输油、输气管道施工
常用输油输气管道铺设方式
编订：__________________审核：__________________单位：__________________常用输油输气管道铺设方式Deploy The Objectives, Requirements And Methods To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level.Word格式 / 完整 / 可编辑文件编号：KG-AO-3589-94 常用输油输气管道铺设方式使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对目的、要求、方式、方法、进度等进行具体的部署，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常工作或活动达到预期的水平。
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油气管道铺设方式通常采用架空、管沟及直埋铺设。
根据铺设方式不同，所采用的保温及外防护层材料亦不同。
1．直埋铺设当温度小于100℃时，钢管除锈后，涂刷管道防腐涂料。
保温材料多用硬质聚氨酯泡沫塑料，保温层厚度一般为30～40mm，防护层用高密度聚乙烯夹克。
当温度大于100℃时，通常在钢管及聚氨酯泡沫塑料之间架一层硅制品(如微孔硅酸钙)，但这也仅适用于短距离及站场内部管道。
2．管沟铺设广泛用于站内管道或跨越管段。
钢管除锈后涂刷防锈涂料，保温材料常采用水泥珍珠岩、微孔硅酸钙、复合硅酸铝及岩棉或矿渣棉制品等。
再经捆扎固定后加外防护层。
外防护层常采用沥青油毡玻璃布、沥青玻璃布或环氧煤沥青玻璃布结构。
3．架空铺设架空铺设仅适用于站场管道。
钢管除锈后涂刷防锈涂料，保温材料常采用密度较小的岩棉制品、矿渣棉制品、复合硅酸盐材料及制品等。
外防护采用镀锌铁皮、铝合金板，近年来铝箔玻璃钢也被广泛应用。
当输送高黏度介质时(原油、重油)、根据工艺要求，采用保温加伴热结构，即在保温层与钢管之间布置蒸汽或热水伴热管，或采用电热带。
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
石油天然气管道施工方案
石油天然气管道施工方案1、施工测量1）交按桩由总承包单位（下称总公司）工程师及监理工程师对各个桩号的施工部位进行桩交接，我方根据已交接的桩对应施工图纸进行放线定位，定位完成报总公司工程师和监理工程师进行基线复核，总公司工程师及监理工程师验收后组织开挖施工。
2）高程控制根据施工图纸及总公司工程师与监理工程师确认的方案进行所建构筑物的高度控制；竖向标高的引测传递，主要是沿坡体用水准仪和钢尺垂直向上逐层引测标高。
2、各分部桩号详细方案2.1GHHCa001+162〜GHHCa002+75 号桩，挡土墙施工2.1.1±方工作本处施工场地为鱼塘。
1.基础土方开挖及土方回填，基槽土方开挖，根据施工图尺寸要求放线定位，采用人工挖土，在条件允许且经总公司工程师和监理工程师同意的可采用挖土机开挖，在开挖施工前应对输气管线进行全面了解，不得危及管线的安全。
土方开挖时应根据施工场地的实际情况，根据已测量落实的标高控制组织施工，实行开挖或回填。
2.本处为鱼塘堤坝修复施工，基础应置于原已开挖的管线底部并加深0.3m，由于土质为新近回填土，土质较为松软，基槽开挖的放坡系数按0.33考虑，开挖时应视土的稳定性而作适当的调整；如果土质松软应采用打木桩与挡土板进行支护，防止出现大面积塌方或造成伤亡事故。
基槽土方开挖完成，报监理工程师及总公司工程师进行基槽验收；合格后才能进入下工序施工。
3.土方回填前要做好各分部分项工程的隐蔽验收工作，未经同意隐蔽的工程不得回填土。
4.填土必须符合图纸要求，图纸没明确要求的应符合规范规定的标准。
2.1.2砌筑施工1.根据主管部门测定的砂浆配全比设计报告，按配合比设计用量投料调制砂浆，在材料投放前要会同监理工程师按配合比要求秤料，并根据现场材料情况测定含水率，对秤料进行详细的书面记录。
砂浆调制工艺流程见附表一。
2.本桩号水保施工主要为挡土墙的石砌体工程，砌体施工图是在《线路构筑物一般地区水工保护砌石护岸》（建-8023/6）通用图的基础上，结合场地实际情况而编制的适合本桩号地点的施工图。
输油 输气管道施工验收标准
输油输气管道施工验收标准管道输油输气工程是一项涉及到安全和环境的重要工程。
为了确保管道施工的质量和安全性，需要进行施工验收。
