天然气集输设计规范

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中华人民共和国国家标准石油天然气工程设计防火规范GB50183

中华人民共和国国家标准石油天然气工程设计防火规范 GB 50183-2004条文说明目次1 总则 (77)2 术语 (80)3 基本规定 (81)3.1 石油天然气火灾危险性分类 (81)3.2 石油天然气站场等级划分 (84)4 区域布置 (88)5 石油天然气站场总平面布置 (94)5.1 一般规定 (94)5.2 站场内部防火间距 (96)5.3 站场内部道路 (99)6 石油天然气站场生产设施 (102)6.1 一般规定 (102)6.2 油气处理及增压设施 (105)6.3 天然气处理及增压设施 (106)6.4 油田采出水处理设施 (107)6.5 油罐区 (108)6.6 天然气凝液及液化石油气罐区 (115)6.7 装卸设施 (119)6.8 泄压和放空设施 (121)6.9 建（构）筑物 (128)7 油气田内部集输管道 (130)7.1 一般规定 (130)7.2 原油、天然气凝液集输管道 (132)7.3 天然气集输管道 (133)8 消防设施 (137)8.1 一般规定 (137)8.2 消防站 (138)8.3 消防给水 (142)8.4 油罐区消防设施 (144)8.5 天然气凝液、液化石油气罐区消防设施 (157)8.6 装置区及厂房消防设施 (162)8.7 装卸栈台消防设施 (165)8.8 消防泵房 (166)8.9 灭火器配置 (168)9 电气 (170)9.1 消防电源及配电 (170)9.2 防雷 (170)9.3 防静电 (173)10 液化天然气站场 (175)10.1 一般规定 (175)10.2 区域布置 (176)10.3 站场内部布置 (178)10.4 消防及安全 (179)1 总则10.1 油气田生产和管道输送的原油、天然气、石油产品、液化石油气、天然气凝液、稳定轻烃等，都是易燃易爆产品，生产、储运过程中处理不当，就会造成灾害。

因此，在工程设计时，首先要分析各种不安全的因素，对其采取经济、可靠的预防和灭火技术措施，以防止火灾的发生和蔓延扩大，减少火灾发生时造成的损失。

油气田集输管道施工技术规范

7 预制及安装
2、阀门：
1）安装前检查型号、规格、压力等级和试压合格标识，并按介质流向确定其安装方向。 2）法兰连接的阀门应在关闭状态下安装，对焊阀门在焊接时应处于全开状态。 3）大型阀门安装时应预先安装支架，不得将阀门的重量附加在管道上。
7 预制及安装
4）安全阀、双闸板阀应垂直安装。水平管道上
施工便道修筑：满足运管和机具设备运输要求，
临时性修建的道路。尽量利用已有道路进行加宽
加固。
6 运输及布管
运输：规定了工程材料、施工机具和设备在装卸、运输过程中的要求。注意:钢管装卸要采用专用吊具，不得损伤管口和防腐层；装车时，应采取保护措施并固定。布管：宜采用吊管机、拖车、爬犁等机械运输。严禁拖管或滚管。注意：沟上布管及组焊时，管
3 材料验收及保管
焊接材料验收：
1 、应符合焊接工艺规程或设计文件的规
定。
2、必须具有质量证明文件，质量和包装
符合国家现行有关标准规定。
3 材料验收及保管
存放与保管：
分类、防潮、防热、标识。不锈钢不得
与碳素钢接触，防止渗碳和晶间腐蚀。
4 交接桩与测量放线
交接桩：施工前由设计人员向施工单位技术交底、现场交桩。做好交接桩记录。测量放线：绘制施工测量成果表。放出施工作业带边界、布管轴线、管沟开挖线。注意合理布置作业带，便于安全施工；根据管材规格及绝缘防腐等级的分布情况，在分界点做出标识。
3 材料验收及保管
防腐、保温材料验收： 1 、应符合设计要求和国家现行有关标准。 2、应具有制造厂的质量证明文件，且应标明生产日期及有效期等。 3、应按设计要求和国家现行有关标准规定进行抽查复验。
3 材料验收及保管

