含硫化氢天然气井与民宅、铁路、高速公路及其他公共设施的防护距离不符合 AQ 2018 的要求，且未采取有效防护措施。
陆上含硫化氢天然气井与周边民宅、铁路、高速公路、学校、医院等公共设施的防护距离不满足 AQ 2018《含硫化氢天然气井公众安全防护距离》规定的距离要求，且未采取任何有效的防护措施（如设置固定式硫化氢监测报警联锁关井系统、搬迁受影响人员等）来降低风险。
补充说明：AQ 2018 根据气井硫化氢含量和井口压力等参数规定了不同的防护距离。当实际距离不足时，必须采取经评估有效的补偿措施。
AQ 2018《含硫化氢天然气井公众安全防护距离》；AQ 2085-2025 第5.2.1条。
① 未进行防护距离评估，实际距离小于标准要求。
② 明知距离不足，未采取任何有效防护措施。
③ 采取的防护措施未经安全评估确认有效。
④ 周边新建民宅或公共设施导致原有井口防护距离不足，企业未及时报告并配合整改。
・已采取经权威评估认可的有效防护措施（如联锁关井、固定式监测报警、应急疏散预案）并备案的，不判定重大隐患。
・因政府规划导致新建敏感目标进入防护距离，企业已主动报告并积极协调解决的，可限期整改。
一旦发生井喷失控导致硫化氢泄漏，周边公众生命安全将受到严重威胁，极易引发群死群伤的重大恶性事故。
① 对照 AQ 2018 标准核实每口含硫井的防护距离。
② 现场测量井口与最近敏感目标的实际距离。
③ 检查防护措施的有效性评估报告及备案文件。
① 对距离不足的井立即组织风险评估，采取如增设联锁关井系统、加密监测、签订应急联动协议等防护措施。
② 对于无法采取有效措施的，应制定停产或封井计划。
③ 加强与地方政府沟通，避免在防护距离内规划新建敏感目标。
未对泥石流、滑坡等地质灾害易发区的油气管道、石油工程施工现场、生活营地进行安全风险评估；或周围环境发生变化时，未重新进行安全风险评估。
在山区、黄土塬等地质灾害易发区域进行油气管道敷设、钻井、场站建设或设置生活营地前，未委托有资质单位进行地质灾害危险性评估；或在周边环境发生重大变化（如暴雨、地震、开挖）后，未重新评估即继续作业或使用。
《地质灾害防治条例》；AQ 2085-2025 第5.2.2条。
① 建设前未进行地质灾害危险性评估。
② 评估报告指出高风险但未采取治理措施即开工建设。
③ 环境发生明显改变（如强降雨后）未重新评估。
④ 评估报告超期或失效后未重新评估。
・已在评估报告中明确治理措施并验收合格的，不判定重大隐患。
・非地质灾害易发区的项目不适用本条。
可能因滑坡、泥石流等导致管道断裂泄漏、井场被毁、人员被埋，造成严重人员伤亡、环境污染和财产损失。
① 查阅项目的地质灾害危险性评估报告。
② 现场核查评估建议的治理措施是否落实。
③ 检查有无定期巡查和环境变化后的再评估记录。
① 立即停工或撤离人员，补做地质灾害风险评估。
② 根据评估结果采取工程治理、监测预警或搬迁等措施。
③ 建立地质灾害风险动态评估机制。
在雷电、6级及以上大风、暴雨、大雾等恶劣天气下，未停止起下钻、起放井架、高处作业、甩钻具施工。
陆上钻井、修井作业现场在遇到雷电天气、6级及以上大风、暴雨、大雾等恶劣天气时，未立即停止起下钻、起放井架、高处作业、甩钻具等高风险露天作业。
SY/T 5974《钻井井场、设备、作业安全技术规程》；AQ 2085-2025 第5.2.3条。
① 雷电天气时仍进行起下钻、起放井架等作业。
② 现场实测风力达到或超过6级仍进行相关作业。
③ 暴雨、大雾导致能见度极低时未停止作业。
④ 现场未配备风速仪等气象监测设备或设备失效。
・恶劣天气突发，作业人员已在安全条件允许下进行紧急收尾操作的，不判定重大隐患。
・本条款仅针对条款中明确列出的特定高风险作业。
恶劣天气下进行高风险作业，极易因视线不清、站位不稳、设备失控等导致人员高处坠落、物体打击、雷击、设备倾覆等严重事故。
① 检查现场是否配备有效的风速仪等气象监测设备。
② 查阅作业日志和停工记录，核实恶劣天气时是否停工。
③ 询问现场人员对恶劣天气停工标准的掌握情况。
① 立即制定并严格执行恶劣天气停工制度。
② 配备并维护现场气象监测设备。
③ 对现场管理和作业人员进行恶劣天气应急处置培训。