本文将介绍输油输气管道施工验收标准。
以下为具体内容：一、施工前准备在进行管道的施工前，需要进行一系列的准备工作，以确保施工的顺利进行。
施工前准备包括但不限于以下方面：1. 地质勘察和设计：应进行地质调查和勘察工作，以确定地下情况，并根据勘察结果进行管道的设计。
2. 材料准备：根据设计要求和管道的工作条件，选择合适的材料，并进行质量检验和验收。
3. 施工队伍组建：组建专业施工队伍，确保施工人员具备相关的技术资质和证书。
二、施工验收标准1. 管道材料验收：对于输油输气管道使用的材料，应进行质量验收，包括管道钢材、防腐层材料、密封材料等。
材料的验收标准应符合相关国家或地方标准，且应具备相应的检验报告和证书。
2. 焊接工艺验收：管道施工中，焊接是重要的工艺环节。
焊接工艺应符合相关标准和规范，包括焊接材料的选择、焊接参数的控制、焊缝外观质量等。
焊接质量的验收应包括外观检查、力学性能测试和无损检测等。
3. 地质环境验收：管道施工需要考虑地质环境的因素，包括地下水位、土壤情况、地震活动等。
在施工过程中，应根据相关标准和规范进行地质环境的验收，确保管道的安全性和稳定性。
4. 管道安装验收：管道的安装应符合设计要求和相关标准，包括管道的铺设方式、固定方式、管道间距和高差等。
管道安装的验收应包括管道位置、固定方式、支架规格、充气测试等。
5. 防腐层施工验收：对于防腐层的施工，应进行验收，包括涂层的均匀性、附着力、厚度和硬度等指标。
防腐层施工的验收应符合相关标准和规范，并具备相应的检验报告和证书。
6. 管道试压验收：管道施工完成后，应进行试压工作，以验证管道的密封性能和承压能力。
试压的验收应符合相关标准和规范，并记录试压结果和过程。
7. 管道标志验收：管道施工完成后，应设置管道标志，包括起点标志、终点标志、管道材质标记和埋深标志等。
常用输油输气管道铺设方式
常见的油气管道敷设方法油气管道铺设方式通常采用架空、管沟及直埋敷设。
根据铺设方式不同，使用的绝缘层和外保护层材料也不同。
1．直埋敷设当温度小于100℃时，钢管除锈后，管道防腐涂料涂装。
硬质聚氨酯泡沫塑料广泛用作隔热材料，保温层厚度一般为30～40mm，防护层用高密度聚乙烯夹克。
当温度大于100℃时，通常，在钢管和聚氨酯泡沫之间安装一层硅制品(如微孔硅酸钙)，但这也仅适用于短距离及站场内部管道。
2．管沟敷设广泛用于站内管道或穿越管段。
钢管除锈后涂刷防锈涂料，保温材料常采用水泥珍珠岩、微孔硅酸钙、复合硅酸铝及岩棉或矿渣棉制品等。
再经捆扎固定后加外防护层。
外防护层常采用沥青油毡玻璃布、沥青玻璃布或环氧煤沥青玻璃布结构。
3．架空敷设架空敷设仅适用于站场管道。
钢管除锈后涂刷防锈涂料，低密度的岩棉制品通常用作绝缘材料、矿渣棉制品、复合硅酸盐材料及制品等。
外防护采用镀锌铁皮、铝合金板，近年来铝箔玻璃钢也被广泛应用。
当输送高黏度介质时(原油、重油)、根据工艺要求，采用保温加伴热结构，即在保温层和钢管之间设置蒸汽或热水伴热管，或采用电热带。
隔热材料的要求如下：①传热系数不大于0．12W／(m·K)；②密度不大于400 kg／m3；③硬质聚氨酯泡沫的抗压强度不得低于0．29 MPa；④使用温度下性能稳定，保温产品的允许使用温度应高于介质温度；⑤阻燃或不燃，水分含量小、吸水性低，对金片无腐蚀；⑥相同温度范围内，使用的隔热材料应具有低导热性、密度小、造价低、就地取材、易于加工，应综合比较，合理选用；⑦高温介质的管道，可选用复合材料。
防腐钢管与聚氨酯泡沫之间加入微孔硅酸钙等复合结构。
输气输油管道敷设一般要求
管道敷设输气管道敷设的一般要求是什么？答：(l）输气管道应采用埋地方式敷设，特殊地段也可采用土堤、地面等形式敷设。
(2）埋地管道覆土层最小厚度应符合表表3 . 2 . 1的规定。
在不能满足要求的覆土厚度或外均应采取保护措施。
在不能满足要求的覆土厚度或外荷载过大、外部作业可能危及管道之处，均应采取保护措施。
表3.2.1 最小覆土厚度注：①对需平整的地段应按平整后的标高计算；②覆土层厚度应从管顶算起。
输油管道敷设的一般要求是什么？答：( l ）输油管道应采用地下埋设方式。
当受到自然条件限制时，局部地段可采用土堤埋设或地上敷设。
( 2 ）埋地输油管道的埋设深度，应根据管道所经地段的农田耕作深度、冻土深度、地形和地质条件、地下水深度、地面车辆所施加的荷载及管道稳定性的要求等因素，经综合分析后确定。
一般情况下管顶的覆土层厚度不应小于0.8m 。
