ICS75.180.10
E94
备案号：57725—2017 SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T7340—2016
立管干涉
Riser interference

2016-12一05发布 2017-05-01实施
国家能源局 发布

1总则
1.1概述
随着油气勘探开发走向深水，海洋立管长度不断增加，立管间出现干涉的风险也在加大，给出一种更加准确的立管干涉评估方法显得日益重要。
以往常见的设计作法是在正常条件下甚至在极端条件下都不应出现立管碰撞。本标准推荐了立管干涉评估的分析程序和设计标准。
1.2目的
本标准的总体目标是推荐一种设计分析方法，并提供合理的设计标准和立管干涉评估指南。
人们尚未充分理解立管干涉所包含的复杂物理现象，并对此正在进行研究。本标准的目的是总结归纳截至目前的工业界共识。
1.3范围及应用
工作范围是首先提出可行的分析策略框架和实用设计程序，着重于如何评估立管是否发生碰撞。
本标准所指的“立管”适用于各种立管系统，如脐带缆、柔性立管、钢悬链线立管(SCRs)和顶张紧式立管(TTRs)。
为了得到一个完整的可行性分析和实用设计程序框架，宜考虑以下内容：
1)整体框架和设计方法。
2)安全原理。
3)环境条件和荷载。
4)分析策略和水动力相互作用模型。
5)接受标准和基本要求。
安全原理和设计原则应采用DNV OS F2O1中适用的部分。然而，如果任何公认规范考虑了本标准所讨论的整套极限状态方法，则原则上都可接受。本标准的基本原则与公认规范一致且反映了最先进的工业界作法和最新研究成果。

1.4定义
1.4.1
偶然荷载accidental loads
由于突发的意外事件在立管系统上产生的荷载。典型偶然事件的年发生概率小于10？。

1.4.2
净距clearance
立管外表面间的最小间距。
1.4.3
涂层coating
在立管外表面，保护立管免受外界损伤的涂覆物。
1.4.4
顺应式形态compliant configuration
形如悬链线的立管/脐带缆形态的统称，如自由悬挂型、顺应波型、懒波型和陡波型等形态。
1.4.5
计算流体动力学computational fluid dynamics(CFD)
通过求解流固耦合方程来模拟和解释相关物理现象的数值方法。
1.4.6
失效failure
事件引起的不利情况导致：
部件或系统功能的丧失；
功能退化造成设备、人员或环境的安全性显著降低。
1.4.7
疲劳fatigue
循环荷载引起的材料损伤。
1.4.8
力系数force coefficients
与相对位置有关的拖曳力和升力的无量纲系数。
1.4.9
整体分析global analysis
浮体和立管在波流作用下受迫响应分析。

2设计方法
2.1概述
单个立管一般承受波、流、受迫波频和低频浮体运动等荷载作用。两个相邻立管是否发生碰撞，取决于许多因素：
1)环境荷载。
2)立管在浮体上及海床终端处的间距。
3)立管形态和立管张力。
4)浮体在完整状态和偶然状态（如单个或多个系泊缆失效）下的偏移量。
5)海生物。
6)水动力相互作用，包括遮蔽效应、尾流不稳定性和涡激振动。
7)涡激振动抑制装置的使用，例如螺旋列板。
8)立管作业，例如输送不同密度的流体、钻井/完井/修井作业。
9)偶然荷载情况，例如预张力损失或者浮力损失。
1)由于在质量、直径、有效重量、施加顶部张力或有效张力分布等方面的不同，导致立管具有不同的静态/动态属性。
立管干涉对深水浮式设施安装来说是一个关键设计问题，其对浮体形式、定位系统以及立管系统布置的选择可能产生决定性的影响。因此，宜在设计初期就关注立管干涉问题。
为了使临近立管系统获得类似的性能，通常可规定重径比设计目标。注意到重径比受海生物的影响显著，这对于小直径且重量较轻的立管尤其重要。因此，宜对含有海生物和不含海生物情况下的重径比设计目标进行校核。
2.2设计原则
2.2.1概述
目前可采用两种不同的设计原则：
1)禁止碰撞。

2)允许碰撞。
这些设计原则对于荷载效应分析和接受标准设置了不同的要求。水动力相互作用是关键问题，这两种设计策略中荷载效应分析均应对此给予充分考虑。如果允许立管碰撞，还应对立管结构之间的相互作用进行评估。
与不允许立管出现相互碰撞的情况相比，允许立管出现碰撞的接受标准的分析工作量要大得多。
然而，在极端和（或）偶然荷载工况下放松不允许碰撞的设计原则可能会显著地节约费用。

正常来说，在下列情况下碰撞是不能接受的：
1)如顺应式形态中的浮力块部分。
2)立管与系泊缆之间。
3)立管与其他结构之间，例如没有进行特别防撞设计的中水浮筒和浮箱。
4)立管与未受保护的外部线状物之间，例如在钻井或修井立管上的压井管道和节流管道或者附属脐带缆。
2.2.2
禁止碰撞
应论证所有关键荷载工况下相邻立管是否具有足够的间距。荷载工况应包括正常操作条件、极端条件和已识别的偶然条件。
在整体荷载效应分析中应充分考虑水动力相互作用。
2.2.3允许碰撞
如果进行碰撞评估后结果可以接受，则允许出现偶尔碰撞。应根据发生概率对不同的荷载条件进行分类。这意味着在临时、偶然和极端条件下可能允许出现碰撞。在永久条件下一般不允许发生碰撞。对于允许碰撞的情况，应有分析论证表明结构的完整性未受到危害，即应确保足够的疲劳和极限承载力以及耐磨性。
一般应结合评定试验和设计计算来完成。
在完全静态干涉情况下的接触荷载评估可使用静态荷载效应分析，例如在没有涡激振动水流作用条件下的柔性立管和脐带缆之间的相互作用。
如果不能用计算文件证明结构能够承受考虑接触面局部几何形状的接触荷载，则应进行认证试验。
关于竖向钢制立管的局部碰撞分析、策略和原则指南参见附录。

3水动力相互作用
3.1概述
对于与立管干涉评价相关的荷载效应分析来说，水动力相互作用评估是一个常见问题。相互作用效应的重要性主要取决于系统的特性，应按具体工况逐个进行评估。
学者们进行了大量稳定流下水动力相互作用研究工作，例如Husell23,Huse&Kleiven!4,Kavanaghl6等研究成果。然而，关于波浪荷载引起的相互作用效应，可用的信息较少，其中包括Duggal&Niedzweckile刀的研究成果。
此外，对于圆柱体列阵的水动力相互作用已进行了大量实验研究，可参考Blevins和Zdravkovich33的研究成果。
Fontaine等人例研究了钢悬链线立管之间的碰撞。Fernandes等人给出了流作用下柔性跨接管的试验结果。在这两种情况下，都观察到了尾流效应引起的碰撞，但是似乎缺少由波、流和浮体运动的复合荷载引起的水动力相互作用试验结果。
对于处于上游立管尾流中的下游立管来说，可区分出三种不同类型的物理激振力：
1)由于迎面而来的湍流和从上游立管释放的漩涡引起的宽带冲击力，这将导致宽带冲击振动。
2)周期性漩涡释放力，可引起有限幅度的高频涡激振动。
3)时间平均力，其变化取决于立管在尾流中的位置。
一般来说，这些荷载机制取决于雷诺数以及来流的湍流强度。
Kalleklev等人us研究表明，保守来讲上游立管上的水动力相互作用可忽略不计，这样上游立管可被视为一个孤立的立管。因此宜重点关注下游立管的水动力相互作用。
正如上文所述，相邻两个立管之间物理荷载机制是复杂的。与立管干涉评估相关的最重要的影响是：
1)由于遮蔽效应使立管靠得更近，导致作用在下游立管上的平均力减少。
2)根据拖曳力放大来考虑涡激振动对作用在上游立管和下游立管上平均力的影响。
上游立管产生的非线性力场可能还会导致下列水动力相互作用效应：
1)下游立管的尾流不稳定运动。
2)下游立管存在多个静态平衡位置。

尾流不稳定运动是典型的大振幅运动，取决于下游立管在上游立管引起的力场中的位置。
有必要通过加强基础研究来充分了解这些荷载的机制以及它们彼此之间如何相互作用。因此，在实际立管干涉分析中宜引人具有合理保守假设的简化方法。
3.2稳定流平均力
上游立管产生的尾流场会影响下游立管的水动力荷载。对下游立管上平均力的影响是：