天然气集输管道施工规范文件

天然气集输管道施工及验收规范1、总则1.0.1为了提高天然气集输管道工程施工技术水平,保证工程质量,降低工程成本,特制定本规范｡1.0.2本规范适用于新建天然气集输管道工程地施工及验收,其适用范围如下:1.0.2.1设计压力:1.6~16MPa1.0.2.2设计温度不大于80℃1.0.2.3输送介质为净化及未净化天然气1.0.2.4碳素钢､普通低合金结构钢1.0.3天然气集输管道应包括下列各类管道1.0.3.1由气井采气树至常温集气站或低温集气站之间地采气管线､集气支线｡1.0.3.2由常温集气站或低温集气站到净化厂或外输站之间地集气干线｡1.0.3.3净化厂到用户门站之间地输气管线1.0.4本规范不适用于下列工程地施工及验收1.0.4.1城市天然气管道1.0.4.2总跨≥100m或单跨≥50m地跨越管道1.0.4.3宽度≥40n地河流穿越管道1.0.5天然气集输管道压力等级分为二级1.0.5.1中压管道:设计压力为1.6≤PN≤10MPa1.0.5.2高压管道:设计压力为10<PN≤16MPa1.0.6天然气集输管道工程所用地钢管､阀门､管件､坚固件､焊材等必须有质量证明书或合格证,并符合设计要求｡用于输送酸性天然气管道地钢管､阀门､管件､坚固件､焊材还应符合SYJ12《天然气地面设施抗硫化物应力开裂金属材料要求》地规定｡1.0.7天然气集输管道工程形式前必须经过图纸会审､设计及施工技术交底｡1.0.8天然气集输管道施工及验收除应符合本规范外,还应符合设计要求修改设计或材料改代应征得设计单位同意｡1.0.9天然气集输管道施工中地安全技术､劳动保护应符合国家现行地有关标准或规范地规定｡2､钢管2.0.1钢管使用前应进行外观检查并符合以下规定:2.0.1.1钢管表面裂纹､折迭､重皮等缺陷;2.0.1.2钢管表面不得有超过避厚负偏差地锈蚀或机械划伤｡2.0.2钢管外径及避厚尺寸偏差应符合国家钢管制造标准2.0.3高压钢管地检查及验收还应符合GBJ235《工业管道工程施工及验收规范》金属管道篇第2.2.4至2.2.16条地规定｡3､阀门3.0.1阀门地外观检查,应无裂纹､砂眼等缺陷,阀杆､阀兰密封面应光滑不得有划痕,阀杆丝扣应无毛刺或击痕｡3.0.2阀门安装前应逐个进行强度和严密性试验｡3.0.3阀门强度和严密性试验应符合以下规定:3.0.3.1施工前阀门应具有制造厂地强度及气体严密性试验地全格证,阀门强度试验及用清洁水进行,PN≤16MPa地阀门,强度试验压力为公称压力地1.5倍,当升压至强度试验压力时稳压5min不渗漏或无压降为合格;3.0.3.2奥氏体不锈钢阀门水压试验时,清洁水内氯离子含量应小于25PPm｡3.0.3.3试验合格地阀门,应及时排尽内部积水及污物,密封面应除防锈油,关闭阀门,封闭出入口,并填写阀门试验记录｡3.0.4阀门传动地装置和操作机构应清洁,动作灵活､可靠､无卡涩现象｡3.0.5球阀安装前应按下列要求进行调试｡3.0.5.1球阀壳体水压强度试验,必须在半开状态下进行｡3.0.5.2球阀壳体水压强度试验,压力为公称压力地1.5倍,稳压5min,无渗漏为合格｡3.0.5.3球阀严密性试验,首先将球体转到关闭位置,然后将水充入体腔内,直至检查孔有水流出为止,随后升压至公称压力进行检查,稳压30min,若充水口不见水流出,同时压力不下降,即为合格,用同样方法试另一侧｡3.0.6电动､气动､气液联动阀门安装前,除按说明书要专业户作强度和严密性试验外,安装后应作动作,联动等性能试验｡4､管件及紧固件4.0.1公称压力大于1.6MPa小于10MPa地管件及紧固件,技术要求应符合GB897《双头螺栓》､GB899《双头螺栓》bm=1.5d､GB900《双头螺栓》bm=2d､GB170《I型六角螺母牙A和B级》地要求｡4.0.2公称压力大于1.0MPa小于等于10MPa地高压管件及紧固件,技术要求应符合JB450《P g100~320㎏f/㎝2化工､石油工业用锻造高压阀门､管件和紧固件技术条件》地有关规定｡4.0.3管件及紧固件使用前应核对制造厂地质量说明书,并确认下列项目符合国家或行业技术标准:4.0.3.1化学成分;4.0.3.2热处理后地机械性能4.0.3.3合金钢管件金相分析结果4.0.3.4高压管件及紧固件地无损探伤结果4.0.4管件及紧固件外观检查应符合相关要求及规定｡4.0.4.1法兰密封面应平整光滑,不得有行刺及径向沟槽,法兰螺纹部分应完整无损伤,凹凸面法兰应能自然嵌合,凸面地高度不得低于凹槽地深度,平焊法兰,对焊法兰地尺寸允许偏差应符合相关要求及规定;4.0.4.2螺栓及螺母地螺纹应完整､无伤痕､无毛刺等缺陷,螺栓与螺母应配合良好,无松动或卡涩现象｡4.0.4.3高压螺栓､螺母地检查应按下列规定进行,其硬度值､机械性能应符合GBJ235《工业管道工程施工及验收规范》地要求:(1)螺栓､螺母应每批各取两根(个)进行硬度检查,若有不合格,须加倍检查,如仍有不合格则应逐根(个)检查;(2)螺母硬度不者不得使用;(3)硬度不合格地螺栓应取该批中硬度值最高､最低各一根校验机械性能,若有不合格,再取其硬度最接近地螺栓加倍校验,如仍有不合格,则该批螺栓不得使用;4.0.4.4集输管道所用弯管应选用热煨弯､高频弯､热冲压弯等工艺制造,公称直径150~500㎜,其弯曲半径应大于或等于4倍公称直径,公称直径为600~700㎜,其弯曲半径应大于或等于5倍公称直径,阀室管道所用弯头地弯曲半径应为1.5倍公称直径;4.0.4.5用于输送有应力腐蚀介质地碳素钢､合金钢管道地弯管,弯曲半径应大于5倍公称直径,冷弯弯曲后应进行应力消除;4.0.4.6钢板卷制地热冲压弯管其内径应和相应地管道内径一致;4.0.4.7高频加热弯制地弯管,其表面硬度值应符合原母材硬度值地要求;4.0.4.8弯管内外表面应光滑､无裂纹､疤痕､折皱､鼓包等缺陷;4.0.4.9弯头端面坡口尺寸应符合本规范地相关要求及规定;4.0.4.10弯管及异径管制尺寸偏差应符合相关要求及规定;4.0.4.11焊接三通应符合以下规定:(1)主管按支管实际内径开孔,孔壁应平整､光滑､孔径偏差为±0.5㎜;(2)支管端面和主管开孔处表面应严密吻合;(3)主､支管组焊时,支管内径必须对正主管开孔口,错口不应大于0.5㎜;(4)高压三通支管倾斜度应不大于其高度地0.6%;且不大于1㎜;中压三通支管倾斜度应不大于其高度地1%;且不大于3㎜;(5)三通焊缝检验应按三通设计图地规定进行｡5､管沟开挖及复测5.0.1管沟开挖前必须由设计单位进行管道设计平面图､管道纵断面图及设计说明书地设计交底和现场交桩｡5.0.2管道穿越公路､铁路､河流､沟渠等除测量纵断面之外,当穿越复杂地形时,还应补测平面､横断面｡5.0.3在管道埋深合格地条件下,根据土质类别､地形起伏,每公里管线纵向转角总度数,山区管线应小于等于900°,一般地形应小于等于600°;小于等于3°地纵向转角在测量时可以调整到两端纵向转角内｡5.0.4管沟开挖应符合下列要求:5.0.4.1管沟开挖应根据管沟纵断面测量成果表进行开挖中心线及沟边线;5.0.4.2管沟开挖应保留控制桩及沟边灰线;5.0.4.3管沟开挖前应清除各种障碍物,并进行青苗处理;5.0.4.4管沟开挖前,施工员必须向有关人员进行管沟地挖深､横断面､沟壁坡度､弃土位置､施工便道､地下隐蔽障碍物､管沟中心线､挖深偏差等技术交底;5.0.4.5管道施工临时占地宽度应根据管道直径､土质类别､挖方量､开挖方法确定,丘陵地形管道施工临时占地宽度不宜超过以下规定:DN≤200㎜占地宽度≤12m200<DN≤400㎜占地宽度≤18m400<DN≤700㎜占地宽度≤20m平原地区采用机械挖沟上组焊管道时,其临时占地宽度应小于20m｡5.0.4.6管沟深度小于等于3m时,管沟沟底宽度应符合相关要求及规定;5.0.4.7沟壁不加支撑,管沟开挖深度小于5m,其管沟沟壁坡度应符合相关要求规定;5.0.4.8旱耕地管沟开挖时,应将耕地表面耕植土､下层土壤及岩石等分别弃土;5.0.4.9水田管沟开挖时,应根据临时占地宽度扎埂､排水,然后开挖,并有排水措施;5.0.4.10石方地段管沟爆破开挖时,应取得当地有关部门爆破许可证,有安全措施,根据爆破安全规程进行爆破及开挖;5.0.4.11管沟开挖完工后,应进行验收,沟底平直､转角､无塌方､无积水,在任意20m管沟内,管沟开挖允许偏差应符合相关要求及规范;5.0.4.12管沟复测地管沟纵断面测量成果表内容必须符合管道设计说明书､线路平面图､管道防腐结构､管壁厚度､材质､埋深及转角数等设计要求｡6､弯管､钢管下料及管口加工6.0.1弯管及钢管下料必须符合管沟纵断面测量成果表地要求,其转角必须符合以下规定:6.0.1.1转角为3°~5°两直管用斜口连接;6.0.1.2转角大于5°配置相应度数地预制弯管｡6.0.2弯管和斜口下料允许偏差为±2㎜,直管下料允许偏差为±L/100(L为下料长度),应检查两端管口地圆度,并符合要求｡6.0.3管道穿越铁路､公路､河流,其穿越长度小于等于10m时,下料时中间不宜出现环形焊缝｡6.0.4焊缝地位置应避开应力集中区,并便于焊接和热处理,一般应符合下列规定:6.0.4.1不应在焊缝及其边缘上开孔;6.0.4.2螺旋焊缝钢管对接时,两丁字焊缝最小距离应大于100㎜｡6.0.5管口宜采用机械切割､气割等方法,采用切割加工地坡口,必须除去坡口表面地氧化皮,并打磨平整｡6.0.6管口打磨后,钝边应经过平板检查,平板同钝边最大间隙应小于1㎜｡6.0.7当钢管(薄件)壁厚小于等于10㎜,厚度差大于3㎜,或者钢管壁厚大于10㎜,厚度差大于薄件厚度地30%或者5㎜超过,坡口形式必须符合相关要求及规定｡6.0.8直管段两相邻环焊缝间距应大于管子外径地1.5倍,且不小于150㎜｡7､组对及焊接7.1.1管口地坡口形式和组对尺寸应符合焊接工艺评定及下列规定:7.1.1.1上向焊管口组对形式应符合相关要求及规定,坡口尺寸应符合相关要求及规定｡7.1.1.2下向焊坡口组对型式应符合相关要求及规定,坡口尺寸应符合相关要求及规定｡7.1.2管口组对前,应将管内浮锈,泥沙杂物清除干净;下班时,必须用盲板将待焊管口封好｡