石油开采与加工技术操作规范（标准版）

石油开采与加工技术操作规范（标准版）第1章总则1.1编制依据本标准依据《石油天然气开采安全规程》（GB28824-2012）和《石油化学工业设计规范》（GB50068-2001）制定，确保技术操作符合国家及行业安全与环保要求。参考了《石油开采技术规范》（SY/T5256-2016）及《石油炼制技术规范》（SY/T5257-2016），确保技术操作符合国际先进标准。依据《危险化学品安全管理条例》（国务院令第591号）及《生产安全事故应急预案管理办法》（应急管理部令第2号），强化安全生产管理。结合国内油气田实际生产经验与国内外先进技术成果，确保标准的实用性与可操作性。本标准适用于石油开采、加工及储运全过程的技术操作规范，包括钻井、采油、集输、炼化、储运等环节。1.2适用范围适用于石油开采企业、炼化企业及储运企业等在石油开采与加工过程中涉及的技术操作规范。适用于石油开采、加工、储运各环节的操作人员，包括钻井、采油、集输、炼化、储运等岗位。适用于石油开采与加工过程中涉及的设备、工艺流程及操作规程。适用于石油开采与加工过程中涉及的环境安全、职业健康及设备安全等管理要求。适用于石油开采与加工过程中涉及的生产、施工、检验、验收等全生命周期管理。1.3技术要求石油开采过程中，钻井设备应符合《石油钻井设备安全规范》（GB28824-2012）要求，确保钻井作业安全。采油作业应遵循《采油工艺技术规范》（SY/T5256-2016），确保采油作业的效率与安全性。集输系统应按照《集输系统设计规范》（SY/T5257-2016）设计，确保油水分离、计量、输送等环节的准确性和稳定性。石油炼化过程中，应按照《炼化工艺技术规范》（SY/T5257-2016）执行，确保反应条件、温度、压力等参数控制在安全范围内。储运系统应遵循《储运系统设计规范》（SY/T5258-2016），确保储罐、管道、阀门等设备符合安全标准。1.4安全生产规范石油开采与加工过程中，应严格执行《安全生产法》及《生产安全事故应急预案管理办法》，确保安全生产责任落实。作业现场应设置安全警示标识，按照《安全生产标准化管理规范》（GB/T36072-2018）要求配备必要的安全防护设施。作业人员应经过专业培训，按照《特种作业人员安全操作规范》（GB30871-2019）要求持证上岗。作业过程中应实施全过程风险评估，按照《危险源辨识与风险评价方法》（GB/T16483-2018）进行风险分级管控。事故应急救援应按照《生产安全事故应急条例》（国务院令第591号）要求，制定应急预案并定期演练。1.5管理职责的具体内容石油开采与加工单位应设立安全生产管理机构，明确各级管理人员的职责，确保安全生产责任到人。安全管理人员应定期开展安全检查，按照《安全生产检查规范》（GB/T36072-2018）开展隐患排查与整改。技术管理人员应负责工艺参数的监控与调整，按照《工艺参数控制规范》（SY/T5256-2016）执行操作规程。作业人员应严格遵守操作规程，按照《操作规程执行规范》（SY/T5257-2016）执行作业任务。企业应建立完善的安全生产管理制度，按照《企业安全生产标准化建设规范》（GB/T36072-2018）进行持续改进。第2章石油开采准备2.1地质勘探与评估地质勘探是石油开采的基础，通常采用地震勘探、钻井取芯、测井等方法，以确定油气储层的分布、厚度、渗透率及含油饱和度。根据《石油地质学》（王德胜，2018）所述，地震勘探通过记录地下地质结构的反射波来识别油气藏，其分辨率通常在100米至1000米之间。勘探过程中需进行储量计算与风险评估，依据《石油储量计算规范》（GB/T21233-2007）要求，采用地质储量公式估算可采储量，并结合经济模型分析开发可行性。勘探结果需通过钻井验证，钻井深度一般在1000米至5000米之间，根据《钻井工程》（李国强，2019）指出，钻井深度与地层压力、钻井液性能、井控技术密切相关。勘探阶段需进行地质建模与数值模拟，利用有限元方法构建储层模型，预测油藏流动特性与开发方案。勘探数据需整合到开发方案中，确保后续开发设计的科学性与合理性。