1)遮蔽效应引起的平均拖曳力折减。
2)尾流场的速度梯度引起的升力。
因此，平均拖曳力系数和升力系数将依赖于立管之间的相对距离。在局部坐标系中描述平均力系数是最方便的，流体流入方向为x轴，横向为y轴，坐标原点位于上游立管的中心，参见图2。

4立管净距评估
4.1概述
从历史上看，典型的防止立管干涉的设计准则包括避免立管碰撞所需间距的评估，参见APRP 2RD

第一步是考虑浮体偏移和流荷载因素来确定碰撞是否可能发生。
首先，忽略列阵中立管的任何水动力相互作用来计算每个立管由于自由流加载引起的静态偏移量。如果静态偏移量小于名义静态条件下立管间的最小间距，则顶张紧式立管不发生立管干涉，就没有必要进一步分析。
如果初步评估揭示出相互作用效应显著，则应进行精确分析，分析中应考虑可能的水动力相互作用效应。
4.2准静态分析
4.2.1概述
准静态分析应包括浮体偏移和流的作用。宜施加全方向的环境参数和船体偏移，从0°到360°，典型步长以5°~10为宜。
对于特定的系统，仅凭极端流条件下的结构形态难以评估是否出现交叉。非极端流作用可能导致更严重的干涉情况，对此宜予以考虑。
如果需要，对浮体偏移和流荷载组合的最不利工况，应考虑进行波浪作用的动态分析。
值得注意的是，应考虑前面章节中所述由涡激振动引起的拖曳力放大。
4.2.2无扰动流分析
对于无扰动流，可分别进行上游立管和下游立管的静态分析。
如果从无扰动流分析中得到的结果表明水动力相互作用效应具有重要意义，则应进行遮蔽分析。
4.2.3遮蔽分析
使用参数化尾流场模型来描述水动力相互作用的静态分析方法即为准静态遮蔽分析。
自动计算要求在有限元分析软件中实现尾流场模型。然而，采用下列迭代方案，任何细长结构物非线性静态分析软件都可用于遮蔽效应评估。
1)计算静态的上游立管形态。
2)计算在来流荷载作用下下游立管结构的静态形状。

ICS75.180
P93
备案号：57729—2017 SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T7344—2016
油气管道工程无人机航空摄影测量规范
Specifications of UAV aerophotogrammetry
for oil and gas pipeline project

2016-12-05发布 2017-05-01实施
国家能源局 发布

根据国家能源局《关于下达2014年第一批能源领域行业标准制（修）订计划的通知》（国能科技[2014]298号）的要求，本规范编制组经广泛调查研究，认真总结经验，参考有关国内外先进标准和技术，并在广泛征求意见的基础上，制定本规范。
本规范内容包括7章2个附录。主要内容包括：总则、术语、基本规定、航空摄影、航空摄影测量外业、航空摄影测量内业、机载激光雷达测量。2个附录为：旋角计算示意图和像片控制点点之记。

1总则
1.0.1为了统一油气管道工程无人机航空摄影测量技术要求，做到技术先进、经济合理、安全适用，以适应油气管道工程建设的需要，特制定本规范。
1.0.2本规范适用于油气管道工程1：500,1：1000,1：2000比例尺成图无人机航空摄影测量。
1.0.3油气管道工程无人机航空摄影测量除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。

2术语
2.0.1无人机unmanned air vehicle (UAV)
一种由动力驱动、机上无人驾驶、可重复使用的航空器，具有遥控、半自主、自主三种飞行控制方式。
2.0.2定位定姿系统position and orientation system(POS)
用于确定传感器空间位置和姿态参数的系统，-一般由GNSS接收机和惯性测量装置(IMU)组成。
2.0.3激光雷达light detection and ranging(LIDAR)
发射激光束并接收回波获取目标三维信息的系统。
2.0.4机载激光雷达airborne LIDAR
在航空平台上，集成激光需达、定位定姿系统、数码相机和控制系统所构成的综合系统。
2.0.5倾斜摄影oblique photography
摄影机主光轴偏离铅垂线或水平方向并按一定倾斜角进行的摄影。
2.0.6点云point cloud
以离散、不规则方式分布在三维空间中的点的集合。
2.0.7阴影倍数multiple of shadow
地物的太阳阴影长度与地物高度之比。
2.0.8专题图thematic map
着重表示自然现象或社会现象中的某一种或几种要素的地图。
2.0.9区域位置图location map
反映一定范围内地形地貌、交通、居民地、管道、电力线等敏感信息，表现区域位置特征的专题图。

3基本规定
3.0.1平面坐标系统宜采用2000国家大地坐标系，也可采用
1980西安坐标系、1954年北京坐标系或与工程建设相适宜的独立坐标系。
3.0.2高程系统宜采用1985国家高程基准，也可采用1956年黄海高程系。
3.0.3投影宜采用高斯一克吕格投影，按3°分带。
3.0.4本规范以中误差作为衡量测绘精度的标准，2倍中误差作为极限误差。
3.0.5地形类别应根据地面倾角α大小按表3.0.5确定。

3.0.6数字线划图的基本等高距应按表3.0.6的规定选用，一幅图内应采用同一种基本等高距。
3.0.7数字线划图高程注记点应选在明显地物点或地形特征点上，能够反映出地形、地貌特点，密度应达到图上(5~20)个/100cm2。当基本等高距为0.5m时，高程应注记至0.01m当基本等高距大于0.5m时，高程应注记至0.1m。
3.0.8数字线划图、数字正射影像图的地物点相对附近野外控制点的平面位置中误差不应大于表3.0.8的规定。

4航空摄影
4.1一般规定
4.1.1航摄作业前应对测区进行踏勘，收集与测区有关的地形图、影像等资料和数据，了解测区的地形地貌、气候条件，进行分析研究，确定飞行区域的空域条件、设备的适应性，制定详细的项目实施方案。
4.1.2航摄作业前应进行测绘备案登记和获得飞行计划许可。
4.2航摄系统要求
4.2.1无人机航摄系统应至少包括飞行平台、飞控系统、POS系统、地面监控系统、影像数据采集系统、数据传输系统、发射和回收系统（也称起降系统）和地面保障系统。
4.2.2航摄系统主要性能指标宜符合下列规定：
1抗风能力应大于4级。
2横滚角、俯仰角、航向角测量误差均应小于3”。
3偏航距和航高差应小于20m,航线弯曲度应小于5。
4相对航高不宜超过1500m。
5航测数码相机应采用定焦镜头，有效像素宜大于2000万。
6快门速度不应低于1/1000s,存储速度应与快门速度匹配。
7影像存储空间宜满足1000幅像片的存储能力。
4.2.3无人机飞行平台可根据工程特点选择固定翼无人飞机、旋翼无人飞机或无人飞艇等。

ICS75.200
E16
备案号：57734—2017 SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T7350-2016
低温管道与设备防腐保冷技术规范
Specification of coating and cold insulation for low temperature piping and equipment

2016-12-05发布 2017-05-01实施
国家能源局 发布

1总则
1.0.1为规范低温管道与设备防腐保冷工程的设计、施工、检验与验收，制定本规范。
1.0.2本规范适用于陆上气田工程、液化天然气工程中输送介质温度为-196℃至常温的地面金属管道与设备外表面的防腐及保冷。
1.0.3低温管道与设备防腐保冷工程的技术要求除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。

2术语
2.0.1低温工况low temperature service
长期运行温度低于环境温度的工况。
2.0.2双温工况dual temperature service
长期运行温度为环境温度，间歇运行在低温的工况。
2.0.3气阻层vapour stop
在保冷系统的两侧端面，用于阻止水蒸气沿管道纵向传播的结构。
2.0.4二次防潮层secondary vapour barrier
作为低温保冷系统的一部分，位于保冷材料的最外层和例数第：层之间，用于阳止水汽进入绝热材料的一层结构。
2.0.5预成型结构preformed structure
一种用于弯头、三通、大小头等管件的保冷结构，在工厂内预先下料并粘接预制，方便运输及现场安装。
2.0.6冷桥cold bridge
嵌入保冷层中，热流密度很大，以致引起冷量大量流失的部件。

3防腐设计
3.1一般规定
3.1.1低温管道与设备的外腐蚀控制，应根据基材材质、运行温度、腐蚀环境及预期使用寿命等因素，选用合理的防腐涂层材料和结构。
3.1.2防腐涂料应能适应管道及设备的最高和最低运行温度，与奥氏体不锈钢表面直接接触的涂料不应含有金属锌和氯化物。
3.1.3非保冷管道及设备外表面的防腐应符合下列要求：
1基材为碳钢时，应进行防腐。
2内陆干燥地区的不锈钢基材，可不进行防腐。
3在富含氯离子或高湿区城的奥氏体不锈钢基材，宜进行防腐。
3.1.4保冷管道及设备外表面的防腐应符合下列规定：
1长期运行温度高于-5℃的碳钢、奥氏体不锈钢，应进行防腐。
2长期运行温度介于-5℃~-45℃之间的碳钢、富含氯离子或高湿区域的奥氏体不锈钢，宜进行防腐。
3双温工况下的碳钢、奥氏体不锈钢，应进行防腐。

