我国油气管道工程项目安全评价.docx

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我国油气管道工程项目安全评价

第十章输油管道的安全管理

第一节概述

一、输油管道安全的重要性

（一）输油管道事故的特点

长距离输油管道具有密闭性好、自动化程度高等特点，其安全性优于铁路、公路、船舶运输等方式。

但由于储运的介质是原油、轻油、液化气等易燃、易爆、易挥发和易于静电聚集的流体，有的还含有毒物质，一旦系统发生事故，泄漏的油气极易起火、爆炸，酿成人员伤亡及财产损失的恶性灾害。

与天然气泄漏不同之处在于：

油品大量泄漏还会污染水源、土壤，对公众健康及环境造成长期的不良影响。

油罐火灾中绝大多数发生在汽油等轻油及原油罐，据统计原油罐和汽油罐的火灾占油罐火灾的比例我国是66％，前苏联为90％。

大型油罐火灾的火势猛烈，火焰温度很高，热辐射强度大，容易发生爆炸或引燃附近油罐。

油品外溢会形成大面积火灾，扑救困难。

特别是原油和重油罐，若油品含水或罐内有水垫层，油罐着火后一定时间可能发生沸溢，油气喷溅四射使火势更大，这将扩大过火面积且容易造成人员伤亡。

1989年黄岛油库的原油罐火灾就是由于沸溢造成了巨大损失。

（二）输油管道安全的重要性

当输油管道通过人口稠密的地区或接近重要设施时，大火及爆炸将造成生命、财产的巨大损失；在边远的荒漠、山区，往往因消防力量不足或水源较远等条件限制，灭火困难。

输油管道的站场和油库的罐区集中储存着大量油品，装卸操作频繁，引发火灾的危险因素很多。

输油管道的这些事故会造成人员伤亡和直接经济损失，以及上游的油气田和下游的工矿企业停工减产的间接损失。

输油管道事故还可能污染环境，给公共卫生和环境保护带来较长时间的负面影响。

在社会日益重视公众安全和环境保护的背景下，油气管道系统的安全受到了更为广泛的关注。

长距离输油管道是大口径、长距离、高压力的大型管道系统，是国家能源供应大动脉和国民经济的重点工程，肩负着为国民经济健康快速发展提供能源保障的重要责任，它们的安全运行有重大的社会和经济意义。

在全球经济一体化发展和我国加入WTO的形势下，提高安全管理水平已成为提高企业的综合效益及竞争能力、进入国际市场的重要手段。

二、我国油气管道的安全形势

我国已建成油气管道4万多公里，其中东部许多管道运行已接近或超过20年，逐步进入后期事故多发阶段。

由于建设当时的技术经济条件所限，设计、施工水平、材料缺陷、多年运行的损伤等原因，管道安全存在不少隐患。

近年来，随着经济的快速发展，城市及城镇建设、厂矿及交通设施建设也日益频繁，违章施工伤害管道、违章建筑占压管道的事件增多。

第三方故意破坏引发的管道泄漏事故呈上升趋势，更给管道系统的安全造成严重威胁。

2003年底在兰成渝成品油管道的广元段，因打孔盗油造成汽油喷射泄漏的恶性事故就是典型的例子。

由于上述原因，我国油气管道事故率比发达国家要高很多倍。

据统计，近30年来，欧洲、前苏联、美国的输气管道事故率（单位：

次/（千公里·年））分别为0.42、0.46、0.60，总平均值大致为0.5。

我国四川地区12条输气管道的事故率为4.3。

西欧17国输油管道泄漏事故率2000年为0.25。

我国东北和华北地区输油管道运行以来，粗略统计事故率要超过2.0。

近年新建成的西气东输管道、兰成渝成品油管道、陕京输气管道及建设中的陕京二线、大西南成品油管道和计划建设的西部原油、成品油管道等都是大口径、长距离、高压力的大型管道系统，是西部大开发的重点工程，它们的安全运行对国民经济有重大意义。