岩土地区的管道埋设深度，应根据输送油品的性质和管道埋设稳定性要求，分析其可能出现的问题，经计算或测试比较后确定。
3.2.3 埋地管道管沟开挖有什么要求？答：(l）管沟沟底宽度应根据管道外径、开挖方式、组装焊接工艺及工程地质等因素确深度在5m 以内时，沟底宽度应按下式确定：B = D + K式中 B ―沟底宽度，mD ―管子外径，mK ―沟底加宽裕量，m ，按表3 . 2 . 3 确定。
表3.2.3 沟底加宽余量注：①当采用机械开挖管沟时，计算的沟底宽度小于挖斗宽度时，沟底宽度按挖斗宽度计算；②沟下焊接弯头、弯管、碰口以及半自动焊接处的管沟加宽范围为工作点两边各lm 。
（2）当管沟需加支撑，在决定底宽时，应计人支撑结构的厚度。
（3）当管沟深度大于sm 时，应根据土壤类别及物理力学性质确定沟底宽度。
岩石、砾石区的管道敷设有什么要求？答：沟底应比土壤区管沟深挖0.2m ，并用细土或砂将深挖部分垫平后方可下管。
管沟回填时，应先用细土回填至管顶以上0.3m ，方可用土、砂或粒径小于100mm 碎石回填并压实，管沟回填土应高出地面0.3m。
油气长输管道工程施工及验收规范
油气长输管道工程施工及验收规范前言本规范是根据建设部建标【2002】85号《关于印发“2001年至2002年度工程建设国家标准制订，修改计划的通知”》文件的要求，由中国石油天然气公司组织中国石油天然气管道局编制完成的。
本孤帆共分19章和3个附录，主要内容包括：总则，术语，施工准备，材料，管道附件验收，交接桩及测量放线，施工作业带清理及施工便道修筑，材料，防腐管的运输及保管，光耦开挖，布管及现场坡门加工，管口组对，焊接及验收，管道防腐和保温下工程，管道下沟及回填，管道穿（跨）越工程及同沟敷设，管道清管、测径输气管道干燥，管道连头，管道附属工程，健康、安全与环境，工程交工验收等方面的规定。
在本规定的制定过程中，规范编制组总结了多年油气管道施工的经验，借鉴了国内已有的国家标准和国外发达也国家的相关标准，并以各种方式广泛征求了国内有关单位，专家的意见，反复修改，最后经审查定稿。
本规定以黑体字标志的条文为强制性条文，必须严格执行。
本规范由建设部负责管理和对强制性条文的解释，由中国石油天然气管道局负责具体技术内容解释，本规范在执行过程中，请各单位结合工程实践，认真总结经验，如发现需要修改或补充之处，请将意见和建议寄交中国石油天然气管道局质量安全环保部（地址：河北省廊坊市广阳道，邮编065000），以便今后修订时参考。
目次1.总则2.术语3.施工准备4.材料、管道组建验收4.1 一般规定4.2 材料，管道附件检查及修理5.交接桩及测量放线5.1 一般规定5.2 交桩，移桩5.3 测量放线6.施工作业带清理及施工便道修筑6.1 施工作业带清理6.2 施工便道修筑7.材料，防腐管的运输及保管7.1 装卸7.2 运输7.3 保管8.管沟开挖8.1 管沟的几何尺寸8.2 管沟开挖8.3 管沟验收9.布管及现场坡口加工9.1 布管9.2 现场坡口加工10.管口组对，焊接及验收10.1 一般设定10.2 管口组对与焊接10.3 焊缝的检验与验收11.管道防腐和保温工程12.管道下沟及回填12.1 管道下沟12.2 管沟回填13.管道穿（跨）越工程及同沟敷设13.1 管道穿（跨）越工程13.2 穿越地下管、缆13.3 管道同沟敷设14.管道清管、测径及试压14.1 一般规定14.2 清管、测径14.3 水压试验14.4 气压试验15.输气管道干燥16.管道连头17.管道附属工程17.1 截断阀室及阀门安装17.2 阴极保护工程17.3 里程桩、转角桩、标志桩、锚固墩。
长输管线输油输气管道施工工程光缆施工技术方案
长输管线输油输气管道施工工程光缆施工技术方案1.概述本工程光缆路由与管道路由完全一致，采用与管道同沟直埋敷设硅芯管，然后气吹法敷设光缆。
下面介绍一下直埋硅芯管、吹缆的方法。
2.施工流程图3.主要施工方法和技术措施3.1 主要器材设备检验3.1.1 硅芯管单盘检验1）硅芯管的规格要求2）硅芯管的外观要求：（1）均匀，无缺陷，无刮痕；（2）内壁应光滑平整，不得有气泡、裂口及显著的凹痕、杂质等；（3）塑料管端面应与轴向垂直。
3）硅芯管的气闭性能：选取一盘硅芯管，管内充气0.1MPa，24h后压力降低应不大于0.01MPa。
3.1.2 硅芯管接头件及其他器材的检验：1）硅芯管接头件主要技术性能应符合以下要求：（1）拉脱力：（Φ40/33）≥4300N；（2）耐压力强度：接续件内注入水压为1.6MPa时，不变形、不渗漏；（3）拉伸强度：不小于35MPa；（4）橡胶密封圈应耐磨、耐老化、耐腐蚀、耐环境应力开裂；（5）硅芯管接头件应能重复开启使用，便于拆装和操作。
