采油安全技术4篇

第1篇 采油集输安全技术

一. 采油集输的概念

采油集输,是将油井采出的油,水,气混合物进行收集,暂存,初步处理并输送到指定容器或装置的全部生产过程.其主要任务是:

(1) 收集油井产出物。

(2) 对油气混合物进行油,气,水,轻烃，杂质的分离和净化等初步处理，输出四种合格产品（净化原油，轻烃，净化伴生气，净化污水）。

(3) 分别对油，气进行计量

(4) 分别将油，气输送到指定的油库（站）或炼油厂和化工厂等用户。

二．采油集输风险特点

采油集输的危险性主要体现在几个方面：一是集输介质易燃，易蒸发，易爆炸，易产生静电，升至一定温度时，易膨胀或沸溢。二是集输工艺设备运行流程构成一个压力系统和热力系统，若管理或操作不当，易导致憋压，跑油，抽空，火灾，爆炸等事故。三是对人体的毒害，原油中含有大量的轻烃成分，在储运过程中，如遇到泄漏，原油中的轻烃就会迅速挥发扩散，这些轻烃组分属于麻醉性毒物，现场工作人员大量吸入石油气体就会立即失去知觉，甚至会立即丧失生命。

三．采油集输流程及其安全技术

（一）流程的种类和适用范围

在油田生产过程中，对油井采出物（油，水混合液和天然气）进行收集，计量，输送，初步处理和储存的过程称为采油集输流程或集输系统。由于集输系统各环节的先后顺序不同或某些环节间的工艺设施，结构不同，而构成了不同的采油集输流程。

1. 标准流程

（1） 单管计量站流程。在单井单管计量站，分别计量油气后将油气密闭混输至中转站集中处理的流程称为单管计量站流程。该流程适用于原油性质较好（粘度较小，含蜡量较少，凝固点较低）单井产量较高，井口压力较高的油田。

（2） 双管计量站流程。双管掺热水（或热油）保温输送到计量站，分别计量后，将油气密闭混输至中转站集中处理，掺入的活性热水（或热油）由计量站（间）供给的流程，称为双管计量站流程。该流程适用于原油性质较差（粘度较高，含蜡量较高，凝固点较低）单井产量较低，井口压力较低的油田。

2. 非标准流程

3. 除单（双）管计量流程外，其他均为非标准流程。如油气分输（双管）流程和三管热水伴随流程等。非标准流程有的是为了适应具体的油田特点而选用的，有的是形成于标准流程的应用之前，尚未进行改造的。

（二）选择采油集输流程的原则

（1）流程的适应性强。满足油田的地质特点和原油物性要求；满足油田初期生产，便于油田中后期的调整和改造。

（2）油，气密闭集输，最大限度地降低油气损耗。

（3）合理利用地层能量，尽可能减少动力和加热设备，节约电力和燃料。

（4）流程各环节要配套。采用先进的工艺和设备处理油，气，水生产合格品。有利于原油脱水，油气分离，天然气脱轻质油；有利于回收天然气，污水和轻烃，防止环境污染。

（5）计量仪表化，生产自动化，减少生产管理人员，提高生产管理水平和劳动生产率。

（三）采油集输流程的投产和管理

(1)采油集输流程中和容器设备的投产。

油气和设备投产前，应指定详细的投产方案，要有周密的技术措施和组织措施。投产前的准备和启动投产，必须执行规定的操作规程。

（2）输油管道的试运行和投产。

1.管道投产前必须扫净管道内杂物，泥沙等残留物，保证流程畅通。

2.管道试压。使用规定的的介质（液体或气体），按设计规定的试验压力和有关技术标准，对管线进行系统强度试压。

通常以水为介质进行强度试压，缓慢升压，当达到要求的压力时稳压1min，无泄漏，目测无变形为合格。需要做掺水实验时，试验压力为设计要求的压力时，掺水量应不大于允许值。气压试验时，压力应逐渐提高，达到试验压力后，稳压5min，无泄漏且检测无变形为合格。强度试验为合格后，降至设计压力，无泄漏，稳压30min，压力不降为合格。真空系在严密性试验合格后，在联动试运转时，还应以设计压力进行真空度试验，持续时间为24h，增压率不大于5%为合格。

4. 投油。管道输送的原油，其凝固点高于管道周围土壤温度时，投油前应用热水预热方式提高土壤温度，防止原油在管道中凝固冻堵。

a． 热水出站温度，应根据原有性质和管道防腐保温材料的耐热程度及工艺要求确定。

b． 短距离管道可采取单相预热，长距离管道可采用正反输交替输送热水预热。热水量应不少于预热管道容量的1.5倍。

c． 投油前，管道末端进站水头温度必须高于原有凝固点温度3~5℃。

d． 投油时要增大油流量，一般应大于预热水量的一倍。投油后无特殊情况，在稳定的温度场还没有建立起来之前，一般不准停输。

（3） 外输工艺流程的操作与安全技术。

1. 原油外输工艺流程的操作，有调度统一指挥，除特殊情况（如发生火灾，爆炸，凝管等重大事故）外，任何人不得擅自操作外输工艺流程。

2. 流程操作，遵循“先开后关”的原则。具有高低压部位的流程，开始操作时，必须先倒通低压部位，后倒通高压部位：关闭时，必须先关高压部位，后关低压部位。

3. 管线运行时如发生通讯中断，应迅速恢复通讯，保持流程正常运行。

4. 防止超压的泄压装置必须保持完好，长期投入使用。

5. 在输油管道上进行科研时，实验方案应通过有关工程技术部门论证，主管负责人批准后，在专业人员指导下方可进行。

6. 正常操作时必须严格执行规定的操作规程。

7. 对停用时间较长的管道，必须采取置换，扫线，活动管线等措施，保持管道畅通。

四．采油集输站库安全概述

油井产出的油气在矿物场集输过程中，一般要经过计量间，中转站，联合站等环节，这些环节或“点”之间使用不同管径的管线连接起来的，采油集输系统安全管理就是对这些“点”和“线”进行管理，以保证油气在整个采油集输系统中安全平稳收集，处理和输送。