3.2防腐涂层结构
3.2.1非保冷工况下常用防腐涂层结构宜按表3.2.1选用。大气环境腐蚀性宜按现行行业标准《石油天然气站场管道及设备外防腐层技术规范》SYT7036进行分类。
3.2.2保冷工况下常用防腐涂层结构宜按表3.2.2选用。

3.3表面处理
3.3.1涂料施工前，基材表面应进行表面处理。碳钢基材表面宜采用喷射除锈，对于不能进行喷射处理的部位，可采用动力或手工工具进行处理；不锈钢基材表面可采用轻度喷射处理。
3.3.2碳钢基材表面采用喷射除锈时，除锈等级应达到Sa2⅓级(近白级)，锚纹深度应满足设计要求；采用动力或手工工具进行表面处理时，除锈等级应达到S3级。不锈钢基材表面处理应采用非金属磨料，锚纹深度宜为20μm~40um。
3.3.3管道及设备表面的可溶性盐分不应高于30mg/m2。海运、海边堆放或涂敷施工现场位于盐碱地带的管道及设备表面的水溶性盐，可采用湿法喷射清理或水喷射清理。
3.3.4表面处理后，应采用干燥、洁净、无油污的压缩空气将表面吹扫干净，清洁度等级应符合现行国家标准《涂敷涂料前钢材表面处理表面清洁度的评定试验第3部分：涂敷涂料前钢材表面的灰尘评定（压敏粘带法）》GB/T18570.3规定的3级要求。

3.4防腐涂层性能
3.4.1防腐涂层结构中的环氧酚醛底漆、面漆及涂层性能，环氧富锌底漆及涂层性能，高固体分环氧、环氧云铁中间漆及涂层性能，聚氨酯面漆、氟碳面漆及涂层性能应分别符合现行行业标准《钢质储罐外防腐层技术标准》SYT0320一2010附录A中表A.0.1-10、表A.0.1-8、表A.0.1-7、表A.0.1-1、表A.0.1-2的规定。
3.4.2用于一45℃以下双温工况的耐低温环氧涂料及涂层性能应符合表3.4.2的规定。

4保冷设计
4.1一般规定
4.1.1具有下列情况之一的设备、管道及其附件应保冷：
1外表面温度低于环境温度且需减少冷介质在生产和输送过程中冷损失量者。
2需减少冷介质在生产和输送过程中温度升高或气化者。
3为防止低温工况下设备及管道外壁表面凝露或结霜者。
4与保冷设备或管道相连的附件及仪表。
4.1.2保冷系统宜由保冷层、防潮层、保护层及辅助材料组成。
4.1.3保冷系统设计应符合下列要求：
1结构设计及材料选择应能有效防止水汽渗透入绝热系统。
2结构应能有效隔离外部热量进入。
3整体结构应具备一定的机械强度。
4结构的整体性能应满足防火规定。
5结构设计应避免形成冷桥。
6材料耐温性能应满足管道与设备的最高和最低运行温度。
4.1.4应根据工艺、节能、防结露和经济性等要求进行保冷计算。保冷计算应根据工艺要求确定计算参数，并符合现行国家标准《工业设备及管道绝热工程设计规范》GB50264的有关规定。
4.1.5保冷设备及管道的附件应进行延伸保冷，并符合下列规定：

1凸出主体保冷结构的所有金属部件的保冷层延伸长度应不小于主体保冷厚度的4倍或至垫块处。
2低温阀门加长杆的保冷层延伸长度不宜高于滴水盘高度。
3设备裙座的里、外侧均应进行保冷。
4延伸保冷层厚度不宜小于相连管道或设备保冷层厚度的1/2。
4.1.6保冷层外表面与邻近构筑物的间距不宜小于50mm。
4.1.7管道支架、阀门、法兰、仪表和主管道或设备连接处宜设置气阻层。
4.1.8低温管道支吊架保冷层的分层厚度应与相连直管段相匹配。
4.1.9暴露在紫外线照射区域的有机保冷材料，应使用耐候涂层。
4.1.10与奥氏体不锈钢表面接触的保冷材料，其氯化物、氟化物、硅酸盐及钠离子的含量，应符合现行国家标准《覆盖奥氏体不锈钢用绝热材料规范》GBT17393的有关规定。

ICS75.020
E20
备案号：65484—2018 SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T7408—2018
油气集输管道缓蚀剂涂膜
及连续加注技术规范
Specification for batch and continuous injection of corrosion inhibitor for oil and gas gathering pipeline

2018-10-29发布 2019-03-01实施
国家能源局 发布

本规范是根据《国家能源局关于下达2016年能源领域行业标准制（修）订计划的通知》（国能科技〔2016]238号）的要求，由中国石油工程建设有限公司西南分公司等有关单位共同编制。
本规范在编制过程中，本规范编制组经调查研究，总结并吸收了多年油气田集输管道用缓蚀剂的预涂膜与连续加注经验，并参考有关国际标准和国外先进标准，在广泛征求意见的基础上，制定本规范。
本规范共分7章，主要技术内容包括：总则、术语、集输管道缓蚀剂加注方式及加注量、缓蚀剂加注前准备、缓蚀剂加
注、缓蚀剂加注效果评价、资料管理。

1总则
1.0.1为了规范油气集输管道缓蚀剂的加注技术，实行科学管理，保证管道运行安全，特制定本规范。
1.0.2本规范适用于油气集输用钢质管道的缓蚀剂涂膜与连续加注。
1.0.3油气集输管道的缓蚀剂涂膜与连续加注，除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关规范的规定。

2术语
2.0.1涂膜batch
利用清管器把缓蚀剂涂敷在管道内壁形成一层持续实现缓蚀性能的膜。可采用发送两个清管器，在两个清管器之间注入一段缓蚀剂溶液，清管器夹带缓蚀剂溶液涂敷到整个管道管壁，或发射一个带喷射孔的清管器推动注人的缓蚀剂溶液并涂敷到整个管道管壁。
2.0.2连续加注continuous injection
为减缓钢质管道内表面腐蚀而向管道内连续注入缓蚀剂的操作。
2.0.3缓蚀剂加注有效性inhibitor availability
加注缓蚀剂后介质中的缓蚀剂浓度不低于其最低有效浓度的时间与被保护管道使用寿命之比。
2.0.4产出流体produced fluid
从油气井产出的流体。

3集输管道缓蚀剂加注方式及加注量
3.1缓蚀剂加注前调查与信息收集
3.1.1加注缓蚀剂前，应收集输送介质参数，包括输送介质组成、总压、H2S及CO2分压、油气水的产量、温度、管道长度、管道设计压力、烃液组成及黏度、pH值、挥发性有机酸等。
3.1.2应开展集输管道状况调查，调查内容包括管道规格、管道材质、管道变形、管道中间阀室、管道支线、三通、管道地貌特殊状况等。
3.1.3应开展集输相关设施及环境状况调查，包括下游场站、生产装置、清管装置、收发球筒、阀门、仪表、缓蚀剂注入装置、放空管、排管及周围环境状况。
3.1.4应调查管道历次清管记录，智能检测、腐蚀监测、定点测厚、氢通量检测等腐蚀检/监测数据，管道目前输气流量、日输气量、管道工作压力、起源气井生产状况、管道输送压差及输送效率等。

3.2缓蚀剂筛选及性能评价
3.2.1缓蚀剂的筛选宜按现行行业标准《高含硫化氢气田集输系统内腐蚀控制规范》SYT0611执行。
3.2.2缓蚀剂的实验室性能评价宜按现行行业标准《酸性油气田用缓蚀剂性能实验室评价方法》SYT7025执行。
3.3缓蚀剂加注方式确定
3.3.1集输管道缓蚀剂的加注方式可分为涂膜和连续加注两种，涂膜可采用清管器涂膜和段塞流涂膜。

