资源简介
ICS 75-010
CCS P 71
P
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T 0612—2025
代替SY/T 0612—2014
高含硫化氢气田地面集输系统设计规范
Specification for design of gathering &transmission systems in highly hydrogen sulfide gas field
2025-12-18发布 2026-06-18实施
国家能源局发布
Specification for design of gathering &transmission systems
in highly hydrogen sulfide gas field
主编部门：中国石油天然气集团有限公司
批准部门：国家能源局
施行日期：2026年6月18日
石油工业出版社
2026 北京
国家能源局
公告
2025年第7号
根据《中华人民共和国标准化法》《能源标准化管理办法》, 国家能源局批准《分布式电源接入电力系统承载力评估导则》 等353项能源行业标准(附件1)、《Technical Specification for Directional Drilling in Coal Mine》等25项能源行业标准外文版 (附件2)、《液化石油气组成的测定气相色谱法》等2项能源行业标准修改通知单(附件3),现予以发布。
附件：能源行业标准目录(节选)
2025年12月18日
附件
能源行业标准目录(节选)
序号
标准编号
标准名称
代替标准
采标号
出版机构
批准日期
实施日期
256
SY/T 0606—2025
油气田现场焊接液体储罐技术规范
SY/T 0606—2014
石油工业出版社
2025-12-18
2026-06-18
257
高含硫化氢气田地面集输系统设计规范
SY/T C612—2014
258
SY/T 5049—2025
石油天然气钻采设备钻井和修井用卡瓦
SY/T 5049—2016
259
SY/T 5074—2025
钻井和修井动力钳、吊钳
SY/T 5074—2012
260
SY/T 5079—2025
石油天然气钻采设备油井测试设备
SY/T 5079—2014
261
SY/T 5089.2—2025
钻井井史格式第2部分： 海洋部分
SY/T 5089.2—2013
262
SY/T 5150—2025
石油天然气钻采设备分级注水泥器
SY/T 5150—2013
263
SY/T 5324—2025
预应力隔热油管
SY/T 5324—2013
264
SY/T 5383—2025
石油天然气钻采设备螺杆钻具
SY/T 5383—2010
265
SY/T 5557—2025
石油天然气钻采设备固井成套装备
SY/T 5557—2016
266
SY/T 5579.4—2025
油藏描述方法第4部分： 特殊岩性油藏
SY/T 5579.4—2008
267
SY/T 5579.5—2025
油藏描述方法第5部分： 致密砂岩油藏
SY/T 5579.5—2016
268
SY/T 6108—2025
气藏开发动态分析技术要求
SY/T 6108—2012
269
SY/T 6117—2025
石油天然气钻采设备钻机和修井机使用与维护
SY/T 6117—2016
270
SY/T 6150.2—2025
钢制管道封堵技术规范第 2部分：挡板一囊式封堵
SY/T 6150.2—2018
271
SY/T 6401—2025
气举井下装置
SY/T 6401—1999
272
SY/T 6558—2025
石油天然气钻采设备海洋钻井和采油隔水导管
SY/T 6558—2014
273
SY/T 6592—2025
固井质量评价方法
SY/T 6592—2016
274
SY/T 6620—2025
立式圆筒型钢制焊接储罐完整性评价技术规范
SY/T 6620—2014
275
SY/T 6647—2025
气田开发新区产能建设项目后评估技术要求
SY/T 6647—2013
276
SY/T 6649—2025
油气管道管体缺陷修复技术规范
SY/T 6649—2018
277
SY/T 6651—2025
长输天然气管道压缩机组运行维护技术规范
SY/T 6651—2006
278
SY/T 6696—2025
储油罐机械清洗作业规程
SY/T 6696—2014
279
SY/T 6723—2025
输油管道系统经济运行规范
SY/T 6723—2014
280
SY/T 6729—2025
无游梁式抽油机
SY/T 6729—2014
281
SY/T 6768—2025
油气田地面工程项目可行性研究及初步设计节能节水篇 (章)编写通则
SY/T 6768—2009
282
SY/T 6830—2025
立式圆筒形钢制焊接储罐风险管理
SY/T 6830—2011
283
SY/T 6833—2025
天然气加气站经济运行规范
SY/T 6833—2011
284
SY/T 6835—2025
油田热采注汽系统节能监测规范
SY/T 6835—2017
285
SY/T 6858.1—2025
油井管无损检测方法第1 部分：磁粉检测
SY/T 6858.3—2012
286
SY/T 6858.2—2025
油井管无损检测方法第2 部分：漏磁检测
SYT 6858.1—2012
SY/T 6858.2—2012
287
SY/T 6858.3—2025
油井管无损检测方法第3 部分：电磁超声检测
288
SY/T 6867—2025
岩石碳酸盐含量测定方法
SY/T 6867—2012
289
SY/T 6873—2025
石油钻采装备用液力变速器
SY/T 6873—2012
290
SY/T 6891.1—2025
油气管道风险评价方法第 1部分：半定量评价法
SY/T 6891.1—2012
291
SY/T 6906—2025
多极子阵列声波测井仪
SY/T 6906—2012
292
SY/T 6914—2025
石油天然气钻采设备煤层气钻机
SY/T 6914—2012
293
SY/T 6999—2025
用移动式气体流量标准装置在线检定流量计的一般要求
SY/T 6999—2014
294
SY/T 7011—2025
螺杆泵直驱永磁伺服隔爆电动机
SY/T 7011—2014
295
SY/T 7012—2025
石油天然气钻采设备连续油管井控设备系统
SY/T 7012—2014
296
SY/T 7050—2025
滩海陆岸石油设施检验技术规范
SY/T 7050—2016
297
SY/T 7085—2025
承压设备的设计计算
SY/T 7085—2016
298
SY/T 7351—2025
油气田工程安全仪表系统设计规范
SY/T 7351—2016
299
SY/T 7463—2025
页岩油储量估算规范
SY/T 7463—2019
300
SY/T 7509—2025
液化石油气残留物的试验方法
SY/T 7509—2014
301
SY/T 7852.3—2025
注入气一地层流体相态物性测试方法第3部分：固相沉积实验
302
SY/T 7860—2025
石油天然气钻采设备钻机集成控制系统技术指南
303
SY/T 7861—2025
海洋修井装置作业前检验规范
304
SY/T 7862—2025
石油天然气钻采设备海底勘察基盘
305
SY/T 7863—2025
油气输送管道用调节型电液执行机构技术规范
306
SY/T 7864.1—2025
石油天然气工业含硫化氢环境用承压件材料的选择和评价第1部分：金属承压
件材料
307
SY/T 7864.2—2025
石油天然气工业含硫化氢环境用承压件材料的选择和评价第2部分：橡胶密封件材料
308
SY/T 7864.3—2025
石油天然气工业含硫化氢环境用承压件材料的选择和评价第3部分：金属密封
309
SY/T 7865.1—2025
油井管表面增强工艺规范第1部分：激光熔覆
