Q/SY
中国石油天然气集团有限公司企业标准
Q/SY06038—2019
油田集输管道内腐蚀直接评价规范
Specification of internal corrosion direct assessment for oil field gathering pipeline
2019-11-26发布2020-03-01实施
中国石油天然气集团有限公司发布

1范围
本标准规定了油田集输管道内腐蚀直接坪价的方法。
本标准适用于输送包括油、气、水等在内的多相流动介质，且未进行内防腐的油田钢质管道内腐蚀直接评价。
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。
SYT0087.1钢质管道及储罐腐蚀评价标准埋地钢质管道外腐蚀直接评价
SYT0087.2钢质管道及储罐腐蚀评价标准埋地钢质管道内腐蚀直接评价
SYT0546腐蚀产物的采集与鉴定技术规范
SYT6151钢质管道管体腐蚀损伤评价方法
SYT6477含缺陷油气管道余强度评价方法
SYT10048腐蚀管道评估推荐作法
Q/SY01023油气集输管道和厂站完整性管理规范
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
内腐蚀直接评价internal corrosion direct assessment(ICDA)
一种评价管壁内腐蚀程度的方法，由预评价、间接评价、直接检测和后评价四个步骤组成。
3.2
ICDA管段ICDA region
在管网或者管道系统中，由人口、出口、注入点、分输点等划分的具有材质、管径、输送介质及防护措施相似的连续管段。
3.3
ICDA子管段ICDA subregion
ICDA管段内具有相同流型的连续管段。
3.4
预评价pre-assessment
收集管道资料，确定管道是否符合ICDA执行条件，并进行ICDA管段划分。
3.5
间接评价indirect inspection

应用流动模型和内腐蚀预测模型对管道腐蚀状况进行评价，确定管道内腐蚀高风险点并根据评价结果在管段内推荐开挖检测点。
3.6
直接检测direct examination
对间接评价确定的开挖点位置进行检测，确定是否有腐蚀引起的管壁损失及损失程度。
3.7
后评价post assessment
对预评价、间接评价、直接检测的过程和方法进行有效性评价、确认结果有效性，确定腐蚀控制和减缓计划及确定下次评价时间间隔的方法。
4基本规定
4.1ICDA应在Q/SY0I023的指导下开展。
4.2ICDA应为一个连续、循环、不断修正趋准的检测和评价过程，通过识别评价发生腐蚀的部位和趋势，提出维护建议。
4.3ICDA前应根据管道的使用情况，编制工作方案，识别工作过程中的危险有害因素，并应采取安全防护措施。
4.4ICDA宜由包括工艺、腐蚀、检测等专业人员共同完成。
4.5可根据管道的运行情况和腐蚀状况开展ICDA,首次ICDA宜在管道投产3年内开展。
4.6调查、检测中需要室内分析、化验的项目应按规定取样，并应由专业实验室按相关标准规定的试验方法进行分析。
4.7管道内检测数据可作为确定直接检测开挖点位置的参考值，也可作为间接评价选，点结果的验证对比数据。
4.8管道存在外腐蚀时，应按照SYT0087.1的规定执行。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY06305.32016
油气储运工程工艺设计规范
第3部分：天然气管道
Code for process design of oil and gas storage and transportation project-
Part 3:Natural gas pipeline

2016一12一26发布2017一04一01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
Q/SY06305的本部分规定了输气管道工艺计算、各种设计参数确定、工艺方案确定、站场建设
水平、各类站场功能分区、工艺设计要求，设备材料选型，工艺安装等内容。
本部分适用于中国石油天然气集团公司所辖陆上新建输气管道工程工艺设计，改扩建输气管道工
程工艺设计可参照执行。
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。
GBT9711石油天然气工业管线输送系统用钢管
GBT14976流体输送用不锈钢无缝钢管
GBT18603天然气计量系统技术要求
GBT21435相变加热炉
GB50029压缩空气站设计规范
GB50183石油天然气工程设计防火规范
GB50251输气管道工程设计规范
SY0031石油工业用加热炉安全规程
SYT4109石油天然气钢质管道无损检测
SYT5262火筒式加热炉规范
SYT10043泄压和减压系统指南
ASME B16.5NPSl/2至NPS24公制/英制标准的管法兰和法兰管件(Pipe flanges and flanged
fittings NPS 1/2 through NPS 24 metric/inch standard)
3术语和定义

下列术语和定义适用于本文件。
3.1
输气管道工程gas transmission pipeline project
用管道输送天然气、煤层气和煤制天然气的工程。一般包括输气管道、输气站、管道穿（跨）越
及辅助生产设施等工程内容。