（一） 计量间的主要功能是收集油井来的油，气，集中输往中转站，同时可以对进行计量间的每口油井的产量进行计量。其安全技术要点：

① 控制好各油井的掺水（液）量与油井回油温度，保持在合理范围内。

② 做好各种参数（油压，温度，单井量产油量）的记录，按时准备测定油井产液量。

③ 平稳地向中站输送含水原油和天然气。

④ 搞好计量间的卫生，保持管线，阀门，容器不渗不漏。

（二） 中转站的安全技术要点

中转站主要负责接收计量间输来的油，气，进行油，气相分离，天然气进入集气管网，原油(含少量水)输到联合站，同时给计量间供应热水（以用于油井掺水与热洗）。其安全技术要点：

（1） 做好原油加热，分离，缓冲的操作控制工作。保证三合一装置和缓冲罐的液面2/1~2/3之间，压力在0.08~0.15mpa之间，确保除油器液压低于2/1，高于此值时，立即进行污油回收。

（2） 检查各计量间来油温度是否在要求范围内，如不在要求范围内，应要求计量间控制单井掺水量，使回油温度达到要求。

（3） 控制好掺水加热炉各项参数，确保二合一出口温度在70~75℃之间。确保火筒炉炉体压力在0.15~0.3mpa之间。

（4） 做好计量间工作，对站内油，气，水电进行准确计量，建立各种计量数据台账。

（5） 确保向联合站平稳地输送原油与天然气。

（6） 做好消防安全工作，消防设备设施配备齐全。

（三） 联合站的安全技术要点

集中处理站，注水站，污水处理站及变电站建在一起的叫联合站。联合站主要负担原油脱水，原油稳定净化，污水处理和外输（污水回注）等三大任务。联合站是采油集输系统设备中的大型生产场所，是安全生产的要害部位。其安全技术要点：

（1） 做好原油脱水的操作控制，确保外输原油含水率不大于0.5%，对原油脱除器，压力沉降罐，电脱水器平稳放水保持各段操作压力平稳，根据工艺要求保持容器内油水界面相对稳定，合理投加原油破乳剂，用一句话来说，即在操作上做到五平稳（水位，压力，温度，流量，加药量平稳）

（2） 维护增压站的设备，保证压缩机组正常运行，压缩机的各种自动保护系统灵活好用，具有自我保护功能。

（3） 处理全部含油污水，外输净化含油率不大于20mg/l定时反冲洗滤罐，定时回收储油罐内原油，保证污水处理系统功能健全。

（4） 对站内设备合理应用，科学操作，加强维护保养，使设备完好率达到100%。

（5） 做好计量工作，对站内油，气，水，进行准确计量，建立各种计量数据台账。

（6） 落实好站内有水化验工作，保证不出不合格的净化油和水。

（7） 抓好安全工作，联合站是油气最集中的地方，应建立严格的安全消防制度，组织健全消防设备，设施完好，配有专职安全员。

（8） 仪表管理，加强对自控仪表的维护和保养。是站内的仪表四率（装表率、完好率、使用率、检测率）达到98%以上。

第二节 集输站库设计安全

一． 总平面布置的安全要求

从安全角度来讲，集输库总平面布置就是要根据站库规模，介质性质，当地的气象条件，地势，水源，交通以及消防等情况，合理布置建（构）筑物，从全局出发，统筹兼顾，科学的进行防火设计，以减少火灾损失，防止事故扩大，保证站库的生产过程能顺利的进行，并尽可能地创造一个安全的环境。

(一)站库总平面布置的一般要求

集输站库的总平面布置必须依照国家及有关部委颁布的有关安全、防火、卫生规范、规定及法令来执行，从全局出发，合理布局库内各种建（构）筑物,合理布置交通运输和管网线路，充分考虑到绿化和环境保护等方面的要求。

一般来讲，布置集输站库总平面时，应注意以下几方面的问题。

1.按使用功能要求分区布置

由于站库内建（构）筑物的储存、生产操作条件不同，火灾危险性差别很大。为方便站库的安全管理，便于区别不同情况、采取相应的防火措施，并根据储存、生产中的火灾危险性和经营管理的需要进行分区布置。站库按功能划分，中转站一般分为油罐区，掺水加热炉区、泵房区、阀组间区、生活区。联合站一般分为输油区、化验区、锅炉区、注水区、污水处理区、变电区、沉降区、行政管理区和生活区等。

2.合理组织库内交通路线

由于站库内储存的是易燃可燃的原油与天然气，危险性较大。因此，合理组织交通路线，对于保证站酷内的安全是非常重要的。

（1） 合理组织交通路线避免库区道路的往返交叉。

（2） 库内道路至少应在不同方向设两个以上出入口。库内道路口可视距不小于20m。

（3） 库区各建筑物间应有道路连接。地面油罐区应有环形消防道，若设环形道路有困难时，可在末端或中间是当地段设回车场。

3．正确处理建筑物的组合安排

建筑物的组合安排涉及建筑类型、建筑朝向、建筑间距、布置方式、空间组合以及所在地段的地形、道路、管线的协调配合等。

为了防止可燃蒸气在建筑物内弥漫和影响，便于利用自然风将其排除。站库内易于产生和积聚可燃蒸气的建筑物，如油泵房，化学危险品库房等，其长轴应与主导风向垂直或不小于45°交角，这样就可以利用人为的穿堂风，加速气流的扩散，减少油气浓度。