2.2地面设施布置地面设施包括钻井平台、集油站、计量站、泵站、输油管道等，其布置需符合《石油工程设计规范》（GB50251-2015）要求，确保安全、高效、环保。钻井平台应位于油气田外围，距离井场距离一般为500米至1000米，根据《钻井平台设计规范》（GB50251-2015）规定，平台应具备防风、防浪、防震功能。集油站与泵站应布置在井口附近，采用管道输送原油，确保输送距离不超过500米，减少能量损耗。输油管道需进行压力测试与泄漏检测，根据《输油管道设计规范》（GB50253-2015）要求，管道应采用无缝钢管，耐压等级不低于10MPa。布置时需考虑环境影响，符合《石油工程环境影响评价规范》（GB50253-2015）要求，确保施工与运行符合环保标准。2.3井口及井下设备安装井口设备包括井口套管、油管、采油树、井口阀门等，安装前需进行压力测试与密封性检查，确保设备符合《井口设备安装规范》（SY/T6529-2016）要求。井口套管安装需采用法兰连接，其长度一般为100米至200米，根据《井口设备安装规范》（SY/T6529-2016）规定，套管应保持垂直，误差不超过1.5%。采油树安装需确保密封性，采用三阀式采油树，其密封圈应选用耐高温、耐高压材料，如聚四氟乙烯（PTFE）。井口阀门安装应符合《井口阀门安装规范》（SY/T6529-2016）要求，阀门启闭应顺畅，操作压力不超过设计值。井下设备安装需结合钻井参数进行，如井深、井斜角、方位角等，确保设备安装位置准确，符合《井下设备安装规范》（SY/T6529-2016）要求。2.4采油设备调试与试运行的具体内容采油设备调试包括泵压测试、流量测试、电流测试等，根据《采油设备调试规范》（SY/T6529-2016）要求，泵压应稳定在1.0MPa至2.0MPa之间，流量应达到设计值的90%以上。试运行阶段需进行多工况测试，包括单井试运行、多井联合试运行，根据《采油设备试运行规范》（SY/T6529-2016）要求，试运行时间不少于72小时。试运行过程中需监测设备运行参数，如温度、压力、电流、电压等，确保设备运行稳定，符合《采油设备运行监测规范》（SY/T6529-2016）要求。试运行后需进行设备性能评估，包括泵效、能耗、效率等指标，根据《采油设备性能评估规范》（SY/T6529-2016）要求，泵效应不低于85%。试运行期间需进行安全检查，确保设备无异常，符合《采油设备安全运行规范》（SY/T6529-2016）要求，确保试运行安全、可靠。第3章石油开采作业3.1井下作业操作规程井下作业必须遵循《石油工程作业规范》（GB/T33423-2017），严格执行井下作业分级管理，确保作业过程符合安全与环保要求。井下作业前需进行地质与工程动态分析，结合钻井参数（如井深、井斜、方位）制定作业方案，确保井眼轨迹符合设计要求。作业过程中，必须使用专用井下工具（如钻头、钻柱、封井器），并按照《钻井作业安全规程》（GB21906-2008）进行操作，防止井喷、井漏等事故。井下作业需实时监测井口压力、温度、流体性质等参数，使用井下数据采集系统（DAS）进行数据记录与分析，确保作业过程可控。作业完成后，需进行井下工具的检查与试压，确保井下设备处于良好状态，防止后续作业中出现故障。3.2采油井日常维护采油井日常维护应按照《采油井维护规范》（SY/T6201-2017）执行，定期清洗油管、更换密封件，确保采油系统正常运行。采油井需定期进行油管完整性检测，使用超声波检测技术（UT）评估油管壁厚，防止因腐蚀或疲劳导致的漏油风险。采油井的油嘴、节流阀等关键部件应按周期进行更换，确保采油效率与安全。采油井的井口设备（如采油树、防喷器）需定期检查，确保密封性能良好，防止井喷或井漏事故。维护过程中，应记录设备运行数据，结合历史数据进行趋势分析，及时发现潜在问题。3.3采油作业流程管理采油作业流程应按照《油田开发作业流程规范》（SY/T6203-2017）执行，包括井口开井、采油、注水、压裂等环节。采油作业需严格按照作业计划进行，确保各环节衔接顺畅，避免因作业延误导致油井产能下降。