7.1.3壁厚相同地管口组对时,应将内壁对齐,并符合以下规定:7.1.3.1Ⅰ､Ⅱ级焊缝地管口其错边量不应超过管壁厚度地15%且不行大于1.5㎜｡7.1.3.2Ⅲ级焊缝地管口其错边量不应超过管壁厚度地15%且不得大于1.5㎜｡7.1.4壁厚不同地管口组对应符合以下规定:7.1.4.1有缝弯头同直管组对应内壁对齐;7.1.4.2无缝弯头同直管组对应外壁对齐;7.1.5管口组对时,应采用外对口卡具组对,组对时应将坡口及坡口内外两侧不小于20㎜范围地底漆､垢锈､毛刺清理干净｡7.2焊接工艺评定7.2.1对首次使用地焊接钢材,在确认材料地可焊生之后,其焊接工艺评定应符合SYJ4052-92《油气管道焊接工艺评定方法》地规定｡7.2.2焊工施焊应以焊接工艺说明书为依据,焊接工艺说明书应以经评定合格并审查批准地焊接工艺评定报告为依据｡7.2.3从事管道焊接地焊工,必须持有本单位焊工考试委员会发给地管道焊工考试合格证;焊工施焊地钢材种类､焊接方法､焊接位置､有效期等均应与焊工本人考试合格证相符｡7.3焊接7.3.1下列管道焊缝应进行氩弧焊封底,封底后地焊缝应及时进行填充焊:7.3.1.1穿跨越铁路､河流､四级以上公路地管道焊缝及穿跨越河道等地段地焊缝;7.3.1.2含硫天然气管道焊缝及设计压力≥6.4MPa地净化天然气管道焊缝;7.3.1.3同阀门焊接地焊缝｡7.3.2管道焊接宜采用上向焊､下向焊､气体保护焊等工艺,其电流､焊接速度､焊条直径､焊接层数,必须符合焊接工艺说明书地规定｡7.3.3使用焊条时,应根据不同牌号地焊条说明书所规定烘烤温度､时间,进行烘烤,并在保温筒内保温,重复烘烤焊条地次数不得超过两次｡7.3.4定位焊地长度､厚度及定位焊缝之间地距离应以接头固定不移动为基础,定位焊地工艺所用焊材应符合焊接工艺说明书地规定｡7.3.5每道焊缝必须连续一次焊完,相邻焊道地起点位置应错开20~30㎜｡7.3.6管道施焊环境应符合下列规定:7.3.6.1当焊接环境出现下列任何一种情况时若无有效防护措施严禁施焊;(1)手工电弧焊风速大于等于8m/s;(2)气体保护焊风速大于等于2m/s;(3)相对温度大于90%;(4)雨雪环境｡7.3.6.2当焊件温度在-5℃时,应在始焊处100㎜范围内预热到15℃左右｡7.3.7焊接时,严禁在焊件表面或非施焊处引弧,并注意起弧､收弧处地质量,收弧时应将弧坑填满｡7.3.8每条焊缝焊完后,应在管顶离焊缝100㎜处打上焊工代号钢印｡7.4焊前预热及焊后热处理7.4.1为降低焊接接头地残余应力,防止产生裂纹,改善焊缝和热影响区金属地组织与性能,应根据焊接工艺评定､结构刚性及要求地使用条件,综合参考进行150~200℃焊前预热和600~650℃焊后热处理,焊后热处理应以热处理工艺依据｡7.4.2焊后热处理地加热速度､恒温时间及冷却速度应符合下列规定:7.4.2.1加热速度:升温到300℃后,加热速度不应超过220×25÷δ℃/h且不大于220℃/h(Δ为壁厚㎜);7.4.2.2恒温时间:碳素钢每毫米壁厚恒温时间为2~2.5min,合金钢每毫米壁厚恒温时间为3min,且不小于30 min;7.4.2.3冷却速度:恒温后地冷却速度不应超过275×25÷δ℃/h,且不大于275℃/h,冷却到300℃后,即可在空气中冷却｡7.4.3当环境温度低于0℃时,预热温度应比有关要求预热温度适当提高｡7.4.4要求焊前预热地焊件,在焊接过程中地层间温度不应低于预热温度｡7.4.5要求焊后热处理地焊缝必须经无损探伤合格｡7.4.6预热地加热范围,以对口中心线为基准,每侧不应小于管壁地3倍;热处理地加热范围,每侧不应小于焊缝管壁地3倍｡7.4.7焊缝接头经热处理后,应测硬度,并作好记录及标记,焊缝及热影响区地硬度值其极限值分为二级:Ⅰ级应小于或等于HB200;Ⅱ级应小于或等于HB225｡7.4.8当设计没有明确要求时,经热处理焊缝硬度检查数量应符合以下规定:7.4.8.1管径小于等于57㎜时,检查数量为热处理焊缝总数地5%;7.4.8.2当管径大于57㎜时,检查数量为热处理焊缝总数地10%;7.4.8.3焊缝硬度值地检查,每条焊缝打一处,每处打三点(焊缝,热影响区和母材)｡7.4.9热处理后地焊缝其硬度值超过规定时,该焊缝应重新进行热处理,每条焊缝热处理次数不能超过两次｡7.5焊缝检验7.5.1焊缝表面质量地外观检查应在焊缝无损探伤,热处理､硬度和严密性试验之前进行,其表面质量应符合下列规定:7.5.1.1焊缝宽度应每边超出坡口1~2㎜,宽度差≤3㎜;7.5.1.2咬边深度不得大于0.5㎜,在任意300㎜连续焊缝中,咬边长度不得大于50㎜;7.5.1.3焊缝表面不得有裂纹､凹陷､气孔､夹渣和熔合性飞溅等缺陷;7.5.1.4焊缝余高:上向焊h≤1+0.1C,且局部不大于3㎜,长度不大于30㎜,下向焊h=0~1.6㎜,且局部不大于3㎜,长度不大于50㎜,自动焊h=0~3㎜(h为焊缝余高,C为焊缝宽度)｡7.5.2焊缝无损探伤应由有相应级别地合格证地持证人员进行｡7.5.3管道焊缝无损探伤比例应按设计要求进行当设计没有规定时,每个焊工所焊地焊缝无损探伤数量及合格等级应符合相关要求及规定｡7.5.4管道焊缝射线探伤应符合GB/T12605《钢管环缝熔化焊对接接头射线透照工艺和质量分级》地规定,超声波探伤应符合GB11345《钢焊缝手工超声波探伤方法和探伤结果地分级》地规定｡7.5.5对于设计压力小于16等于Mpa地管道,其焊缝经X射线抽查若发现不合格时,应对被抽查焊工所焊地焊缝加倍探伤;若仍有不合格则应对该焊工所焊地全部剩余焊缝进行无损探伤｡7.5.6不合格地焊缝应进行返修,返修后应按原规定进行检查,每处焊缝返修不得超过两次,如超过两次,必须经单位技术负责人审批,提出措施才能返修,但最多不得超过三次｡7.5.7焊缝经无损探伤后,应在离焊缝中心100㎜管顶部打上探伤工代号｡7.5.8无损探伤资料,施工单位应保管七年｡7.5.9穿跨越河流､铁路､公路地管道焊缝应经100%射线探伤,合格等级达到Ⅱ级｡7.5.10经清管试压后地管段,其相互连接地死口焊缝应经100%射线探伤并符合设计要求｡8､管道工厂防腐及现场补口补伤8.0.1 管道防腐及补口补伤,其结构､等级及所用防腐材料除应符合设计要求外,还应符合相应地施工及验收规范｡8.0.2石油沥青防腐施工应符合SYJ4020《埋地钢质管道石油沥青防腐层施工及验收规范》地规定｡8.0.3环氧煤沥青防腐层施工应符合SYJ4010《埋地钢质管道环氧煤沥青支施工及验收规范》地规定｡8.0.4胶粘带防腐层施工应符合SY4014《埋地钢质管道聚乙烯胶粘带防腐层施工及验收规范》地规定｡8.0.5包覆防腐层施工符合SYJ4013《埋地钢质管道包横征暴敛聚乙烯防腐层施工及验收规范》地规定｡8.0.6 管道现场防腐,补口补伤应符合SY4058《埋地钢质管道外防腐层和保温层现场补口补伤施工及验收规范》地规定｡8.0.7现场防腐层钢管堆放､装卸､拉运必须用软垫子保护接触面｡8.0.8集输管道阴极保护施工应符合SYJ4006《长输管道阴极保护施工及验收规范》地规定｡9､管段下沟､回填9.0.1管段下沟之前,其防腐层必须完好无损并经电火花检验｡9.0.2管段下沟之前,沟底应清理平整,石方沟底应填厚细土,水田沟底应无积水｡9.0.3管段下沟之后应及时回填,并注意将悬空处填实石方地带管沟回填应分为两次进行,第一次回填细土至管子顶部900㎜并适当夯实,应使管道防腐层得到保护,第二次回填其他土质及地貌恢复;最大悬空长度应符合其相关要求及规定｡9.0.4管道下沟回填时,应及时输隐蔽工程验收手续｡9.0.5管道回填之后应及时砌筑堡坎､护坡及埋设里程桩等｡10清管及试压10.0.1管道安装完毕后必须进行清管､强度和严密性试验｡10.0.2管道清管试压必须依据清管试压技术措施进行,其措施应经有关部门批准｡10.0.3管段清管试压可分段进行,分段长一般以10~15公里为宜｡10.0.4管道试压介质应为空气或水,强度试验宜以水为介质,强度试验后应进行严密性试验｡10.0.5以空气为介质地管道强度试验压力应为1.25倍设计压力,以水为介质地人口稠密地区强度试压应为 1.5倍设计压力｡严密性试验压力应为设计压力｡10.0.6管道以空气为介质试压时,升压应均匀缓慢进行,每小时升压不得超过1Mpa,当强度试验压力大于3Mpa时,分三次升压,分别在30%､60%地压力时各稳压半小时之后对管道进行检查,若未发现问题,可继续升至强度试验压力,稳压6小时,压降率不大于1%为合格;然后将压力降至设计压力进行严密性实验,稳压24小时后对全线进行详细检查,无渗漏､压降率不大于1%为合格｡10.0.7以水为介质进行管道强度试验时,应尽量排除管道内部空气,升压要求､稳压时间､压降率等均按相关规定执行｡10.0.8阀室､小型穿越､跨越,可连管道一起进行清管试压｡10.0.9管道分段试压时,在其两端应安装压力表和温度计各2支,压力表应经校验合格,其精度应不低于1.5级,温度计分度值应小于1℃｡10.0.10管道清管应在试压之前进行,使用清管球或清管器时,其直径应比管道内径有一定地过盈量,清管时必须使管内地泥土､杂物清除干净｡10.0.11以气体为介质地强度和严密性试压稳压时间内地压降率按下式计算:△P=100(1-P2T1╱P1T2)%式中:△P—压降率,%P1—稳压开始时首端和未端试验介质平均压力MpaP2—稳压终了时首端和未端试验介质平均压力,MpaT1—稳压开始时首端和未端试验介质平均绝对温度KT2—稳压终子时首端和未端试验介质平均绝对温度K11､工程竣工验收11.0.1集输管道工程竣工后,建设单位应根据本规范和设计要求,组织施工单位和设计单位共同对集输管道进行检查和验收｡11.0.2天然气管道工程竣工后,施工单位应提供下列技术资料｡11.0.2.1管道敷设竣工图;11.0.2.2管材､管件出厂质量说明书;11.0.2.3施工图修改通知单;11.0.2.4施工变更联络单;11.0.2.5材料改代联络单;11.0.2.6焊接工艺及技能评定试验报告;11.0.2.7防腐绝缘(保温)施工记录;11.0.2.8无损探伤报告;11.0.2.9隐蔽工程记录;11.0.2.10阀门试压记录;11.0.2.11管道试压记录;。