这些管道经过沙漠、高山，通过湿陷性黄土区域及多条地震断裂带。

沿线地形地貌复杂，地质灾害类型多、频率高。

2004年投产的甬沪宁原油管道及建设中的沿江输油管道等，都是建在人口及城镇最密集的华东沿海地区。

这些管道一旦泄漏或发生火灾爆炸事故，将产生重大损失及恶劣影响。

当前形势下，油气管道安全的重要性和紧迫性更为突出。

增强安全生产意识，提高安全管理水平，保障油气管道安全运营，是摆在我国储运工程技术人员和管理人员面前的重要任务。

三、输油管道事故原因与后果分析

下面根据事故统计资料分别对输油管道的危害因素及事故后果进行分析。

（一）输油管道事故统计分析

表10.1列出了西欧和美国1971～1995年输油管道事故统计数据的原因分类。

表10-1西欧及美国输油管道的事故统计（1971-1995年）

外力损伤

腐蚀

机械损伤

操作失误

自然灾害

其他

西欧

33%

30%

25%

7%

4%

1%

美国

34%

33%

18%

2.5%

4.5%

8%

由管道事故率统计可见，欧美国家输油管道事故原因主要是外力损伤、管材及管件的机械损伤、腐蚀，其次是操作失误、自然灾害等。

外力损伤中，一种指由于外部的活动，如工业、道路建设、爆破、开挖、管道施工、维修等活动引起的意外损坏；另一种是第三方恶意损坏，例如近年我国发生的打孔盗油事件属于这种。

管材及管件的机械损伤往往是由材料损伤或施工损伤引发，除了管壁变形、凹陷等引起的泄漏外，较多事故发生在阀门、法兰等管件上，站场内的泄漏较多集中在这些部位。

管道内、外腐蚀引起的泄漏事故中，输油管道外腐蚀次数及总泄漏量都占主要位置。

腐蚀事故多发生在管子的焊道、管道穿（跨）越处、锚固及防腐层补口处的管段上，因为这些部位都易于产生管材损伤、应力集中、焊接缺陷及防腐层破损。

自然灾害主要是由于地震、塌方、泥石流、洪水、雷击等造成的管道损坏。

输油管道大量泄漏的主要原因是管子开裂。

按管子开裂孔径的尺寸，从小到大排序，一般分为：

针孔、裂缝、漏口、裂口、断裂等几种。

开裂孔径、面积越大，平均泄漏量越大。

表10-2我国东部输油管道的事故统计（1970—1990年）

破坏原因

外部干扰

设备故障

腐蚀

违规操作

施工、管材

其他

比例/（%）

8.3

30.3

21.3

20.5

8.5

11.1

表10-3我国输油管道设备事故统计（1970—1990年）

分类

加热炉

阀门

泵机组

油罐

电气设备

其他

比例/（%）

31.6

26.8

21.0

11.6

7.9

1.1

表10-2、10-3列出了1970-1990年我国输油管道事故统计数据。

这20多年中我国输油管道事故原因主要是设备故障、腐蚀、操作失误，其次是外部干扰和施工、管材质量问题。

我国输油管道事故主要原因与欧美不同，是因为东部管线多建设在20世纪70～80年代，受到当时经济、技术水平的限制，在设备、材料及施工质量、自动控制等方面与先进水平有较大差距所致。

20世纪90年代以来，打孔盗油等故意破坏的事故率呈快速上升的趋势，这给输油管道安全造成了极大损害。

近年新建的大型油气管道在设计、材料设备、施工等方面技术水平有很大提高，设备故障及误操作的事故率下降。

（二）输油管道泄漏事故的后果及影响因素

输油管道事故泄漏可能引起火灾爆炸，造成人员伤亡及财产损失。

泄漏不仅使所输油品大量流失，由于漏出的油品往往会污染河流、地表和地下含水土层，从而污染饮用水，对生态环境和社会影响很大。

原油泄漏后对生态环境有长期的负面影响，除了溢油直接损失，处理事故还需要花费油品回收、清洗、环境净化及赔偿损失等费用。

输油管道事故后果的影响因素主要有以下几方面：

1.油品泄漏量及扩散条件.