3.2
输气站场gas transmission station
输气管道工程中各类工艺站场的总称。其功能包括接气、增压、清管、分输、调气等。
3.3
首站initial station
输气管道的起点站。
3.4
末站terminal station
输气管道的终点站。
3.5
压气站compressor station
在输气管道沿线，用压缩机对管输气体增压而设置的站。
3.6
清管站pigging station
在输气管道沿线，具有清管器接收、发送功能的站。
3.7
分输站distributing station
在输气管道沿线，为分输气体至用户而设置的站。
3.8
接收站receiving station
在输气管道沿线，为接收输气支线来气而设置的站。
3.9
联络站contact station
在输气管道沿线，为实现不同管道间相互调气而设置的站。
3.10
枢纽站junction station
在输气管道沿线，多条输气管道汇集处设置的站。

4基本要求
4.1建设水平
41.1应根据工程规模、作用、安全性，结合管理的需要等综合确定管道的建设水平。
4.1.2同一时期建设的相似规模的输气管道应具有相同的建设水平。
4.1.3当新建管道与已建管道系统有关联时，新建管道的设计压力和自动化水平应考虑与原系统的匹
配性。
4.2设计原则
4.2.1输气管道工程设计应符合国家、当地政府的法律、法规要求，符合国家、行业规范与标准的要求。
4.2.2应采用成熟、适用、先进的技术和节能设备，努力吸收国内外新的科技创新成果。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY06022-2016代替QSY1128一2007
输油管道集肤效应电伴热技术规范
Technical specification for skin effect of oil pipeline
2016-12-26发布2017-04一01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
本标准规定了输油管道集肤效应电伴热系统的设计、施工和测试技术要求。
本标准适用于输油管道集肤效应电伴热系统的设计、施工和测试。
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，仅注日期的板本适用于本文件，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。
GB1094.1电力变压器第1部分：总则
GB1094.2电力变压器第2部分：液浸式变压器的混升
GB1094.3电力变压器第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙
GBT3956电缆的导体
GB/T6451油浸式电力变压器技术参数和要求
GB/T11022高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求
GB/T12706.3额定电压1kV(U=1,2kV)到35kV(U.=405kV)挤包绝缘电力电缆及附件第3部分：额定电压35kV(U=40.5kV)电缆
GBT15543电能质量三相电压不平衡
GB50148电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及险收规范
GB50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准
GB50168电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范
GBS0171电气装置安装工程盘，柜及二次回路接线施工及验收规范
GB50257电气装置安装工程爆炸和火灾危险环境电气装置施工及验收规范
DLT4043.6队V一40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备
SYT6068油气管道架空部分及其附属设施维护保养规程
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
集肤效应skin effect current
在绝缘导线中的电流和封装线图中回流的电流之间产生的感应交互作用，导致了电流向封装线图内表面集中的现象。
3.2
邻近效应proximity effects
当电流在两个导体中彼此反向流动时，电流会集中于导体的邻近侧流动的现象。

3.3
集肤深度skin effect depth
当频率很高的交流电通过导体时，电流流过，导体表面的厚度。
3.4
集肤效应电伴热skin effect current tracing
利用邻近效应和集肤效应的原理对输油管道进行加热的方式。
3.5
现场冷端接线箱power junction box
安装在集肤加热系统首端电源接线盒位置附近，用于电力电缆和集肤电缆冷瑞接线箱。
3.6
首端电源接线盒initial junction box
安装在集肤效应电伴热管首端，用于连接集肤电缆的接线盒。
3.7
终端电源接线盒terminal junction box
安装在集肤效应电伴热管末端，用于集肤电缆与伴热管连接的接线盒。
3.8
缓冲盒junction box
用于缓解集肤电缆热胀冷缩冗余的线盒。
3.9
中间盒cable pulling box
用于集肤电缆穿人伴热管时的拉线盒。
3.10
最高暴露温度maximum exposure temperature
输油管道可能出现的最高温度。
4集肤效应电伴热设计
4.1集肤效应伴热管设计要求
4.1.1伴热管应选用铁磁性无缝碳钢管。伴热管与工艺管道宜采用焊接方式，伴热管应与工艺管道有良好的焊接性能。
4.1.2集肤效应可分为单根伴热管伴热及多根伴热管伴热，伴热管的根数应根据工艺管道热力计算等因素确定。
4.1.3当管道采用单根伴热管伴热时，伴热管宜设置在主管道的正上方：当管道采用双根作热管伴热时，倖热管宜设置在工艺管道的侧上方位置：当管道采用三根伴热管伴热时，一根宜设置在管道的正上方，且与其他两根伴热管的夹角宜为120°。
4.2集肤电缆技术要求
4.2.1集肤电缆应满足交流额定电压10kV及以下的装置和线路的要求。
4.2.2集肤电缆持续运行时，电缆的额定温度不应超过200℃。
4.2.3最低使用环境温度为：-65℃。
4.2.4电缆最小弯曲半径为电缆直径的15倍。
4.2.5集肤电统导体应符合GBT3956的第一种或第二种裸退火铜导体，或第五种棵铜导体。镀锡铜和镀镍应符合GBT3956多股镀镍、或镀锡钥纹线，饺线紧压系数应不小于0.9。
4.2.6集肤电缆的绝缘和外护套生产应采用挤出交联工艺，导体绝缘层和外护套宜采用两层以上共挤、或重复挤出工艺，全封闭干式交联。冷却应均匀、充分。
4.2.7电缆绝缘材料应符合下列要求：
a)电缆采用的绝缘材料和外护套为耐高温含氟聚合物。
b)绝缘标称厚度应不小于12mm,绝缘厚度平均值应不小于标称值，任一最小厚度测量值应不小于标称值的90%。任一断面的偏心率（最大测量厚度一最小测量厚度）最大测量厚度]应不大于10%。
c)护套与绝缘应采用相同材料，护套色母料采用黑颜色。最薄处应不小于标称值的85%且表面平整光滑，色泽均匀。电缆截面与绝缘厚度对比表见表1。