含硫化氢油气井钻井、修井作业未设置放喷点火装置或放喷点火装置失效，未明确点火条件或未指定点火决策人。
在含硫化氢油气井进行钻井或修井作业时，现场未安装放喷点火装置，或装置因故障、缺乏燃料等无法正常点燃放喷气体，或未在应急预案中明确点火条件（如硫化氢浓度阈值），或未指定经培训授权的点火决策人。
SY/T 6426《钻井井控技术规程》；SY/T 6610《含硫化氢油气井井下作业井控技术规程》；AQ 2085-2025 第5.2.4条。
① 未安装放喷点火装置。
② 装置存在故障，无法远程或手动点火。
③ 点火燃料（如液化气）储备不足或失效。
④ 未明确点火条件（如硫化氢浓度达到多少必须点火）。
⑤ 未书面指定点火决策人及其代理人，或相关人员未经培训。
・放喷管线已接出安全距离，但因井况原因不具备点火条件的，需经专项评估并采取等效安全措施。
・装置故障但已立即停钻并安排维修，维修期间有替代应急方案的，可限期整改。
井喷或放喷时含硫化氢天然气直接排放，无法通过燃烧转化为低毒的二氧化硫，将在大范围内形成高浓度硫化氢毒气云团，导致大规模人员中毒伤亡和环境灾难。
① 现场检查放喷点火装置是否完好并进行点火功能测试。
② 查阅应急预案，确认点火条件和点火决策人是否明确。
③ 询问点火决策人是否知晓自身职责和点火程序。
① 立即安装或修复放喷点火装置，确保其完好有效。
② 在应急预案中明确点火条件，书面指定点火决策人并培训。
③ 定期对点火装置进行维护和功能测试。
天然气处理及增压设施与反应炉等高温燃烧设备连接的非工艺用燃料气管道，未在进炉前设置两个截断阀，两阀间未设置检查阀。
为天然气处理厂、增压站内的加热炉、锅炉、火炬点火器等高温燃烧设备提供燃料气的非工艺管道，在进入燃烧设备前的水平管段上，未按规范串联安装两个截断阀（一个自动、一个手动或两个手动），并在两阀之间设置一个常开的放空检查阀（或称为泄漏测试阀）。
GB 50183《石油天然气工程设计防火规范》；SY/T 0612《石油天然气管道安全规程》；AQ 2085-2025 第5.2.5条。
① 未设置双截断阀，仅有一个阀门。
② 两阀之间未设置检查阀（放空阀）。
③ 阀门安装位置不正确（如未在水平管段）。
④ 检查阀未处于常开状态，或被封堵。
⑤ 阀门存在内漏或外漏，无法有效截断。
・仅针对“非工艺用燃料气管道”，工艺用气管道不适用本条。
・对于小型撬装设备，若设计文件明确不要求双阀且有等效安全措施，不判定重大隐患。
单阀失效或关闭不严时，燃料气可能泄漏进入停运的炉膛内形成爆炸性混合物，点火时发生炉膛爆炸，造成设备损毁和人员伤亡。
① 现场逐台核查燃烧设备前的燃料气管道阀门配置。
② 检查两阀之间的检查阀是否完好、常开。
③ 测试阀门的内漏情况。
① 立即停炉改造，按规范加装双截断阀和中间检查阀。
② 建立定期阀门测试和检查制度。
③ 对操作人员进行燃料气系统安全操作培训。
储罐区内防火堤出现塌陷，或管道穿过防火堤处未使用非燃烧材料封实。
储存原油、成品油、液化烃等易燃易爆液体的储罐区，其防火堤存在因地基沉降、冲刷等导致的明显塌陷、裂缝或缺口，使其失去防止泄漏液体外流的有效容积和功能；或工艺管道、电缆等穿堤孔洞未用非燃烧材料（如防火胶泥、水泥砂浆）严密填实。
GB 50183《石油天然气工程设计防火规范》；GB 50351《储罐区防火堤设计规范》；AQ 2085-2025 第5.2.6条。
① 防火堤存在明显塌陷、裂缝，目测即可判断影响功能。
② 管道穿堤处未封堵，或封堵材料为可燃物（如泡沫塑料）。
③ 封堵材料老化、脱落，形成孔洞。
④ 防火堤高度或有效容积不满足设计要求。
・防火堤表面轻微龟裂但不影响整体强度和防渗性能的，可限期修补，不判定重大隐患。
・正在施工改造且有临时防护措施的，可暂不判定。
储罐泄漏时，防火堤无法有效阻挡和容纳泄漏液体，导致易燃或有毒液体漫流扩散，引发大面积火灾、爆炸或环境污染。
① 现场全面检查防火堤外观完整性和穿堤孔洞封堵情况。
② 查阅防火堤设计文件，核实有效容积和高度。
③ 检查有无定期巡检和维修记录。
① 立即修复塌陷、裂缝，用非燃烧材料封堵所有孔洞。
② 对严重失修的防火堤进行重建或加固。