管道运行中，因管子开裂引发的泄漏量与裂口大小程度、泄漏持续时间有关，开裂的孔洞越大，泄漏持续时间越长，泄漏量就越大。

一般情况，局部腐蚀形成的针孔渗漏量很小，而机械损伤导致的裂口会大量漏油。

通常条件下，泄漏量越大，污染范围也越大。

但某些情况下也有例外，例如高压管道内，油品从小孔中向上喷射，随风四处飘散到远处；埋地管道长期泄漏的油品随地下水或地面水流动，或土壤为渗透率较高的沙土、砾石层，使油品容易扩散，这些都可能导致大面积的环境污染。

目前，西欧的管道公司将受泄漏影响的面积超过1000m2的事故，定义为严重的环境污染事故。

2.管道周边的人口密度

泄漏事故后果的严重程度与当地人口状况有关，若事故发生在荒无人烟地区，则后果轻微，人口越密集，事故后果危害性越高。

特别在工业区或商业区附近，不但人口密集，还由于土建施工及大型机械作业较多，危及管道的因素增多，事故频率较高，风险更大。

3.管道所输介质的危险性

所输介质的物理性质将影响到泄漏事故的后果，主要考虑介质的危险性。

危险可以分成两类，即当前危险和长期危险。

当前危险指突然发生并需要立即采取措施的危险，但危害的持续时间短。

如火灾、爆炸、接触毒物等，将立即造成人员伤亡和财产损失。

长期危险是指持续时间较长的危险，如水源污染、潜在致癌性等，这些属于慢性危害，随时间的推移，其危害性可能更大。

天然气、液化气等泄漏后，火灾、爆炸危险性比一般油品的危险更大，而原油泄漏后对生态环境有长期的负面影响，长期危险较大。

（1）油品的易燃易爆性

石油及天然气的易燃、易爆性是泄漏后引发火灾或爆炸的内因。

评价油品燃烧、爆炸危险的主要物性参数有：

闪点、蒸气压、爆炸极限等。

闪点是衡量油品火灾危险性的主要标志，以前国内按闪点高低划分石油及油品的危险等级。

闪点低于28℃的油品，属于易燃液体，航空汽油、车用汽油、航空煤油属于这类。

由于原油的蒸汽压较高，闪点较低，也多属易燃液体。

近年发布的GB50183-2004《石油天然气工程设计防火规范》中，将易燃液体按蒸气压、闪点分别划分：

37.8℃时蒸气压>200kPa的液态烃为甲A类，如液化石油气、液化天然气、天然气凝析油及未稳定凝析油。

闪点低于28℃的液体（甲A类除外）为甲B类，如汽油、原油及稳定凝析油。

将闪点>28℃的可燃液体按闪点从低到高分为了乙A、乙B和丙A、丙B类。

这种油品火灾危险性分类方法与国外基本相符。

当油气在空气中的浓度在爆炸上限与下限之间，遇到引爆源时有爆炸危险。

油气的燃烧限范围的下限与爆炸限一致，上限略高于爆炸上限。

若混合气浓度高于爆炸上限却在燃烧限内，则不会爆炸，但会燃烧，而后爆炸。

几种油品在空气中的爆炸极限（体积浓度）：

车用汽油为1.58％～6.48％，煤油为1.4％～7.5％。

油气的爆炸往往与燃烧相联系，两者一定条件下可以互相转换，所以易燃性大的油品往往爆炸危险性也大。

（2）油品的静电积聚性

油品在管道中流动、充装容器时的冲击、喷溅及沉降等过程中，都会产生静电积聚。

因为静电放电的火花引燃油气的火灾、爆炸事故，主要发生在有油气形成的油罐、油槽车及油轮中。

据日本官方统计，油品的火灾爆炸事故中，约有10％属于静电引发的事故。

当液体的电导率在10-12～10-11S/m范围，静电产生并积聚的能力最强，若油品中含有水分或混有空气，会增加静电积聚的危险性。

液化石油气、凝析油和轻质油品的电导率及含杂质情况正在这个范围内，储运过程中静电危险性很大。

（3）油品的毒性

原油、汽油等对人体的毒性取决于其组成成分，其中所含的烷烃、环烷烃等由呼吸道吸入后，高浓度时可使神经系统功能紊乱，并刺激皮肤、粘膜。

含油污水对河流的污染严重时会导致鱼虾死亡。

（三）高粘易凝原油流变特性对管道运行安全的影响

高粘易凝原油多采用加热输送。

加热输送管道低输量运行中，当外界环境条件变化或运行工艺参数不当时，可能出现初凝停流事故。

管道的输量要大于热力条件允许的最小输量，输量低于这一限制时，必须采取相应措施才能保证管道安全运行。

停输时间过长将使管内原油冷凝而导致再启动困难，可能酿成凝管事故。

凝管事故是输油企业的恶性重大事故。

