道水工保护形式应因地制宜、合理选用； 一应定期对管道水工保护设施进行检查，并及时治理发现的问题。 7.1.2线路截断阀 7.1.2.1输油气管道应根据管道所经过地区的地形、人口稠密度及重要建构筑物等情况设置线 路截断阀。必要时应设数据远传、控制及报警功能。 7.1.2.2天然气管道线路截断阀的取样引压管应装根部截断阀。 7.1.2.3应定期对截断阀进行巡检。天然气管道截断阀附设的放空管接地应定期检测。 7.1.3管道穿跨越 7.1.3.1输油气管道通过河流时，应根据河流的水文、地质、水势、地形、地貌、地震等自然 条件及两岸的村镇、交通等现状，并要考虑管道的总体走向、管道管理维护的方便，选择合理的 穿跨越位置及方式。 7.1.3.2穿跨越设计应符合国家现行标准关于原油和天然气管道工程穿跨越设计的有关规定。 7.1.3.3穿越河流管段在采用加配重块、石笼等方案施工时，应对防腐层有可靠的保护措施。 7.1.3.4每年的汛期前后，输油气管道的管理单位应对穿跨越河流管段进行安全检查，对不满 足防洪要求的穿跨越河流管段应及时进行加固或敷设备用管段 7.1.3.5汛期管道管理单位应及时了解输油气管道穿跨越河流上游洪水情况，采取防洪措施。 上游水利、水库单位如有泄洪，应及时告知管道管理单位。 7.1.3.6位于水库下游冲刷范围内的管道穿跨越工程防洪安全要求，应根据地形条件、水库容 量等进行防洪设计。管道穿跨越工程上游20km冲刷范围内若需新建水库，水库建设单位应对管道 穿跨越工程采取相应安全措施。

7.2输油气站场 7.2.1选址和总平面布置 7.2.1.1站场选址应考虑地形、地貌、工程和水文地质条件。 7.2.1.2站场与相邻居民点、工矿企业和其他公用设施安全距离及站场内的平面布置，应符合 国家现行标准关于输油、输气、管道工程设计的要求。 7.2.2消防 7.2.2.1消防设施的设置应根据其规模、油品性质、存储方式、储存温度、火灾危险性及所在 区域外部协作条件等综合因素确定。 7.2.2.2消防系统投运前应经当地消防主管部门验收合格。 7.2.2.3站场内建(构)筑物应配置灭火器，其配置类型和数量应符合建筑灭火器配置的相关规 定。 7.2.2.4易燃、易爆场所应按规定设置可燃气体检测报警装置，并定期检定。 7.2.3防雷、防静电 7.2.3.1站场内建构筑物的防雷，应在调查地理、地质、土壤、气象、环境等条件和雷电活动 规律及被保护物特点的基础上，制定防雷措施。 7.2.3.2装置内露天布置的塔、容器等，当顶板厚度等于或大于4mm时，可不设避雷针保护， 但应设防雷接地。 7.2.3.3设备应按规定进行接地，接地电阻应符合要求并定期检测。 7.2.3.4工艺管网、设备、自动控制仪表系统应按标准安装防雷、防静电接地设施，并定期进 行检查和检测。防雷接地装置接地电阻不应大于102，仅做防感应雷接地时，接地电阻不应大于 302。每组专设的防静电接地装置的接地电阻不应大于1002。 7.2.4安全保护设施 7.2.4.1对存在超压可能的承压设备，应设置安全阀。 7.2.4.2安全阀、调压阀、ESD系统等安全保护设施及报警装置应完好，并应定期进行检测和 调试。 7.2.4.3安全阀的定压应小于或等于承压设备、容器的设计压力。 7.2.4.4进出天然气站场的天然气管道应设置截断阀，进站截断阀的上游和出站截断阀的下游 应设置泄压放空设施。 7.2.5站场设备 7.2.5.1设备不应超温、超压、超速、超负荷运行。 7.2.5.2辅油泵机组应有安全自动保护装置，并明确操作控制参数。 7.2.5.3应定期对原油加热炉炉体、炉管进行检测。间接加热炉还应定期检测热媒性能， 7.2.5.4对调节阀、减压阀、安全阀、高(低)压泄压阀等主要阀门应接相应运行和维护规程进 行操作和维护，并按规定定期校验。 7.2.5.5管道的自动化运行应满足工艺控制和管道设备的保护要求，并应定期检定和校验。 7.2.5.6应定时记录设备的运转状况，定期分析输油泵机组、加热设备、储油罐等主要设备的 运行状态。 7.2.5.7应对压力调节器、限压安全切断阀、线路减压阀和安全泄压阀设定参数进行测试。 7.2.5.8每台压缩机组至少应设置下列安全保护： 进出口压力超限保护：