建筑物的方位应能保证室内有良好的自然采光和自然通风。为有利于自然采光，各建筑物之间的距离，应不小于相对建筑物中最高屋檐的高度。

对于散发有可燃性蒸气的建（构）筑物，应布置在产生明火或含有引燃源的建（构）筑物的下风方向。

5. 绿化和环保

在库区内有计划的种植树木花草，即可美化环境，又可以净化库区的空气；在库区内种植防火林带，不仅可以美化环境，而且还可以起到阻止火灾扩散的作用，保证站库安全。在站酷总平面布置时，还要充分考虑环境保护问题，尤其是污水处理问题

（二）防火间距

防火间距一般是指两座建筑物之间或构筑物之间留出的水平距离。在此建（构）筑物之间不得搭建任何建筑物或对方其他可燃易燃材料，不得设置其他储油可燃物料的装置及设施。

在站库建（构）筑物之间设置防火间距是保证站库今后安全使用管理的重要措施之一。

1. 设置防火间距的目的

（1）避免或减少发生火灾的可能性。

站库内储存有大量的石油和天然气，在储存于日常管理中，往往会发生油气溢出现象。而站库内的锅炉房，变配电间，修理间，生活区等生产区又经常有明火存在，为防止油气与明火接触引起火灾，相互之间应保持一定的防火间距，使油气与火源隔离，避免或减少火灾发生的可能性。

（2）尽量减少火灾造成的损失。

站库内的建（构）筑物发生火灾时，火势猛、辐射热大，为防止火灾向邻近建（构）筑物蔓延，减少火灾造成的损失，各建（构）筑物之间也应保持一定的防火距离。

（3）为消防扑救创造条件

站库发生了火灾，需要消防力量到达火场进行扑救，因此，火场应有一定的活动场地。根据站库内建（构）筑物的火灾特点，有些需要用水枪进行冷却保护，有些需要用泡沫扑救。建（构）筑物的火灾不同，消防设备各异，扑救方法不一样，就需设置不同的防火间距。

2. 防火间距的确定

防火间距大小确定主要是从热辐射这个因素来考虑的。站库内建（构）筑物着火后，辐射热大，对周围邻近的建（构）筑物的影响很大。如果建（构）筑物着火以后，没有及时控制和灭火，火势就可能很快向周围建（构）筑物蔓延，使小灾变成大灾，造成重大损失。但是，如果站库的建（构）筑物之间留有很大的防火间距，就需要很大的占地面积，不利于土地的节约，投资也大。因此，确定站库防火间距需要综合考虑，既要保证安全，还要做到经济节约。

防火间距的确定还要考虑到建（构）筑物的耐火等级、建（构）筑物的使用性质、生产和储存物品的火灾危险性大小及其特点，以及有无防火隔离措施。消防人员能否及时到达并迅速扑救等因素。由于火灾的发展是有阶段性的，建筑物在着火的初始阶段或是辐射的作用范围较小，而在火灾的猛烈阶段时其影响较大，所以，如果灭火人员能在起火后的20min之内，即在火灾的初始阶段到达火场把火势控制和消灭，就可以不需要设置较大的安全距离。

3. 油罐之间的防火距离

储存易燃、可燃液体的油罐之间的防火距离是指油罐罐壁之间的距离.

(1) 确定油罐之间的防火距离考虑的主要因素。

① 油气扩散

② 火焰辐射热

③ 油罐类型

④ 消防设备

⑤ 消防力量和灭火战术水平

(2) 油罐之间的防火距离

油罐之间的防火距离不应小于下表的规定

油罐之间的防火距离

（三）油罐区安全技术要求

在进行油罐区的设计规划时，主要是使油罐区有一个安全的生产环境、良好的卫生条件和消防设施。在油罐区设计中的安全技术要求主要有：

（4） 选择良好的布置场地。油罐区的场地不能选在容易塌陷的地域，地下水位高、地面松软以及腐蚀性较强的土壤不能作为建设罐区的场地。应选在不受洪水，冰雪融化水淹没的地方。

（5） 罐区的建设必须严格遵守消防安全规定，罐区油罐的数量、每个油罐的容量以及油罐(罐组)的布置都应严格遵守有关的规范、规定、标准，应该从油罐的火灾特性及考虑到油罐发生火灾后，便于进行扑救出发，来进行油罐的配置。

（6） 油罐选型时首先应保证使用可靠和安全，要求油罐结构密封性好，以减少油罐内石油及石油产品的蒸发损耗，这样既保护了环境免遭污染，有防止了油罐区内可燃蒸气的积聚，减少了油罐区的不安全因素。

（7） 油罐区范围的大小，站库容量的大小，也取决于油罐的直径、罐与罐之间的距离，以及从罐壁到防火堤脚的距离。立式油罐壁到防火堤脚的距离不应小于5m。

（8） 罐区应敷设污水排放管及设置水封井，以便排出清洗油罐的污水以及失火时喷浇油罐的冷却水，油罐的油底水等，并送至专门的污水处理厂进行处理，以保护环境。设置水封井，以防止火灾从其他场所沿下水管蔓延至油罐区，或由油罐区的火灾蔓延至其他场所。

（9） 油罐安装的所有电气设备和仪器仪表，必须符合相应的防暴等级和类别。还应按有关规定在油罐上安装避雷装置，以防雷击。油罐区的所有油罐、管线都应按有关规定进行静电接地。

（10） 油罐区以设置固定式或移动式探测系统，灭火系统，报警系统，以便及时发现火灾并把活在消灭在初起阶段，减少火灾损失。

（11） 油罐区应设防火堤，防火隔堤。由于油罐发生火灾或爆炸事故时，可能会造成原油流散及火灾的蔓延扩大，因此，油罐区应设防火堤与防火隔堤。

（四） 输油泵房的安全技术要点

在设计上对输油泵房及其设施的安全技术要求主要有：

（1） 通常，油泵房宜为一层的地上建筑，其耐火等级应不低于三级。地面应为防火地面，门、窗开在泵房的两端，泵房门应向外开，且应设有不少于两个向外开启的疏散门。泵房的自然采光面面积不小于泵房面积的六分之一，室内应通风良好。