它不仅会造成管道停输，而且往往解堵困难。

处理凝管事故除了造成排放原油、抢险费用、管道停输等直接经济损失外，还会污染环境，并影响上、下游的油田、石化企业的生产，造成巨大的间接损失和不良的社会影响。

加热输送管道凝管事故主要容易在以下情况发生：

（1）管道结蜡层较厚，较低输量和较低油温下运行时；

（2）投产初期油源不落实，投产后输量达不到管道允许最低输量；

（3）因事故停输的时间过长，油温降低过多，管道无法正常再启动。

我国加热输送含蜡原油管道上曾发生过上述各种原因引发的凝管事故。

例如，全长435km，管径273mm，加热输送青海油田的原油至格尔木炼厂的花格原油管道，1990年投产后不久就发生全线凝管事故。

某条管径350mm，长295km的易凝原油加热输送管道，一次在冬季地温较低时，在两天中先后因为停止供电17h，造成两个站间约100km管道内原油冷凝（没有形成管截面全部凝结），不能正常再启动运行。

这次事故处理中，在几十公里的管线上开孔十几个，分段放出管道内的冷原油，又安装了临时管线、泵机组、油罐和加热炉，用这些设施给管内注入热柴油，稀释管内冷原油，降低其粘度，然后用柴油活动管线分段顶挤，经过19天的事故抢险后恢复正常输油。

由此可见，若更长距离的管道发生凝管事故，或发生了全管截面都形成凝油的事故，其处理时间之长、难度之大可想而知。

加热输送易凝原油管道的凝管事故，是必须尽力防止的重大恶性事故。

第二节油气管道的安全工程

保护公众健康与安全，保护环境是我们的基本国策，党和政府始终坚持‘安全第一，预防为主’的安全生产方针。

要求对具有较大风险的建设项目，从可行性研究至竣工验收、投入生产和使用，都必须按照安全生产设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投产与使用的要求进行建设与管理，称为石油工程建设项目的“三同时”。

要求企业各级领导管生产必须同时抓安全，在计划、布置、检查、总结、评比生产的同时，也要计划、布置、检查、总结、评比安全工作。

企业的行政负责人是安全生产的第一责任者。

输油管道是一个复杂的大系统，它的不安全因素及引发事故的原因很多，涉及到系统本身、人、环境的相互关系，与管道工程的规划、设计、施工、运营、维护和抢修等各方面有关。

为了达到安全生产的目的，需要从安全法规、安全设计、安全管理、安全技术、职业卫生等各方面配合，形成一个完整的安全工程体系。

这里的‘工程’是指服务于特定目标的各项工作的总体。

安全工程的内容包括了保证安全生产必须抓好的各项工作。

一、安全法规

制定系列的法律、法规，对安全生产提出要求并严格监督执行，才能以法制为基础，贯彻执行“安全第一，预防为主”的方针。

许多发达国家对油气管道实行专门的安全监督管理，有专门的、系统的法规对其设计、施工和运行的各个环节提出具体要求，授权政府职能部门进行监管，权威技术部门进行法定检验。

形成了由法律—法规—部门规程—安全技术规范—引用标准构成的安全监察法规体系。

近年来我国对油气管道安全管理和监察非常重视，相关的法规体系也在日渐完善。

建国以来特别是十一届三中全会后，党和政府非常重视安全生产和劳动保护的立法，建立健全了国家的安全管理及监察机构。

2002年6月29日第九届全国人民代表大会常务委员会第二十八次会议通过，中华人民共和国第70号主席令颁布了“中华人民共和国安全生产法”。

2000年4月国务院颁布了“石油、天然气管道保护条例”。

2000年4月24日国家经贸委发布了“石油及天然气管道安全监督管理规定”。

中国石油天然气总公司于1997年发布了SY/T6267-1997“石油天然气工业健康、安全和环境管理体系”（HSEMS）。

我国油气管道的设计、制造、施工、操作和维修也有一系列的技术规范、标准。

2003年l0月实施的国家标准GB50253-2003《输油管道工程设计规范》，是对1994年实施的原标准GB50253-94的修订版。

它的主要内容包括了输送工艺、线路、输油管道、管道附件和支承件的结构设计，输油站、管道监控系统、通信系统的设计，管道焊接、焊接检验、试压，健康、安全与环境（HSE）、节能等多方面的技术要求和规定。