310
SY/T 7865.2—2025
油井管表面增强工艺规范第2部分：电弧喷涂
311
SY/T 7866—2025
水平井套管螺纹连接试验方法
312
SY/T 7867—2025
储气库地面系统完整性管理技术规范
313
SY/T 7868—2025
盐穴型储气库注气排卤完井技术规范
314
SY/T 7869—2025
气藏型储气库数值模拟应用技术规范
315
SY/T 7870—2025
储气库安全评估方法
316
SY/T 7871—2025
盐穴储气库声呐测腔与解释技术规范
317
SY/T 7872—2025
储气库井屏障检测、评估与治理技术规范
318
SY/T 7873—2025
盐岩老腔改建储气库技术要求
319
SY/T 7874—2025
储气库建设项目后评价规范
320
SY/T 7875—2025
储气库数字化设计导则
321
SY/T 7876—2025
非均相驱油技术规范
322
SY/T 7877—2025
油气井水泥环密封完整性评价方法及技术要求
323
SY/T 7878—2025
水基钻井液性能现场在线测试方法
324
SY/T 7879—2025
石油天然气工业旋转导向系统钻井技术规范
325
SY/T 7880—2025
海上救援井钻井设计指南
326
SY/T 7881—2025
油气田固定资产投资项目节能评价
327
SY/T 7882—2025
采空区油气管道岩土工程勘察规范
328
SY/T 7883—2025
水下油气生产设施装载、运输和安装规范
329
SY/T 7884—2025
沉积盆地源汇系统分析与评价
330
SY/T 7885—2025
推靠式旋转导向系统
331
SY/T 7886—2025
石油和液体石油产品动态计量 在线密度测量技术要求
332
SY/T 7887—2025
天然气集气管网水合物堵塞防治技术规范
前言
根据国家能源局综合司《关于下达2023年能源领域行业标准制修订计划及外文版翻译计划的通知》(国能综通科技 〔2023〕111号)的要求，编制组总结多年来在高含硫气田建设、 生产、科研和管理经验，借鉴了国内外的相关标准，吸收近年来国内油气地面工程的科研成果和生产管理经验，广泛征求了全国各相关单位的意见，经多次研究、讨论，修订本规范。
本规范共分13章，主要技术内容包括：总则，术语，基本规定，集输工艺，含硫天然气脱水，气田采出水转输与处置， 集输管网，材料选择与腐蚀防护，设备设计、制造与检验，管道焊接与检验、清管与试压，自控与通信，站场总图，健康、 安全、环保等。
本次修订的主要内容如下：
1 修订了部分章节名称并调整章节结构：含硫天然气脱水、材料选择与腐蚀防护、气田采出水转输与处置。
2 增加了数字化设计、数字化交付和新能源利用的相关规定。
3 增加了元素硫沉积防治、含硫天然气增压相关要求。
4 修订了含硫天然气脱水相关规定。
5 修订了管道沿线建筑物搬迁距离执行标准、管道强度设计系数、管道埋深、管道标识等要求。
6 修订和增加了材料选择及腐蚀裕量选取相关要求。
7 增加了异种钢连接、管道阴极保护及绝缘接头安装等相关要求。
8 修订了设备对接焊缝无损检测、阀门密封性能、耐火性能、逸散等级相关要求。
9 增加了往复式压缩机、离心式压缩机、隔膜式压缩机等设备设计相关要求。
10 修订了管道焊接、焊缝检验、清管与试压等相关规定。
11 增加了集输管道连头、管道强度试验和投产前抗硫化氢应力开裂敏感性试验等相关规定。
12 修订了站场搬迁距离执行标准。
13 修订了气体检测报警系统和安全仪表系统执行标准及设置要求，增加了通信传输系统冗余设置要求。
14 修订了气田采出水转输与处置等相关要求。
15 修订并增加了高含硫集输系统健康、安全、环保相关的一般规定和要求。
本规范由国家能源局负责管理，由石油工业标准化技术委员会石油工程建设专业标准化委员会负责日常管理，由中国石油工程建设有限公司西南分公司负责具体技术内容的解释。执行过程中如有意见或建议，请寄送中国石油工程建设有限公司西南分公司(地址：四川省成都市高新区升华路6号，邮政编码：610041),以供今后修订时参考。
本规范编制单位：中国石油工程建设有限公司西南分公司中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司
中石化石油工程设计有限公司
中国石油化工股份有限公司西南油气分公司
本规范主要起草人：刘新野汤晓勇文绍牧郭艳林陈 杰郑 晓春 李天 雷李 仁科 李丹 陈勇 彬任 艳辉 刘棋 袁宗睿陈松林任 阳范 骥仇本东张 磊唐澜 余洋 陈俊文程镜霓梅 川叶 桦牙亚萌张雪琨孟庆华何 珺
肖芳 曹臻 黄静 杨成贵杨 静洪进门
本规范主要审查人：班兴安张维智杨莉娜林 冉雒定明唐德志谢卫红陈忠喜汪玉同田京山钟桂香葛劲风罗小军李 阳吴 勇
目次
1 总则 1
2 术语 2
3 基本规定 3
4 集输工艺 4
4.1 一般规定 4
4.2 气液分离 4
4.3 水合物的防止 4
4.4 元素硫沉积防治 5
4.5 含硫天然气增压 5
5 含硫天然气脱水 6
6 气田采出水转输与处置 7
6.1 气田采出水转输 7
6.2 气田采出水处置 7
7 集输管网 8
7.1 集输管道工艺设计 8
7.2 线路 8
7.3 线路截断阀的设置 11
8 材料选择与腐蚀防护 13
8.1 材料选择 13
8.2 腐蚀防护 15
9 设备设计、制造与检验 17
10 管道焊接与检验、清管与试压 19
10.1 管道焊接 19
10.2 焊缝检验 20
10.3 清管与试压 22
10.4 干燥与投产准备 23
11 自控与通信 24
11.1 一般规定 24
11.2 安全仪表系统 25
11.3 通信 26
12 站场总图 27
13 健康、安全、环保 28
13.1 一般规定 28
13.2 安全截断 29
13.3 安全泄放 29
标准用词说明 30
引用标准名录 31
附：条文说明 34
Contents
1 General provisions 1
2 Terms 2
3 Basic requirements 3
4 Gathering and transmission process 4
4.1 General requirement 4
4.2 Gas liquid separate 4
4.3 Hydrate prevention 4
4.4 Prevention and control of elemental sulfur deposition 5
4.5 Compression of H₂S natural gas 5
5 H₂S natural gas dehydration 6
6 Gas field produced water transportation and disposal 7
6.1 Gas field produced water transportafion 7
6.2 Gas field produced water disposal 7
7 Gathering and transmission network 8
7.1 gas gathering system design 8
7.2 Pipeline 8
7.3 Arrangement of pipeline block valve 11
8 Material selection and corrosion control 13
8.1 Material selection 13
8.2 Corrosion control 15
9 Equipment design, fabrication and testing 17
10 Pipe welding and inspection, pigging and pressure test 19
10.1 Pipe welding 19
10.2 Welding inspection 20
10.3 Pigging and pressure test 22
10.4 Drying and commisioning 23
