9.1 一般规定
9.1.1 仪表及自动控制设计应满足工艺过程生产需要，确保生产运行安全稳定，并应采用先进适宜的技术，做到因地制宜、经济合理、实用可靠。
9.1.2 气田监控及调度管理系统的架构和技术水平应根据工程规模、工艺复杂程度、操作管理模式及水平、自然条件以及投资等因素综合分析确定。
9.1.3 规模较大的气田宜采用监控和数据采集(SCADA)系统。
9.1.4 仪表及控制系统的设计应符合现行国家标准《油气田及管道工程仪表控制系统设计规范》GB/T 50892和《油气田及管道工程计算机控制系统设计规范》GB/T 50823的有关规定。
9.1.5 可燃气体和有毒气体检测报警装置的设置应符合现行国家标准《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》GB 50493及现行行业标准《石油天然气工程可燃气体检测报警系统安全技术规范》SY 6503的有关规定。
9.1.6 可燃气体和易燃液体的引压、取源管路严禁引入控制室内。
9.1.7 集输含硫酸性天然气的井场、集气站、天然气处理厂等站场，应按现行行业标准《含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规程》SY/T 6277的有关规定设置硫化氢泄漏检测仪。
9.1.8 仪表保温和伴热应符合下列规定：
1 被测工艺介质在环境温度下不能正常工作的测量管道、分析取样管道、自动化仪表或控制装置，应进行保温和伴热；对工艺介质为热源体或冷源体的仪表检测系统，应进行隔热或保温；
2 仪表及管道的保温和伴热设计应符合现行行业标准《石油化工仪表及管道伴热和绝热设计规范》SH/T 3126的有关规定。
9.1.9 滩海陆采气田集输站场仪表控制系统的设计应符合现行行业标准《滩海石油工程仪表与自动控制技术规范》SY/T 0310的有关规定。
9.1.2 目前国内各大油气田公司对气田的监控及调度管理模式不尽相同，各自根据自己的生产管理需求，逐步形成了符合自身要求的气田监控及调度管理模式。
例如，西南地区气田一般按照“井场→站场→作业区监控中心→矿区→油气田公司”的模式对气田进行监控及调度管理。
长庆气田与西南地区气田类似，只是矿区这一级改为了采气厂，其气田监控管理模式为：“井场→站场→作业区监控中心→采气厂→油田公司”。
塔里木气田通常以气田的天然气处理厂作为作业区监控中心，处理厂中央控制室设置SCADA系统对气田进行监控管理，再由处理厂上传数据至油气田公司，按照“井场/站场→天然气处理厂→油田公司”的模式对气田进行监控及调度管理。
因此，本条没有提出气田监控及调度管理的具体模式，而是提出了确定气田监控及调度管理系统的架构和技术水平的原则，以便在工程设计中根据气田的生产管理特点及需求来确立适合该气田的监控及调度管理整体架构及技术水平。
9.1.5 可燃气体种类和爆炸下限及有毒气体划分及最高容许浓度参见《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》GB 50493-2009的有关规定。
爆炸危险场所内可燃气体泄漏检测及毒性场所内有毒气体泄漏检测是保证生产安全的必要手段，可有效地防止爆炸、火灾、中毒事故的发生。《石油天然气工程可燃气体检测报警系统安全技术规范》SY 6503-2008和《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》GB 50493-2009，对何种场所需设置可燃气体检测及何种介质为毒性需检测和安装高度都有明确的规定，所以本条不再赘述。
9.1.6 本条规定是为了保证人员和设备的安全。
9.1.7 根据《含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规程》SY/T 6277-2005，空气中H2S浓度达到300mg/m3～400mg/m3时，将引起人的急性中毒；达到525mg/m3～600mg/m3时，1h～4h内会有生命危险；达到1.5g/m3～2.25g/m3时，数分钟内会致人死亡。故要求含硫酸性天然气的井场、集气站、天然气处理厂等站场应按现行行业标准《含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规程》SY/T 6277的有关规定设置硫化氢泄漏检测仪。
9.1.8 仪表测量管道保温和伴热，主要解决由于气候寒冷而使测量介质产生冻结、冷凝、结晶、析出等现象对检测过程所造成的影响，从而保证仪表检测系统的正常工作，减少测量附加误差。仪表本体的保温和伴热，主要保障仪表在限定的工作温度下运行，从而保证仪表正常工作。因《石油化工仪表及管道伴热和绝热设计规范》SH/T 3126-2013对仪表及测量管道的保温和伴热等有明确规定，所以本条只作原则性要求。
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