天然气集输设计规范

管道设计应遵循相关标准和规范，如《输气管道工程设计规范》等，确保设计符合国家和行业标准。
站场设计
站场是集输系统中的关键节点，其设计应考虑工艺流程、设备选型、安全环保和建筑结构等因素。
站场设计应遵循相关标准和规范，确保工艺流程合理、设备选型正确、安全环保达标，同时满足建筑结构要求。
储气设施设计
01
集输系统流程应根据天然气来源、市场需求、运输条件和环保要求等因素进行选择，确保流程可靠、高效和经济。
02
常见的集输系统流程包括单井集输、多井集中集输和区域集输等，应根据实际情况进行选择和设计。
管道设计
管道设计应考虑管道材质、管径、压力等级、防腐措施和管道走向等因素，确保管道安全可靠、经济合理。
维护保养
制定天然气集输系统的维护保养计划，定期对管道、设备等进行保养，延长其使用寿命，确保系统安全稳定运行。同时，应对维护保养过程进行记录和归档，以便后续追溯和管理。
05 案例分析
某地区天然气集输系统设计案例
01
案例概述
某地区天然气集输系统设计案例，涉及天然气的采集、运输和储存等环
节，旨在提高该地区天然气的供应效率和安全性。
设计规范的目的和意义
天然气集输设计规范是指导天然气集输系统设计、建设和运营的重要标准，其目的是确保集输系统的安全、可靠和经济性。
设计规范的意义在于统一和规范天然气集输系统的设计标准，提高系统的安全性能和可靠性，降低建设和运营成本，促进天然气工业的可持续发展。
02 天然气集输系统设计
集输系统流程
02 03
设计要点
根据该地区的地质、气象和水文等条件，管道的线路和储气设施；确保系统安全、环保、经济和可靠。
实施效果