2）硅芯管与接头件、硅芯管与膨胀塞间的连接密封性能应符合以下要求：（1）硅芯管与接头件间的连接密封性能：剪取两段长300±5mm硅芯管，按使用要求连接到相应的接头件上，在常温20℃、充入50kPa水压，保持24h，硅芯管无渗漏为合格。
（2）硅芯管与端头膨胀塞间的连接密封性能：剪取长约1m硅芯管并垂直放置，硅芯管底端安装端头膨胀塞，由硅芯管上面开口端加满自来水，静置保持1h，端头膨胀塞在硅芯管下端口处无渗漏为合格。
（3）硅芯管与端头护缆膨胀塞间的连接密封性能：剪取长约1m硅芯管并垂直放置，硅芯管底端安装端头护缆膨胀塞，由硅芯管上面开口端加满自来水，静置保持1h，护缆膨胀塞在硅芯管下端口处无渗漏为合格。
3.1.3 光缆单盘检验1）光缆单盘检测内容：（1）光缆外观检查（2）光纤出厂长度（3）光纤平均衰减（1310nm/1550nm两个波段）（4）光纤后向散射曲线（5）光缆电气指标2）光缆单盘检测要求：光缆现场单盘复测，根据施工现场特点和施工条件，按工程相关规范、工程操作规程严格进行，其评价方式按平均统计值为准――每盘光缆的平均值、各根光纤平均衰减等，它们均以合同书或设计规定值为依据，并以光缆厂家提供的光缆性能数据作为参考。
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。
油气长输管道工程施工及验收规范
油气长输管道工程施工及验收规范（GB 50369-2006）1、适用范围：本规范适用于新建或改、扩建的陆地长距离输送石油、天然气管道、煤气管道、成品油管道线路工程的施工及验收。
本规范不适用于长输石油、天然气场站内部的工艺管道、油气田集输管道、城市燃气输配管网、工业企业内部的油气管道以及投人运行的油气管道改造、大修工程的施土及验收。
2、施工准备：完成现场水、路、电、讯、场地平整，即“四通一平”及施工暂设工作。
3、材料、管道附件验收工程所用材料、管道附件的材质、规格和型号必须符合设计要求，其质量应符合国家现行有关标准的规定。
应出具出厂合格证、质量证明书以及材质证明书或使用说明书。
1）绝缘接头或绝缘法件安装前，应进行压试验。
试验压力为设计压力的1.5倍，稳压时问为5min，以无泄漏为合格。
试压后应擦干残余水．进行绝缘检测。
检测应采用500V兆欧表测显．其绝缘电阻应大于2MΩ。
施工作业带、施工便道；材料、防腐管的运输与保管；管沟开挖；布管及现场坡口开挖；管口组对、焊接等见本标准6～18页，也可参见GB50251。
4、焊缝的检验与验收1）焊缝应先进行外观检查，外观检查合格后方可进行无损检测。
焊缝外观检查应符合下列规定：2）焊缝表面不应低于母材表而，焊缝余高一般不应超过2mm，局部不得超过3mm。
余高超过3mm时，应进行打磨，打磨后应与母材圆滑过渡。
但不得伤及母材。
3）焊缝衣面宽度每侧应比坡口表面宽0.5～2mm。
4）电弧烧痕应打磨掉。
打磨后应不使剩下的管壁厚度减少到小于材料标准允许的最小厚度。
否则，应将含有电弧烧痕的这部分管子整段切除。
5）无损检测应符合国家现行标准《石油天然气钢质管道无损检测》 SY / T4109 的规定，射线检测及超声波检测的合格等级应符合下列规定：（1）输油管道设计压力小于或等于6.4MPa 时合格级别为I 级；设计压力大于6.4MPa 时合格级别为n 级。
（2）输气管道设计压力小于或等于4MPa 时，一、二级地区管道合格级别为Ⅲ级；三、四级地区管道合格级别为Ⅱ级；设计压力大于4MPa 时合格级别为Ⅱ级。
常用输油输气管道铺设方式
常用输油输气管道铺设方式输油输气管道是现代社会中不可或缺的重要能源输送设施，其在国家经济建设和社会发展中发挥着重要作用。
在建设输油输气管道时，不同的铺设方式会有不同的优缺点，铺设方式的选择需要根据地质条件、环境保护、经济效益等多方面考虑。
本文将介绍常用的输油输气管道铺设方式。
公路交叉方式公路交叉方式是一种将管道铺设在地下，穿越公路或公路桥梁下方的方式。
在公路交叉处，需要进行开挖或者打孔，将管道穿过，保证管道在公路下不受损害，并保证公路施工不受影响。
公路交叉方式的优点是施工简单快捷、管道与路面接触少、安全性高，但对于交通干线的管道需要占用公路中央予以穿越，存在交通安全风险。
铁路交叉方式铁路交叉方式是将管道穿过铁路桥梁或隧道下方进行铺设的一种方式。
在此方法中，需要对铁路进行多次开挖或者打孔，将管道穿过，保证铁路正常行驶，同时管道系统安全可靠。