在总结我国输油管道工程设计经验，借鉴国内外相关标准的基础上，对原版的内容进行了修改。

例如：

与原标准相比，增加了成品油、液化石油气输送管道系统内容，增加了健康、安全与环境及节能方面的规定，提高了安全防火标准等。

油气管道的建设、运行、维修等还有很多相关的技术标准和规范，其中包括很多安全规范或安全管理的内容，例如GB50183-2004《石油天然气工程防火规范》、SY6168-1996《石油天然气管道安全规程》等，后者属于石油天然气行业标准。

二、安全设计

油气管道的设计中，除了采用技术先进、经济合理的设计方案外，如何保障管道系统的本质安全，为管道安全可靠运行打下良好基础，是设计阶段必须考虑的重点之一。

遵循有关规范、标准的安全规定进行设计，是设计人员必须认真体会和贯彻执行的。

要根据输送介质及该工程项目的特点，有针对性地进行安全设计。

安全设计要贯穿到设计的全过程和各个方面。

从油气管道的前期规划、可行性研究、初步设计和施工图设计的各个设计阶段以及设计内容的各方面，都要坚持安全设计。

下面就输油管道安全设计的各方面内容做简要介绍。

1.线路选择

长输管道的选线是一项很重要的工作。

线路的走向、路由的长短、管道施工与维护的难易程度，通过地区的工程地质、自然环境、社会经济条件等，不仅对整个管道工程的投资、运行费用有很大影响，还与管道安全关系密切。

线路选择时，不得通过城市水源区、工厂、飞机场、火车站、海（河）港码头、军事设施、国家重点文物保护单位和国家级自然保护区，线路不能绕避时要采取适当的防护措施并经国家有关部门批准。

通过对工程地质情况的勘察，了解地质灾害的种类及发生的频率，对地震、活动断裂带、泥石流、滑坡、洪水、湿陷性黄土等地段，当线路不能绕避时要采取适当的防护措施。

站场的地理位置是在总线路走向内，在符合工艺要求的前提下，可做适当的调整。

站址选择除了考虑站场的交通、动力、水电和生活供应方便外，还要从安全考虑。

应与铁路、大型工矿企业、居民密集区等有足够的安全距离。

避免站址选在沼泽地区或可能水浸、洪水淹没的地区。

2.输送工艺

要根据所输介质的特性，选择安全经济的输送工艺。

采用加热输送的高粘、易凝原油长输管道，凝管是它特有的事故，防止凝管的措施是加热输送管道安全设计特有的内容。

成品油管道输送多为大宗轻质油品，如汽油.、煤油、柴油等，采用顺序输送、等温密闭输油工艺，与原油管道加热输送有许多不同特点。

随着液态液化石油气（LPG）管道的兴建，有专为输送液化石油气的管道，也有LPG与汽油、煤油等轻质油品顺序输送的管道。

液化石油气管道、站场与相邻的城市居民、公共建筑的安全距离、线路截断阀的间距、站场工艺设备的防火、防爆要求等，都有比其他油品更为严格的要求。

3.工艺参数确定与主要设施选型

诸如输油管道的输送温度、最大操作压力等工艺参数的确定，管道的管材类型、壁厚选择及储罐、泵机组、加热炉等主要设施及监测仪表、附件的选型，站场供电系统设计等，都需从保障管道安全出发，按相应设计规范执行。

4.数据采集监控系统（SCADA）

油气管道自动化是管道安全、经济运行的重要保证。

目前，计算机监测控制与数据采集系统（SCADA）已广泛应用，成为管道自控系统的基本模式。

为了使系统有良好的安全可靠性，在设计时选择先进的适用的系统及模拟软件，运行中充分应用其功能，可以保障油气管道安全、平稳地运行，提高运行管理及安全管理的水平。

5.站场设计

根据所输送介质的危险性，如易燃、易爆、有毒等特点，在站场的总图布置，建筑物防火间距及耐火等级确定，各种设施、设备及仪表选型，油罐类型选择及罐区的设计，防火防爆监测、消防系统设计，防雷、防静电设施设计等方面，都必须按有关规范要求进行设计，以保障安全。