天然气集输设计规范

气液分离
• 天然气凝液回收 • 重力分离器的选择原则 • 计量分离器和生产分离器数量分
配原则 • 分离器排出凝液和污水的处理
重力分离器的选择原则
• 液量较少，要求液体在分离器内停留时间较短时，宜选用立式重力分离器。
• 液量较多，要求液体在分离器内的停留时间较长时，宜选用卧式重力分离器。
• 气、油、水同时存在，并需进行分离时，宜选用三相卧式分离器。
• 当气区各气田天然气含硫量差别较大时，可建若干分散的净化站。
基本要求
• 气田站场布局原则 • 集气管网的压力 • 集气管网布置形式
集气管网的压力
• 集气管网的压力应根据气田压力和商品气外输首站压力要求综合平衡确定。根据气田压力递减速度尽可能提高集气管网的集气压力。
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
基本要求
• 气田站场布局原则 • 集气管网的压力 • 集气管网布置形式
• 离心式压缩机的密封油系统和喷油螺杆式压缩机的循环润滑油系统，应配置润滑油再生设施。
• 压缩机入口分离器应配置高限报警及高
天然气增压
• 往复压缩机的选用 • 离心压缩机的选用 • 螺杆式压缩机的选用 • 压缩机的驱动和配置 • 压缩机管道安装设计要求
压缩机管道安装设计要求
• 压缩机进口压力应设压力高、低限报警及低压越限停机装置。
• 压缩机各级出口管道应安装全启封闭式安全阀。安全阀的定压值应为额定压力的1.05~1.1倍。
• 压缩机进出口之间应设循环回路，压缩机站应设站内循环回路。
• 离心压缩机应配套设置防喘振控制系统。 • 应采取防振、放脉动及温差补偿措施。
计量分离器
生产分离器
气液分离
• 天然气凝液回收 • 重力分离器的选择原则 • 计量分离器和生产分离器数量分

SYT0422-2022油气田集输管道施工技术规档版

SYT0422-2022油气田集输管道施工技术规档版1总则1.0.1为了提高油气田集输管道工程的施工水平，确保管道工程施工质量，降低工程成本，制定本规范。

1.0.2本规范适用于新建、改建和扩建的陆上油气田集输钢质管道建设工程的施工。

其适用范围规定如下:油田集输管道:设计压力不大于32MPa，设计温度-40～400℃。

气田集输管道:设计压力不大于70MPa。

1.0.3本规范不适用于长输管道、城市燃气管道、天然气中H2S含量大于或等于5%(体积含量)的气田集输管道、联合站或集气站和净化厂及增压站等的站内工艺管道。

1.0.4油田集输管道应包括下列管道: 1采油、注水、注汽井、注聚合物等的井场工艺管道。

2井口、计量站、计量接转站(或转油站)、联合站之间的输送原油、工作压力不大于1.6MPa的石油伴生气、注水、动力液、稀释油、活性水、含油污水及其混合物的管道。

3联合站与油田内油库、输油首站间的输油管道。

4注蒸汽管道、蒸汽管道和采油伴热管道等热采系统管道及其附件安装。

1.0.5气田集输管道应包括下列管道:1由气井采气树至天然气净化厂或外输首站之间的采气管道、集气支线、集气干线。

2由气井直接到用户门站的管道。

3井口回注水管道、注气管道、注醇管道、燃料气管道。

4井场工艺管道。

1.0.6油气田集输管道穿、跨越工程的施工应分别符合现行国家标准《油气输送管道穿越工程施工规范》GB50424,《油气输送管道跨越工程施工规范》GB50460的规定。

1.0.7油气田集输管道工程的施工除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。

2术语用于连接或装配管道的元件，它包括钢管、管件、法兰、垫片、紧固件、阀门以及膨胀接头、挠性接头、耐压软管、设备等。

2.0.2管件pipefitting弯头、弯管、三通、异径接头和管封头等管道上各种异形连接件的统称。

2.0.3管道附件pipeau某iliarie管件、法长、阀门及其组合件，绝缘法兰、绝缘接头等管道专用部件的统称。

天然气集输设计规范

管道振动分析：对管道进行振动分析，以确定管道在流体流动和地震等外部因素作用下的稳定性，并采取相应的减振措施。
管道敷设及防腐设计
管道敷设方式：包括直埋、架空和管沟等敷设方式，需根据实际情况选择。
管道敷设间距：应符合相关规定，确保管道安全和正常运行。
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防腐设计：采用内外防腐涂层、阴极保护等措施，提高管道的耐久性和安全性。
紧急切断、自动控制等安全控制系统的设置和维护
管道、阀门、储罐等设备的防泄漏措施和维护
环境保护和生态恢复措施的制定和实施
消防及应急救援要求及措施
消防设施：应设置消防通道、消防水源、灭火器等设施，并定期进行检查和维护。应急救援措施：制定应急救援预案，定期进行演练，确保人员掌握应急救援技能。报警系统：应设置火灾报警系统，及时发现火情并采取相应措施。安全疏散：应设置安全出口和疏散指示标志，确保人员能够迅速撤离火灾现场。
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天然气集输设计规范
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天然气集输工艺设计规范
天然气集输系统概述
天然气集输管道设计规范
天然气集输设计规范总则
天然气集输站场设计规范
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天然气集输系统概述
天然气集输的定义和作用
天然气集输的定义：将分散的天然气收集起来，通过管道输送至处理厂进行净化和加工的过程。
管道与其他设施的安全距离：应符合相关规定，确保管道与其他设施的安全。
管道附属设备及器材选择
阀门：根据管道系统的工艺要求和介质特性选择合适的阀门类型和规格
管道配件：如法兰、管件、接头等，应符合相关标准和规范，确保连接可靠、密封性好