11 Instrumentation and telecommunication 24
11.1 General requirement 24
11.2 Safety instrumented system 25
11.3 Telecommunication 26
12 Station plot plan 27
13 Health, safety and environment 28
13.1 General requirement 28
13.2 Safety shutdown 29
13.3 Safety relief 29
Explanation of wording in this code 30
List of quoted standards 31
Addition:Explanation of provisions 34
1 总则
1.0.1 为保障高含硫化氢气田地面集输工程建设和安全运行， 做到质量可靠、安全环保、技术可行、经济合理，制定本规范。 1.0.2 本规范规定了高含硫化氢气田地面集输系统设计要求， 适用于陆上天然气中硫化氢含量大于或等于5%(体积分数)的新建、扩建和改建工程的设计。
1.0.3 高含硫化氢气田地面集输系统设计除应符合本规范外， 尚应符合国家现行有关标准的规定。
—1—
2 术语
2.0.1 气田集输系统 gas field gathering and transmission system
气井井口至净化厂之间，将气井采出物汇集、处理和输送的全部工程的统称。
2.0.2 集气站 gas gathering station
对气井产物进行收集、调压、分离、计量等作业的站场。
2.0.3 湿含硫化氢天然气 wet H₂S natural gas
操作条件在水露点和水露点以下的含硫化氢天然气，简称湿气。
2.0.4 干含硫化氢天然气 dry H₂S natural gas
操作条件在水露点以上的含硫化氢天然气，简称干气。
2.0.5 天然气水合物 natural gas hydrates
在一定的温度和压力下，天然气中的甲烷、乙烷、丙烷、 丁烷、二氧化碳、硫化氢等和水形成的冰雪状晶体。
2.0.6 缓蚀剂涂膜 batch of inhibitor
缓蚀剂溶液随清管器流经整个管道，在管道内壁形成一层持续、完整、有一定厚度的缓蚀剂膜的过程。
2.0.7 潜在硫化氢释放量 volume of potential H₂S release
除气井外的地面设施在最高操作压力下可能释放出的硫化氢体积。为便于计算，假定自动截断阀在设施出现故障时，自动截断后所释放出的硫化氢体积，单位为标准立方米(标准状
况下)。
2.0.8 元素硫 elemental sulfur
从天然气中析出的不溶于水的黄色结晶单质硫固体。
2.0.9 安全完整性等级 safety integrity level
安全功能的等级。安全完整性等级由低到高为SIL1～SIL4。
— 2 —
3 基本 规定
3.0.1 气田集输系统地面工程总体布局应根据气藏构造形态、 气井和回注井分布、产品流向、自然条件、国土空间规划及周边社会环境等情况，协同天然气净化厂设置，统筹布置气田集输、采出水处理、天然气脱水、公用及配套工程。
3.0.2 气田集输系统地面工程应与气藏工程、钻井工程、采气工程紧密结合，根据气藏特点、流体性质、产气量、产水量、 气田内站场与净化厂的布置等特点，对系统工艺、防腐、防止水合物生成、防治元素硫沉积进行优化设计，经综合分析和技术经济对比后确定，并应符合下列规定：
1 应合理利用气井压力能、流体热能，优化气田集输工艺，降低气田生产能耗;
2 应根据气井产出物化学组分、物性特点、运行条件等， 确定腐蚀程度，合理选择地面集输系统材料，并应结合采气工程方案，确定地面集输系统防腐工程设计 ;
3 应结合工艺过程操作安全、平稳需要，合理确定自控及通信技术水平，应设置工艺系统硫化氢气体泄漏检测报警、联锁保护和社区应急。
3.0.3 气田集输系统地面工程应因地制宜开展新能源利用，并应根据建设及运维管理需求，开展数字化设计、数字化交付。
—3—
4 集输 工艺
4.1 一般 规定
4.1.1 干气输送、湿气输送工艺方案应根据输送介质的腐蚀特性、材质选择、制造加工、焊接技术、操作运行等因素经技术经济对比确定。
4.1.2 气田集输宜采用湿气输送工艺;当采用干气输送时，脱水站和气田集气站宜联合设置。
4.1.3 输送湿气的碳钢管道系统应设置缓蚀剂加注系统。
4.1.4 注入缓蚀剂的碳钢管道管内气体的流速宜控制在3m/s~
8 m/s。
4.1.5 碳钢集气管道宜设置可进行管道智能检测的清管设施， 清管流程设计应满足管道缓蚀剂涂膜处理工艺的要求。
4.2 气液 分离
4.2.1 气液分离设备选型应根据流体组分、天然气持液量、天然气压力，以及集输、增压和脱水工艺的需求确定。
4.2.2 段塞流捕集器的设置应根据采、集气管线的段塞流量计算确定。
4.2.3 气液分离器、段塞流捕集器宜单独设置检修排污口。
4.3 水合物的防止
4.3.1 天然气水合物的形成温度应根据天然气的组成预测，预测方法可采用工艺模拟计算法、实验室模拟分析法或现行行业标准《天然气脱水设计规范》SY/T 0076中的图表法。
4.3.2 天然气水合物的抑制可采用注入抑制剂或加热天然气的 —4—
方法，集输天然气温度应高于水合物形成温度3℃以上。
4.3.3 当采用加热法防止水合物时，宜对管道和设备采取保温措施。
4.3.4 防止水合物形成的措施应满足正常生产及开、停工工况的需要。
4.3.5 存在水合物形成风险的安全泄放入口管路、仪表引压管静止段宜竖直安装，水平安装时应有坡度，同时宜采取电伴热等方式防止水合物形成。
4.4 元素硫沉积防治
4.4.1 地面流程宜设置元素硫分散剂、溶硫剂加注设施。
4.4.2 存在元素硫沉积风险时，地面集输系统应预留元素硫清洗接口，具备循环清洗功能。
4.5 含硫天然气增压
4.5.1 湿气增压时，压缩机机组及上下游管道材料选取应满足腐蚀防护要求。
4.5.2 天然气增压后冷却温度应满足下游脱水装置性能和管道外防腐层耐温性能要求。
4.5.3 闪蒸气、气提气、再生气采用增压回收工艺时，宜选择往复式压缩机，并应采取防止压缩机泄漏的措施，且应采取防止气体压缩后冷却时出现硫化氢液化的措施。
—5—
5 含硫天然气脱水
5.0.1 含硫天然气脱水宜采用甘醇吸收法或固体吸附法。脱水后的天然气水露点应比下游管道输送条件下气体输送最低温度低5℃,应采用在线水分分析仪监测。当干气增压输送时，脱水深度应满足下游输送对水露点的要求。
5.0.2 甘醇吸收法脱水装置宜设置甘醇气提设施，产生的闪蒸气和再生气应进行综合处理，宜增压回收。
5.0.3 固体吸附法脱水应采用抗酸吸附剂，不宜采用分子筛。
5.0.4 吸附法脱水中的再生气分离器应设捕雾网，冷凝水应设自动排液阀，且应密闭排放至气田水处理系统。
5.0.5 含硫天然气脱水设计应符合现行行业标准《天然气脱水设计规范》SY/T 0076的规定。
5.0.6 当湿原料气中含有氯离子时，应根据氯离子在甘醇溶液中的累积浓度、硫化氢分压，以及温度等工况条件选择设备、 管道材质。
—6—
6 气田采出水转输与处置
6.1 气田采出水转输
6.1.1 气田采出水输送方式应根据气田采出水量、水质、区域地质条件、气候条件等情况，通过技术经济比较确定。
6.1.2 气田采出水收集和输送应采用密闭方式。当气田采出水采用罐车拉运方式时，气田采出水应经过脱气处理，工作场所空气中硫化氢最高容许浓度应为10mg/m³。
6.1.3 气田采出水输送管材应耐腐蚀、抗老化并方便施工和维护，应对非金属(或不锈钢)内衬的金属管道、非金属管道和金属管道进行技术经济比选。
6.1.4 气田采出水输送管道应设置防水击破坏的措施。
6.1.5 气田采出水的输送工艺、管道敷设及安全防护应符合现行行业标准《高含硫气田采出水处理及回注工程设计规范》SY/T 6881的规定。
6.2 气田采出水处置
6.2.1 气田采出水处理工艺应根据开发方案预测的产水量、水质，结合最终处置要求综合分析确定。