4缓蚀剂加注前准备
4.0.1管道清洁应符合下列规定：
1每次涂膜之前，应进行清管，并应在清管后24h内进行涂膜作业。
2投产前首次涂膜时，应清除管内积液及杂质，污物量不超过0.1kg/km。
4.0.2应按下列要求进行缓蚀剂准备：
1应核对现场缓蚀剂类型、用量，需要现场稀释时，应确定稀释量，并准备符合要求的稀释剂。
2应检查缓蚀剂相应技术文件，包括合格证、化学品安全技术说明书(MSDS)、缓蚀剂使用说明书、缓蚀剂检测报告等。
4.0.3加注装备及工具的准备应满足下列要求：
1连续加注缓蚀剂时，应检查缓蚀剂储罐、缓蚀剂加注泵或加注橇、计量装置、通信设备、连接管线、电气控制系统、稀释用搅拌装置、安全防护设施等的完整性。
2缓蚀剂涂膜作业前，应检查缓蚀剂储罐、清管器及其数量、缓蚀剂加注泵、收发球杆、通信设备、电气控制系统、连接管线、稀释用搅拌装置、安全防护设施、收样桶等。
3缓蚀剂加注前，使用的储罐、容器、管线及与缓蚀剂接触的工具等均应保持清洁，清管器不得与地面直接接触。
4.0.4集输管道缓蚀剂加注前应制定安全措施及应急预案。

ICS75-010
E11 SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SYT7435—2019
磷灰石、锆石(U-Th)He定年分析方法
(U-Th)/He dating method of apatite and zircon

2019一11-04发布 2020-05-01实施
国家能源局 发布

1范围
本标准规定了磷灰石、锆石(U-Th)/He定年分析流程、数据处理和质量要求。
本标准适用于含有磷灰石和锆石的各类岩石(U-Th)/He定年分析。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GBT6682分析实验室用水规格和试验方法
GB/T27476.5检测实验室安全第5部分：化学因素
SY/T6336沉积岩重矿物分离与鉴定方法
3方法原理
(U-Th)/He定年是基于磷灰石、锆石等矿物颗粒中U、Th放射性元素衰变产生He并在一定温度点由于某种地质事件而使矿物颗粒He体系进入封闭状态进而启动地质时钟进行定年。挑选合适的磷石、锆石矿物颗粒，测定其母体同位素2U、235U和23Th含量及放射性产物子体4He含量，然后再根据衰变方程He=8×238U(e2238-1)+7×235U(e235-1)+6×232Th(e232-1)进行计算即可得到矿物的(U-Th)/He年龄，然后依据矿物颗粒形状、尺寸等进行磷灰石、锆石(U-Th)/He年龄校正。
4仪器与设备
4.1立体显微镜：具有反射光系统、透射光系统、3D双摄像系统。
4.2激光氨提取分析仪包括：
a)气体四极杆质谱仪质量数范围1amu~100amu。
b)电子倍增器工作电压≤900V。

c)由机械泵、涡轮分子泵、离子泵组成的三级真空系统：系统真空≤2.0x10mbar。
4.3电感耦合等离子体质谱仪包括：
a)质量数扫描范围：5amu~250amu。
b)最小分辨率为在5%峰高处1amu峰宽。
c)雾化器：流量≤100uL/min。
4.4超纯水制备仪：出水电阻率≥18.2M·cm。
4.5超声波清洗器。
4.6天平：感量0.01mg。
4.7烘箱：最高温度(300±2)℃。
4.8可调式电热板：功率1000W~3000W。

ICS75.020
E13 SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T7437—2019
天然气集输用缓蚀剂技术要求及评价方法
Technical specifications and evaluation methods of corrosion inhibitors for natural gas gathering and transportation

2019一11-04发布 2020-05-01实施
国家能源局 发布

1范围
本标准规定了天然气集输用缓蚀剂技术要求及评价方法。
本标准适用于天然气从井口到处理厂之间的集输用缓蚀剂的筛选和评价。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T261闪点的测定宾斯基一马丁闭口杯法(ISO2719:2002,MOD)
GB/T3535石油产品倾点测定法(ISO3016:1994,MOD)
GB/T18590一2001金属和合金的腐蚀点蚀评定方法(ISO11463:1995,IDT)
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
乳化倾向emulsification一tendency
缓蚀剂引起水与烃类化合物混合形成乳液的可能性。
4技术要求
4.1天然气集输用缓蚀剂的筛选按下列各项条件进行确定：
a)天然气集输环境。
b)缓蚀剂的理化性能。
c)缓蚀剂的使用条件。
d)缓蚀剂对集输工艺可能造成的有害影响。

ICS75.180.10
E94 SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T7441—2019
水下多相流量计设计、测试和操作推荐做法
Recommended practice for the design,testing,and operation of subsea multiphase flow meters

2019-11-04发布 2020-05-01实施
国家能源局 发布

1范围
本标准为用于测量的水下流量计(MPFM)的尺寸、规格、系统集成和测试的推荐做法。本标准涵盖了湿气流量计，其为MPFM的一种。水下多采用在线式MPFM,这是本标准主要关注点。
本标准的推荐做法和指导准则适用于研制MPFM的工程人员，在产品整个使用和运行期间，宜组建多学科团队参与相关工作。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
ISO/IEC Guide98-3:2008测量不确定度表达指南[Guide to the expression of uncertainty in
measurement(GUM 1995)]
ISO361基本电离放射标志(Basic ionizing radiation symbol)
ISO2919放射性保护封闭放射源通用要求和分类(Radiological protection一Sealed radioactive sources-General requirements and classification)
ISO72O5放射性同位素仪表永久安装仪表(Radionuclide gauges一Gauges designed for permanent installation)
ISO21482电离辐射警告补充标志(lonizing一radiation warning-一Supplementary symbol)
ISO/ISC25010:2011系统及软件工程系统及软件质量要求和评估(SQuaRE)系统及软件
质量模型[Systems and software engineering-Systems and software quality requirements and evaluation
(SQuaRE)—System and software quality models]
IEC61000-4电磁兼容性(EMC)[Electromagnetic compatibility(EMC)-Part4]
ANSIN14.7-2013放射性物质：A类包装指南放射性物质的数量(Radioactive materials:
Guidance for packaging type A-Quanties of radioactive materials)
API Spec6A井口装置和采油树设备规范(Specification for wellhead and christmas tree equipment)

3术语、定义和缩略语
3.1术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1.1
精度accuracy
测量值与真值的接近程度。
3.1.2
实际状态actual conditions
测量状态measurement conditions
线路状态line conditions
流动状态flow conditions
流体在被测点的压力和温度状态。
3.1.3
分配allocation
确定单个实体（区域、井、油田、协议区块或生产单元）占系统总产能（油藏、生产系统和集输系统)比重的计算过程。
3.1.4
可用性availability
在满足所需外部条件的前提下，在给定的一段时间或平均时间间隔内系统能够完成所需功能的能力。
注：高可用性可以通过高可靠性（设备几乎不失效）、可维护性（当设备故障时能很快维修好）或两者结合实现。
3.1.5
标定calibration
同已知精度的标准值进行比较及校准。

3.1.6
贸易fiscal
与计量相关的，对保管转移、分配、使用费或税收造成经济影响的财务或相关事项。
3.1.7
贸易计量fiscal measurement
用来确定可对各方产生直接经济影响的量值（与保管转移计量对比）的计量系统和程序。
3.1.8
流态flow regime
管道中的多相流呈现的物理几何状态，各单相（如油、气、水及注入的化学药剂）在空间和时间的几何分布。
注：如液体占据着水平管道的底部而其上部有气相流动。
3.1.9
相phase
用于表示多种不同成分的混合物中某种成分的术语，特指石油、天然气、水或其混合物中的某种成分。
3.1.10
压力一体积一温度pressure一volume一temperature(PVT)
碳氢化合物流体在压力和温度下的各相的行为和物理特性。

注：还包括相对相体积、油气比(GOR)、泡点和烃露点、密度、地层体积系数、压缩性、黏度和组分。
3.1.11
冗余redundancy
通过不止一种方式实现要求的功能（如使用相同设备）。
3.1.12
可靠性reliability
设备在给定的生产、环境和使用条件下，在要求的时间段内实现所需功能的能力。
3.1.13
责任工程师responsible engineer
负责MPFM交付和操作的主要工程师。
注：上述作业可由跨学科团队完成，或者拆分给多人完成。
3.1.14
采样sampling
在实际或标准条件下，在上部设施或水下对生产样本进行的采集。
3.1.15
不确定性uncertainty
与计量结果相关的，反映计量数据离散程度的参数。
注：更完整的定义见ISO/IEC Guide98-3:2008。
3.1.16
验证validation
证实技术数据和工程模型满足精度要求并与预期应用效果相符合的过程。
3.1.17
检验verification
确定程序、任务、实物产品或模型同其规范符合程度的过程。