铁路交叉方式的优点是无需占用铁路两侧的土地，对周边环境影响小，但施工难度大，需要提前安排时间协调与铁路公司的合作。
隧道方式隧道方式是将管道直接铺设在地下隧道中。
隧道方式需要对地下隧道进行开挖或者施工，将管道安放于隧道中，保障了管道安全可靠，不受外界影响。
隧道方式需要大量的工程设备和人力资源，投入大，但具有长远且稳定的安全性，对村庄、城镇等人口密集区域铺设特别适用。
公共平台方式公共平台方式是将管道放置在公共设施上的一种方式。
这种方式可以避免地下管道与其他地下管线重叠，并减少对公共土地的占用，降低施工成本。
公共平台方式的优点是方便维修，易寻找，安装难度不大，且对于城市建设有良好的美化效果。
但是在铺设过程中需要考虑其对设施的影响，包括人行道、车道等，会增加施工周期和难度。
开挖方式开挖方式是最为常见的输油输气管道铺设方式，并且在很多特定地形地貌条件下仍然是不可替代的选择。
这种方式是开挖一条直线沟槽，然后将管道放入其中，再进行封填，确保管道安全牢固。
开挖方式需要力度大，占地范围大，对当地环境影响较大，堆放的土方也占用很大的面积，但技术成熟，投资相对较小。
燃气管道输配工程与石油管道交叉穿越施工方案
燃气管道输配工程与石油管道交叉穿越施工方案核：审准：批有限公司2017年1月3日一. 编制依据1.施工规范：《城镇燃气设计规范》（GB50028-2006）《油气输送管道穿越工程设计规范》(GB50423-2007) ；2.燃气管道输配工程现场情况。
二. 概况燃气管道输配工程是为了政府总体规划，优化能源结构，改善生态环境，促进节能减排，结合有关部门会审设计，该管道运行压力为 MPa，管径为 mm、管材为管，总工程量公里。
行政位置，原油管道 m里程处，我公司天然气管道穿越日东输油管道。
工程相关单位如下：建设单位：设计单位：监理单位：施工单位：三. 施工组织项目执行经项目总工程项目副经项HS监督技施质经工物资管理管理检验管理关系管理阴保定接向布管土建焊机机组钻机组作业机组组队四. 主要施工机具挖掘机1台；抢修车1台；拖拉机1台；热熔焊机1台；发电机1台；定向钻机1台。
五. 施工技术方案根据施工蓝图和现场情况，拟定以下施工方案：天然气管道在中石油管道下方敷设且天然气管道管顶标高距离原油管道管底标高≥6m，确定两管道垂直间距≥6m，确定两管道交叉角度≥60°。
1.施工方式采用定向钻方式穿越2.施工步骤：施工准备测量放线机械开挖人工开挖回填定向钻穿越施工准备为保证施工的安全，施工开始前，与东明输油站联系，东明输油站人员到达现场后，方可施工。
现场勘测，了解施工环境、地形、底层土质特性，道路交通情况，地下管网走向，深度及周围建筑物位置等，将预制管道拉运至现场，摆放至管沟一侧。
测量放线确定天然气管道与原油管道交点，以天然气管道为中心，沿天然气管道方向两侧各延出5米放线。
人工开挖原油管道上方区域采用人工开挖找出日东管道和光缆，确定埋深，做到可视化。
并由原油管道管理人员进行全程监护，严禁违章施工，严禁机械作业。
观察探沟开挖已建原油管道方向两侧各延出5米外采用机械开挖，深度超过管道底部1米以上。
定向钻穿越使用定向钻的方式在中石油管道下方敷设且天然气管道管顶标高距离中石油山东输油有限公司日东原油管道管底标高≥6m，出钻点与入钻点距离交叉点≮100米。
SY0401—1998输油输气管道线路工程施工及验收规范
输油输气管道线路工程施工及验收规范SY 0401—19981 总则1． 0． 1 为提高输油、输气管道线路工程施工水平，确保管道工程质量，降低工程成本，制定本规范。
1．0．2 本规范适用于新建或改、扩建的陆地输送原油、天然气的管道线路工程的施工及验收。
本规范不适用于输油、输气场站内部的工艺管道，油气田集输管道，城市燃气输配管网及工业企业内部的油、气管道，以及投入运行的油、气管道改造、大修工程。
1．0．3 管道线路工程施工主要分为：测量放线，施工作业带清理和修筑施工便道，管沟开挖，材料、设备检验，材料存放和钢管运输，管道防腐绝缘，组装焊接，管道下沟、回填、试压、清管及输气管道干燥，线路截断阀安装，管道穿跨越工程线路以及附属工程。
1．0．4 施工前，应进行施工图会审、设计交底和现场交桩，并做好记录。
应编写施工组织设计，根据工程量、工期、沿线自然条件等情况合理地安排施工。
1． 0． 5 施工单位应建立质量保证体系，编制合理的质量计划和检验计划，确保工程质量。
1．0．6 承担输油、输气管道线路工程施工的企业，必须取得国家或行业主管部门颁发的石油施工企业资质证，并在资质证规定的施工范围内承揽工程。