6.2.2 气田采出水应进行硫化氢脱除处理，宜采用闪蒸、气提、 加药等工艺。采用气提处理时，宜将气田采出水的pH 值调整至酸性。
6.2.3 气田采出水回注地层时，回注水质应符合现行行业标准 《气田水注入技术要求》SY/T 6596的规定。
6.2.4 气田采出水处理及回注设计应符合现行行业标准《高含硫气田采出水处理及回注工程设计规范》SY/T 6881的规定。
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7 集输 管网
7.1 集输管道工艺设计
7.1.1 集输管道工艺设计应符合现行国家标准《气田集输设计规范》GB50349 的规定。
7.1.2 输送湿气的管线应根据温降计算结果确定水合物防止措施。
7.2 线路
7.2.1 管道线路选择应符合现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB 50251和《气田集输设计规范》GB50349 的规定，且不应通过四级地区，路由选择宜避开不良地质地段等敏感区域， 当受到条件限制通过时，应选择危害程度最小的位置通过，并应采取相应的防护措施。
7.2.2 埋地管道与建(构)筑物的间距应满足施工和运行管理需求，且管道中心线与建(构)筑物的最小距离不应小于5m; 同时管道沿线建筑物搬迁距离应符合现行行业标准《硫化氢环境天然气采集与处理安全规范》SY/T 6137的规定和定量风险评价 ( QRA) 的相关要求。
7.2.3 地区等级划分方法应符合现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB 50251的规定。管道的强度设计系数应符合表7.2.3的规定。
7.2.4 管道穿、跨越铁路、公路、河流等工程设计应符合现行国家标准《油气输送管道穿越工程设计规范》GB 50423和《油气输送管道跨越工程设计标准》GB/T 50459中的规定。
7.2.5 穿越铁路、公路、水域等的管段及站场内、隧道内、截断阀室内管道的强度设计系数，应符合表7.2.5的规定。
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表7.2.3强度设计系数
地区等级
强度设计系数F
一级地区
0.6
二级地区
0.5
三级地区
0.4
表7.2.5 穿越铁路、公路、水域及站场内、隧道内、截断阀室内管道的
强度设计系数
管道及管段
一
二
三
有套管穿越三、四级公路的管道
无套管穿越三、四级公路的管道
有套管穿越一、二级公路、高速公路、铁路的管道
站场内管道及截断阀室内管道
长、中长山岭隧道、多管敷设的短山岭隧道
水域小型穿越、短山岭隧道
水域大、中型穿越
冲沟穿越
7.2.6 管道敷设应符合下列要求：
1 管道敷设不应采用冷弯弯管，热煨弯管不应切割使用， 热煨弯管的曲率半径不应小于管子外径的5倍。采用碳钢、低合金钢管的热煨弯管应进行热处理，且应符合现行行业标准 《油气输送用钢制感应加热弯管》SY/T 5257的规定;采用耐腐蚀合金双金属复合管的热煨弯管应符合现行国家标准《石油天
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然气工业用耐腐蚀合金复合弯管》GB/T 35067的规定。
2 管道的管顶最小覆土层厚度不宜小于1m; 位于一、二级地区的埋地管道，当敷设在岩石类地层时，对管道采取保护措施后，管顶最小覆土层厚度不应小于0.6m。
3 并行敷设的管道应符合国家现行标准《输气管道工程设计规范》GB 50251和《油气输送管道并行敷设技术规范》SY/T 7365的规定。石方地段不同期建设的并行管道，后建管道采用爆破开挖管沟时，净距宜大于50m, 且应控制爆破质点速度不超过2cm/s。
4 除上述规定外，其他要求应符合现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB 50251的规定。
7.2.7 管道强度和稳定性计算应符合下列要求：
1 碳钢、低合金钢、不锈钢、耐蚀合金钢管道直管段壁厚计算应符合现行国家标准《气田集输设计规范》GB 50349的规定，设计系数应按本规范表7.2.3、表7.2.5选取。
2 耐腐蚀合金双金属复合管道直管段基管壁厚计算应按基层承压、耐腐蚀合金层耐蚀的原则进行设计。耐腐蚀合金层厚度不应计入强度计算，碳钢基层不应设置腐蚀裕量。强度计算及稳定性校核应符合现行国家标准《气田集输设计规范》GB 50349的规定，设计系数应按本规范表7.2.3、表7.2.5选取。
3 埋地直管段的轴向应力应按现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB 50251中的方法进行计算，其组合的当量应力应小于管材名义最小屈服强度的90%;受内压和温差共同作用下的弯管组合应力应按现行国家标准《输气管道工程设计规范》 GB50251中的方法进行计算。
4 管道抗震设计应符合现行国家标准《油气输送管道线路工程抗震技术规范》GB/T 50470的规定。
5 当管道埋深较大或外荷载较大时，外压稳定性应按现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB 50251中的要求进行校核。
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7.2.8 管道标识应符合下列要求：
1 管道标识应按现行行业标准《油气管道线路标识设置技术规范》SY/T 6064的要求进行设置。标志桩应包括“高含硫化氢”或“有毒”字样、生产单位名称及联系电话。
2 在管道沿线的以下地点应设警示牌：
1)采石场、取土场、采矿区域;
2)地质灾害易发区或已多次发生危及管道安全行为的区域;
3)人口密集区、工业建设地段等;
4)公路、铁路、河流、山体等穿跨越区域;
5)管道干线靠近人口集中居住区、工业建设地段等需加强管道安全保护的地方。
3 管道穿跨越铁路、公路、电缆、光缆、管道等重要障碍物及通航河流处，除应设置标记外，还应按交通部门有关规定设置警示标记。
4 线路构筑物施工完毕，应按有关规定进行标识。
5 管道回填中应在管顶上方500 mm设置管道警示标志带， 标志带上应标注管内输送气体介质名称及危害性、生产单位名称、工程名称、联系电话。
7.2.9 线路水工保护应符合现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB50251 的规定。
7.2.10 集气管线宜进行全线应力分析;通过高陡坡、软土、采空区和活动断裂带等不良地质段和其他特殊地段时，应进行专项应力分析，并宜考虑水工保护措施相关外部载荷影响;集气管线不良地质段宜设置地灾监测系统及应力应变监测系统。
7.3 线路截断阀的设置
7.3.1 采、集气管线应设置线路截断阀。阀室位置宜选择在交通方便、地形开阔、地势较高易于硫化氢气体扩散的地方，并
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应满足环境影响报告书、安全预评价报告要求。
7.3.2 线路截断阀室设置除应符合现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB 50251的规定外，还应根据以下管线地区等级及管道中潜在硫化氢释放量限值来确定相邻两个线路截断阀之间的距离：
1 一级地区管道中潜在硫化氢释放量可大于6000m³;
2 二级地区管道中潜在硫化氢释放量可大于或等于
2000 m³, 但应小于6000m³;
3 三级地区管道中潜在硫化氢释放量可大于或等于 300m³, 但应小于2000 m³。
7.3.3 线路截断阀应为全通径阀门，并应根据压降速率或压力设定值设置报警及关断功能。
7.3.4 三级地区、大型穿跨越工程、线路附近存在重要的建 (构)筑物及距离值守点较远的线路截断阀室，应设置远程终端装置或可编程控制器。