4多相流量计(MPFM)应用
4.1一般用途
MPFM在水下通常用于测井、分配计量、贸易计量、油藏管理和/或流动安全保障（定义见3.1)。确定MPFM的应用很重要，因为它决定了工厂测试、独立检验、现场维护和操作过程检验的需求等级。
测井用于收集三相流流速，以便确定油井产能和寿命，以及提高产量。提高产量通常要求对不同操作参数影响的理解。MPFM可用于取代或补充上部通常使用的单井测试分离器。取代测试分离器可降低上部载荷，节省额外空间。
MPFM与测试分离器联合使用时，可比单独使用测试分离器更快地采集流动状态数据。此外，它还能瞬时获得测量点的数据。测试分离器在变化工况下需要更长时间识别流动不稳定性。为完全移除测试分离器，宜证明替代的MPFM具有和分离器相似的测量不确定性。此外，宜使用流体样本定期对其进行独立检验，以确认参数配置的合理性。
分配和贸易计量与体积或财务计算共同使用，确定所有权，因此要求最低等级的测量不确定度、重复性及更高要求的仪表标定。为保证MPFM满足这些严苛的要求，推荐进行全部操作条件下的流体测试（见8.5）。有关流量计测试和流体采样要求的条款通常作为相关操作合同的一部分。
跟踪流体组分变化的需求决定了油藏管理/流动保障应用。气举、出水和化学注人与流体中各相变化密切相关。相比关注单独测量值，跟踪一段时间内测量值的变化更为重要。因此严格采样、就地标定和独立流体测试要求可以放宽。
所有可能的应用中，不确定度要求宜通过对系统流动保障模型的适当研究确定。该研究宜确定特定流动状态或井轨迹的各体积分数的可接受不确定度。通过研究，责任工程师宜明确流量计应用的不确定度、重复性和复现性。严苛的性能特性验证会对经济造成影响，可仪表应用的重要性证明其合理性。

4.2MPFM位置
MPFM位置一定程度上取决于其应用场合和油气田总体布局。可选位置包括作为安装在采油树上（通常作为油口管模块/流动模块/可回收模块的一部分）、跨接管上及安装在管汇上。
仪表应用和设备尺寸通常影响或决定最佳安装位置。各井专用的MPFM可安装在采油树、跨接管或邻近管汇上用于连续测量。间断测量可以在管汇实现，管汇可调节单井流向使其通过单个流量计。单个流量计可包含多口井的相关VT数据。当特定井的流体流过该流量计时，可获取该井数据。该方式可能不适用于连续单井跟踪测量。
单个流量计的费用和可靠性可能影响采用单个或多个流量计方案的决策。根据应用场合不同，多个流量计可能需要额外的操作管理。
各类油气田布置宜考虑安装和回收MPFM及其电子模块的通道（见7.3）。机械接口详见5.8。对安装在采油树和跨接管上的流量计的干预作业可能仅影响特定位置的生产。如没有旁路或邻近结构物不允许在其上部作业时，从管汇回收流量计单元可能需要多井关断。这可能发生在没有双重隔离和无法满足完整性保障的情况。带旁路管线的管汇设计宜保证在流量计关断或回收时，能维持最大生产。推荐的上下游流动几何特性依赖于所采用的计量技术，其通常由仪表供应商提供，宜作为仪表安装位置的考虑因素。此外，所有应用场合均宜解决腐蚀问题，如可能产生旋流的高速湿气。仪表位置还受化学药剂注入点、管道配置及同节流点距离的影响，其会进一步影响流量计性能（详细设计参考见5.3)。

ICS75.180.10
E94 SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T7442—2019
水下安全系统分析、设计、安装和测试推荐做法
Recommended practice for analysis,design,installation and testing of subsea safety system
2019-11-04发布 2020一05-01实施
国家能源局 发布

1范围
1.1概述
本标准为应用于水下的过程安全系统设计、安装、测试提供推荐做法。本标准内容包括水下安全系统的基本概念、系统保护方式及要求。
本标准中的“水下系统”包含从井口[含地面控制井下安全阀(SCSSV)]到登平台关断阀之前的所有工艺设备，既包括注气系统、注水系统和气举系统，也包括关断阀。此外“水下系统”还包括化学药剂注入系统，如图1所示。

本标准同API RP14C的作用相似，API RP14C为海上油气田上部生产设施的安全系统设计提供指导。本标准的部分章节参考了AP1RP14C的安全系统方法和程序，阐述了如何利用系统分析方法确定工艺设备的安全保护要求。关键设备的分析需满足：无论何时在工艺系统中使用设备，所确定的安全保护要求都是适用的。然后整合单个工艺设备的安全要求来构成完整的水下安全系统。分析过程还包括记录和验证系统完整性的方法。本标准采用API RP14C中对安全系统进行识别和标识的统一方法。
本标准中水下系统包括：
水下采油树（生产和注入）、过油气管道及SCSSV;
化学药剂注入管道；
管汇系统；
水下分离系统；
水下增压系统；
水下压缩系统：
海管；
气举系统；
高完整性压力保护系统(HIPPS);
水下隔离阀；
立管；
液压动力单元。
安全系统包含阀门和生产系统中的流体控制器件，还包括安装在生产系统上的传感器，这些传感器用于检测异常工况，以便采取校正措施（手动或自动均可）。
本标准旨在设计满足IEC61511要求的水下安全系统；并对IEC61511中的要求进行了补充。
本标准提出了常用安全器件的测试程序，包括推荐的测试数据，测试频率，以及可接受的测试误差。
本标准不涉及仪表逻辑电路，因为在满足安全功能的前提下，相应的仪表逻辑电路由设计者自行决定。当旋转设备接入水下安全系统时，本标准将其作为成套工艺设备。当旋转设备（如泵或压缩机)是由多个工艺设备安装而成的组合单元时，可使用本标准对每个设备进行安全分析。

1.2内容编排
本标准的内容编排如下：
第2章：本标准的规范性引用文件列表。
第3章：本标准用到的术语、定义、缩略语和符号汇编，包括安全装置的推荐标准符号和缩略语，以及工艺设备标识。
第4章：水下安全系统分析和设计的常规目标、功能要求和基本前提。
第5章：推荐安全分析技术的详细论述，包括安全保护对象的概念，以及逐步分析和建立水下安全系统设计准则的步骤和程序。
附录A:生产过程通用工艺设备的安全性分析，包括特殊工艺设备的附加标准列表。
附录：阐述水下设施常用的具有特定安全功能的支持系统。
附录：介绍安全系统测试程序和测试数据报告编制方法，以便进行操作分析，以及满足系统监管机构要求。
1.3政府法规、制度及条例
监管机构对水下生产设施的设计、安装和运行制定的一系列规章制度。
地方政府的相关规定。

2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
API6A/ISO10423井口和采油树设备规范(Specification for wellhead and christmas tree equipment)
API6AV1海洋作业中的井口安全阀和水下安全阀校验规范(Specification for validation of wellhead surface safety valves and underwater safety valves for offshore service)
API14A/ISO10432井下安全阀规范(Specification for subsurface safety valve equipment)
API RP14B/ISO10417井下安全阀门系统的设计、安装、维修和操作标准(Design, installation,operation,test,and redress of subsurface safety valve systems)
API RP 1C海上平台基本表面安全系统的分析、设计、安装和测试标准(Analysis,design, installation,and testing of safety systems for offshore production facilities)
API RP1H平台基本表面安全系统和井下安全阀的安装、维护和维修标准(Recommended practice for installation,maintenance and repair of surface safety valves and underwater safety valves
offshore)
API RP 14J海洋油气生产设施的设计和危险性分析(Recommended practice for design and hazards analysis for offshore production facilities)
API17D水下生产系统水下井口和采油树设备的设计操作指南(Design and operation of subsea
production systems-Subsea wellhead and tree equipment)
API RP17O水下高完整性压力保护系统(HIPPS)推荐做法[Standard for subsea high integrity
pressure protection systems (HIPPS)]
API TR6 AF API法兰组合荷载能力技术报告(Technical report on capabilities of API flanges under combinations of load)
IEC61511功能安全流程工业领域的安全仪表系统(Functional safety-一Safety instrumented systems for the process industry sector)

3术语、定义及缩略语
下列定义适用于本文件。
3.1安全装置符号标记和标识
在描述安全系统时，对单个安全器件进行统一标识，缩写及符号标记的方法非常必要，可增强其唯一性，便于在报告和流程图中统一标注，便于识别出特定安全装置。功能设备的标识、使用符号标记、器件的标识以及标识的示例参考API RP14C。
3.2术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.2.1
异常运行工况abnormal operating condition
工艺设备的参数超出其正常运行范围的工况。