（2） 房基不能与泵基连在一起。

（3） 泵房的所有电气设备、仪器均应采用防爆装置。

（4） 泵房内严禁安装临时性、不符合要求的设备和临时管道。不得采用皮带转动，以免静电引起火花。

（5） 油泵内的人行过桥及管线支架（墩）应该使用不燃材料建造。

（6） 泵房与相邻的变配电间必须用不燃实体墙隔开。隔墙只允许穿过与泵房有关的电缆线导管，其穿墙导管洞口应该用不燃材料密封，并各设单独出入口。泵房门窗与变配电房门窗之间的距离不小于6m，否则门应设自动关闭装置，窗应为固定窗。配电间房间应高于泵房地平面0.5m以上。

（7） 泵房阀组应与油泵放在同一室内，阀组设在地沟内，以便将漏出原油引入集油坑。

（8） 泵组突出部分最外缘距墙壁应不小于1.5m。相邻两泵管件突出部分间的净距为0.8m。油泵、管线、阀门应不渗不漏，附件仪表齐全。

（9） 按有关规范要求及实际情况，正确选泵，连续运转的油泵应设置为备用泵。

（10） 泵房内阀门和管线的布置，因考虑到发生火灾事故时可以进行倒灌。

（11） 电动往复泵，螺杆泵，齿轮泵的出口管线上应设安全阀。蒸汽往复泵的出口管线上的压力如有可能大于管线配件所能承受的压力时，也应设置安全阀。安全阀的放空管应接至入口管线上。

（12） 泵房应有足够的灭火器材，或设置自动探测灭火系统

（五） 输油管线的安全技术要求

站库输油管线主要有地上、埋地，管沟三种敷设形式。

站库内输油管线一般采用地上敷设，若地上敷设有困难时可采用埋地或管沟敷设形式。库外管线最好采用埋地敷设。

上一页123下一页输油管线的连接形式有电焊连接和法兰连接。电焊连接不易渗漏，但检修时不能拆下移动，进行明火作业，危险性大。法兰连接拆卸方便，需要动火时可以移至安全场所，但接头处易渗漏。

地上或管沟内的管线应设在管墩或管架上，并宜设管托。

输油管路的材质应为钢管。安装之前应按规定进行检验，并应按设计技术及工艺要求安装。油管相互间距离与建筑物的距离、上下交错管线的距离，均应按有关规定设计安装。

油管与各种地下管道、管沟及电缆等的相互水平净距和垂直交叉净距按相关规定执行。

输油管路之间、输油管路与管沟壁之间的距离不但与管路直径大小有关，而且与有无保温层有关，应按相关规定执行。

阀门之间的间距按下表规定执行。

阀门中心线间距

埋地敷设管线管顶距地面的距离在耕种地段不应小于0.8m，其他地段不应小于0.5m，以防车辆压破或机耕时损坏。敷设深度超过1.5m以上，应作管沟。

输油管沟进入泵房、油罐区防火堤处，必须用隔墙严密隔断，以防火灾从管沟向内蔓延。输油管沟应用耐火材料砌筑。地上、埋地及管沟敷设管线均应进行热力计算。当自然补偿不能满足热膨胀要求时，应设补偿器。补偿器的形式有伸缩管补偿器、波纹管补偿器及弯道补偿器等。

热有管进入泵房，灌油间，油罐前，应进行固定，防止管线伸缩损坏设备，造成漏油火灾事故。

为防止地上输油管线与相邻设施相互影响，地上敷设的油管应与有门窗、孔洞的建（构）筑物的墙壁保持不小于3m的距离，与无门窗，孔洞的建（构）筑物的墙壁保持不小于1m的距离。

油罐与输油管线连接的第一道阀门应采用铸钢阀。

输油管想的法兰，螺栓等连接件均应按设计要求制作，不能任意更换成其他法兰，螺栓。

从高处自流井油的油管线在进入油罐前10m处应设控制阀门。

输油管线应采取防静电措施，如在设计中选取合理的管径，各处法兰连接处应跨接，是整条输油管线成为一个电整体。每隔200m应作静电接地，在管线进入输油泵房、油罐之前均应设置接地装置，其接地地阻不应大于30。输油管线之间的距离小于0.1m时，其相互间隔每200~300m亦应用跨条连接。

应定期进行输油管线耐压试验，试验压力为工作压力的1.5倍，以检查油管能否承受规定的压力。

管线及附件的外表面，必须进行防腐处理。对于埋地管线还应根据当地情况采取有效的防腐措施，以延长管线的寿命，减少漏油事故发生。

(六)站库道路及围墙

1.道路

站库道路的布置应力求做到联系方便、线路短捷，便于排水，避免与管路交叉、符合安全防火要求。

库区内道路尽量布置成环形。库区各建筑物之间应有道路连接，油罐区周围应设环形车道，油罐组之间应有道路连接。以便发生火灾时能及时赶到进行扑救。油罐区消防车道应尽量采用双车道，消防道路两边不宜栽种树木。