7.3.5 线路截断阀宜间隔设置或依托上下游站场设置泄放系统。
1
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8 材料选择与腐蚀防护
8.1 材料 选择
8.1.1 在高含硫化氢环境中使用的钢管、设备及管件、阀门、仪表和仪表测量管道应符合国家现行标准《石油天然气工业 油气开采中用于含硫化氢环境的材料》GB/T 20972.1~ GB/T 20972.3和《天然气地面设施抗硫化物应力开裂和应力腐蚀开裂金属材料技术规范》SY/T 0599的规定。碳钢和低合金材料应具有在使用环境中抗硫化物应力开裂( SSC) 和抗氢致开裂 (HIC) 的性能;耐蚀合金材料应具有在使用环境中抗应力腐蚀开裂( SCC) 的性能。
8.1.2 高含硫化氢环境中的碳钢和低合金钢材料应为纯净度高的细晶粒全镇静钢。
8.1.3 材料及焊缝的硬度应符合现行国家标准《石油天然气工业 油气开采中用于含硫化氢环境的材料》 GB/T 20972.1~ GB/T 20972.3和《钢制管道和设备防止焊缝硫化物应力开裂的硬度控制技术规范》GB/T 27866的规定。
8.1.4 碳钢和低合金钢材料的抗硫化物应力开裂(SSC) 性能评价试验宜采用现行国家标准《金属在硫化氢环境中抗硫化物应力开裂和应力腐蚀开裂的实验室试验方法》GB/T 4157和《金属和合金的腐蚀应力腐蚀试验第2部分：弯梁试样的制备和应用》GB/T 15970.2中规定的方法，试验加载应力应为材料实际屈服强度 (AYS) 的80%。
8.1.5 碳钢和低合金钢材料的抗氢致开裂(HIC) 性能试验应按现行国家标准《管线钢和压力容器钢抗氢致开裂评定方法》 GB/T 8650进行;每个试样的单个截面的最大允许值不应超过下
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列验收极限：
1 裂纹长度率(CLR) 小于或等于10%;
2 裂纹厚度率 (CTR) 小于或等于3%;
3 裂纹敏感率(CSR) 小于或等于1%。
8.1.6硫化氢分压大于1.0 MPa 环境的碳钢和低合金钢材料和焊缝，若没有2年以上类似工况的成功现场使用经验，应进行模拟现场条件下SSC 的试验。模拟环境试验时，温度应取工况中更接近室温的温度。
8.1.7耐蚀合金材料的应力腐蚀开裂(SCC) 性能评价试验宜采用现行国家标准《金属在硫化氢环境中抗硫化物应力开裂和应力腐蚀开裂的实验室试验方法》GB/T 4157 和《金属和合金的腐蚀应力腐蚀试验第2部分：弯梁试样的制备和应用》 GB/T 15970.2,四点弯曲法试验加载应力应为材料实际屈服强度(AYS) 的100%。模拟环境试验时，模拟工况应能代表现场工况。
8.1.8 碳钢和低合金钢管道应符合现行国家标准《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB/T 9711酸性服役条件PSL2 钢管和《钢制对焊管件技术规范》GB/T 13401的规定;耐蚀合金管道应符合国家现行标准《耐腐蚀合金管线管》SY/T 6601 和《钢制对焊管件技术规范》GB/T 13401的规定;耐蚀合金复合管应符合国家现行标准《内覆或衬里耐腐蚀合金复合钢管》 SY/T 6623及《石油天然气工业用耐腐蚀合金复合管件》GB/T 35072的规定。
8.1.9 钢管应在工厂逐根进行静水压试验，静水压试验压力产生的环向应力不应小于管材标准规定的最小屈服强度的95%, 复合钢管水压试验压力应按碳钢基管的最小壁厚计算。
8.1.10 非金属材料应具有抗硫化氢性能。溶硫剂、缓蚀剂等化学药剂加注前，应评估化学药剂所接触的非金属材料的适应性。 压力容器壳体法兰用弹性体密封材料应按现行国家标准《石油、石化与天然气工业与油气开采相关介质接触的非金属材 — 1 4—
料第2部分：弹性体》GB/T 34903.2进行抗气爆测试。
8.1.11 阀门和法兰材料应符合以下规定：
1 碳钢和低合金钢材料硫质量分数应小于或等于0.010%, 磷质量分数应小于或等于0.020%;用于焊接的碳钢和低合金钢材料的碳质量分数应小于或等于0.23%,碳当量CE(IIW) 应小于或等于0.42%。
2 阀门承受拉应力的部件不应使用马氏体不锈钢、沉淀硬化不锈钢或双相不锈钢材质。
8.2 腐蚀 防护
8.2.1 内腐蚀控制应符合国家现行标准《钢质管道内腐蚀控制规范》GB/T 23258和《高含硫化氢气田集输系统内腐蚀控制规范》SY/T0611 的规定。
8.2.2 腐蚀控制系统设计应根据输送介质腐蚀评价结果确定防腐措施、腐蚀监测方案和材料特殊要求。
8.2.3 腐蚀裕量应根据腐蚀速率和设计寿命综合分析确定，内腐蚀控制设计应符合下列要求：
1 输送湿气时，碳钢和低合金钢采、集气管道及管件腐蚀裕量宜为3 mm～4 mm;碳钢和低合金钢设备腐蚀裕量宜为 4 mm～ 6 mm。耐蚀合金材料不宜考虑腐蚀裕量。
2 输送干气时，碳钢和低合金钢管道腐蚀裕量宜为 1mm～ 2mm, 碳钢和低合金钢设备腐蚀裕量宜为3 mm～4mm。
3 缓蚀剂加注设计应满足缓蚀剂涂膜处理和连续加注的要求，并应设置腐蚀监测设施。
8.2.4 缓蚀剂选择和加注应符合下列要求：
1 缓蚀剂类型、注入量和加注方式应根据气田含硫化氢天然气气质、气量、采出水水质和水量确定。
2 缓蚀剂与水合物抑制剂、溶硫剂、采出水应有良好的配伍性。
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3 缓蚀剂加注宜满足现行行业标准《油气集输管道缓蚀剂涂膜及连续加注技术规范》SY/T 7408的规定。
8.2.5腐蚀监测设备及监测点的设置应符合现行行业标准《油气田集输系统在线腐蚀监测技术规范》SY/T 6970的规定。
8.2.6 输送湿气的碳钢管道布置宜避免容易腐蚀的盲肠段。
8.2.7 硫化氢使用环境设备内壁用防腐涂层应具有良好的抗硫化氢等介质腐蚀的性能，涂层使用前应按现行行业标准《酸性环境下材料评价方法第2部分：设备内防腐涂层试验评价方法》SY/T 7406.2的要求进行抗硫性能评价，评价合格后方可使用。
8.2.8 接触硫化氢介质的碳钢和低合金钢与耐蚀合金之间，不应采用焊接方式连接，宜采用法兰连接。
8.2.9 外腐蚀控制应符合现行国家标准《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/T 21447和《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB/T 21448的相关规定，集输管道阴极保护还应符合下列要求：
1 埋地钢质集输管道应采用阴极保护，交直流干扰影响严重段的集输管道宜设置智能测试桩。
2 输送湿气时，管道绝缘接头或绝缘法兰宜地面安装。
3 输送湿气时，钢质管道绝缘接头或绝缘法兰保护端内壁应增加防腐层涂装长度，内防腐层长度应符合现行行业标准 《阴极保护管道的电绝缘标准》SY/T 0086的规定。
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9 设备设计、制造与检验
9.0.1 压力容器的设计、材料、制造、检验及验收除应符合国家现行标准《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG 21和 《压力容器》GB/T 150.1～GB/T 150.4、《压力容器分析设计》 GB/T 4732.1～GB/T 4732.6中的规定外，材料选择还应符合现行行业标准《天然气地面设施抗硫化物应力开裂和应力腐蚀开裂金属材料技术规范》SY/T0599 的规定。
9.0.2 设备及附件材料的化学成分、力学性能、非金属夹杂物、 晶粒度、硬度、耐腐蚀性能和无损检测等，除标准规定外，还应提出补充要求。
9.0.3 设备壳体A 类及B 类焊接接头的无损检测应符合下列要求：
1 焊接接头应进行100%X 射线检测。
2 设备壳体壁厚大于或等于38 mm 时，应进行100% X 射线检测和100%的超声检测。