1． 0． 7 输油、输气管道线路工程施工的职业安全卫生、环境保护、文物保护等方面的要求应符合国家、地方法规。
1． 0． 8 输油、输气管道线路工程施工及验收除应符合本规范规定外，尚应符合国家现行有关强制性标准( 规范 ) 的规定。
2交桩、移桩、施工作业带清理、测量放线和修筑施工便道2． 1 一般规定2．1．1 设计单位与施工单位在现场进行控制( 转角 ) 桩的交接后，施工单位应进行测量放线，将桩移到施工作业带的边缘，然后进行施工作业带清理和修筑施工便道。
2． 1． 2 管沟回填后，应将设计控制( 转角 ) 桩恢复到原位置。
2． 2 交桩、移桩2．2．1 设计代表在现场向施工单位交接设计控制 ( 转角 ) 桩时，应核对桩号、里程、高程、转角角度。
石油天然气长输管道施工手册
第一章概况第一节石油天然气的生成石油和天然气的生成时间相当长久，一般是由远古时代的水生动、植物残骸形成的。
在远古时代，地球上的气候湿润，极适合动、植物的生长繁殖；水中生长着大量的动、植物，还有数量可观的藻类及微生物等。
它们迅速的生长、繁殖和死亡，其残骸沉积在水下，形成厚厚的沉积层。
在地壳变迁过程中，这些沉积物被压到地壳深处，并在高温、高压等诸因素作用下，逐渐转化为石油和天然气。
这些能流动的石油和天然气，聚集在具有孔洞或缝隙的岩层中，形成了油气田。
所以，一般寻找石油和天然气，首先要寻找古代海洋变迁的地质构造。
也有人认为，远古陆地上的动、植物，在地壳变迁时深埋地下，转变为石油或天然气。
持该论点的人认为，这种石油和天然气的生成过程与煤炭差不多，只是煤层埋深较浅，其高温、高压等情况较石油天然气生成条件差得多。
为什么叫石油呢？因为石油一般都是储存在孔隙性或裂缝丰富的石灰岩、砂岩等中，从油田钻探的岩心样品中，可以明显看出石油渗出，所以叫石油，也叫原油，是不经加工处理的原生油的意思。
但是，油气层能储存油气，光有孔隙层好的岩层还不行，其上部还必须有不渗透的质密的岩层遮盖，这样才能形成封闭的油气藏。
一般的，先有石油的叫油田，先有气的叫气田。
但通常的油田多有伴生的天然气，这时的天然气是储藏于石油的上部，而石油的下部有时还有水。
由于地下的条件不同，原油在地下可能自行产生出凝析油，它是一种高标号的原生油，其挥发能力极强，也储藏于石油上部，开采后可直接作为溶剂等使用。
由于形成的石油的原始物质的不同，生成石油的客观条件也不同，所生石油的成份存在着差别。
从化学成份来看，石油是由多种碳氢化合物组成的。
即由有机物构成的，还含有少量的其它物质。
石油中除了液态的碳氢化合物外，还有一些被液态碳氢化合物溶解了的蜡、沥青、胶质等高分子化合物。
根据这些高分子化合物的多少，可以把石油分成蜡基石油、沥青基石油和混合基石油三类。
高含蜡石油为蜡基石油，而含沥青和胶质多的为沥青基石油，介于二者之间的为混合基石油。
油气长输管道工程施工及验收规范汇总
油气长输管道工程施工及验收规范（GB 50369-2006）1、适用范围：本规范适用于新建或改、扩建的陆地长距离输送石油、天然气管道、煤气管道、成品油管道线路工程的施工及验收。
本规范不适用于长输石油、天然气场站内部的工艺管道、油气田集输管道、城市燃气输配管网、工业企业内部的油气管道以及投人运行的油气管道改造、大修工程的施土及验收。
2、施工准备：完成现场水、路、电、讯、场地平整，即“四通一平”及施工暂设工作。
3、材料、管道附件验收工程所用材料、管道附件的材质、规格和型号必须符合设计要求，其质量应符合国家现行有关标准的规定。
应出具出厂合格证、质量证明书以及材质证明书或使用说明书。
1）绝缘接头或绝缘法件安装前，应进行压试验。
试验压力为设计压力的1.5倍，稳压时问为5min，以无泄漏为合格。
试压后应擦干残余水．进行绝缘检测。
检测应采用500V兆欧表测显．其绝缘电阻应大于2MΩ。
施工作业带、施工便道；材料、防腐管的运输与保管；管沟开挖；布管及现场坡口开挖；管口组对、焊接等见本标准6～18页，也可参见GB50251。
4、焊缝的检验与验收1）焊缝应先进行外观检查，外观检查合格后方可进行无损检测。
焊缝外观检查应符合下列规定：2）焊缝表面不应低于母材表而，焊缝余高一般不应超过2mm，局部不得超过3mm。
余高超过3mm时，应进行打磨，打磨后应与母材圆滑过渡。
但不得伤及母材。
3）焊缝衣面宽度每侧应比坡口表面宽0.5～2mm。
4）电弧烧痕应打磨掉。
打磨后应不使剩下的管壁厚度减少到小于材料标准允许的最小厚度。
否则，应将含有电弧烧痕的这部分管子整段切除。