4.2.8电缆除应符合以上要求，例行试验、抽样试验、电气型式试验、非电气型式试验和安装后电气试验还应执行GB/T12706.3的规定。
4.3集肤效应电伴热变压器设计要求
4.3.1集肤效应电伴热变压器技术性能、指标和实验应满足GB1094.1的要求。
4.3.2集肤效应电伴热变压器温升应按照GB1094.2和GBT6451执行。
4.3.3集肤效应电伴热变压器绝缘水平和绝缘试脸应按照GB10943执行。
4.3.4集肤效应电伴热变压器三相电压允许不平衡度应按照GB15543执行。
4.3.5集肤效应电伴热变压器选型和参数应能满足工艺管道伴热的要求。
4.4集肤效应电伴热功率和控制系统设计要求
4.4.1集肤效应电伴热控制系统应设管道温度控制指示、超福断电报警和低混合闸功能。高压开关设备和控制设备应符合GBT11022的技术要求。
4.4.2集肤效应电作热热损失和功率等技术数据参照附录A所列公式计算。交流高压开关柜制作应按照DLT404执行。
4.5集肤效应电伴热管道的接地。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY06305.6-2016
油气储运工程工艺设计规范
第6部分：管道应力分析
Code for process design of oil and gas storage and transportation project-
Part 6:Piping stress analysis

2016一12一26发布2017一04一01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
Q/SY06305的本部分规定了设计阶段管道应力分析的技术要求。
本部分适用于油气储运工程中金属管道的应力分析，不适用于设备内部的管道设计。
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（包含所有的修改单）适用于本文件。
GB/T20801一2006压力管道规范工业管道
API RP 520压力泄放装置的尺寸、选择和安装(Sizing,selection,and installation of pressurerelieving devices)
API Std 560一般炼油装置用火焰加热炉(Fired heaters for general refinery services)
API Std6l0一般炼油装置用离心泵(Centrifugal pumps for general refinery service)
API Std617石油、化工和天然气工业用轴流式和离心式压缩机及膨胀式压缩机(Axial and
centrifugal compressors and expander-compressors for petroleum,chemical and gas industry services)
API Std 650钢制焊接石油储罐(Welded steel tanks for oil storage)
API Std 661一般炼油装置用空气冷却换热器(Air-cooled heat exchanger for general refinery service
API Std662一般炼油装置用板式换热器(Plate heat exchanger for general refinery service)
ASME B.31.1:2014动力管道(Power piping)
ASME B31.3:2014工艺管道(Process piping)
ASME B3l.4:20l6液态烃和其他液体管道输送系统(Pipeline transportation systems for liquid
hydrocarbons and other liquids)
ASME B31.8:2016气体输送和配气管道系统(Gas transmission and distribution piping systems)
ASME BPVC VIII Division1锅炉及压力容器规范第Ⅷ卷第1册压力容器建造规则(Rules
for construction of pressure vessels)

3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
管道系统piping system
简称管系，按流体与设计条件划分的多根管道连接成的一组管道。