3 射线检测应采用射线胶片照相检测、射线数字成像检测或射线计算机辅助成像检测。
4 超声检测应采用相控阵超声检测、衍射时差法超声检测或脉冲反射法超声成像检测。
5 无损检测合格指标应符合现行国家标准《压力容器第 4部分：制造、检验和验收》GB/T 150.4的规定。
9.0.4 C、D、E类焊接接头应进行磁粉或渗透检测，质量等级应符合现行国家标准《压力容器第4部分：制造、检验和验收》GB/T 150.4的规定。壳体公称直径大于500 mm 且接管公称直径大于80 mm 的角焊缝还应进行超声检测，质量等级应符
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合现行行业标准《承压设备无损检测第3部分：超声检测》 NB/T 47013.3中 I 级规定。
9.0.5 设备应进行整体消除应力热处理。热处理后，母材、焊缝、热影响区应按现行国家标准《钢制管道和设备防止焊缝硫化物应力开裂的硬度控制技术规范》GB/T 27866进行硬度检查， 硬度值不应大于200 HBW。
9.0.6 压力试验合格设备的泄漏试验应满足国家现行标准《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG 21和《压力容器第 4 部分：制造、检验和验收》GB/T 150.4的规定。
9.0.7 具有截断功能的阀门在出厂前应逐个进行密封性能的检验。软密封阀泄漏率宜符合现行国家标准《工业阀门压力试验》GB/T 13927中 A 级的要求，金属密封阀宜符合现行国家标准《工业阀门压力试验》GB/T 13927中B 级的要求，金属密封止回阀宜符合现行国家标准《工业阀门压力试验》GB/T 13927中CC 级的要求。
9.0.8 具有截断功能的阀门的耐火性能应符合现行行业标准 《阀门试验耐火试验要求》SY/T 6960的规定。
9.0.9 用于高含硫化氢原料气管道阀门的逸散等级应符合现行国家标准《工业阀门的逸散性试验》GB/T 26481中 A 级的要求。
9.0.10 往复活塞式压缩机应采用双室中体并应使用氮气持续吹扫，填料和中体放空气应排放至安全区域。
9.0.11 离心式压缩机的轴封应采用带中间迷宫密封的串联式干气密封。中间迷宫应持续通入惰性气体作为缓冲气。干气密封一级放空气应接入火炬系统，二级放空气应排放至安全区域。
9.0.12 隔膜式压缩机应采用三层金属隔膜，接触工艺气体的承压部件应进行氦气泄漏检验。
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10 管道焊接与检验、清管与试压
10.1 管道 焊接
10.1.1 管道施焊前应根据焊接工艺评定制定相应的焊接工艺规程，焊接工艺评定应符合下列要求：
1 碳钢、低合金钢管道焊接工艺评定应符合现行行业标准 《高含硫化氢气田集输管道焊接技术规范》SY/T 4117的规定。
2 耐蚀合金双金属复合管管道焊接工艺评定应符合现行行业标准《耐腐蚀合金双金属复合管焊接及无损检测技术标准》 SY/T 7464的规定。
3 不锈钢和耐蚀合金钢管道焊接工艺评定应符合现行行业标准《承压设备焊接工艺评定》NB/T 47014的规定。
4 焊接工艺评定应按国家现行标准《石油天然气工业油 气开采中用于含硫化氢环境的材料》GB/T 20972.1～GB/T 20972.3和《天然气地面设施抗硫化物应力开裂和应力腐蚀开裂金属材料技术规范》SY/T 0599要求进行焊缝抗HIC、SSC 或 SCC试验。
5 焊接工艺评定中焊缝应进行硬度检测，硬度检验方法应符合现行国家标准《石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料》GB/T 20972.1～GB/T 20972.3、《钢制管道和设备防止焊缝硫化物应力开裂的硬度控制技术规范》GB/T 27866 的规定。
10.1.2 管道焊接应执行焊接工艺规程，焊材的化学成分应与母材的化学成分相同或相近，焊缝金属的抗拉强度不应低于强度较低一侧母材抗拉强度规定值。
10.1.3 碳钢和低合金钢管道焊接应符合现行行业标准《高含硫
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化氢气田集输管道焊接技术规范》SY/T 4117的规定，耐蚀合金双金属复合管道焊接应符合现行行业标准《耐腐蚀合金双金属复合管焊接及无损检测技术标准》SY/T 7464的规定。不锈钢和耐蚀合金钢管道焊接应符合现行国家标准《现场设备、工业管道焊接工程施工规范》GB 50236的规定。
10.1.4 碳钢、低合金钢管道应进行焊后热处理。
10.1.5 现场开孔接管的方式应采用支管台连接方式，并应按照角焊缝焊接工艺规程施焊。
10.1.6 直管、弯管防腐层的管端预留长度及绝缘接头短管长度应满足焊后热处理的要求。
10.1.7 焊缝返修前应采用机械方法清除全部缺陷，返修后应按照原无损检测方法和标准进行检测，并应达到合格。同一部位焊缝的修补次数不应超过一次，焊缝根部缺陷和裂纹性缺陷不应返修。
10.1.8 集输管道连头应符合下列要求：
1 连头焊的连头地点宜选择在地势平坦段，连头口宜选择在直管段上。连头口宜避免设在热煨弯管及其他管件的不等壁厚焊缝处。
2 不参与强度试验的连头用钢管或管段应提前完成试压工作。
3 连头焊接应采用连头焊接工艺规程。
4 连头焊口的裂纹和根部缺陷不应返修，应割口重焊。
10.2 焊缝 检验
10.2.1 管道焊缝无损检测应符合下列要求：
1 碳钢和低合金钢管道焊缝应符合下列规定：
1)当采用射线胶片照相检测及射线数字成像检测时， 应符合现行行业标准《高含硫化氢气田钢质管道环焊缝射线检测》SY/T 4120的规定，Ⅱ级合格;
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2)当采用脉冲反射法超声检测时，应符合现行行业标准 《承压设备无损检测第3部分：超声检测》NB/T 47013.3的规定，I 级合格;
3)当采用相控阵超声检测时，应符合现行行业标准 《承压设备无损检测第15部分：相控阵超声检测》 NB/T 47013.15的规定，I 级合格。
2 耐腐蚀合金双金属复合管焊缝的无损检测及验收指标应符合现行行业标准《耐腐蚀合金双金属复合管焊接及无损检测技术标准》SY/T 7464的规定。
3 不锈钢和耐蚀合金钢管道焊缝无损检测标准应按现行行业标准《承压设备无损检测》NB/T 47013执行，并应符合下列规定：
1)当采用射线胶片照相检测时，应符合现行行业标准 《承压设备无损检测第2部分：射线检测》NB/T 47013.2的规定，Ⅱ级合格;
2)当采用射线数字成像检测时，应符合现行行业标准 《承压设备无损检测第11部分：射线数字成像检测》NB/T 47013.11 的规定，Ⅱ级合格;
3)当采用脉冲反射法超声检测时，应符合本条第1款第2项的要求;
4)当采用相控阵超声检测时，应符合本条第1款第3项的要求。
10.2.2 高含硫化氢天然气管道及压力大于1.6 MPa的高含硫化氢排污管道对接焊缝均应进行100%射线检测和100%超声检测;压力小于或等于1.6 MPa的高含硫化氢排污管道、放空管道对接焊缝应进行不低于20%射线检测和100%超声检测，对不能进行超声检测的焊缝，应进行100%的射线检测。
10.2.3 焊缝的硬度检验方法应符合现行行业标准《含硫化氢油气田金属材料现场硬度检测技术规范》SY/T 7024的规定。碳钢和低合金钢管道每条焊缝应至少检查一处，结果应满足硬度值
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不大于200 HBW。
10.2.4 不能进行射线和超声检测的角焊缝，应按现行行业标准 《承压设备无损检测第4部分：磁粉检测》NB/T 47013.4 或 《承压设备无损检测第5部分：渗透检测》NB/T 47013.5的要求进行磁粉或渗透检测，I 级合格。