3.2.2
温度异常abnormal temperature
运行温度超出工艺设备允许的温度范围。
3.2.3
逆流backflow
工艺设备中流体的流向与正常流向相反。
3.2.4
屏障barrier
构成部分承压边界的组成要素，用于防止生产或注入流体非预期流动，特别是泄漏至外部环境。
注：更多细节参考API RP17A。
3.2.5
油嘴choke
控制压力及流速的固定或可调器件。
注1：油嘴不是安全器件。
注2：在本标准中，为清晰表达，可使用图形表示油嘴。
3.2.6
可检测异常工况detectable abnormal condition
可自动检测到的异常运行工况。
3.2.7
紧急关断系统emergency shutdown(ESD)system
被触发后能启动设施关断的手动站系统。
注：紧急关断系统也能被火灾检测设备或其他安全装置自动触发。
3.2.8
故障关闭阀fail closed valve
失去动力介质后，自动切换至关闭位置的阀门。

3.2.9
故障开启阀fail open valve
失去动力介质后，自动切换至开启位置的阀门。
3.2.10
故障failure
器件或设备无法实现其设计功能或设计意图的不正常运行状态。
3.2.11
末端元件final element
安全仪表系统中执行物理动作使系统达到安全状态的元件。
3.2.12
海管flowline
将井口物流输送到海上平台或陆地终端的管道。
3.2.13
止回阀flow safety valve
系统中最大限度减少逆流的阀门。
3.2.14
管段flowline segment
操作压力与同一海管其他部分不同的任意一段海管。

4安全分析和系统设计简介
4.1目的和目标
水下安全系统保护人员、环境和设施免于遭受生产过程中的危害。安全分析识别可能对安全和或环境造成威胁的事件，提出可靠的保护方法，用于防止该类事件发生或最小化其影响。
在生产工艺过程中，采用经过验证的系统分析方法对安全和/或环境的潜在威胁进行识别。分析方法包括危害识别(HAZID)、危险和可操作性分析(HAZOP)、保护层分析(LDPA),以及失效模式、影响和危害度分析等。推荐采用的保护措施需为常用的工业保护做法，并已通过实践验证。水下生产系统安全分析同时应包括系统分析和保护方法的研究。
水下安全系统的设计应满足EC61511的要求。
本标准为水下设备、系统和工艺流程奠定了设计和编制安全系统的坚实基础。
同时，本标准也为全新的设计和系统分析，以及与本标准所涵盖设备与系统存在较大差异的设备与系统分析提供了指导。设计者应采用合适的危害分析方法，以确保识别并消除危害。
在水下生产安全系统正式运行之前，宜建立保证连续系统完整性的程序，可参考附录。
4.2安全流程图
图2的安全流程图展示了意外事件如何造成人员伤害、污染或设施破坏。该图也标识出安全装置及程序在何处使用以防止事件的扩展意外。如图所示，碳氢化合物的泄漏是造成所有安全威胁的原因，因此，安全系统的主要目标应为防止碳氢化合物从工艺流程中泄漏，以及将其不良影响降至最低。

a)根据图2，安全系统主要目标如下：
1)防止造成碳氢化合物泄漏的意外事件发生；
2)意外事件发生后关闭工艺流程或工艺流程中受影响的部分以防止碳氢化合物泄漏或溢流。
b)由水下系统外部事件引起的意外不会自动扩展，除非影响到工艺流程或引起火灾。如外部事故影响到了工艺流程，安全系统应关闭工艺流程或工艺流程中受影响的部分。如引起火灾，安全系统应关停所有的水下设备。该类事故可能由自然环境，坠物、工具及机器失效，或是人为失误造成，该类事故可通过对工具、机器的安全设计，人员和机器的安全操作规程及人员培训来避免或最小化其影响。图2展示了外部事故可能影响工艺过程的方式。
4.3安全系统的操作
安全系统通过以下方式提供保护：
a)传感器检测到可引起意外事件的异常条件后进行自动监测及自动采取保护措施。
b)操作人员观察到不安全状态或接到不安全警报后，手动激活保护动作。
c)采用支持系统进行连续保护，将碳氢化合物泄漏之后可能造成的影响最小化。
所有水上设施均需配备紧急关断系统(ESD),不是连续工作的设备也需要配备，因为很多意外及故障由人为失误造成，可能当人员在设施上进行维护作业或其他活动时，在通常不运行的设备上发生，因此，需要有人手动激活该系统。
水下安全系统的推荐分析和设计程序基于下列前提条件：
a)水下设施的安全操作基于大量良好的工程实践。
b)遵循本质安全的设计原则。
c)安全系统宜提供两级保护，以防止工艺设备失效，或将失效影响降至最低。
d)两级保护宜具有最高（一级）及次高（二级）优先级，需根据实际情况确定优先级别。如防止超压损坏的保护措施有压力安全高限传感器(PSH)或压力安全阀(PSV)。PSH在当压力超过高压阈值前，通过关停受影响设备来防止破坏，压力安全低限传感器(PSL)则是在损坏已经造成的时关停受影响设备，但是，PSV的优先级应高于PSL,因为PSV通过将多余流体泄放到安全区域防止产生破坏，此外，其快速反应能力能在PSH无法快速有效激活纠正动作时防止产生破坏。
e)生产过程中，使用经验验证的系统分析技术确定工艺设备的最低安全要求。如分析方法在设备作为独立单元时适用，在考虑输入、输出的最坏条件前提下，该分析仍可适用于该设备应用于任何工艺流程配置的情况。
f)水下系统包括从井口（包括SCSSV)到登平台关断阀上游的所有设备，同时包括化学药剂注人系统。
g)当安全保护的工艺设备安装进系统中时，不会对安全造成附加威胁，因此如所有工艺设备安全器件符合逻辑地集成到安全系统中时，系统整体是受保护的。工作人员仍应进行危险性分析，以确保所有危害被识别和消除。
h)水下生产控制系统不能被认为是安全系统，但其与安全系统密切关联。
i)分析程序应提供开发安全系统以及提供支持文件的标准方法。

ICS75.180.10
E94 SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T7445—2019
水下脐带缆终端(SUT)设计推荐做法
Subsea umbilical termination (SUT)design recommendations

2019-11-04发布 2020一05-01实施
国家能源局 发布

1范围
本标准旨在为UT设计提供最好的实践技术指南，以便帮助在设计阶段做出有依据的选择。
本标准配合API TR17TR9使用。API TR17TR9强调了高功能性脐带缆终端的技术及商业风险，在脐带缆及SUT计划、选择及设计阶段做出的早期决策的可能影响，并为SUT的规格和尺寸选型提供指导。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文
件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
API Spec17D水下生产系统的设计和操作水下井口装置和采油树设备(Design and operation of subsea production systems-Subsea wellhead and tree equipment)
API Spec17E水下脐带缆(Specification for subsea umbilicals)
API Spec17F水下生产控制系统(Specification for subsea production control systems)
API RP17H水下生产系统的水下机器人(ROV)接口[Remotely operated vehicle(ROV)
interfaces for subsea production systems]
API RP17P水下生产系统的设计和操作水下结构物及管汇(Design and operation of subsea production systems-Subsea structures and manifolds)
ASME B16.5管法兰及法兰式管接件(Pipe flanges and flanged fittings,NPS1/2 through NPS24
metric/inch standard)
ASME B16.47大直径管钢制法兰(Large diameter steel flanges,NPS26 through NPS60 metric/inch standard)
ASME B31.3工艺管道(Process piping guide)
DNV-RP-B401阴极保护(Cathodic protection design)
DNV-RP-Fll2暴露于阴极保护的双相不锈钢设备设计(Design of duplex stainless steel subsea
equipment exposed to cathodic protection)

3术语、定义及缩略语
下列术语、定义和缩略语适用于本文件。
3.1术语和定义
3.1.1
限弯器bend limiter

限制脐带缆弯曲半径的装置，采用机械方式。由一系列互锁的金属或聚合物环组成，设计为在预定半径锁定。
注：该装置也被称为“弯曲限制器”。
3.1.2
防弯器bend stiffener
通过增强局部刚度的方式来控制脐带缆弯曲应力的装置。安装在脐带缆上的模注成型装置，需根据情况进行加强。
注：该装置也被称为“弯曲应力释放器”。
3.1.3
隔板bulkhead plate
安装或定位一系列液压、电力、光纤连接器的板状结构。
3.1.4
牛鼻终端bull nose termination
将脐带缆拉入海面上生产设施的末端端头。
注1：该装置也被称为“拖拉头”。
注2：“牛鼻”指该端头的结构部件，包括拖拉孔。安装过程中牵引线与拖拉孔相连。
3.1.5
连接器connector
连接在电缆或光缆末端的装置，能确保快速、安全的连接和断开。
注1：连接器可为固定设计[安装在隔板或多路快速连接器(MQC)上]或非固定（自由式）设计；这类连接器可以是插头或插座结构。
注2：UTA上的连接器是潜水员或ROV操作的湿式连接器。
3.1.6
接头（液压）coupler(hydraulic)
液压元件之间压力密封的机械式配件，通常在公称压力下连接。
注：接头通常集成安装在插接盘上，见MQC。