3.2
管道组成件piping components
用于连接或装配成管道的元件，包括管子、管件、法兰、垫片、紧固件、阀门以及管道特殊件等。
3.3
管道支吊架pipe supports and hangers
用于支撑管道或约束管道位移的各种结构的总称，但不包括土建的结构。
3.4
应力增大系数stress intensification factor
受弯矩的作用，在非直管的组成件中，产生疲劳损坏的最大弯曲应力与承受相同弯矩、相同直径
及厚度的直管产生疲劳损坏的最大弯曲应力的比值，称为应力增大系数。因弯矩与管道组成件所在平
面不同，有平面内及平面外的应力增大系数。
3.5
柔性系数flexibility factor
表示管道元件在承受力矩时，相对于直管而言其柔性增加的程度。即在管道元件中由给定的力矩
产生的每单位长度元件的角变形与相同直径及厚度的直管受同样力矩产生的角变形的比值。
3.6
位移应力范围displacement stress range
由管道热胀冷缩及端点位移产生的应力称为位移应力范围。从最低温度到最高温度的全补偿值进
行计算的应力，称为计算的最大位移应力范围。
3.7
附加位移externally imposed displacement
所计算管系的端点处因设备或其他连接管的热胀冷缩或其他位移附加给计算管系的位移量。
3.8
冷紧cold spring
在安装管道时预先施加于管道的预变形，以产生预期的初始位移和应力，达到降低初始热态下管
端的作用力和力矩。

4基本要求
4.1管道的设计应具有足够的强度和合适的刚度以避免以下情况发生：
管道的应力过大或疲劳引起管道或与其相连接的支吊架连接处破坏。
管道连接处泄漏。
一管道作用在设备上的荷载过大，影响设备正常运行。
一管道作用在支吊架上的荷载过大，引起支架破坏。
管道位移量过大，引起管道自身或其他管道的非正常运行或破坏。
机械振动、声学振动、流体锤、压力脉动、安全阀泄放等动荷载造成的管道振动及破坏。

42管道应力分析应计入以下工况和荷载：试验工况、操作工况、设计工况、地震荷载、风荷载、
安全阀泄放荷载、流体脉冲荷载、往复设备的压力脉动、离心设备的谐波荷载等。
43管道上各点的应力计算值/范围应不大于所采用标准的许用应力值/范围。
4.4管道对相连设备管口的荷载应满足相关标准或设备供货商的要求。
4.5对于复杂管道，可用固定点将其划分成形状较为简单的管段再进行分析计算。确定管道固定点
的位置时，宜使两固定点间的管段能够自然补偿。
4.6当已有管道走向不能满足柔性要求时，应优先采用改变管道走向的自然补偿方法。
47在有毒及可燃介质管道中不宜采用填料函式补偿器。
4.8冷紧可降低操作时管道对连接设备或固定点的推力和力矩，但连接转动设备的管道不应采用冷紧。
4.9管道设计应尽量减少使用弹簧支吊架。通常弹簧的荷载变化率不宜大于25%。
4.10管道应力分析应计入内压对直管道位移的作用。
4.11当管道顶部与管道底部存在温差时，应计算温差导致的管道弓形弯曲效应。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY06308.1-2016
油气储运工程建筑结构设计规范
第1部分：油气管道工程
Specification for architecture and structure design of oil and gas storage and transportation project-
Part1 Oil and gas pipeline

2016一12一26发布2017一04一01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
Q/SY06308的本部分规定了油气管道站场及阀室的建筑与结构设计基本规定、建筑构件（墙体
屋面、楼梯等)设计要求、地基与基础的选用及技术要求、各类结构形式的设计要求、构筑物的设计
要求等内容。
本部分适用于新建油气管道站场及阀室的建、构筑物的建筑与结构设计。改扩建油气管道站场及
阀室的建、构筑物的建筑与结构设计可参照执行。
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。
GB50003砌体结构设计规范
GB50007建筑地基基础设计规范
GB50009建筑结构荷载规范
GB50010混凝土结构设计规范
GB50011建筑抗震设计规范
GB50016建筑设计防火规范
GB50017钢结构设计规范
GB50025湿陷性黄土地区建筑规范
GB50033建筑采光设计标准
GB50046工业建筑防腐蚀设计规范
GB50112膨胀土地区建筑技术规范
GB50135高耸结构设计规范
GB50176民用建筑热工设计规范
GB50178建筑气候区划标准
GB50183石油天然气工程设计防火规范
GB50191构筑物抗震设计规范

3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
设计使用年限design working life
设计规定的结构或结构构件不需进行大修即可按其预定目的使用的时期。
3.2
荷载组合load combination
按极限状态设计时，为保证结构的可靠性而对同时出现的各种荷载设计值的规定。
3.3
基本组合fundamental combination
承载能力极限状态计算时，永久荷载和可变荷载的组合。
3.4
标准组合nominal combination
正常使用极限状态计算时，采用标准值或组合值为荷载代表值的组合。
3.5
地基处理ground treatment
提高地基承载力，改善其变形性能或渗透性能等而采取的技术措施。
3.6
复合地基composite ground
部分土体被增强或被置换，形成由地基和竖向增强体共同承担荷载的人工地基。
3.7
混凝土结构concrete structure
以混凝土为主制成的结构，包括素混凝土结构、钢筋混凝土结构和预应力混凝土结构等。
3.8
砌体结构masonry structure
由块体和砂浆砌筑而成的墙、柱作为建筑物主要受力构件的结构。是砖砌体、砌块砌体和石砌体
结构的统称。