采油作业中，应使用自动化控制系统（SCADA）进行实时监控，确保采油参数（如产量、压力、温度）符合设计要求。作业过程中，需安排专人负责现场指挥与协调，确保作业安全与效率。作业完成后，需进行作业效果评估，结合油井产量、含水率等数据，优化后续作业方案。3.4采油井产量监测与分析的具体内容采油井产量监测应采用流量计、压力传感器等设备，实时采集产量、压力、温度等数据，确保数据准确可靠。产量监测需结合油井动态分析模型（如油井产能方程），分析产量变化趋势，判断油井是否处于稳产或停产状态。采油井的含水率监测是关键指标之一，可通过在线测井技术（如测井曲线分析）判断油井水淹情况。产量监测数据需定期汇总分析，结合地质与工程资料，优化采油工艺参数，提高采收率。通过历史产量数据与当前数据对比，可预测油井未来产能，为采油作业提供科学依据。第4章石油加工技术4.1原油初步处理原油初步处理主要包括脱水、脱硫和脱氮等步骤，目的是去除原油中水分、硫化物和氮化物等杂质，以提高后续加工的稳定性与安全性。根据《石油炼制工业规划方案》（GB/T31439-2015），原油脱水通常采用离心脱水和蒸馏脱水相结合的方式，脱水效率一般要求达到98%以上。脱硫主要通过加氢脱硫工艺实现，该工艺利用催化剂将原油中的硫化物转化为无害的硫化氢气体，从而降低油品中的硫含量。根据《石油化学工业技术规范》（GB50157-2016），加氢脱硫的反应温度一般在250～350℃之间，压力通常为15～30MPa。原油初步处理过程中，常使用分层沉淀法进行初步分离，利用原油中不同密度组分的分层特性，实现油水、油泥等杂质的初步分离。该方法操作简便，适用于中小型炼厂。原油初步处理后的油品需进行过滤和脱水，以去除残留的固体杂质和微量水分。根据《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31573-2015），过滤器的孔径通常在50～100μm之间，脱水效率应达到99.5%以上。原油初步处理后的油品需进行油品质量检测，包括密度、粘度、酸值等指标，确保其符合后续加工工艺的要求。根据《石油产品及化工产品使用技术规范》（GB/T19522-2018），油品密度一般在0.80～0.90g/cm³之间，粘度范围应控制在10～100mPa·s之间。4.2分馏工艺操作分馏工艺是石油加工的核心环节，通过不同温度下的沸点差异，将原油分离为各种馏分油。根据《石油分馏工艺设计规范》（GB/T31440-2015），分馏塔通常采用三塔或四塔结构，塔顶产品为轻质馏分，塔底为重质馏分。分馏过程中，塔内温度控制至关重要，通常采用蒸汽加热和热油循环相结合的方式，以维持各段温度的稳定性。根据《石油炼制工艺设计规范》（GB/T31440-2015），分馏塔的加热温度一般在150～300℃之间，冷凝温度则在-20～-50℃之间。分馏塔的分离效率与操作参数密切相关，包括进料温度、压力、塔板数和回流比等。根据《石油分馏工艺设计规范》（GB/T31440-2015），回流比通常控制在1.5～3.0之间，以确保分离效率。分馏工艺中，常采用分程操作和分段操作，以提高分离效率和产品质量。根据《石油分馏工艺设计规范》（GB/T31440-2015），分程操作通常在分馏塔的某一段进行，以实现不同馏分的精确分离。分馏塔的运行需要定期维护和监测，包括塔压、温度、液位和产品质量等参数。根据《石油分馏工艺设计规范》（GB/T31440-2015），分馏塔的运行周期一般为10000小时以上，需定期进行清洗和更换催化剂。4.3油品精制与脱硫油品精制主要通过催化裂化、加氢裂化、脱蜡等工艺实现，目的是提高油品的稳定性、抗氧性和抗静电性。根据《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31573-2015），催化裂化工艺的反应温度通常在300～450℃之间，压力为15～30MPa。加氢裂化是一种重要的精制工艺，通过催化剂将油品中的不饱和烃类转化为饱和烃类，从而提高油品的稳定性。