7.4.3.1SCADA系统以及重要的仪表检测控制回路应采用不间断电源供申

7.4.3.1SCADA系统以及重要的仪表检测控制回路应采用不间断电源供电。 7.4.3.2在下列情况下应加装电涌防护器； 一室内重要电子设备总电源的输入侧； 一室内通信电缆、模拟量仪表信号传输线的输入侧： 一重要或贵重测量仪表信号线的输入侧。 7.5管道试运投产 7.5.1一般要求 7.5.1.1应制定投产方案并经审查批准。 7.5.1.2投产前应对管道清管。 7.5.1.3管道与设备投用前应进行强度试压和严密性试验。 7.5.1.4投产前应按照设计文件和施工验收规范对管道、站场、自动化、供配电、通信、安全 等系统及其他辅助工程进行投产条件检查。 7.5.1.5投产前应对各单体设备进行试运。 7.5.1.6全线整体联合试运前，各单体设备、分系统应调试合格。 7.5.2原油管道投产的安全技术要求 7.5.2.1应根据管道设备配置、管道原油的物性、管道沿线地温、管道敷设状况及社会依托情 况确定投产方式。 7.5.2.2高凝原油投产应采取防凝管的安全技术措施。 7.5.3天然气管道投产的安全技术要求 7.5.3.1管道投产进气前应进行干燥，干燥合格后的管道应采取防回潮措施。 7.5.3.2应对管道内的空气用氮气或其他情性气体进行置换，氮气或情性气体段的长度应保证 到达置换管线未端时空气与天然气不混合。 7.5.3.3向管道内注氮时，进入管道的氮气温度不宜低于5℃。 7.5.3.4置换过程中的混合气体应利用放空系统放空。并以放空口为中心设立隔离区并禁止烟 火。 7.5.3.5置换进行时管道中氮气的排放应防止大量氮气聚集造成人员的室息。管道中氮气量过 大时应考虑提前多点排放。 7.6管道清管与检测 7.6.1管道清管 7.6.1.1管道清管应制定科学合理的清管周期。对于首次清管或较长时间没有清管的管道，清 管前应制定清管方案。 7.6.1.2对于结蜡严重的原油管道，应在清管前适当提高管道运行温度和输量，从管道的末端 开始逐段清管。 7.6.1.3清管实施过程中应至少做好以下安全事项： 清管器在管道内运行时，应保持运行参数稳定，及时分析清管器的运行情况，对异常情 况应采取相应措施； 一进行收发清管器作业时，操作人员不应正面对盲板进行操作； 一在从收球筒中取出清管器和排除筒内污油、污物、残液时，应考虑风向； 一一清除的液体和污物应收集处理，不应随意排放； BEESAAAAA

7.6.2管道检测 7.6.2.1应按照国家有关规定对管道进行检测，并根据检测结果和管道运行安全状况，合理确 定管道检测周期。 7.6.2.2管道内检测作业单位具有国家安全生产监督管理部门认可的检测资质。 7.6.2.3内检测实施过程中应落实以下安全事项： 收发球简的尺寸应满足内检测器安全运行的技术要求： 管道及其三通、弯头、阀门、运行参数等应满足内检测器的通过要求； 发送管道内检测器前，应对管道进行清管和测径： 一内检测器应携带定位跟踪装置。检测器发送前应调试运转正常，投运期间应进行跟踪和 设标。 7.6.2.4内检测结束后，应根据检测结果，对存在的缺陷进行评估，确定合理的维修、维护措 施，对于影响管道安全的严重缺陷，应立即安排修理。 7.7管道维抢修 7.7.1应根据管道分布合理配备专职维抢修队伍，并定期进行技术培训。对管道沿线依托条件 可行的，宜通过协议方式委托相应的管道维抢修专业队伍负责管道的维抢修工作。 7.7.2应合理储备管道抢修物资。管材储备数量不应少于同规格管道中最大一个穿、跨越段长 度；对管道的阀门、法兰、弯头、堵漏工(卡)具等物资应视具体情况进行相应的储备。 7.7.3应合理配备管道抢修车辆、设备、机具等装备，并定期进行维护保养。 7.7.4管道维抢修过程应至少落实以下安全事项 7.7.4.1维抢修现场应划分安全界限，设置警戒线、警示牌。进入作业场地的人员应穿戴劳动 防护用品。与作业无关的人员不应进入警戒区。 7.7.4.2对管道施焊前，应对焊点周围可燃气体的浓度进行测定，并制定防护措施。焊接操作 期间，应对焊接点周围和可能出现的泄漏进行跟踪检查和监测。 7.7.4.3用于管道带压封堵、开孔的机具和设备在使用前应认真检查，确保灵活好用。必要时， 应提前进行模拟试验。 7.7.4.4管道封堵作业时，管道内的介质压力应在封堵设备的允许压力之内。采用囊式封堵器 进行封堵时，应避免产生负压封堵。 7.7.4.5管道维抢修作业坑应能满足施工人员的操作和施工机具的安装及使用。作业坑与地面 之间应有安全逃生通道，安全逃生通道应设置在动火点的上风向。 7.7.5管道维抢修结束后，应及时恢复地貌法兰标准，整理竣工资料并归档。 探避，曲差杰责征蕴辑，价融