4基本要求
4.1一般规定
4.11建筑平面、空间布置应满足工艺流程、设备布置、生产操作、设备安装和维修等要求。防火设计应满足GB50016,GB50183的相关要求。
4.12建筑设计应考虑标准化、通用化、轻质化、橇装化，鼓励采用建筑工业化。
4.1.3建筑设计应做到因地制宜，充分发挥地区性的建设经验，合理利用建筑材料。
4.14建筑物布置应考虑工程地质、水文地质情况，应尽可能避开滑坡、断层等不良地质地段及软弱
地层区。
4.1.5建筑物应综合考虑周边环境和气候条件等因素的影响。
4.1.6建筑的设计使用年限应符合表1的规定。建筑构件及主要设备基础所使用的建筑材料或防护措
施，应与其设计使用年限相适应。

4.1.7建筑地面的室内外高差不应小于0.15m,并应综合考虑生产需求、防水淹、防溢流等要求确
定。设有未采取防爆措施的电气、通信、仪表设备等易产生火花的房间，当其平面布置位于爆炸附加
2区时，室内外高差不应小于0.6m。
4.18建筑物内生产设备不适宜吊装就位时应在相应位置预留设备进出口；利用起吊设备进行生产设
备的安装和检修时，应预留相应的设备运输空间。
4.19建筑采光应充分利用天然光源，一般以侧窗为主。利用天然光源时，应考虑眩光的不利影响。
建筑应进行采光系数的计算，其采光系数标准值应符合GB50033的要求。有效采光面积计算应符合
下列规定：
a)侧窗采光口离地面高度在0.8m以下的部分不应计人有效采光面积。
b)侧窗采光口上部有效宽度超过1.0m以上的外廊、阳台等外挑遮挡物，其有效采光面积可按
采光口面积的70%计算。
c)平天窗采光时，其有效采光面积可按侧窗采光口面积的2.5倍计算。
d)当有降噪要求的建筑开设采光窗时，宜采用屋面采光带的方式。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY06018.5-2016
油气田地面工程防腐保温设计规范第5部分：埋地管道及设备绝热
Specification for anti-corrosion and insulation design of oil and gas field surface engineering-Part 5:Thermal insulation for buried piping and equipment
2016-01-27发布2016-04-01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
Q/SY06018的本部分规定了输送介质温度在一40℃一350℃的埋地管道及设备绝热设计的技术要求。
本部分适用于陆上油气田、难海陆采油气田和海上油气田陆岸终端地面工程新建及改扩建项目。
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/T2518连续热镀锌钢板及钢带
GB/T3280不锈钢冷轧钢板和钢带
GB/T4240不锈钢丝
GB/T8175设备及管道绝热设计导则
GB/T10699硅酸钙绝热制品
GB/T11835绝热用岩棉、矿渣棉及其制品
GB/T13350绝热用玻璃棉及其制品
GB/T17393覆盖奥氏体不绣钢用绝热材料规范
GB/T25997绝热用聚异氰脲酸酯制品
GB/T29047高密度聚乙烯外护管硬质聚氨酯泡沫塑料预制直埋保温管及管件
GB/T50538埋地钢质管道防腐保温层技术标准
CJJ/T104城镇供热直埋蒸汽管道技术规程
SY/T0324直埋高温钢质管道保温技术规范
YB/T5294一般用途低碳钢丝
ASTM C552蜂窝状玻璃隔热材料的标准规范(Standard specification for cellular glass thermal insulation)
3基本规定
3.1埋地管道及设备的绝热设计应满足工艺要求，且应符合减少散热（冷）损失、节约能源等基本原则。
3.2具有下列情况之一的埋地管道、设备及其附件应进行保温：
a)在埋地环境中，工艺要求需要保温的。
b)热损失过大，节能要求需要保温的。
c)对周围设施及环境产生不利影响的。
3.3具有下列情况之一的埋地管道、设备及其附件应进行保冷：
a)在埋地环境中，工艺要求需要保冷的。