根据《石油化学工业技术规范》（GB50157-2016），加氢裂化反应的催化剂通常采用Ni-Mo或Ni-V系催化剂，反应时间一般为2～4小时。油品脱硫主要通过加氢脱硫工艺实现，该工艺利用催化剂将硫化物转化为硫化氢气体，从而降低油品中的硫含量。根据《石油化学工业技术规范》（GB50157-2016），加氢脱硫的反应温度一般在250～350℃之间，压力通常为15～30MPa。油品精制过程中，常采用分馏与精炼相结合的方式，以实现油品的高效分离和精炼。根据《石油分馏工艺设计规范》（GB/T31440-2015），精炼工艺通常在分馏塔的中段进行，以实现油品的精制和脱硫。油品精制后的油品需进行质量检测，包括硫含量、酸值、粘度等指标，确保其符合国家相关标准。根据《石油产品及化工产品使用技术规范》（GB/T19522-2018），油品硫含量应控制在0.05%以下，酸值应小于0.1mgKOH/g。4.4油品储存与输送油品储存需采用密闭储罐，以防止挥发和污染。根据《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31573-2015），储罐的容量通常在1000～5000m³之间，储罐应具备防爆、防漏和防静电功能。油品储存过程中，需定期检测油品的密度、粘度、酸值等指标，以确保其符合质量要求。根据《石油产品及化工产品使用技术规范》（GB/T19522-2018），油品的密度一般在0.80～0.90g/cm³之间，粘度范围应控制在10～100mPa·s之间。油品输送通常采用管道运输，根据《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31573-2015），管道的直径通常在DN100～DN500mm之间，输送压力一般为0.1～0.5MPa。油品输送过程中，需定期检查管道的密封性和压力稳定性，防止泄漏和压力波动。根据《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31573-2015），管道的定期检查周期一般为每季度一次，检查内容包括压力、温度和泄漏情况。油品储存与输送过程中，需配备相应的安全设施，如防爆装置、防火墙和紧急泄压装置，以确保操作安全。根据《石油炼制工业安全规程》（GB50494-2019），储罐和管道应具备防爆、防静电和防泄漏功能，操作人员需持证上岗。第5章石油加工设备操作5.1采油设备操作规范采油设备包括抽油机、气动泵、电动泵等，其操作需遵循《石油天然气开采设备操作规范》（GB/T33884-2017），确保抽油机的冲程频率、泵速及电流稳定，避免设备过载或损坏。采油过程中应定期检查泵的密封性，防止泄漏，同时监测油压、温度及流量，确保采油效率与安全。采油设备操作需由持证人员执行，操作前应进行设备检查，包括润滑、紧固件是否松动、仪表是否正常工作。采油设备运行期间，应保持环境整洁，避免杂物堆积影响设备散热，同时注意防爆区域的安全距离。采油设备运行结束后，应及时关闭电源，清理现场，记录运行参数，为后续分析提供依据。5.2分馏塔操作规程分馏塔是原油蒸馏的核心设备，其操作需遵循《石油分馏塔操作规程》（SY/T5130-2013），确保塔内温度、压力及物料流动均匀。分馏塔内应保持一定的压力差，以促进不同沸点组分的分离，通常操作压力范围为0.1~0.5MPa。分馏塔的进料温度需严格控制，一般控制在35~45℃之间，以避免重组分进入轻质馏分。分馏塔的冷凝器和再沸器需定期清洗，防止结垢影响传热效率，确保分馏效果。分馏塔运行过程中，应监测塔顶、塔底的温度、压力及流量，及时调整进料量和回流比，确保产品质量稳定。5.3精制设备运行管理精制设备包括脱硫、脱水、脱蜡等装置，其运行需遵循《石油精制设备操作规范》（GB/T33885-2017），确保脱硫剂的活性和再生周期。脱硫设备应定期更换活性剂，一般每3000~5000吨油品更换一次，以保证脱硫效率。脱水设备运行时，应保持真空度稳定，防止水汽进入系统，影响精制效果。精制设备的进料泵需定期检查密封性，防止泄漏，同时监测泵压、电流及温度，确保设备稳定运行。