站库内的路面应高出附近地面0.3m以上。

站库一般应设两个出入口，对于容量较小或在山区、丘陵地带的站库，设两个出入口有困难时，可设一个。

管线、椅架等跨越消防道路时，路面上的净高不应小于4.5m。管线和电缆在穿越道路时，应敷设在涵洞或套管内。

在站库内不允许用可燃材料建造通过消防车的桥涵或过道。

2.围墙

站库围墙主要是气隔离和防护作用的。一方面，组织无关人员及车辆等进入库内的危险场地，另一方面，可以防止野火侵入站库，防止火灾爆炸事故。

站库区应该用非燃材料，建造高度不低于2.5m的实体围墙。设计时要因地制宜，就地取材。用铁丝网作围墙时，在其四周应设防火隔离带，防止山火对油罐的威胁。

站库内的储罐，泵房，化学危险品仓库等建（构）筑物，与围墙之间应留有消防扑救的场地。一般情况下，站库内建（构）筑物与围墙之间应保持5~10m的距离。

二站库设备和设施的安全设计

（一）安全设计的基本要求

站库设备主要有：（1）用于油气输储于处理设备，如脱水器,加热炉，油罐，管线泵，锅炉等；（2）用来保证输储与处理安全的设备，如消防设施，阻火器，通风设施，防雷，防静电等设施等。这些设施，设备受环境因素以及自身结构性能的影响，就可能产生一系列不稳定的因素而处于不安全状态，导致事故发生。因此站库的设施，设备设计中，必须预先尽可能充分考虑到所有不安全因素，并采取措施进行预防。首先就是要提高设备的自身安全性，防止发生事故。其次，要从设计上保证发生事故以后尽可能的防止事故扩大，把损失减少到最低限度。再就是要有完善的消防设施。

1. 提高站库设备，自身的安全性，防止发生事故。

（1）避免因工艺设计错误而发生的事故

站库的工艺设计包括站库工艺流程设计，加热区工艺设计，输油管路工艺设计，泵房工艺设计以及储油区工艺设计等内容，

具体来讲主要有以下基本要求 ：

① 站库工艺设计必须满足主要作业要求，工艺流程尽量简单，管线尽量短，阀门尽量少。使其操作方便，经济合理，安全可靠，避免由于管线过长，而增加发生跑，渗，漏的机会，以及由于阀门过多而出现操作上的混乱，发生事故。

② 机器，设备的结构应以最高的危险条件为设计基础。

③ 泵房，油阀组间，化学危险品库房等场所尤其浓度容易达到爆炸浓度范围，这些场所的危险性很大，因此，在这些场所应进行充分的通风换气，设计的通风量，换气次数，应能满足要求，通风管得布置应合理，防止一些场所出现通风死角，油气浓度达到爆炸极限。有条件的站库，应安装油气浓度测量报警装置，随时了解场所内油气浓度情况。

④ 设置安全装置，防止事故的发生。全面分析站酷工艺设计中可能出现的各种危险因素以及不安全状态，以便选用可靠的设备，设置安全装置。为防止输油管线的热应力损坏管线，应设置补偿装置。为防止外界火源从透气管进油罐，应设置阻火器。为防止油罐吸瘪，应设置单项进气阀，或负压报警装置。为防止油罐溢油事故，应设置防溢联锁装置。为防止静电事故，应设置静电接地装置等。

（2）从设计上尽可能考虑到减少站库设备（施）在使用运转中的事故发生。

站库设备投入使用以后，也可能因设计不当而造成事故或引起事故的扩大。为减少站库使用中的事故，从设计上可采取的措施有：

① 设置放空罐。一旦油罐，管路发生事故，能及时放空，减少事故损失。

② 在油泵的吸入口设置止回阀，一旦作业中停电，能防止原油的回流。

③ 设置过滤器，过滤不但可以清除原油中混入的杂质，保证原油的质量，而且可以防止杂质对泵，流量表等设备的损伤。

④ 防止操作上的失误。在设计中应充分考虑阀门的布置以利于操作，防止不同用途的阀门混乱，不同用途的阀门要有标记，阀门开启状态要有标示，最好采用明杆阀。在危险场所内的电气设备的启动要有连锁机构。在进行危险作业时，如清洗油罐，油罐保养时悬挂警戒标记。要注意危险场所的照明。要防止操作事故，应尽可能采用即时误操作也能及时识别和安全的方式。

⑤ 防止发生意外事故，以免使设备受到破坏而发生事故。如对于库区内的地上管线，道路拐弯处，应设防护栏，并且在站库其他露天设备都应设防护栏，以防汽车的碰撞而发生意想不到的事故。对于油泵，通风机等旋转机械的旋转部分都应设防护网或防护罩。

2.防止站库事故的扩大

虽然在站库设备，设施的设计，安装，检查维护，操作管理上采取了防止事故发生的安全措施，但这些措施只能减少站库发生事故的可能性，并不能完全杜绝站库事故的发生。站库一旦发生事故，如果没有防止事故扩大的措施，就可能造成极大的损失。因此，为了防止事故的扩大，还应采取如下一些防止事故扩大的措施。

①慎重选择库址。

②精心布置设备，设施。站库各区要合理布置，距离符合安全要求。库内各种设备设施的间距要符合安全要求。

③为防止建（构）筑物因火灾而倒塌，造成二次事故，站库的泵房，阀组间，化学危险品库房等均应采用耐火结构及采取防爆措施。

④地面油罐周围应设防火堤，防止溢出原油的四处扩散。

⑤为防止火灾蔓延及爆炸冲击波的破坏。可以采取设置防火墙，防爆结构以及组火分隔等措施。

⑥为了控制火灾，防止火势蔓延，应备有消防设备，如灭火设备，，冷却喷水设备，以及紧急通风，联络设备等。

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第2篇 采油采气井井控安全技术管理规定

第一章总则

第一条 为加强油气生产过程中的井控技术管理,防止井喷失控、硫化氢等有毒有害气体泄漏的发生,保障公众生命财产安全,保护环境,根据《中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定(试行)》,特制定本规定。