b)对周围设施及环境产生不利影响的。
c)与保冷设备或管道相连的附件。
3.4绝热层下管道及设备的防腐层设计应符合相关标准要求。
4绝热材料
4.1一般规定
4.1.1绝热材料应根据被绝热管道及设备的设计温度，结合其导热系数、防潮（吸水、吸湿、情水）性能、腐蚀性及耐蚀性、抗压强度、抗折强度、化学稳定性、热稳定性、硬质材料的线性膨胀及收缩系数等指标合理选用。
4.1.2当选用单层绝热结构时，保温材料制品的允许使用温度应高于管道及设备的设计温度，保冷
材料制品的允许使用温度应低于管道及设备的设计温度。
4.1.3当选用多层绝热结构时，最内层保温材料允许使用温度应高于管道及设备的设计温度，最内层保冷材料允许使用温度应低于管道及设备的设计温度。
4.1.4多层绝热结构内外层为不同绝热材料时，内外层厚度的比例应保证内外层界面处温度绝对值不超过外层材料推荐使用温度绝对值的0.8倍：对于保冷设计应取外层绝热材料推荐使用温度下限值的0.8倍。
4.1.5绝热材料不得选用含有石棉的材料及其制品，绝热材料选用应符合国家现行标准规范的环保要求。
4.1.6绝热材料应对金属管道及设备无腐蚀性。用于奥氏体不锈钢设备和管道上的绝热材料及其制品中氟化物、氟化物、硅酸根、钠离子含量应符合GB/T17393的规定。
4.1.7在绝热材料的主要技术性能满足工艺要求的前提下，应优先选用导热系数低、密度小、吸水率低、施工方便、便于维护的材料。
4.1.8防潮层及外护层材料应选择化学性能稳定、无毒且耐腐蚀的材料，选用材料不应对绝热层材料产生腐蚀或溶解作用。
4.2保温材料
4.2.1保温材料在平均温度为70℃时，其导热系数不应大于0.060W/(m·K),220℃时导热系数不应大于0.080W/(m·K)。
4.2.2硬质保温材料的密度不应大于300kg/m',半硬质保温材料的密度不应大于200kg/m3。
4.2.3硬质保温材料的质量含水率不应大于7.5%。
4.2.4常用保温材料及其制品的主要性能应符合下列要求：
a)硅酸钙制品的性能指标、几何尺寸偏差及外观质量应符合GB/T10699的规定。
b)硬质聚氨酯泡沫的性能指标应符合GB/T50538或GB/T29047的规定。
c)玻璃棉制品的性能指标应符合GB/T13350的规定。
d)岩棉制品的性能指标应符合GB/T11835的规定。
4.3保冷材料
4.3.1用于保冷的泡沫塑料及其制品在平均温度为25℃时的导热系数不应大于0.044W/(m·K),泡沫玻璃制品在平均温度为25℃时的导热系数不应大于0.045W/(m·K)。
4.3.2用于保冷的泡沫塑料制品的密度不应大于60kg/m，泡沫玻璃制品的密度不应大于180kg/m。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY06018.4一2016
油气田地面工程防腐保温设计规范第4部分：地面管道及设备绝热
Specification for anti-corrosion and insulation design of oil and gas field surface engineering-
Part 4:Thermal insulation for ground piping and equipment
2016-01-27发布2016-04-01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
Q/SY06018的本部分规定了输送介质温度在-35℃一400℃的地面管道及设备绝热层设计、施工及检验的技术要求。
本部分适用于陆上油气田、滩海陆采油气田和海上油气田陆岸终端地面工程新建及改扩建项目。
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/T7)2热轧钢棒尺寸、外形、重量及允许相差
GB/T706热轧型钢
GB/T710优质碳素结构钢热轧薄钢板和钢带
GB/T2518连续热镀锌钢板及钢带
GB/T3280不锈钢冷轧钢板和钢带
GB/T3880(所有部分)一般工业用铝及铝合金板、带材
GB/T4240不锈钢丝
GB/T15856.1十字槽盘头自钻自攻螺钉
GB/T17393覆盖奥氏体不锈钢用绝热材料规范
GB50264工业设备及管道绝热工程设计规范
YB/T5294一般用途低碳钢丝
3基本规定
3.1地面管道及设备的保温设计，应符合减少散热损失、节约能源、满足工艺要求、保持生产能力、提高经济效益、改善工作环境、防止烫伤等基本原则。
3.2地面管道及设备的保冷设计，应以满足工艺生产、保持和发挥生产能力、减少冷损失、节约能源并防止表面凝露，改善工作环境等为目的。
3.3具有下列情况之一的管道和设备及其附作应进行保祖：
a)外表面温度高于50℃（环境温度为25℃时）且工艺需要减少散热损失者。
b)外表面温度低于或等于5)℃，工艺需要减少介质的温度降或延退介质凝结者。
c)工艺不要求保温的管道及设备，当其表面温度超过6℃，对需要经常操作维护，又无法采取其他措施防止人身烫伤的部位，在距地面或工作台面2.1m高度以下及工作台面边缘与热表面间的距离小于0.75m的范围内，应符合GB5264的规定。
3.4具有下列情况之一的管道和设备及其附件应进行保冷：
a)外表面湿度低于环境温度，需诚少冷介质在生产和输送过程中冷损失量者。
b)需减少冷介质在生产和输送过程中温度升高或气化者。