6.管道系统的腐蚀控制

腐蚀是影响到油气管道安全可靠性和使用寿命的关键因素，常常是导致管道穿孔、破裂，发生油气泄漏的主要原因。

有效地防止和控制管道腐蚀可以使事故率降低，保证管道安全运行。

管道工程设计时必须对系统的腐蚀控制进行精心设计，如：

选择防腐层材料、阴极保护设施、防腐参数测量及防腐效果监控设施等的设计。

7.搞好管道建设的可行性研究

在油气管道建设的前期工作中，可行性研究报告要对管道系统的线路、工艺方案、主要设备及自动控制水平等重大问题确定推荐方案。

可行性研究报告作为该项目决策的依据，要根据它来编制设计任务书及进行初步设计。

因此，只有深入搞好可行性研究，从技术先进、经济合理、保障安全的全方位推荐管道系统的最佳方案，才能保证管道系统的本质安全，为管道的安全建设、运行、维护打下良好的基础。

在全社会日益重视油气管道安全的形势下，我们应该更加重视管道建设的前期工作，加强对可行性研究阶段的投入，深入搞好可行性研究，这是提高管道本质安全的首要环节。

三、安全管理

企业安全管理的主要内容包括：

建立和健全各级安全管理机构，明确各级的职责和权力；制定和完善企业的安全规章、制度，制定各岗位的安全操作规程和安全责任制，制定各级事故应急预案等；对全体职工及特殊岗位工作者的安全培训、安全教育；组织各种安全活动，包括安全生产分析、安全检查、安全宣传、事故应急预案演练及总结评比等；事故管理也是安全管理的重要内容之一，主要包括事故调查、分析、统计、事故处理报告、提出预防措施、资料管理等工作。

传统的安全管理方法及程序有方法简单、容易掌握、出结论所需时间短的优点，但除去制定规章制度和安全培训教育，其余的工作都着重在总结、评价过去多为事故发生后进行研究和处理的“事后过程”，不具有预测性。

安全评比往往是以是否发生重大事故或事故多少来评价企业的安全性。

实际上在一定条件下，事故隐患存在，但事故可能发生，也可能不发生，它具有偶然、随机的性质。

目前没有出事故不一定说明该系统的安全有足够的稳定性。

另一方面，随着生产技术发展及系统本身、环境条件变化，新的不安全因素又会出现，仅仅从以前的事故中总结找出的预防措施往往可能滞后，且难以预测今后的事故发生机率及严重程度。

现代安全管理应用安全系统工程的理论和方法，使系统的安全处于最佳状态。

它用系统工程的理论、方法来分析和研究系统中不安全因素的内在联系，检查各种可能发生的事故的概率及其危险程度，对风险做出定性及定量的评价。

在一定投资、生产成本等约束条件下，把发生事故的可能性及造成的损失减低到目前可以接受的水平。

根据风险评价的结果，提出相应的整改措施，把有限的资源最佳配置，以达到控制或消除事故的目的。

这种方法通过危害因素识别和风险评价，划分风险程度、级别，指导人们预先采取降低风险的措施，预防事故的发生。

在油气管道应用安全系统工程的理论和方法，达到控制或消除事故的目的，可以全面提高管道系统的安全水平。

目前油气管道现代安全管理的主要内容包括：

（一）健康、安全与环境管理体系（HSEMS）

所谓管理体系是指把管理对象作为一个整体，把各种控制、处理的措施及资源有机的结合起来，有效地运行，使控制的对象按计划及决策进行并达到预定的目标。

一个企业中往往有多个并存的管理体系，HSE管理是其中的一个重要组成部分，它将健康、安全与环境三种密切相关的管理体系科学地结合在一起。

这是从20世纪90年代以来国际石油天然气工业中通行的做法。

1996年1月，国际标准化组织的SC6分委会发布了《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》。

1996年6月，我国等同转化此项标准，正式颁布了中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T6267-1997《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》，自1997年9月1日起实施。

HSE管理体系是一个适于石油行业特点，纳入了现代安全管理观念、方法的管理模式，已为国际各大石油公司采用、推行。

实施这一管理模式，可以改进管理水平，减少事故，提高综合效益，提高企业竞争能力。

目前，良好的HSE管理水平已经成为石油天然气企业进入国际市场的必要条件之一。

根据SY/T6267-1997《石油天然气健康、安全与环境管理体系》，管理体系由7个一级要素组成，见表10-4。

每个一级要素中又包含若干个二级要素。

表10-4HSE管理体系的一级要素

一级要素

要点

1.领导和承诺

自上而下的和企业文化是体系成功实施的基础

2.方针和战略目标

关于健康、安全与环境的共同意识、行动原则和追求

3.组织机构、资源和