10.2.5 与仪表及根部阀相连接的不锈钢及耐蚀合金管道环焊缝应进行100%射线检测，并应符合现行行业标准《承压设备无损检测第2部分：射线检测》NB/T 47013.2的规定，Ⅱ级合格。
10.3 清管与试压
10.3.1 管道系统应进行吹扫和试压，严密性试验应在强度试验合格后进行。
10.3.2 站场、阀室管道吹扫应符合国家现行标准《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》GB 50540和《高含硫化氢气田集输场站工程施工技术规范》SY/T 4118的规定;线路管道清管、吹扫应符合现行国家标准《油气田集输管道施工规范》GB 50819的规定。
10.3.3 站场高含硫化氢管道强度试验介质应采用洁净水，试验压力不应小于1.5倍设计压力，稳压时间不应小于4h。站场高含硫化氢管道严密性试验介质应采用压缩空气或其他不易燃无毒无腐蚀性气体;严密性试验压力应为设计压力，稳压时间不应小于24h。
10.3.4 线路管道强度及严密性试验应在管道回填后进行。
10.3.5 高含硫化氢气体集输管道，强度试验介质应采用洁净水，环境温度不应低于5℃,且应符合下列要求：
1 试压段最低点强度试验压力产生的环向应力应达到管材标准规定的最小屈服强度的95%,并应按下式计算：
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(10.3.5)
式中：p——试压段最低点试验压力(MPa);
δmin——扣除制管负偏差后的钢管最小壁厚(mm);
On——试压段最低点试验压力应达到的环向应力 (MPa); D——管道外径 (mm)。
注：内覆或衬里耐腐蚀合金复合钢管水压试验压力按基体钢管的外径和最小壁厚计算。
2 最高点的强度试验压力不应小于1.5倍管道设计压力。
3 强度试验稳压不应小于4h, 合格标准应为无泄漏。
4 严密性试验可用水或气体作试验介质，宜与强度试验介质相同;严密性试验压力应为设计压力，稳压时间不应小于 24h, 合格标准应为无泄漏。
5 对不能承受强度试验压力的管件、绝缘接头等元件，应采取隔离或保护措施。
10.3.6 线路管道沿线的试压段划分宜由各标段的施工单位根据地形、管道沿线的水源等条件综合分析确定;地形起伏较大管段，宜考虑水源接力，宜重复利用水资源。
10.4 干燥与投产准备
10.4.1 采用干气输送工艺的线路管道在投产运行前应进行干燥，干燥应符合现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB 50251的规定。采用湿气输送的管道，当试压后因故不能及时投产时，应进行干燥，并应填充惰性气体封堵。
10.4.2 站场的管道系统干燥应符合现行行业标准《石油天然气管道和液化天然气站(厂)干燥施工技术规范》SY/T 4114的规定。
10.4.3 采用缓蚀剂防腐时，在投产前应进行缓蚀剂涂膜处理。
10.4.4 在有条件的情况下，线路管道宜在投产前进行管道基线检测。
10.4.5 站场及集输管道投产前，气井产出原料气应封闭于管道内48h～ 72 h。
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11 自控与通信
11.1 一般 规定
11.1.1 自控设计应采用技术成熟、先进可靠的设备，并应满足高含硫化氢气田地面集输系统安全、平稳、经济运行的需要。
11.1.2 高含硫化氢气田宜采用监控与数据采集系统。
11.1.3 自控设备选型及控制系统的选择，应根据高含硫化氢气田的规模及发展规划要求和环境特点，经分析论证确定。
11.1.4 自动控制系统的设置应减少操作人员和公众与有毒气体的接触。
11.1.5 成套、成橇设备自带控制系统应满足现场防爆、防护、 腐蚀、极端环境条件、安全操作与维护的要求。
11.1.6 站场和阀室应设置可燃气体和有毒气体检测报警系统， 且应符合现行行业标准《石油天然气工程可燃气体和有毒气体检测报警系统安全规范》SY/T 6503的规定。
11.1.7 站场和阀室应设置固定点式气体探测器，且应在高含硫化氢工艺装置区主要出人口或边界处设置硫化氢气体探测器或线性可燃气体探测器。井口方井池内应设置硫化氢气体探测器。
11.1.8 输送高含硫化氢介质的集输管道宜设置管道泄漏监测系统，经过人员密集区、高后果区时管道沿线宜设置有毒气体探测器。
11.1.9 井口地面安全控制系统应具有自动联锁、就地和远程紧急截断功能，并应能上传截断阀阀位和液压回路状态。
11.1.10 站场计算机控制系统应具有下列主要功能：
1 实现生产过程监视与调控;
2 异常运行工况报警、联锁;
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3 有毒气体和可燃气体泄漏监测及报警;
4 天然气流量计量;
5 接受和执行调控中心的控制命令，同时将信息传输到调控中心，并能独立运行。
11.1.11 线路截断阀室的计算机控制系统应具有下列功能：
1 监视管道压力参数、截断阀阀位信号;
2 根据管道压降速率或压力设定关闭线路截断阀;
4 向监控站传送数据，接受监控站远程紧急关闭截断阀指令。
11.1.12 仪表排污应满足下列要求：
1 当站场设有密闭排污系统时，含硫化氢介质的液位计应排污至密闭排污系统或指定安全地点;
2 在线分析仪的含硫化氢样气应密闭排放或经无害化处理后排放至大气。
11.2 安全仪表系统
11.2.1 安全仪表系统应根据安全完整性等级评估结果设置。
11.2.2 安全仪表系统宜独立于基本过程控制系统设置。
11.2.3 安全仪表系统的设计除应符合现行行业标准《油气田工程安全仪表系统设计规范》SY/T 7351的要求外，还应符合下列要求：
1 安全仪表系统的SIL 等级应按SIL 评估结果设计;未经过SIL 评估的站场，安全仪表系统应采用SIL2 或以上等级的控制器。
2 SIL1 级安全仪表系统可与基本过程控制系统合用，但安全仪表回路的IO 模板及机架应独立设置，且共用部分应与 SIL 等级相适应。
3 检测元件及执行机构宜独立设置。
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4 安全仪表系统应设计成故障安全型。
5 装置区主要出入口、站场大门和应急门处宜设置手动紧急停车按钮。
6 控制室应设置紧急停车按钮，并应提供声光报警。
11.2.4 安全仪表系统的触发条件应包括下列情况：
1 工艺参数超限可能造成设备、管道损坏及重大经济损失;
2 当下游处理装置紧急停车需紧急关闭相应站场、阀室;
3 有毒气体或可燃气体出现泄漏，危及人员生命或设备、 管道安全;
4 火灾。
11.3 通信
11.3.1 通信系统的选择和设置应符合现行国家标准《气田集输设计规范》GB 50349的规定;同时应设置工业电视系统、广播扩音系统及社区报警系统。
11.3.2 通信传输系统应设置冗余传输系统，传输设备和传输线路均应冗余。
11.3.3 站场应设置广播扩音系统，广播扩音系统应覆盖站场区域。
11.3.4 站场和集输管道社区报警系统覆盖范围应满足定量风险评价 ( QRA) 的要求。
11.3.5 站场、阀室和管道沿线应设置工业电视系统，监视范围应覆盖站场、阀室区域及管道沿线高后果区。工业电视系统设计应符合现行国家标准《工业电视系统工程设计标准》GB/T
50115、《安全防范工程技术标准》GB 50348及《安全防范工程通用规范》GB 55029的规定。
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12 站场 总图
12.0.1 集输站场应充分利用已完钻井场建设。井场外新建站场应选址于地势较高处，且应远离人口密集区。
12.0.2 井口的安全防护距离应符合现行行业标准《含硫化氢天然气井公众危害防护距离》AQ2018 的规定。
12.0.3 站场的搬迁距离应符合现行行业标准《硫化氢环境天然气采集与处理安全规范》SY/T 6137的规定，并应满足定量风险评价(QRA) 的要求。