c)为防止常湿以下、℃以上管道及设备外壁表面疑露者。
d)与保冷设备或管道相连的仪表及其附件
3.5除人身防护要求绝热的部位外，具有下列情况之一的管道和设备及其附件不应绝热：
a)工艺上无特殊要求的放空和排气管道。
b)要求及时发现世漏的地面管道及设备的法兰连接处。
c)工艺过程要求裸露的管道及设备。
d)要求经常监测，防止发生损坏的部位。
4绝热材料
4.1一般规定
4.1.1绝热材料分为保祖材料和保冷材料，材料类型的选择应满足工程设计的要求。
4.1.2绝热材料应根据被绝热地面管道及设备的设计温度，结合其燃烧性能、防潮（吸水、吸湿、憎水)性能、导热系数、硬质材料的线性膨胀及收缩系数、抗压强度、抗折强度、化学稳定性、热稳定性指标合理选用。
4.1.3保湿材料制品的允许使用温度应高于地面管道及设备的设计湿度，保冷材料制品的允许使用温度应低于地面管道及设备的设计温度。
4.1.4当站场内甲、乙类油品储罐、容器、工艺设备和甲、乙类地面管道需要保温时，应采用不燃或难燃类保温材料；低温保冷时可采用泡沫塑料类材料，但其防护层应采用不燃材料。
4.1.5绝热材料应符合国家现行规范的环保要求，不应选用含有石棉的材料及其制品。
4.1.6用于奥氏体不锈钢地面管道及设备上的绝热材料及其制品中氯化物、氟化物、硅酸根、钠离子含量应符合GB/T17393的规定。
4.1.7在保温材料的主要技术性能满足工艺要求的前提下，相同祖度范围内有多种可供选择的保温材料时，应优先选用导热系数低、密度小，施工方便、便于维护的材料。
4.1.8在保冷材料的主要技术性能满足工艺要求的前提下，相同祖度范围内有多种可供选择的保冷材料时，应优先选用导热系数低、密度小、吸水及吸醒率低、耐低祖性能好，易施工、综合经济效鉴较高的材料。
4.1.9常用绝热材料的主要性能应符合表1的规定，其导热系数方程式参见GB50264。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY1781-2016
石油钻机电代油技术改造规范
Technical reconstruction standards of replacing diesel
by power supply network in drilling rig power system

2016-01-27发布2016一04一01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
本标准规定了石油钻机电代油技术改造原则、技术方案及要求、部件选型、参数确定和验收要求。
本标准适用于电动钻机、机械钻机及复合驱动钻机电代油技术改造。修井机电代油技术改造可参
照本标准执行。
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/T1094.11电力变压器第11部分：干式变压器
GB/T1094.12电力变压器第12部分：干式电力变压器负载导则
GB/T3797电气控制设备
GB3836.1爆炸性环境第1部分：设备通用要求
GB3836.2爆炸性环境第2部分：由隔爆外壳“d”保护的设备
GB4208外壳防护等级(IP代码)
GB/T6451油浸式电力变压器技术参数和要求
GB7251.1低压成套开关设备和控制设备第1部分：总则
GB/T12668.4调速电气传动系统第4部分：一般要求交流电压10V以上但不超过
35kV的交流调速电气传动系统额定值的规定
GB23505石油钻机和修井机
SY/T6228油气井钻井及修井作业职业安全的推荐作法
SY/T6725.1石油钻机用电气设备规范第1部分：主电动机
SY/T10041石油设施电气设备安装一级一类和二类区域划分的推荐作法
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。

3.1
电代油replace diesel by power supply network
用网电动力能源替代柴油动力能源。
3.2
移动变电站movable transformer substation
将高压开关设备、配电变压器和低压配电装置按一定接线方案组合在一起，安装在一个封闭、可
移动钢结构箱体内的一种紧凑式配电设施。

3.3
高压隔离保护柜high voltage disconnected protection cabinet
具有欠压、短路、过载、接地等保护功能的户外高压开关柜。
3.4
工作机working machine
钻机的纹车、转盘、顶驱、钻井泵以及其他耗能设备。
3.5
一对一控制one-to-one control
一个控制单元控制一台电动机。
3.6
一对二控制one-to-two control
一个控制单元控制两台电动机。
4改造要求
4.1安全性
钻机改造后安全环保性能指标优于原钻机，符合HSE规范。
4.2经济性
钻机改造后运行及维护成本低于原钻机，经济效益明显。
4.3技术性
钻机改造后技术性能指标符合国家及行业标准，且优于原钻机，易于维护保养，易损件少，互换
性强。
4.4可靠性
钻机改造后可靠性优于原钻机，运行平稳，故障率低。