GB50183-2015石油天然气工程设计防火规范解读

主要内容-一般规定
3.1 其他火灾危险性分类
3.1.6 仓库：应按其存储物品的火灾危险性类别确定。同一座仓库或仓库的任一防火分区内储存不同火灾危险性物品时，仓库或防火分区的火灾危险性应按其中火灾危险性类别最高的物品确定。
当同一座仓库或其中同一防火分区内数种火灾危险性不同的物品存放在一起时，建筑的耐火等级、允许层数和允许面积均要求按最危险者的要求确定。
天然气站场分为五级。
与2004版相比，天然气处理厂增加了一级、二级站场，五级、四级的指标基本不变，调整了三级站的指标，新增了一级、二级站的指标；天然气脱硫站、脱
水站增加了二级站场，增加了露点控制站；五级站的指标基本不变，调整了三
级、四级站指标，新增了二级站的指标；天然气压气站、注气站，调整了四级、五级站的指标；集气站、计量站、输气站、清管站、配气站的指标不变。
丙
A
B
60℃≤闪点≤120℃的液体
闪点＞120℃的液体
11
主要内容-一般规定
3.1 石油天然气火灾危险性分类
1 操作温度超过其闪点的乙类液体应视为甲B类液体； 2 操作温度超过其闪点的丙A类液体应视为乙A类液体； 3 操作温度超过其闪点的丙B类液体应视为乙B类液体；操作温度超过其沸点的丙B类液体应视为乙A类液体； 4 在原油储运系统中，闪点大于或等于60℃，且初馏点大于或等于180℃的原油，宜划为丙类； 5 闪点小于60℃并且大于或等于55℃的轻柴油，如果储运设施的操作温度不超过40℃，其火灾危险性可视为丙A类。
站场内部布置
站场设施消防设施火灾自动报警和气体探测系统附录+条文说明
24
主要内容-液化天然气站场
1. 总则修改条款
1.0.2 本规范适用于新建、扩建和改建的陆上油气田工程、海洋油气田陆上终端工程、液化天然气站场工程、油气管道站场及线路截断阀（室）工程的防火设计。本规范不适用于浮动式液化天然气设施、城镇液化天然气供应站工程和管输独立石油库工程。

GB50350-2015油田油气集输设计规范

精心整理中华人民共和国国家标准油田油气集输设计规范7．1．6原油脱水站的事故油罐可设1座，容积应按该站1d的设计油量计算。

7．1．7接转站、放水站不宜设事故油罐。

当生产确实需要时可设事故油罐，容积可按该站4h～24h设计液量计算。

7．1．8需要加热或维持温度的原油储罐的罐壁宜采取保温措施，事故油罐的罐壁可不设保温措施。

7．1．9油罐内原油的加热保温可采用掺热油方式、盘管加热方式或电加热方式，热负荷宜按油罐对外散热流量确定。

7．1．10油罐散热流量可按下式计算：式中：——油罐散热流量(W)；A1、A2、A3——罐壁、罐底、罐顶的表面积(m2)；K1、K2、K3——罐壁、罐底、罐顶的总传热系数[W／(m2·℃)]；t av——罐内原油平均温度(℃)；t amb——罐外环境温度(取最冷月平均温度)(℃)。

7．1．11油罐呼吸阀、液压安全阀的设计应符合现行行业标准《石油储罐附件第1部分：呼吸阀》SY／T0511．1、《石油储罐附件第2部分：液压安全阀》SY／T0511．2的规定。

d——管道内径(m)；v——管内液体流速(m／s)；q v——原油的体积流量(m3／s)；g——重力加速度，g＝9．81m／s2；λ——水力阻力系数，可按表8．2．4确定。

表8．2．4水力阻力系数λ计算公式式中：Re——雷诺数；v——液体的运动黏度(对含水油为乳化液黏度)(m2／s)；ε——管道相对粗糙度，；其中e为管道内壁的绝对粗糙度(m)，按管材、制管方法、清管措施、腐蚀、结垢等情况确定，油田集输油管道可取e＝0．1×10-3m～0．15×10-3m。

式中其他符号意义与本规范公式8．2．4-1、公式8．2．4-2中相同。

8．2．5埋地集输油管道总传热系数应符合下列规定：1应根据实测数据经计算确定。

不能获得实测数据时，可按相似条件下的运行经验确定。

2当无实测资料进行初步计算时，沥青绝缘管道的总传热系数可按照本规范附录D选用；硬质聚氨酯泡沫塑料保温管道的总传热系数可按照本规范附录E选用。

天然气管线的壁厚选择

天然气管线的壁厚选择1. 石油天然气站场及集输管线1）管线选择有关规范《高压化肥设备用无缝钢管》GB6479-2000 《高压锅炉用无缝钢管》GB5310- 《输送流体用无缝钢管》GB/T8163-1999《流体输送用不锈钢无缝钢管》GB/T14976－2002 2）管线壁厚计算直管段钢管壁厚根据《油气集输设计规范》(GB50350-2005) 第8.1.4条的规定计算：δσφ=+pDF C s 2式中:δ---钢管计算壁厚，mm ； p---设计压力，MPa ； D---管道外径，mm ；бS ---钢管最低屈服强度，MPa ； F---设计系数Ф---焊缝系数（取1）； C---腐蚀裕量附加值，mm根据《油气集输设计规范》第8.2.8条：油气集输管道处于野外地区时，设计系数F 取0.72；处于居住区、站场内部或传跨越铁路、公路、小河渠时，设计系数取0.60。

小河渠指多年平均水位水面宽度小于20m 的河渠。

油气集输管道的腐蚀裕量C ，对于轻微腐蚀环境不应大于1mm ，对于较严重腐蚀环境应根据实际情况确定。

根据《油气集输设计规范》第8.3.7条：天然气集输管道设计系数根据现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB50251中的有关规定取值，当管道输送含有H 2S 等酸性天然气时，F 取值不得低于二级；腐蚀裕量附加值C ，当管道输送含有水和H 2S 、CO 2等酸性介质时，根据腐蚀程度及采取防腐措施，其余情况下不计腐蚀裕量附加值。

（根据《天然气脱水设计规范》7.0.2条对酸性天然气或CO2分压大于0.021MPa 的湿天然气，且会引起电化学腐蚀时，设备必须采取防腐措施。

硫化氢分压的计算方法应符合《天然气地面设施抗硫化物应力开裂金属材料要求》SY/T0599的有关规定。

）3）弯头弯管壁厚计算根据《油气集输设计规范》GB 50350-2005中第8.6.11条的规定，弯头、弯管壁厚计算公式如下：δb =δ×m m =（4R-D ）/（4R-2D ）式中：δb ---弯头或弯管计算壁厚，mm ；δ---弯头或弯管所连接的同材质直管的计算壁厚，mm ； m---弯头或弯管壁厚增大系数；R---弯头或弯管的曲率半径（mm ），为弯头或弯管外直径的倍数；D---弯头或弯管外径，mm 。

天然气管道规范

目录1 总则2 钢管、管件及阀门检验2．1 钢管检验2．2 管件检验2．3 阀门检验3 管道预制及安装3．1 管道预制3．2 管道组对3．3 管件组装3．4 阀门安装4 管道焊接4．1 焊接工艺评定4．2 焊工资格4．3 焊接材料4．4 焊接4．5 焊前预热及焊后热处理4．6 焊缝返修5 焊缝质量检验5．1 焊缝外观质量检验5．2 无损探伤6 管道防腐及补口补伤7 测量放线、施工带清理及管沟开挖7．1 测量放线7．2 施工带清理7．3 管沟开挖8 防腐管拉运及布管9 管道下沟及回填10 水工保护及地貌恢复10．1 水工保护10．2 地貌恢复11 管道清管及试压12 工程交工验收标准用词和用语说明附件天然气集输管道施工及验收规范条文说明1 总则1．0．1 为了保证天然气集输管道工程的质量，确保管道安全、可靠，降低工程成本，制定本规范。