5）无损检测应符合国家现行标准《石油天然气钢质管道无损检测》 SY / T4109 的规定，射线检测及超声波检测的合格等级应符合下列规定：（1）输油管道设计压力小于或等于6.4MPa 时合格级别为I 级；设计压力大于6.4MPa 时合格级别为n 级。
（2）输气管道设计压力小于或等于4MPa 时，一、二级地区管道合格级别为Ⅲ级；三、四级地区管道合格级别为Ⅱ级；设计压力大于4MPa 时合格级别为Ⅱ级。
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输油、输气管道施工
输气管道焊接及检验要求
（1）设计文件应标明管道和管道附件母材及焊接材料的规格、焊缝和焊接接头形式；对焊接方法、焊前预热、焊后热处理及焊接检验等均应提出明确要求。
（2）施工单位在开工前应根据设计文件提出的钢种等级、焊接材料、焊接方法和焊接工艺等，进行焊接工艺评定，并根据焊接工艺评定结果编制焊接工艺规程。
（3）焊接材料的选用应根据被焊材料的机械性能、化学成分、焊前预热、焊后热处理以及使用条件等因素确定。
国产焊接材料应符合现行国家标准《碳钢焊条》GB/T 5117 、《低合金钢焊条》GB/T 5118、《焊接用钢丝》GB 1300 等的有关规定。
（4）焊缝的坡口形式和尺寸的设计，应能保证焊接接头质量和满足清管器通过的要求。
对接焊缝接头可以采用单V 形、X 形或其他形状的坡口。
两个具有相等壁厚或两个壁厚不等的管段焊接接头形式应符合规范规定。
输气管道焊缝质量检验规定
（1）当管道环向应力大于或等于20％屈服强度时，其焊接接头应采用无损探伤法进行检验，或将完工的焊接接头割下后做破坏性试验。
（2）焊接接头无损探伤检验应符合下列规定：
1）所有焊接接头应进行全周长100％无损探伤检验。
射线照相和超声波探伤是首选无损探伤检验方法。
焊缝表面缺陷可进行磁粉或液体渗透检验；
2）当采用超声波探伤仪对焊缝进行无损探伤检验时，应采用射线照相对所选取的焊缝全周长进行复验，其复验数量为每个焊工或流水作业焊工组当天完成的全部焊缝中任意选取不小于下列数目的焊缝进行：
a）一级地区取焊缝的5% ；
b）二级地区取焊缝的10% ；
c）三级地区取焊缝的15％；
d）四级地区取焊缝的20％。
3）输气站内管道和穿跨越水域、公路、铁路的管道焊缝，弯头与直管段焊缝以及未经试压的管道碰口焊缝，均应进行100％射线照相检验。
（3）当射线照相复验时，如每天的焊口数量达不到上述复验比例要求时，可以以每公里为一个检验段，并按规定的比例数进行复验。
（4）用手工超声波探伤检验的焊缝，其质量的验收标准应按现行国家标准《钢焊缝手工超声波探伤方法和探伤结果分级》CB 11345执行，Ⅰ级为合格。
（5）用射线照相检验的焊缝，其质量的验收标准应按现行国家标准《钢熔化焊对接接头射线照相和质量分级》GB 3323执行，Ⅱ级为合格。
（6）用破坏性试验检验的焊接接头，其取样、试验项目和方法、焊接质量要求应按现行国家标准《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》GB 50236的规定执行。
（7）管道焊前、焊接过程中间、焊后检查、焊接缺陷的清除和返修、焊接工程交工检验记录、竣工验收要求等，应按现行国家标准《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》GB 50236执行。
输气管道清管扫线有规定
（1）输气管道试压前采用清管器进行清管，并不应少于两次。
（2）清管扫线应设临时清管器收发设施和放空口，并不应使用站内设施。
输气管道试压有规定
（1）输气管道必须分段进行强度试验和整体严密性试验。
试压管段应根据地区等级并结合地形分段。
（2）经试压合格的管段间相互连接的焊缝经射线照相检验合格，可不再进行试压。
（3）输气站和穿（跨）越大中型河流、铁路、二级以上公路、高速公路的管段，应单独进行试压。
输气管道强度和严密性试验要求
（1）试验介质应符合下列要求：
1）位于一、二级地区的管段可采用气体或水作试验介质；
2）位于三、四级地区的管段及输气站内的工艺管道应采用水作试验介质；
3）当具备表3.6.5全部各项条件时，三、四级地区的管段及输气站内的工艺管道可采用空气试压。
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水质为无腐蚀性洁净水。
试压宜在环境温度5℃以上进行，否则应采取防冻