第二条 本规定适用于在中国石化依法登记区域内,采油采气井(注入井)日常生产、维护过程中的安全控制及长停井、废弃井的井控技术管理。

第三条 油田企业应成立相应的采油采气井井控技术管理领导小组,明确井控技术管理部门和职责,完善各级管理制度。

第四条 采油采气井井控技术管理涉及方案设计、井控设备、生产组织、现场施工等工作,各级技术和管理部门要分头把关,相互配合,共同做好井控工作。

第二章井控装置要求

第五条 采油采气井井控装置主要包括井口装置及采油(气)树、封井器、防喷盒、内防喷装置、防喷管、放喷管线、相匹配的闸门,以及海上、高压气井用安全阀、井下管串、井口监控装置、地面控制盘等。

第六条 选用的井控装置应选择中国石化一级网络供应商或油田二级网络供应商采购,并由油田企业验收合格。

第七条 井控装置的选择

(一)井口装置、采油(气)树、防喷器压力等级的选择,应依地层压力或注入压力为主,同时考虑流体性质、环境温度及作业措施最高井口压力。

(二)注蒸汽井井口装置的设计选择,应符合sy/t5328-1996的技术要求;其它生产井的井口装置及采油(气)树的安装、操作,应符合sy/t5127-2002中第4、10章的规定。

第八条 井控装置应定期进行腐蚀状况、配件完整性及灵活性、密封性等方面的专项检查和维修保养,并做好记录。

(一)采油井、长停井至少半年检查1次。

(二)注入井至少3个月检查1次。

(三)采气井至少2个月检查1次。

(四)高压气井、含有毒有害物质生产井至少1个月检查1次。

(五)废弃井至少1年检查1次。

第九条 钻井完井交井、作业完井交井、探井转开发井的井控装置,应依据本规定编制的井控设计要求进行交接井。

第三章采油井井控要求

第十条 采油井的开井、关井、日常管理及一般性维护措施要严格执行井口及其它井控装置的操作规程,确保其井控性能。

第十一条 油井生产过程中和油井关井后,必须按规定检查井口设备和油井压力变化情况,有压力超升现象时要及时向上级报告。

第十二条油井清蜡、洗井、气举诱喷、生产测试、更换光杆及密封器等进行拆卸(打开)井口采油树的施工前,应对可能发生的压力变化进行预测,并编制下达相应的施工设计书或施工通知单,其内容应包含井控安全要求及预防井喷措施。

第四章采气井井控要求

第十三条 气井投产前应根据气井的有关资料编写投产工程设计方案,方案中必须有井控内容,按程序审批并组织实施。如需使用防冻剂,应提前向井口装置注入。

第十四条 高温高压、高产及含硫化氢井的生产,应安装由液压控制的井下安全阀、地面安全阀、井口监测装置。高压气井各级套管环空管应安装压力表,监测压力变化。

第十五条 采气井的开井、关井、日常及一般性维护措施要严格执行气井井口及其它井控装置的操作规程,确保其井控性能。

第十六条 在生产过程 中要严格执行气井巡回检查制度,发现异常情况及时向上级报告。

第十七条 气井试井进行测压、清蜡、排液等施工前,应对可能发生的压力变化进行预测,并编制下达相应的设计或施工通知单,其内容主要包含井控安全要求及预防井喷措施。

第十八条 发现气井出砂应采取防、控砂措施,确保气流不含砂。出砂气井在生产过程中应定期检查生产参数。有出砂史的气井,在提高产量时,必须严格按设计调整参数。

第五章注入井井控要求

第十九条 注入井是指注水、注聚合物、注蒸汽、注二氧化碳、注氮、注天然气等生产井。

第二十条 注水、注聚合物井

(一)注水、注聚合物的井口注入压力不得超过井口额定工作压力。

(二)高压注水放压时,先停注关井,压力扩散后,再采取正吐、控制流量的方式放压。放压方式、时间、返出量等资料必须录取准确。

(三) 注水井分层测试时,应安装防喷管。井口防喷管装置高度超过2.5米时,应加绷绳固定,在测试过程中,严禁洗井或放溢流。

第二十一条 注蒸汽、注二氧化碳井

(一)注入工艺应严格按设计施工,发现异常情况立即报告,并随时做好应急准备。

(二)实施蒸汽吞吐、蒸汽驱措施的井,额定压力为21mpa的井口,最高工作压力不应超过14mpa,最高工作温度不超过337℃;额定压力为35mpa的井口,最高工作压力不应超过21mpa,最高工作温度不超过337℃。

(三)注蒸汽前,用注汽管线额定工作压力的90%试压,稳压5min,不渗漏为合格。如发现热采井口漏失,先放余压,待温度降低后再进行整改。

(四)注二氧化碳井的井口及附件应采取相应防护、监测措施,腐蚀速率控制在0.076mm/年以内。

第二十二条 注天然气井系统启动前必须对井控装置及注入系统进行安全评估,通过后方可注气,但注入压力不得超过井口额定工作压力。

第二十三条 对于其它注入井的井控技术、井控装置选择,油田企业应依据实际情况规范设计及编制操作规程,并上报股份有限公司油田勘探开发事业部备案。

第六章长停井、废弃井井控要求

第二十四条 长停井是指生产或修井作业已经结束,但还没有采取永久性弃井作业的井。长停井分为关停井和暂闭井。关停井状态从停产或修井作业 后3个月算起,暂闭井从完井井段被隔离之日算起。废弃井是指进行永久性弃置处理的井。

第二十五条 油井长停井

(一)关停井应安装完整的井口装置及采油树,其性能参数应满足控制流体在油管、套管和环空中出现的异常高压,并按时进行巡井、录取压力资料。

(二)暂闭井可根据实际情况采用下桥塞(包括丢手封隔器)、打水泥塞的方法隔离完井井段,安装简易井口、安装压力表、修建井口房。

第二十六条 气井长停井必须按暂闭井管理。处理时先压井,在气层以上50米打一个长度为50-100m的水泥塞,井口安装井口帽,并用水泥封盖且加注标记。

第二十七条 陆上废弃井

(一)油、气、水井的弃置处理用油井水泥挤堵全部油(气)层,并在油层上部和井口以下油层套管内留(打)一定长度的水泥塞。具体施工步骤和技术要求按《废弃井及长停井处置作法》的有关标准执行。