1．0．2 本规范适用于输气设计压力为1．6—70MPa 的天然气集输管道的施工及验收。

本规范不适用于天然气长输管道及城市天然气管网的施工及验收。

1．0．3 天然气集输管道应包括下列管道：1 由气井采气树至天然气净化厂或外输首站之间的采气管线、集气支线、集气干线；2 由气井直接到用户门站的管线；3 井口注气管线。

1．0．4 天然气集输管道按设计压力pN 分为中压管道和高压管道。

1 中压管道：1．6<pN<10MPa；2 高压管道：10<pN<70MPa 。

1．0．5 天然气集输管道的施工及验收应符合设计要求，修改设计应征得设计单位同意。

1．0．6 天然气集输管道穿越工程的施工及验收应符合现行的《石油天然气管道穿越工程施工及验收规范》SY／T 4079 的规定，跨越工程的施工及验收应符合现行的《石油天然气管道跨越工程施工及验收规范》SY 4070的规定。

1．0．7 天然气集输管道的施工及验收除应符合本规范外，尚应符合国家现行的有关强制性标准的规定。

天然气站场标准化设计规定，太全了！

天然⽓站场标准化设计规定，太全了！⽬录1 总则2 基本规定3 站场⼯程3.1 站场名称标识牌3.2 站场建筑3.3 ⼯艺区3.4 标识牌3.5 站房室内3.6 设备管线3.7 管线标识3.8 ⾊环3.9 阀门编号4 环境、安全、消防标识4.1 安全⾊4.2 安全标志4.3 安全标志牌设置位置5 标准⾊1 总则1.1 为加强输⽓管理处输⽓站标准化建设和规范化管理⼯作，在认真贯彻执⾏《中国⽯油油⽓⽥地⾯设施标识设计规定(试⾏)》的基础上，结合输⽓站场的实际情况，编制了《西南油⽓⽥公司输⽓管理处输⽓站场标准化设计》。

1.2 本设计适⽤于西南油⽓⽥公司输⽓站新建、扩建、改建⼯程设计及地⾯设施标识设计。

1.3 参考标准：1.3.1 《中国⽯油油⽓⽥地⾯设施标识设计规定(试⾏)》2008 年 12⽉。

1.3.2 标准化设计管理规定之⼆《西南油⽓⽥分公司油⽓⽥地⾯设施标识设计规定》2009 年 4⽉版。

1.3.3 《西南油⽓⽥分公司天然⽓集输站场总图建筑设计标准》（修订版）2007 年 12 ⽉版。

1.3.4 西南油⽓⽥公司《场站视觉形象规范》。

1.3.5 中国⽯油西南油⽓⽥公司《视觉形象识别系统》。

1.3.6 《油⽓⽥地⾯管线和设备涂⾊规范》（SY/T 0043-2006）。

1.3.7 《西南油⽓⽥分公司天然⽓输配⽓站设备和管道涂⾊及标识规定(试⾏)》2007 年 3 ⽉。

1.3.8 交通部《道路交通标志和标线》。

22 基本规定2.1 本规定主要明确了输⽓站场建（构）筑物，⼯艺管线，站场标识牌的标识规定及站房的配置规定。

2.2 设计遵循简洁、经济、适⽤原则，标识应设置于地⾯设施主视⽅向的醒⽬位置。

2.3 建（构)筑物的颜⾊宜统⼀，站场内建筑物门窗的颜⾊应统⼀。

2.4 ⼯艺区内仅对成组设备中醒⽬的设备进⾏标识，在罐区中对主要罐体进⾏标识。

同区域内相同规格罐体标识应统⼀。

3 站场⼯程3.1 站场名称标识牌3.1.1 在站场主⼊⼝右门柱上，距地⾯ 1.6m 处设站场名称标识牌。

天然气集输站场及输配站施工相关规范和标准

天然气集输站场及输配站施工相关规范和标准—城镇燃气输配工程施工及验收规范张美摘要随着社会的进步和人类文明的发展，城市燃气管道已经成为人们生活必不可少的设施之一。

天然气成为城市燃气的主要气源，形成了全国乃至跨国的供气网络。

燃气管道的设计和施工很重要.我们在工作的过程中必须结合管道的运行情况，施工现场条件等多方面的因素综合考虑.既要有预见性又要符合现实情况，在满足各家各户要求的前提下使我们的设计更为合理和人性化。

本文对城市燃气管道设计施工中的规范进行了分析.关键词城镇燃气管道施工安全Abstract Along with social progress and development of human civilization， city gas pipeline has become one of the facilities of the people life。

Natural gas has become the main source of city gas， the formation of a national and multinational supply network。

Design and construction of gas pipeline is very important。

We must combine the running situation of the pipeline in the work process， comprehensive consideration of the construction site conditions and so on. Have the foresight to accord with the reality， to meet the families meet the precondition of enable us to design more reasonable and humane. This paper has carried on the analysis to the design and construction of city gas pipeline in the specification。

QSH 0245-2009高含硫化氢气田天然气集输系统设计规范

ICS 75.020 E 16
Q/SH
中国石油化工集团公司企业标准
Q/SH 0245—2009
高含硫化氢气田天然气集输系统设计规范
Code for design of gathering & transmission systems in highly hydrogen sulfur gas field
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本标准。 3.1
气田集气系统 gas field gathering system 天然气从气井井口至净化厂之间的集输管道、矿场预处理的全部工程内容的统称。 3.2 高含硫化氢天然气 high H2S natural gas 含量大于等于 5%（V）的含硫化氢天然气。 3.3 站场 stations 各类井场和各种功能站的总称，包括其占有的场地、设施等。 3.4 集气站 gas gathering stations 对气井产物进行收集、调压、分离、计量等作业的场站。 3.5 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。
3.8 缓蚀剂涂膜处理 batch treatment of inhibitor 发送两个清管器，在两个清管器之间注入一段缓蚀剂溶液随清管器流经整个管道，在管道内壁形成
一层持续实现缓蚀性能的膜。 3.9
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，假定自动截断阀在管道出现故障时能够瞬时自动截断所释放出的硫化氢体积，单位为标准立方米。
2009-××-××发布
2009-××-××实施
中国石油化工集团公司发布
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天然气管道规范相关法律

中华人民共和国石油天然气行业标准天然气集输管道施工及验收规范Specification for Construction and acceptance of collection and transportation pipeline of natural gasSY 0466—97主编单位：四川石油管理局油气田建设工程总公司批准部门：中国石油天然气总公司中国石油天然气总公司文件[97]中油技监字第698号关于批准发布《钢质管道熔结环氧粉末外涂层技术标准》等三十五项石油天然气行业标准的通知各有关单位：《钢质管道熔结环氧粉末外涂层技术标准》等三十五项石油天然气行业标准(草案)，业经审查通过，现批准为石油天然气行业标准，予以发布。