3.1.7
接头浮动coupler float
考虑到对中和制造公差，液压接头安装在MQC盘上时允许的自由活动。
3.1.8
设计工作压力design working pressure
软管或钢管能够连续工作的最大工作压力。
3.1.9
电缆及光纤终端electric and fiber optic termination
电缆或光缆的终端。
3.1.10
UTA起始端铺设first end lay UTA
和脐带缆安装顺序有关，UTA在脐带缆之前入水，且通常由安装船吊机支撑。
注：同终止端铺设相比，此时UTA的载荷一般较低。
3.1.11
飞线（跨接缆）flying lead(jumper)
由液压管、化学药剂管、电力电缆、信号电缆和光缆中的一种或多种混合组成，用于连接多个水下设备。
注1：这类脐带缆跨接线一般相对较轻，因此可以从海床上的下放篮里抓起并拖放到位。

注2：该装置也被称为桥接跨接线。
注3：飞线可设计为通过水下机器人(ROV)或遥控操作工具(ROT)辅助安装操作。
3.1.12
分支脐带缆infield umbilical
该脐带缆用于水下对水下连接，由连接到水面设施的脐带缆分出。
注：有时也称为静态脐带缆。
3.1.13
逻辑盘/逻辑帽logic plate/logic cap
移动端及固定端MQC盘总成，可安装在UTA上，通过该装置可对UTA内部的所有或部分脐带
缆功能单元进行切换倒通。
注1：移动端MQC逻辑帽具有多个回路，将输入接头（来自脐带缆）连接到输出接头（连接到UTA输出盘），后期可重新布置，如管线堵塞的情况下，可使用备用管线。
注2：收回移动端MQC逻辑帽后，回路的重新布置可在甲板进行。
3.1.14
单线接头mono一coupler
用于单条液压管线的连接器（水下插接式连接器）。
3.1.15
多路快速连接器multi quick connector(MQC)
由配对的两个插接盘子总成组成的多路连接器结构，其中每个插接盘由多个液压或化学药剂（或电缆、光纤)接头的一半构成，每个接头承担一个单独的功能。当两个插接盘插接时，其上相应的接头同时对接。
注1：实际绝大多数MQC盘仅输送液压和/或化学药剂。
注2：该装置也被称为多路接头，液压连接盘或ROV插接盘。

4UTA布置
4.1概述
本章重点介绍可直接影响UTA配置及尺寸的特性，宜给予适当考虑。这些特性主要分为以下三类，以便简化及归类相似特性：
机械考虑因素。
控制功能。
控制部件。
4.2机械考虑因素
4.2.1物理配置
UTA具有多种形状、尺寸，取决于实际的脐带缆功能规格及控制系统的功能要求。控制系统为水下生产系统提供相关功能。除脐带缆系统提供的水下控制功能，UTA还要充当脐带缆的吊装、搬运及安装夹具，因此该单元四周会布置若干机械吊装及安装/拉入接口。
如UTA单独安装且可从水下基础结构回收，则要提供UTA与基础结构之间的接口，使安装、回收及重新安装更为简单，风险更小。
虽然许多UTA将控制输出分散布置在UTA的每一侧，但这并不是唯一的布置方式。如对被考虑的单元可行，控制输出可布置在UTA顶部。如水下生产系统功能或油田布置要求所有输出分布在UTA的一侧，与输出分布在UTA两侧相比，UTA会更长。
第6章给出了目前生产的典型的UTA几何布置的深度解析，所述布置方式也不是唯一的。
4.2.2潜水员UTA
和ROV UTA不同，潜水员UTA根据其提供服务的具体要求可具有相同的形状和尺寸范围。他们使用潜水员可连接的连接器、单线接头及较小的潜水员可操作MQC总成。对潜水员UTA,无需考虑ROV通道，但应考虑潜水员对单线接头、隔离阀及所有控制功能进行干预和操作的路径。

传图片 微信截图_20220615063425.png
4.2.3
静态/动态脐带缆
脐带缆类型（静态或动态）对UTA布置的影响不是主要设计考虑因素。UTA“盒子”的基本尺寸从根本上来说是由功能因素、机械提升等级及安装设备限制（如V闭合张紧器的最大孔径），而不是脐带缆类型决定的。
当动态脐带缆使用其全动态截面与UTA端接时，UTA和脐带缆之间的STI接口可能会更大。脐带缆的动态部分会进行机械加强，以抵抗产生的弯曲载荷。但是动态脐带缆会在海床接触点之后转为静态截面（减少机械加强），因此更典型的情况是采用较小的静态脐带缆TI接口。
4.2.4分支脐带缆
宜考虑分支脐带缆的安装方向，以及脐带缆各端宜适合起始端铺设，还是终止端铺设（或两者均可)。如UTA需要回收，其与终止端铺设的载荷情况相似（单过程相反），应考虑相关需求。因此设计时宜考虑终止端铺设最严苛的载荷情况，以便覆盖所有意外情况。

ICS75.180
E90
备案号：57709—2017 SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T7324—2016
X射线荧光录井仪校准方法
The calibration for X-ray fluorescence logging instrument

2016一12-05发布 2017-05-01实施
国家能源局 发布

1
范围
本标准规定了射线荧光录井仪的技术要求、校准条件、校准项目和校准方法、校准结果处理和复校时问间隔、HSE要求。
本标准适用于新制造、使用中和修理后的能量色散型射线荧光录井仪的校准。
本标准所用的元素特征X射线能量值均为Ka能量跃迁层能量。
2术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
2.1
X射线荧光录井X-ray fluorescence logging
采用X射线荧光录井仪，根据荧光X射线的波长（能量）和强度对被测样品中元索进行定性和定量分析，从而进行随钻岩性识别和地层分析的录井技术。
2.2
X射线荧光录井仪X-ray fluorescence logging instrument
采用半导体检测器，多道脉冲分析器直接测量试样产生的X射线的波长（能量）的一种X射线荧光分析仪。将X射线照射到岩石样品上，分析其产生的荧光X射线的波长（能量）及强度来进行定性、定量确定元素的种类与含量。主要由激发源、探测系统和仪器控制及数据处理系统和其他辅助设备组成。
2.3
单元素标准样single element standard sample
用来校准单一元素在荧光谱图上的位置与波形的样品，一般由该元素的游离态、氧化物或其他化合物组成。

3概述
X射线荧光录井仪是通过对地层样品进行元素定性和定量分析的仪器，其工作原理是利用X射线固有的波长或是能量和原子序号的规律性来对所测样品进行定性的元素含量分析，工作原理图见图1。
4技术要求
4.1外观
4.1.1应有仪器名称、规格型号、制造厂名、出厂日期和出厂编号。
4.1.2应有明显的电离辐射标识。
4.1.3外观各部件完好，装配应牢固。

4.2电性绝缘
仪器绝缘电阻大于20M。
4.3X射线荧光录井仪配套设备
X射线荧光录井仪由X射线荧光录井仪主机和配套设备组成，其中配套设备包括：
采集计算机；
真空泵；
一粉碎机；
一压样机；
一其他：不小于120目筛子、药勺。
4.4测量范围
Na~U之间(Ka能量：1.04keV~42.76keV)的元素的荧光光谱谱峰。
4.5荧光光谱谱峰调试
调试银片测量值与银元素荧光光谱谱峰标准值22.1keV误差应在±0.05keV以内。
4.6荧光光谱谱峰误差
元索荧光光谱谱峰误差不大于0.1keV。
4.7重复性
元素荧光光谱谱峰和脉冲值重复测量相对误差应在±5%以内。

ICS75.020
E13
备案号：57710—2017 SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SYT7325—2016代替JJG(石油)29—1992
钻井液切力计校准方法
Drilling fluid gel strengths meter calibration procedure