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措施。
注水宜连续，排除管道内的气体。
水试压合格后，必须将管段内积水清扫干净。
（3）试验压力应符合下列要求：
1）一级地区内的管段不应小于设计压力的1.1倍；
2）二级地区内的管段不应小于设计压力的1.25倍；
3）三级地区内的管段不应小于设计压力的1.4倍；
4）四级地区内的管段和输气站内的工艺管道不应小于设计压力的1.5倍。
（4）试验的稳压时间不应少于4h。
（5）严密性试验应在强度试验合格后进行；用气体作为试验介质时，其试验压力应为设计压力并以稳压24h不泄漏为合格。
输气管道干燥要求
（1）输气管道试压、清管结束后宜进行干燥。
可采用吸水性泡沫清管塞反复吸附、干燥气体（压缩空气或氮气等）吹扫、真空蒸发、注人甘醇类吸湿剂清洗等方法进行管内干燥。
（2）管道干燥可采用上述一种或几种相结合的方法。
干燥方法应因地制宜、技
术可行、经济合理、方便操作、对环境的影响最小。
（3）管道干燥后应按下列要求进行验收：
l）当采用干燥气体吹扫时，可在管道末端配置水露点分析仪，干燥后排出气体水露点应连续4h比管道输送条件下最低环境温度至少低5℃、变化幅度不大于3℃为合格；
2）当采用真空法时，选用的真空表精度不小于1级，干燥后管道内气体水露点应连续4h低于－20℃，相当于100Pa（A）气压为合格；
3）当采用甘醇类吸湿剂时，干燥后管道末端排出甘醇含水量的质量百分比应小于20%为合格。
（4）管道干燥结束后，如果没有立即投入运行，宜充人干燥氮气，保持内压大于0.2 ～0.15MPa（A）的干燥状态下的密封，防止外界湿气重新进人管道，否
则应重新进行干燥。
输油管道焊缝质量检验规定
（1）焊缝应采用无损检测进行检验，首选射线探伤和超声波探伤。
在检验或试验之前，应清除渣皮和飞溅物，并进行外观检验合格。
（2）采用射线探伤检验时，应对焊工当天所焊不少于15％的焊缝全周长进行射线探伤检验；对通过输油站场、居民区、工矿企业区和穿跨越大、中型水域、一、二级公路、高速公路、铁路、隧道的管道环焊缝以及所有的碰死焊缝，应进行100％射线探伤检验。
（3）采用超声波探伤时，应对焊工当天所焊焊缝的全部进行检查，并对其中5％环焊缝的全周长用射线探伤复查。
设计可根据工程需要适当提高射线探伤比例。
但对通过输油站场、居民区、工矿企业区和穿跨越大、中型水域、一、二级公路、高速公路、铁路、隧道的管道环焊缝以及所有的碰死焊缝，应进行100％射线探伤检验。
（4）射线探伤检验和合格等级，应符合现行国家标准《钢熔化焊对接接头射线照相和质量分级》GB 3323－87的规定，Ⅱ级为合格；超声波探伤检验和合格等级，应符合现行国家标准《钢焊缝焊手工超声波探伤方法和探伤结果分级》GB 11345－89的规定，检验等级为B级，质量评定等级Ⅰ级为合格；
输油管道试压有要求
（1）输油管道必须进行强度试压和严密性试验，但在试压前应先设临时清管设施进行清管，并不应使用站内设施。
（2）穿跨越大、中型河流、国家铁路、一、二级公路和高速公路的管段，应符合国家现行标准《原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范》SY/T
0015.1.2-98的规定，应单独试压，合格后再同相邻管段连接。
（3）清管器收发装置应同线路一同试压。
（4）壁厚不同的管段应分别试压。
（5）用于更换现有管道或改线的管段，在和原有管道连接前应单独试压，试验压力不应小于原管道的试验压力。
同原有管道连接的焊缝，应采用射线探伤进行100％的检查。
（6）试压介质应采用水。
在人烟稀少、寒冷、严重缺水地区。
可酌情采用气体
作为试压介质，但管材必须满足止裂要求。
试压时必须采取防爆安全措施。
（7）输油干线的一般地段，强度试验压力不得小于设计内压力的1.25倍；大中型穿跨越及管道通过人口稠密区和输油站，强度试验压力不得小于设计内压力的1.5倍，持续稳定时间不得小于4h；当无泄漏时，可降到严密性试验压力，其值不得小于设计内压力；持续稳定时间不得小于4h。
当因温度变化或其他因素影响试压的准确性时，应延长稳压时间。
采用气体为试压介质时，其强度试验压力为设计内压力的1.1倍，严密性试验压力等于设计内压力。
当采用强度试验压力时，管道任一点的试验压力与静水压力之和所产生的环向应力不应大于钢管的最低屈服强度90％。
（8）分段试压合格的管段相互连接的碰死口焊缝，必须按规范规定采用射线探伤进行100％的检查。
全线接通后可不再进行试压。