各项行业标准的编号、名称如下：序号编号名称1 SY／T 0315—97 钢质管道熔结环氧粉末外涂层技术标准2 SY／T 0316—97 新管线管的现场检验推荐作法3 SY／T 0317—97 盐渍土地区建筑规范4 SY／T 0407—97 涂装前钢材表面预处理规范(代替SYJ 4007—86)5 SY／T 0419--97 油田专用水套加热炉制造、安装及验收规范(代替SYJ 4019--87)6 SY／T 0420--97 埋地钢质管道石油沥青防腐层技术标准(代替SYJ 4020--88，SYJ 8—4)7 SY 0422-97 油田集输管道施工及验收规范(代替SYJ 4022--88,SYJ 400946，SY 4061--93)8 SY／T 0442--97 钢质管道熔结环氧粉末内涂层技术标准(代替SYJ 4042—89)9 SY／T 0448-97 油田油气处理用钢制压力容器施工及验收规范(代替SYJ 4048-90)10 SY／T 0449--97 油气田用钢制常压容器施工及验收规范(代替SYJ 4049-4)1)11 SY／T 0450-97 输油(气)埋地钢质管道抗震设计规范(代替SYJ 4050-91)12 SY 0466-97 天然气集输管道施工及验收规范(代替SY 4066--93,SY／T4082-95)13 SY／T 0515--1997 油气分离器规范(代替SY 7515——89)14 SY／T 5020--1997 钻井泵用锥柱螺纹(代替SY 5020~80，SY 502140)15 SY／T 5212--1997 游梁式抽油机质量分等(代替SY 5212~37)16 SY／T 5332--~1997 陆上二维地震勘探数据处理技术规程(代替SY 5332-92)17 SY／T 5455--1997 陆上三维地震勘探资料采集技术规范(代替SY 5455-92)18 SY／T 5595--1997 油田链条和链轮(代替SY／T 5595-93)19 SY／T 5599--1997 油气探井完井地质图件编制规范(代替SY 5599-93)20 SY／T 5675--1997 油气探井完井地质总结报告编写规范(代替SY／T 5675--93)21 SY／T 5788．2--1997 油气探井气测录井规范(代替SY／T 5788．2-93)22 SY／T 6187--1997 石油钻机用190系列柴油机使用报废条件23 SY／T 6285--1997 油气储层评价方法24 SY／T 6286--1997 碳酸盐岩储层精细描述方法25 SY／T 6287--1997 油井采油指数确定方法26 SY／T 6288--1997 钻杆和钻铤选用作法27 SY／T 6289--1997 连续电磁剖面法勘探技术规程28 SY／T 6290--1997 陆上三维地震勘探辅助数据格式29 SY／T 629111997 石油物探全球卫星定位系统动态测量技术规范30 SY／T 6292--1997 探井试油测试资料解释及质量评定31 SY／T 6293--1997 勘探试油工作规范32 SY／T 6294--1997 油气探井分析样品现场采样规范33 SY／T 6295--1997 石油钻采设备可靠性预计方法34 SY／T 7507--1997 天然气中水含量的测定电解法(代替SY 7507--87)35 SY／T 7508--1997 油气田液化石油气中总硫的测定氧化微库仑法(代替SY 750847)以上标准自1998年6月1日起施行。

GB50350-2015油田油气集输设计规范

精心整理中华人民共和国国家标准油田油气集输设计规范7．1．6原油脱水站的事故油罐可设1座，容积应按该站1d的设计油量计算。

7．1．7接转站、放水站不宜设事故油罐。

当生产确实需要时可设事故油罐，容积可按该站4h～24h设计液量计算。

7．1．8需要加热或维持温度的原油储罐的罐壁宜采取保温措施，事故油罐的罐壁可不设保温措施。

7．1．9油罐内原油的加热保温可采用掺热油方式、盘管加热方式或电加热方式，热负荷宜按油罐对外散热流量确定。

式中其他符号意义与本规范公式8．2．4-1、公式8．2．4-2中相同。

8．2．5埋地集输油管道总传热系数应符合下列规定：1应根据实测数据经计算确定。

不能获得实测数据时，可按相似条件下的运行经验确定。

气田集输设计规范

章节副标题
气田集输系统的组成
气田集输管道：用于将天然气从井口输送到
处理厂
分离设备：用于将天然气中的水和杂质分
离出来
计量设备：用于测量天然气的流量和压力
储存设备：用于储存和处理
天然气
气田集输系统的功能
收集：将分散的天然气通过管道系统集中起来。输送：将集中的天然气输送到处理厂进行处理。储存：在气田生产过程中，天然气需要在储气设施中储存。调配：根据市场需求和气田生产情况，对天然气进行调配。
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20XX/01/01
江元学院
气田集输设计规范
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汇报人：雪
目录
CONTENTS
单击添加目录项标题气田集输系统概述气田集输工艺流程
气田集输设计规范要求气田集输安全与环保要求气田集输系统设备选型与配置
单击此处添加章节标题
章节副标题
气田集输系统概述
储罐选型与配置
储罐类型：根据气田集输系统的工艺要求和储存介质特性选择合适的储罐类型，如固定顶储罐、浮顶储罐等。
储罐容量：根据气田的产量、集输管道的输送能力以及储存介质的需求量等因素确定储罐的容量。
储罐材料：根据储存介质特性、压力、温度等条件选择合适的储罐材料，如碳钢、
不锈钢等。
储罐附件：为了满足储罐的正常运行和安全要求，需要配备一些必要的附件，如阀门、管道、仪
表等。
加热炉选型与配置
加热炉类型：根据气田集输系统的工艺要求和生产规模，选择合适的加热炉类型，如管式加热炉、釜式加热炉等。
加热炉参数：根据气田集输系统的工艺参数和天然气组分，确定加热炉的加热温度、加热方式、热效率等参数。

天然气集输设计规范

06
建立应急预案，应对突发事件
经济合理
优化设计：选择合适的工艺和设备，降低
投资成本
节能降耗：采用节能技术和设备，降低运
行成本
安全可靠：确保系统安全可靠，降低事故
损失
环保达标：符合环保法规要求，降低环保
成本
技术先进
采用先进的工艺技术和设备，提高生产效
率和降低能耗
采用先进的自动化控制技术，提高生产过程的稳定性和可靠性
06
集输系统维护：包括定期检查、维修、更新等措施
输气管道设计
01
管道材料选择：考虑耐腐蚀、耐压、耐温等性能
02
管道直径设计：根据输气量、压力、流速等因素确定
03
管道敷设方式：地上、地下、架空等，考虑地形、环境等因素
05
管道防腐处理：采用涂层、阴极保护等方法，防止腐蚀
04
管道连接方式：焊接、法兰连接等，考虑密封性、可靠性等因素
2
评审内容：设计方案的技术可行性、经济合理性、安全可靠性、环保性等
3
评审方式：组织专家进行评审，听取意见和建议
4
评审结果：根据评审意见和建议，对设计方案进行修改和完善
实施与验收
设计阶段：包括方案设计、
初步设计、施 1
工图设计等
维护阶段：包 4
括日常维护、定期检查、故
障处理等
施工阶段：包括施工准备、
采用先进的安全技术，保障生产过程的安全
可靠
采用先进的环保技术，降低对环境的影响，
实现绿色生产
集输系统设计
01
集输系统类型：包括管道、储罐、压缩机等设备
02
集输系统布局：考虑地形、地质、环境等因素