(二)对于深井和特殊井的废弃处理应增打水泥塞或进行特殊处理。

(三)完成封堵的废弃井井口留下套管头,套管头法兰面上应用5mm以上的圆形钢板从边缘焊死,钢板面上应用焊痕标注井号和封堵日期,并盖井口房。

第二十八条 待废弃井应安装完整的井口装置及采油树,并按正常生产井管理。所有长停井、废弃井处理应有实施设计方案。高温高压、高含有毒有害气体井、重点探井及特殊井身结构井的弃置处理设计应上报股份公司主管部门审批,其余井的弃置处理上报油田主管部门审批。

第二十九条 废弃井应建立档案。档案应包括记录井位、处理日期、应用工艺和封堵作业(方案设计、施工总结、管柱记录)等资料。

第七章含有毒、有害物质生产井特别规定

第三十条 设备及仪器仪表

(一)含有毒有害物质生产井的井口及采油(气)树、井口附件、井下管串应选择具有抗硫化氢、抗二氧化碳腐蚀的材料。

(二)井口装置及采油(气)树、配套设备及附件应避免焊接,并采取相应措施对井口及配套附件实施监测、保护。

(三)对含硫化氢井所配置的仪器仪表、人身防护设备的管理、使用、检测校验及人员培训,按照sy/t6277-2005中的有关要求执行。

第三十一条 含有毒有害物质井应安装可燃气体检测仪、硫化氢检测仪,并实施连续检测;在高压区、油气取样区、排污放空区、油水罐等易泄漏区域应设置醒目的标志和固定探头。

第三十二条 含有毒有害物质气井不能作暂停井处理,应按照暂时性弃井或永久弃井处理。

第三十三条 油田企业要制定含有毒有害物质井生产维护的操作规程,并编写含有毒有害物质井维护作业施工方案。

第八章应急工作规定

第三十四条 油田企业应分级、分类制定采油采气井、注入井在日常生产、生产维护过程中,以及长停井、废弃井的井喷失控应急预案。

第三十五条 制定应急预案应遵循以人为本、预防为主,统一领导、分级负责,依法规范、依靠科技,整合资源、协同应对,单位自救和社会救援相结合的原则。

第三十六条 制定预案应建立在科学分析和充分论证的基础上。预案必须严密、统一、完整,具有科学性。预案涉及的内容应符合国家有关法律、法规。预案应包括不限于以下内容,即组织指挥、人员安全、防止污染、恢复控制的措施。

第三十七条 应急预案制定完成后,必须进行演练,根据演练中发现的问题,对预案进行修订完善。预案制定修订后,应经本级安全生产和第一责任人审批,并报上一级部门批准实施。

第九章附则

第三十八条 本规定自印发之日起试行。

第三十九条 油田企业应以本规定为依据,结合本地区油、气、水井的特点,制定相应的实施细则。

第四十条 本规定由中国石化股份有限公司油田勘探开发事业部负责解释。

第3篇 采油集输流程及其安全技术

1．流程的种类和适用范围

在油田生产过程中，对油井采出物(油、水混合液和天然气)进行收集、计量、输送、初步处理和储存的过程称为采油集输流程或集输系统。由于集输系统各环节的先后顺序不同或某些环节间的工艺设施、结构不同，而构成了不同的采油集输流程。

(1)标准流程

①单管计量站流程。单井单管计量站，分别计量后油气密闭混输至中转站集中处理的流程称为单管计量站流程。该流程适用于原油性质较好(粘度较小、含蜡量较少、凝固点较低)、单井产量较高、井口压力较高的油田。

②双管计量站流程。双管掺热水(或热油)保温输送到计量站，分别计量后，油气密闭混输至中转站集中处理，掺入的活性热水(或热油)由计量站(间)供给的流程，称为双管计量站流程。该流程适用于油品性质较差(粘度高、凝固点高、含蜡量高)，单井产量低、井口压力低的油田。

(2)非标准流程。除单(双)管计量站流程外，其他流程均为非标准流程。如油气分输(双管)流程和三管热水伴随流程等。非标准流程有的是为了适应具体油田的特点而选用的；有的是形成于标准流程的应用之前，尚未进行改造的。

2．选择采油集输流程的原则

(1)流程的适应性强。满足油田的地质特点和原油物性要求；满足油田初期生产，便于油田中后期的调整和改造。

(2)油、气密闭集输，最大限度的降低油气损耗。

(3)合理利用地层能量，尽可能减少动力和加热设备，节约电力和燃料。

(4)流程各环节要配套。采用先进的工艺和设备处理油、气、水，生产合格产品。有利于原油脱水、油气分离、天然气脱轻质油；有利于回收天然气、污水和轻烃，防止环境污染。

(5)计量仪表化，生产自动化，减少生产管理人员，提高生产管理水平和劳动生产率。

3．采油集输流程的投产和管理

(1)采油集输流程中容器和设备的投产。油气和设备投产前，应指定详细的投产方案，要有周密的技术措施和组织措施。投产前的准备和启动投产，必须执行规定的操作规程。

(2)输油管道的试运和投产

①管道投产前必须扫净管道内杂物、泥沙等残留物，保证流程畅通。

②管道试压。使用规定的介质(液体或气体)，按设计规定的试验压力和有关技术标准，对管线进行系统强度试压。

通常以水为介质进行强度试压，缓慢升压，当达到要求的压力时稳压10min，无泄露、目测无变形为合格。需要做渗水实验时，试验压力为设计要求的压力时，渗水量应不大于允许值。气压试验时，压力应逐渐提高，达到试验压力后，稳压5min，无泄漏且测无变形为合格。强度试验合格后，降至设计压力，无泄漏，稳压30min，压力不降为合格。真空系统在严密性试验合格后，在联动试运转时，还应以设计压力进行真空度试验，持续时间为24h，增压率不大于5％为合格。