12.0.4 综合值班室宜选址于站场外地势较高处，且宜位于站场的全年最小频率风向的下风侧，距井口的距离应符合现行行业标准《含硫化氢天然气井公众危害防护距离》AQ 2018的规定， 距含硫化氢工艺装置边缘的距离应符合现行行业标准《硫化氢环境天然气采集与处理安全规范》SY/T 6137 的规定。
12.0.5 设有围墙(栏)的站场应设置应急门，应急门宜设置在站场最小频率风向的下风侧，并应规划逃生路线，逃生路线应通往站外地势较高处。
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13 健康、安全、环保
13.1 一般 规定
13.1.1 集输管道、站场及阀室的设计除应符合本规范要求外， 还应符合国家现行标准《石油天然气工程设计防火规范》GB
50183、《陆上石油天然气开采安全规程》GB 42294、《含硫化氢天然气井公众危害防护距离》AQ 2018、《含硫化氢天然气井公众危害程度分级方法》AQ 2017、《硫化氢环境人身防护规范》 SY/T 6277和《硫化氢环境天然气采集与处理安全规范》SY/T 6137的规定。
13.1.2 设计应对职业病危害预评价报告书、安全预评价报告、 环境影响报告书、定量风险评价( QRA) 等评价报告的建议措施进行响应。
13.1.3 井场、集气站和阀室作业应符合现行行业标准《硫化氢环境天然气采集与处理安全规范》SY/T 6137和《硫化氢环境人身防护规范》SY/T 6277的规定。
13.1.4 人身防护设施配置应符合现行行业标准《硫化氢环境人身防护规范》SY/T 6277的规定。
13.1.5 站场应设置警示牌，设有围墙(栏)的站场主出入口、 应急门和紧急集合点处应设置风向标。
13.1.6 气田集输系统地面工程的站场选址、集输管道和气田水管道的路由选择应符合工程环境影响报告书、地质灾害危险性评估等报告中的要求。
13.1.7 对存在硫化亚铁的承压设备应具备注水功能。
13.1.8 当装置、设备停运检修时，装置、设备外继续运行的管道应在停运检修装置/设备边界处设置双截断阀，并应在靠近停
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运检修装置/设备一侧的法兰处设置盲板。
13.1.9 集输管道应按照现行国家标准《油气输送管道完整性管理规范》GB 32167的要求进行高后果区识别及特定场所识别， 并应采取安全保护措施。
13.2 安全 截断
13.2.1 气井井口节流阀之前应设置井口安全截断系统;在超压、失压及火灾时，应实现紧急截断。
13.2.2 进出站场的含硫化氢天然气管道上应设置紧急截断阀。
13.2.3 采、集气管线截断阀宜具有自动和远程关断功能，设置位置应符合本规范第7.3节的规定。
13.2.4 下游处理厂及集气站或线路截断阀紧急关闭时，应联锁关闭相应井口地面安全截断阀。
13.3 安全 泄放
13.3.1 站场应设置放空系统，放空系统的设置应符合现行国家标准《气田集输设计规范》GB 50349和《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的规定。
13.3.2 站场地面管道和设备应设置安全检修置换系统及相应的气体检测取样口。
13.3.3 采、集气管线、站场及阀室含硫化氢气体应引入火炬系统燃烧后排放。
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标准用词说明
1 为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：
1) 表示很严格，非这样做不可的用词：
正面词采用“必须”,反面词采用“严禁”。
2)表示严格，在正常情况下均应这样做的用词：
正面词采用“应”,反面词采用“不应”或“不得”。
3)表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的用词：
正面词采用“宜”,反面词采用“不宜”。
4)表示有选择，在一定条件下可以这样做的用词，采用“可”。
2 本规范中指明应按其他有关标准、规范执行的写法为 “应符合……的规定”或“应按……执行”。
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引用标准名录
《工业电视系统工程设计标准》GB/T 50115
《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183
《现场设备、工业管道焊接工程施工规范》GB 50236 《输气管道工程设计规范》GB50251
《安全防范工程技术标准》GB50348
《气田集输设计规范》GB 50349
《油气输送管道穿越工程设计规范》GB 50423
《油气输送管道跨越工程设计标准》GB/T 50459
《油气输送管道线路工程抗震技术规范》GB/T 50470 《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》GB50540 《油气田集输管道施工规范》GB 50819
《安全防范工程通用规范》GB55029
《压力容器》GB/T 150.1~GB/T 150.4
《金属在硫化氢环境中抗硫化物应力开裂和应力腐蚀开裂的实验室试验方法》GB/T 4157
《压力容器分析设计》GB/T 4732.1～GB/T 4732.6
《管线钢和压力容器钢抗氢致开裂评定方法》GB/T 8650 《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB/T 9711
《钢制对焊管件技术规范》GB/T 13401
《工业阀门压力试验》GB/T 13927
《金属和合金的腐蚀应力腐蚀试验第2部分：弯梁试样的制备和应用》GB/T 15970.2
《石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料》 GB/T 20972.1～GB/T 20972.3
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《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/T 21447
《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB/T 21448
《钢质管道内腐蚀控制规范》GB/T 23258
《工业阀门的逸散性试验》GB/T 26481
《钢制管道和设备防止焊缝硫化物应力开裂的硬度控制技术规范》GB/T 27866
《油气输送管道完整性管理规范》GB 32167
《石油、石化与天然气工业与油气开采相关介质接触的非金属材料第2部分：弹性体》GB/T 34903.2
《石油天然气工业用耐腐蚀合金复合弯管》GB/T 35067
《石油天然气工业用耐腐蚀合金复合管件》GB/T 35072 《陆上石油天然气开采安全规程》GB 42294
《含硫化氢天然气井公众危害程度分级方法》AQ 2017 《含硫化氢天然气井公众危害防护距离》AQ 2018
《承压设备无损检测》NB/T 47013
《承压设备焊接工艺评定》NB/T 47014
《天然气脱水设计规范》SY/T 0076
《阴极保护管道的电绝缘标准》SY/T 0086
《天然气地面设施抗硫化物应力开裂和应力腐蚀开裂金属材料技术规范》SY/T0599
《高含硫化氢气田集输系统内腐蚀控制规范》SY/T 0611
《石油天然气管道和液化天然气站(厂)干燥施工技术规范》SY/T 4114
《高含硫化氢气田集输管道焊接技术规范》SY/T 4117
《高含硫化氢气田集输场站工程施工技术规范》SY/T 4118 《高含硫化氢气田钢质管道环焊缝射线检测》SY/T 4120
《油气输送用钢制感应加热弯管》SY/T 5257
《油气管道线路标
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