2016一12一05发布 2017-05-01实施
国家能源局 发布

1范围
本标准规定了钻井液切力计（以下简称切力计）的技术要求、校准条件、校准项目和校准方法、校准结果处理和复校时间间隔。
本标准适用于新生产、使用中和修理后的钻井液切力计校准。
2概述
钻井液切力计就是将被测钻井液经过搅拌均匀，倒入钻井液杯中，使其钻井液面在刻度尺刻线的位置。将切力计浮筒沿刻度尺套入并轻轻垂直线接触钻井液表面，然后让其自由下落，待其静止1min时或静止10min时便可以从切力浮筒上端面与标尺相对应的刻度读出钻井液的初切力或终切力。测量钻井液在静止时黏土颗粒之间，相互吸引黏结而成的网架结构的强度大小（静切力）即破坏钻井液中单位面积上网架结构所需的力（切力），测量所得的初切力和终切力。其结构示意图见图1。

3技术要求
3.1外观
3.1.1切力计应标明名称及型号、测量范围、制造厂名、制造编号、制造年月。
3.1.2切力计表面光洁，不得有剥落、碰伤及划痕等缺陷。
3.1.3紧固件不得有松动、损伤。
3.1.4切力浮筒不得变形。将切力浮筒套入刻度尺，轻轻放至钻井液杯底面，切力浮筒上边缘应与刻度尺最下刻线平齐。
3.1.5刻度尺数字清晰，计量单位为帕(Pa);刻度平直，并与刻度尺面的中心线垂直，刻度宽度不大于0.3mm。
3.2切力浮筒表面粗糙度
切力浮筒圆柱表面粗糙度Ra不大于1.6um。
3.3切力浮筒的质量和尺寸最大允差
3.3.1质量为5g±0.05g。
3.3.2壁厚为0.19mm±0.01mm。
3.3.3外径为36mm±0.10mm。
3.3.4筒长为88.9mm±0.10mm。
4校准条件
4.1校准环境
4.1.1环境温度：20℃±5℃。
4.1.2环境湿度：50%~70%。

ICS75.180
E90
备案号：57711201 SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T7326—2016
恒电位仪通用技术条件
General specification for potentiostat

2016一12一05发布 2017一05-01实施
国家能源局 发布

1范围
本标准规定了阴极保护恒电位仪（以下简称仪器）的工作原理、分类、要求、试验方法、检验规则及标志、包装、运输和贮存。
本标准适用于仪器的制造、检验和质量评价。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T191包装储运图示标志
GB/T2423.1电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验A:低温
GB/T2423.2电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验B:高温
GB/T2423.3电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验Cab:恒定湿热试验
GB/T3482电子设备雷击试验方法
GB/T3859.1一2013半导体变流器通用要求和电网换相变流器第1-1部分：基本要求规范
GB4208外壳防护等级(IP代码)
GB/T65872012电子测量仪器通用规范
GB/T13384机电产品包装通用技术条件
GB/T15479工业自动化仪表绝缘电阻、绝缘强度技术要求和试验方法
GB50057建筑物防雷设计规范

3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
恒电位仪potentiostat
由闭环系统控制、调节输出量，使电极在离子导体中相对于参比电极自动保持恒定电位的直流供电设备。
3.2
阴极保护cathodic protection
通过降低腐蚀电位到使金属腐蚀速率显著减小的电位值而达到电化学保护。
GB/T10123—2001,定义6.4.3]
3.3
外加电流保护（强制电流保护）impressed current protection
由外部电源提供保护电流所达到的电化学保护。
[GB/T10123—2001,定义6.4.5]

3.4
参比电极reference electrode
具有稳定可再现电位的电极，在测量其他电极电位值时用以作为参照。
1GB/T10123一2001，定义6.1.26]
3.5
辅助阳极impressed current anode
由外部电源提供强制保护电流用于构筑物阴极保护的电极。
GB/T21448一2008，定义3.1.6
3.6
最大保护电位maximum protective potential
在阴极保护条件下，金属达到完全保护所允许的、绝对值最大的负电位值。
1GB/T19285-2014,定义3.1.18]
4工作原理
仪器是一种利用闭环反馈系统自动调整输出的直流电源设备，其输出正端（输出阳极）接辅助阳极，负端（输出阴极）接被保护体（金属构筑物），参比电极端接参比电极，构成强制电流阴极保护系统。
仪器在自动工作状态下，实时检测参比电极的电位变化，与给定电位进行比较、放大，调整输出电压和输出电流的大小，直到被保护体通电点电位稳定在给定电位，即达到恒电位。

答疑：麻烦问下这是什么阀门-陕西

问题专业：安装

所属地区：陕西

提问日期：2022-06-15 00:10:06

提问网友：爱吃竹子的小熊猫

解答网友：小老百姓

答疑：请教一下11ZJ901 2/8 A盖板中钢筋含量如何计算-广西壮族自治区

问题专业：计价软件GCCP

所属地区：广西壮族自治区

提问日期：2022-06-14 23:48:53

提问网友：是缘

解答网友：儒雅的王八

像计算板钢筋一样

答疑：配电箱系统图识别，为什么不能识别成功-上海

问题专业：安装

所属地区：上海

提问日期：2022-06-14 23:30:57

提问网友：信仰

解答网友：

框选识别，如果不行，像用EXL一样用光标拖动。

问题专业：土建 预算 钢筋算量GGJ2013 土建算量GCL2013

所属地区：福建

提问日期：2022-06-14 23:27:17

提问网友：wangwangwankai

解答网友：

个人意见：

超灌长度有要求，在施工时要控制超灌长度。

超灌时，桩钢筋笼应该按设计要求来，超灌内的钢筋，不应该再单算，其钢筋，后期应该在截去桩头后，锚入承台或筏板内。

答疑：集水坑标高定义问题-四川

问题专业：土建计量GTJ

所属地区：四川

提问日期：2022-06-14 23:26:46

提问网友：恒。

如图所示：K1集水坑高度1.2m

请问根据我的设计图理解这个坑板顶标高应该是用"筏板顶标高-1.2"还是"筏板底标高-1.2"？

解答网友：GXZ

是“筏板顶标高-1.2”

答疑：这是什么阀门？-陕西

问题专业：安装

所属地区：陕西

提问日期：2022-06-14 23:26:35

提问网友：爱吃竹子的小熊猫

解答网友：幸福像花一样

 倒流防止器、水表

问题专业：安装

所属地区：内蒙古自治区

提问日期：2022-06-14 23:19:02

提问网友：黑锅不会飞

套用设备框架钢结构制作安装子目时，此子目是否仅指使用热轧H型钢进行制作安装的施工费用，焊接H型钢是否可以再次套取组合工字钢（H型钢）制作这个子目。

解答网友：

应该看图纸，是否是指热轧型材，如果市面上有规格，应该按热轧型材套相应子目。如果是非标H型钢，那应该可以套取组合工字钢（H型钢）（看当地的定额子目）

问题专业：土建 预算

所属地区：辽宁

提问日期：2022-06-14 22:57:45

提问网友：学无止境2021

现场一级配电箱二级配电箱和施工设备接地扁钢，这部分还需要计算吗？是不是属于安全施工费里了?那么安全施工费具体包括哪些项目？

解答网友：

这应该算是安全文明施工费的一部分内容。

具体项目，可以搜索，也可以按当地的造价文件。

以下网上搜索

根据住建部《建筑工程安全防护、文明施工措施费用及使用管理规定》建办89号文件要求，至少包括以下部分：

一、安全防护用具：安全网、安全带、安全帽等；

二、洞口和临边防护设施：楼梯口、电梯口、通道口、预留洞口、阳台周边、楼层周边、屋面周边、基坑周边、卸料平台两侧以及上下通道等临边安全防护设施；

三、全钢质内外脚手架及配套防护设施、结构模板的全钢质主体支撑杆件；

四、塔式起重机、外用电梯、井字架提升机等建筑施工起重设备及配套防护设施；

五、施工用电：符合规范要求的临时用电系统、标准化电箱、电器保护装置、电源线路的敷设、外电防护措施等；

六、施工机具；

七、安全检测费：包括对建筑施工起重设备与外用电梯、安全网、钢管脚手架等的检测。

八、安全教育培训；

九、安全标志、标牌及安全宣传栏；

十、文明施工及环境保护：施工现场围墙围护及场地硬地化、粉尘控制、噪音控制、排水措施、垃圾排放；

十一、临时设施：包括办公室、宿舍、食堂、卫生间、淋浴间等；

十二、消防器材设施；

十三、应急救援器材；

十四、基坑支护的变形监测；

十五、地下作业中的安全防护和监测。

参考资料：《建筑工程安全防护、文明施工措施费用及使用管理规定》建办89号