③投油。管道输送的原油，其凝固点高于管道周围土壤温度时，投油前应用热水预热方式提高土壤温度，防止原油在管道中凝固冻堵。

a．热水出站温度，应根据原油性质和管道防腐保温材料的耐热程度及工艺要求确定。

b．短距离管道可采取单相预热，长距离管道可采用正反输交替输送热水预热。热水量应不少于预热管道容量的1．5倍。

c．投油前，管道末端进站水头温度必须高于原油凝固点温度3～5℃。

d．投油时要增大油流量，一般应大于预热水量的1倍。投油后无特殊情况，在稳定的温度场还没有建立起来之前，一般不准停输。

(3)外输工艺流程的操作与安全技术

①原油外输工艺流程的操作，由调度统一指挥，除特殊情况(如发生火灾、爆炸、凝管等重大事故)外，任何人不得擅自操作外输工艺流程。

②流程操作，遵循“先开后关”的原则。具有高低压部位的流程，开始操作时，必须先倒通低压部位，后倒通高压部位；关闭时，必须先关闭高压部位，后关闭低压部位。

③管线运行时如发生通讯中断，应迅速恢复通讯。保持流程正常运行。

④防止超压的泄压装置必须保持完好，长期投入使用。

⑤在输油管道上进行科研实验时，实验方案应通过有关工程技术部门论证，主管负责人批准后，在专业人员指导下方可进行。

⑥正常操作时必须严格执行规定的操作规程。

⑦对停用时间较长的管道，必须采取置换、扫线、活动管线等措施，保持管道畅通。

第4篇 采油采气井井控安全技术管理规定

第一章 总则

第一条  为加强油气生产过程中的井控技术管理，防止井喷失控、硫化氢等有毒有害气体泄漏的发生，保障公众生命财产安全，保护环境，根据《中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定（试行）》，特制定本规定。

第二条  本规定适用于在中国石化依法登记区域内，采油采气井（注入井）日常生产、维护过程中的安全控制及长停井、废弃井的井控技术管理。

第三条  油田企业应成立相应的采油采气井井控技术管理领导小组，明确井控技术管理部门和职责，完善各级管理制度。

第四条  采油采气井井控技术管理涉及方案设计、井控设备、生产组织、现场施工等工作，各级技术和管理部门要分头把关，相互配合，共同做好井控工作。

第二章 井控装置要求

第五条  采油采气井井控装置主要包括井口装置及采油（气）树、封井器、防喷盒、内防喷装置、防喷管、放喷管线、相匹配的闸门，以及海上、高压气井用安全阀、井下管串、井口监控装置、地面控制盘等。

第六条  选用的井控装置应选择中国石化一级网络供应商或油田二级网络供应商采购，并由油田企业验收合格。

第七条  井控装置的选择

（一） 井口装置、采油（气）树、防喷器压力等级的选择，应依地层压力或注入压力为主，同时考虑流体性质、环境温度及作业措施最高井口压力。

（二） 注蒸汽井井口装置的设计选择，应符合sy/t5328-1996的技术要求；其它生产井的井口装置及采油（气）树的安装、操作，应符合sy/t5127-2002中第4、10章的规定。

第八条  井控装置应定期进行腐蚀状况、配件完整性及灵活性、密封性等方面的专项检查和维修保养，并做好记录。

（一） 采油井、长停井至少半年检查1次。

（二） 注入井至少3个月检查1次。

（三） 采气井至少2个月检查1次。

（四） 高压气井、含有毒有害物质生产井至少1个月检查1次。

（五） 废弃井至少1年检查1次。

第九条  钻井完井交井、作业完井交井、探井转开发井的井控装置，应依据本规定编制的井控设计要求进行交接井。

第三章 采油井井控要求

第十条  采油井的开井、关井、日常管理及一般性维护措施要严格执行井口及其它井控装置的操作规程，确保其井控性能。

第十一条  油井生产过程中和油井关井后，必须按规定检查井口设备和油井压力变化情况，有压力超升现象时要及时向上级报告。

第十二条 油井清蜡、洗井、气举诱喷、生产测试、更换光杆及密封器等进行拆卸（打开）井口采油树的施工前，应对可能发生的压力变化进行预测，并编制下达相应的施工设计书或施工通知单，其内容应包含井控安全要求及预防井喷措施。

第四章 采气井井控要求

第十三条 气井投产前应根据气井的有关资料编写投产工程设计方案，方案中必须有井控内容，按程序审批并组织实施。如需使用防冻剂，应提前向井口装置注入。

第十四条 高温高压、高产及含硫化氢井的生产，应安装由液压控制的井下安全阀、地面安全阀、井口监测装置。高压气井各级套管环空管应安装压力表，监测压力变化。

第十五条  采气井的开井、关井、日常及一般性维护措施要严格执行气井井口及其它井控装置的操作规程，确保其井控性能。

第十六条  在生产过程 中要严格执行气井巡回检查制度，发现异常情况及时向上级报告。

第十七条 气井试井进行测压、清蜡、排液等施工前，应对可能发生的压力变化进行预测，并编制下达相应的设计或施工通知单，其内容主要包含井控安全要求及预防井喷措施。

第十八条 发现气井出砂应采取防、控砂措施，确保气流不含砂。出砂气井在生产过程中应定期检查生产参数。有出砂史的气井，在提高产量时，必须严格按设计调整参数。

第五章 注入井井控要求

第十九条 注入井是指注水、注聚合物、注蒸汽、注二氧化碳、注氮、注天然气等生产井。