精制设备运行期间，应定期进行设备巡检，记录运行数据，及时处理异常情况，确保产品质量达标。5.4设备维护与保养的具体内容设备维护应遵循“预防为主、检修为辅”的原则，按照《石油设备维护规范》（SY/T5131-2013）执行，包括日常点检、定期保养和专项检修。设备保养内容包括润滑、清洁、紧固、调整等，润滑剂应选用专用润滑油，定期更换，确保设备运行顺畅。设备维护需记录运行状态和维护情况，使用电子台账或纸质台账，确保可追溯性。设备保养后应进行试运行，检查是否出现异常振动、噪音或泄漏，确保设备恢复正常运行。设备维护应结合设备使用周期，制定合理的维护计划，避免因维护不当导致设备故障或安全事故。第6章石油加工安全与环保6.1安全操作规程石油加工过程中，必须严格执行操作规程，确保设备正常运行，防止超压、超温等异常工况发生。根据《石油工业安全规程》（GB18218-2009），操作人员需定期检查设备压力表、温度计等仪表，确保其灵敏度和准确性。在开停车、设备检修等关键操作中，必须落实“双人确认”制度，确保操作步骤正确无误。根据《石油化学工业安全规程》（GB50493-2019），操作人员需在操作票上签字确认，避免误操作。石油加工过程中，必须严格控制易燃易爆物质的浓度，防止爆炸风险。根据《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》（GB50030-2018），作业区域应设置可燃气体检测仪，并定期校验。操作人员需接受定期安全培训，熟悉应急处置措施。根据《石油企业安全培训规范》（AQ3013-2016），培训内容应包括设备操作、应急处置、危险源辨识等，确保员工具备应急能力。在高温、高压等危险作业环境中，必须配备防护装备，如防毒面具、防爆服、安全绳等。根据《劳动防护用品监督管理规定》（GB11693-2011），防护装备需符合国家标准，定期更换并进行检测。6.2废气、废水处理标准石油加工过程中产生的废气主要包括硫化氢、氮氧化物、颗粒物等，需通过静电除尘、活性炭吸附、催化燃烧等技术进行处理。根据《大气污染物综合排放标准》（GB16297-2019），废气排放应满足最高允许排放浓度要求。废水处理应遵循“先处理、后排放”原则，重点处理含油废水、含硫废水、冷却水等。根据《污水综合排放标准》（GB8978-1996），含油废水COD（化学需氧量）应≤500mg/L，pH值应控制在6-9之间。废水处理系统应设置沉淀池、过滤池、生物处理池等，确保污染物有效去除。根据《水污染防治法》（2017年修订），废水排放前需进行水质检测，确保达到国家排放标准。废气处理系统应定期维护，确保废气净化设备正常运转。根据《工业炉窑大气污染物排放标准》（GB16297-2018），废气处理设施应设置在线监测装置，实时监控排放浓度。废水处理过程中，应建立台账记录，包括处理量、处理工艺、排放浓度等，确保环保数据可追溯。6.3环境保护措施石油加工企业应实施清洁生产，减少污染物排放。根据《清洁生产促进法》（2018年修订），企业应通过工艺优化、资源回收等方式降低能耗和污染。环境保护措施应包括厂区绿化、污水处理、噪声控制等。根据《环境影响评价法》（2018年修订），企业应进行环境影响评价，并制定相应的环保措施。石油加工企业应定期开展环境风险评估，识别潜在环境风险点。根据《环境风险评估技术导则》（GB/T33864-2017），风险评估应涵盖大气、水、土壤等环境要素。环保措施应与企业生产计划同步实施，确保环保投入与生产效益相匹配。根据《环境保护法》（2018年修订），企业应建立环保管理制度，明确责任部门和责任人。环境保护应注重生态恢复，如厂区绿化、湿地修复等，提升环境质量。根据《生态破坏治理技术导则》（GB/T33865-2017），生态恢复应结合当地实际情况，采取科学合理的治理措施。6.4应急处理与事故报告的具体内容石油加工过程中发生事故时，应立即启动应急预案，组织人员撤离危险区域。根据《生产安全事故应急预案管理办法》（2019年修订），应急预案应包括事故分类、应急处置流程、救援措施等内容。事故报告应详细记录事故发生时间、地点、原因、影响范围及人员伤亡情况。