③ 建立防火堤定期检查和维护制度。
液化烃、压缩天然气运输槽车充装系统，未设置紧急切断阀或拉断阀。
向汽车槽车充装液化烃（如LPG、乙烷）、压缩天然气（CNC）的鹤管或软管上，未在靠近槽车一端安装紧急切断阀（可远程或现场手动快速关闭），且在充装软管与槽车连接处未安装拉断阀（防止槽车意外移动拉断软管时大量泄漏）。
GB 50160《石油化工企业设计防火标准》；AQ 3053《液化烃罐区安全管理规范》；AQ 2085-2025 第5.2.7条。
① 未设置紧急切断阀或拉断阀。
② 紧急切断阀或拉断阀故障，无法正常动作。
③ 阀门安装位置错误（如距离槽车太远）。
④ 拉断阀连接螺栓未按规定定期更换或检查。
・对于小型的、非连续的、设有可靠防移动措施的充装点，若设计文件未强制要求，不判定重大隐患。
・阀门故障但已立即停止充装并安排维修的，可限期整改。
槽车意外移动或充装软管意外断裂时，若无拉断阀和紧急切断阀，大量高压易燃气体或液体将高速喷出，迅速形成爆炸性蒸气云，遇点火源即发生大规模火灾爆炸。
① 检查每个充装鹤位是否配备紧急切断阀和拉断阀。
② 对紧急切断阀进行功能测试，对拉断阀进行外观检查。
③ 查阅阀门维护保养和测试记录。
① 立即停用无安全阀门的充装系统，加装紧急切断阀和拉断阀。
② 修复或更换故障阀门。
③ 将阀门功能测试纳入每日作业前检查内容。
甲、乙类油品离心泵或天然气压缩机，未在出口管道上安装止回阀。
输送甲、乙类易燃易爆油品的离心泵，或输送天然气的压缩机，在其出口管道靠近设备一侧，未安装止回阀以防止流体倒流导致设备反转、飞车或上游低压系统超压。
GB 50160《石油化工企业设计防火标准》；GB 50251《输气管道工程设计规范》；AQ 2085-2025 第5.2.8条。
① 出口管道上未安装止回阀。
② 止回阀安装方向错误或类型不当（如旋启式止回阀用于垂直管道）。
③ 止回阀损坏，无法阻止倒流。
④ 旁路未设置止回阀或阀门常开导致止回阀被旁路。
・容积式泵或往复式压缩机等自身结构可防止倒流的，不强制要求额外安装止回阀。
・止回阀故障但设备已停用检修的，不判定重大隐患。
突然停机时，出口高压流体倒流，可能导致泵或压缩机反转损坏、密封泄漏，或上游低压系统超压破裂，大量易燃易爆介质泄漏，引发火灾爆炸。
① 现场逐台核查泵和压缩机出口管道是否安装止回阀。
② 检查止回阀安装方向和类型是否正确。
③ 查阅止回阀定期检查和维护记录。
① 立即对缺少止回阀或止回阀失效的泵/压缩机出口加装或更换合格的止回阀。
② 将止回阀列入关键设备清单，加强日常检查和定期维护。
进出天然气站场的天然气管道，未设置截断阀。
进出天然气集输站、处理厂、压气站、储气库等站场的天然气管道，未在围墙或界区外便于操作的位置设置手动或远程控制的紧急截断阀（ESDV），以便在站场内部发生重大事故时能从外部切断气源。
GB 50251《输气管道工程设计规范》；AQ 2085-2025 第5.2.9条。
① 进出站管道未设置截断阀。
② 截断阀设置在站场内部或位置不便操作。
③ 截断阀故障、锈死，无法快速关闭。
④ 远程控制截断阀的电源、信号或动力源失效。
・对于小型无人值守阀室或支线，若设计标准不要求设截断阀，则不适用本条。
・截断阀故障但已制定监护运行方案并限期整改的，可暂不判定重大隐患。
站场内部发生火灾爆炸等重大事故时，无法及时从外部切断气源，事故将持续扩大，严重威胁救援人员和相邻设施安全。
① 核对各站场进出站管道截断阀设置情况。
② 进行手动或远程功能测试。
③ 检查阀门维护保养记录。
① 立即在合适位置安装或修复进出站截断阀。
② 制定截断阀定期测试和维护制度。
③ 将远程截断阀纳入ESD系统联锁保护。
储气库最大注入压力超过储层、井、管道、相关设施的设计压力中的最小值。
地下储气库（如枯竭油气藏型、盐穴型）在注气运行过程中，其井口最大注入压力超过了储层破裂压力、井筒及井口装置承压极限、注气管线及地面设施设计压力中的任何一个最低限定值，可能导致地层破裂、井筒损坏或地面设施超压泄漏。
SY/T 6805《油气藏型地下储气库安全技术规范》；SY/T 6845《地下储气库设计规范》；AQ 2085-2025 第5.2.10条。
① 实际运行压力超过设计允许的最大注入压力。
② 未根据最新的储层评价资料及时调整最高注入压力限值。
③ 超压保护联锁未投用或失效。
④ 操作人员擅自提高压力设定值。
・经地质和工程论证，确认可以短期、有限度地提高注入压力且有完善监测和应急措施，并报主管部门批准的，不判定重大隐患。
・压力短暂波动超过限值但联锁已正确动作并停注的，应分析原因并整改，不直接判定重大隐患。
超压注入可能导致盖层破裂、天然气泄漏至浅层或地面，引发环境破坏、地层失稳，甚至导致储气库报废；地面设施超压则可能发生物理爆炸和火灾。
① 检查储气库的最高注入压力设定值和操作记录。
② 核对压力设定值是否与最新评估的设计压力一致。
③ 测试超压保护联锁功能。
① 立即将注入压力降至安全限值以内。
② 重新评估确定安全注入压力上限。
③ 修复或完善超压保护联锁系统。
④ 对操作人员进行严格的运行压力控制培训。
压裂施工现场使用未经检测合格的压裂管汇元件，或施工高压区未采取安全挡板等硬隔离措施。
在油气井压裂施工作业中，所使用的压裂管汇（包括高压管件、阀门、由壬等）未经具有资质的机构进行检测并出具合格证明；或未在高压管线区域（特别是管线连接处、弯头等易刺漏部位）与人员操作区域之间设置符合强度要求的安全挡板、防护网等硬隔离设施。
SY/T 6270《石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全技术规程》；SY/T 6276《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》；AQ 2085-2025 第5.2.11条。
① 使用的压裂管汇元件无有效检测合格证。
② 检测报告超期或检测项目不全。
③ 高压区未设置任何硬隔离措施。
④ 隔离措施强度不足、高度不够或覆盖范围不全。
⑤ 无关人员可随意进入高压隔离区。
・新采购的、有质量证明文件且在一年内的压裂管汇元件，可不要求提供专门的检测报告。
・现场条件限制无法设置固定硬隔离时，采用电子围栏、红外警戒等并配专人值守，经风险评估认可的，不判定重大隐患。
压裂作业压力极高（通常数十至上百兆帕），管汇元件失效或连接处刺漏会瞬间形成高压流体喷射，穿透力极强，可直接对人员造成致命伤害。
① 检查现场压裂管汇元件的检测报告和标识。
② 现场检查高压区硬隔离设施的设置情况。
③ 检查现场是否有明确的高压区警示和人员管制措施。
① 立即停止使用未经检测的管汇元件，送检或更换为合格产品。
② 立即按标准设置高压区硬隔离设施。
③ 建立压裂管汇元件入库检测和定期报废制度。
④ 严格高压区人员准入和警戒管理。
高压、高含硫化氢天然气井及储气库气井未设置井口自动关井装置。
对于陆上高压（地层压力≥70MPa或关井压力≥35MPa）、高含硫（H₂S≥1500mg/m³）的天然气生产井、注采井及储气库气井，其井口采油树未安装地面安全阀（SSV）或井下安全阀（SCSSV）等自动关井装置，或装置未与火灾、可燃气体、有毒气体探测报警或远程ESD系统联锁，无法在紧急情况下自动关井。
SY/T 6426《钻井井控技术规程》；SY/T 6805《油气藏型地下储气库安全技术规范》；AQ 2085-2025 第5.2.12条。
① 未安装地面安全阀或井下安全阀。
② 安全阀未接入紧急关断系统（ESD）。
③ 安全阀或执行机构故障，无法远程或自动关井。
④ 联锁逻辑未设计或未启用。
⑤ 未定期对自动关井装置进行功能测试。
・对于已进入开发后期的低压、低产、不含硫井，经评估风险可接受的，不强制要求安装自动关井装置。
・装置故障但已立即安排维修并有24小时人工监控的，可限期整改。
在井口发生火灾、泄漏或平台/站场发生重大事故时，无法远程或自动关闭井口，导致无法切断气源，事故将持续恶化，后果不堪设想。
① 逐井核查自动关井装置的配置情况。
② 进行ESD联锁功能测试，验证关井动作。
③ 查阅装置定期维护和功能测试记录。
① 立即对不满足要求的高风险井加装地面安全阀或井下安全阀。
② 将安全阀接入ESD系统，完善联锁逻辑。
③ 建立定期测试制度，确保装置时刻处于完好状态。