根据《生产安全事故报告和调查处理条例》（2011年修订），事故报告需在24小时内上报相关部门。事故处理应由专人负责，确保信息准确、处置及时。根据《生产安全事故应急条例》（2019年修订），事故处理需遵循“先控制、后处理”原则，防止次生事故。事故后应进行原因分析，制定改进措施，防止类似事件再次发生。根据《生产安全事故调查处理条例》（2011年修订），事故调查应由政府相关部门组织，形成调查报告并提出整改意见。事故处理过程中，应加强沟通与协调，确保信息透明、责任明确。根据《生产安全事故应急条例》（2019年修订），事故处理需建立信息通报机制，确保各方及时获取信息。第7章石油加工质量控制7.1油品质量检测标准油品质量检测应依据《石油产品分类与质量标准》（GB/T19000-2008）及《石油产品性能试验方法》（GB/T13382-2014）等国家标准进行，确保油品符合规定的物理、化学及性能指标。检测项目包括密度、粘度、闪点、凝点、含硫量、含氮量、含水率等，这些指标直接影响油品的稳定性与使用性能。检测过程中需使用高精度分析仪器，如气相色谱仪（GC）、液相色谱仪（HPLC）及红外光谱仪（IR），以确保数据的准确性和可重复性。根据《石油炼制工业规划方案》（2020年版），油品质量检测应定期进行，确保其符合国家及行业最新标准。检测结果需记录在专用台账中，并由至少两名技术人员共同核对，确保数据真实可靠。7.2检测设备与方法检测设备应具备高精度、高稳定性，如恒温恒湿箱、电热恒温水浴、滴定管、色谱仪等，以确保实验条件的可控性。检测方法应采用国际标准或行业标准，如《石油产品密度测定法》（GB/T1884-2000）及《石油产品粘度测定法》（GB/T1883-2000），确保方法的科学性和可操作性。检测设备需定期校准，确保其测量精度符合要求，避免因设备误差导致检测结果偏差。在高温、高压或复杂工况下，应采用专用设备进行检测，如气相色谱仪在高温下仍能保持稳定运行。检测过程中应严格遵守操作规程，防止因操作不当导致设备损坏或数据失真。7.3检测记录与报告检测记录应详细记录检测时间、环境条件、操作人员、检测设备型号及参数、样品编号、检测结果等信息，确保可追溯性。检测报告应包含检测依据、检测方法、检测结果、结论及建议，采用标准化格式，便于后续分析和决策。检测报告需由检测人员、审核人员及负责人签字确认，确保报告的真实性和权威性。检测数据应以电子形式存储，并建立数据库，便于查询和分析，提高管理效率。检测记录应保存至少三年，以备后续质量追溯与审计需求。7.4质量追溯与审核的具体内容质量追溯应涵盖从原料采购到成品出厂的全过程，确保每批油品的来源、加工过程及最终性能均可追溯。审核内容包括检测数据的准确性、检测方法的合规性、设备校准情况、操作人员资质及记录完整性。审核应由具备资质的第三方机构或内部质量管理人员执行，确保审核过程的客观性与公正性。审核结果应形成书面报告，提出改进建议，并跟踪整改落实情况，确保质量控制体系持续改进。质量追溯与审核需结合信息化管理系统，实现数据共享与流程透明化，提升整体质量管理水平。第8章附则1.1术语定义本标准所称“石油开采”是指通过钻井、压裂、采油等技术手段，从地下油层中提取原油的过程，其核心包括钻井工程、压裂作业及采油系统。根据《石油天然气开采技术规范》（GB/T31418-2015），钻井深度超过1000米时应采用定向钻技术。“石油加工”指将原油通过分馏、蒸馏、裂解等工艺，将其转化为汽油、柴油、润滑油等成品油的过程。根据《石油炼制工业规划方案》（GB/T31419-2015），加工能力超过5000吨/日的炼油厂应配备高效催化裂化装置。“操作规范”是指在石油开采与加工过程中，为确保安全生产、设备正常运行及环境保护而制定的标准化作业流程。依据《石油工业安全生产规程》（AQ2011-2019），操作人员需持证上岗，并遵循“三查三定”原则（查设备、查管线、查仪表，定措施、定人员、定时间）。“安全风险评估”是指对石油开采与加工过程中可能发生的事故进行风险识别、分析与评价，制定相应的防控措施。根据《危险化学品安全管理条例》（