O/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY06018.2一2016
油气田地面工程防腐保温设计规范第2部分：地面管道及设备外防腐层
Specification for anti-corrosion and insulation design of oil and gas field surface engineering-Part 2:External coating for ground piping and equipment
2016一01一27发布2016一04一01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
Q/SY(6018的本部分规定了地面钢质管道及设备外防腐层设计、施工及检验的技术要求。
本部分适用于陆上油气田、滩海陆采油气田和海上油气田穑岸终端地面工程新建及改扩建项目。
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，仅注日期的版木适用于本文件。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。
GB6514涂装作业安全规程涂漆工艺安全及其通风净化
GB7691涂装作业安全规程安全管理通则
GB7692涂装作业安全规程涂漆前处理工艺安全及其通风净化
GB/T50087工业企业噪声控制设计规范
GB50369油气长输管道工程范工及验收规范
GBZ1工业企业设计卫生标准
SY/T0043油气田地面管线和设备涂色规范
SY/T32)钢质储罐外防腐层技术标准
SY/T0407涂装前例材表面处理规范
SY/T7036石油天然气站场管道及设备外防风层技术规范
IS012944-2色凄和清漆防护德体系对钢结构的腐蚀防护第2部分：环境分类(Paints and varnishes-Corrosion protection of steel structures by protective paint systems-Part 2:Classification of environments)
3基本规定
3.1防商层设计方案应遵循安全环保、技术先进、经济适用、施工方便的原则。
3.2防阁层选择应考恩下列因素：
a)管道及设备所在环境的腐蚀性。
b)管道及设备的基材材质、运行工况。
c)工程寿命及经济性。
d)财腐层对基材表面处理的要求
e)防腐层材料的耐候性能、耐化学性能、抗介质渗透性能、机械强度。
f)防高管在施工、运输、装卸、储存、安装以及试压过程中受到的外部影响。
g)财碱层材料及涂敷范工对环境的影响。
3.3采用新材料、新技术、新工艺应经试验验证和鉴定及批准。
3.4防高层施工应在安全、环保条件下，采用规范化的涂敷工艺。
3.5外防腐层材料应具有完整的产品质量证明文件，包括产品质量合格证、经国家计量认证的第三方检测机构出具的检测报告、材料及防腐层质量技术指标和检测方法。
3.6防离层材料应在检验合格后使用，并在使用过程中按标准要求进行抽检。材料在使用前和使用期间严禁受到污染和损坏，应按保存条件分类存故。
4防腐层系统设计
4.1一般规定
4.1.1地面碳钢、低合金钢表面，绝热层下的不锈钢和镀锌钢表面均应涂敷财侧层。
4.1.2铭牌、标志板，标签、法兰密封面不应涂敷防腐层：除非规定，以下表面不宜涂敷防腐层：
a)非保温的被锌层表面。
b)非保温的不锈钢表面。
c)保温层外的铝板、不绣钢板、镀锌钢板。
4.1.3对于奥氏体不锈钢，防腐层中应不含有锌、铅，铜及其化合物，且防腐层固化后不应含有游离的、可溶性氯化物或其他卤化物。
4.1.4架空管道与支撑块（或基墩）接触部位应采取隔离保护带范。
4.1.5管道及设备安装合格后，宜对螺栓、螺帽等构件进行防腐。
4.1.6防腐层底漆、中间漆、面漆颜色应有所区别，非热管道及设备的面漆颜色宜符合SY/T0043的规定。
4.2防高层系统结构
4.2.1大气环境地面管道及设备防腐层可按表1进行选择，存储易挥发性物质的设备外壁宜采用热反射涂料。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY18272015
海底油气输送管道用焊接钢管
通用技术条件
General technical specification of welded pipe for
submarine oil and natural gas transportation pipeline

2015-08-04发布2015一11一01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
本标准规定了海底油气输送管道用焊接钢管的制造工艺及材料、性能、几何尺寸、工艺质量、检
测和标志等技术要求。
本标准适用于材料为碳锰(C-M)钢，采用高频焊(HFW)或直缝埋弧焊(SAWLL)方法
制造的焊接钢管。
本标准同时适用于海底酸性服役条件下的管道和基于应变设计的管道用焊接钢管。
本标准不适用于对接管。
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/T4335低碳钢冷轧薄板铁素体晶粒度测定法
GB/T9445无损检测人员资格鉴定与认证
GB/T9711一2011石油天然气工业管线输送系统用钢管
GB/T13298金属显微组织检验方法
GB/T13299钢的显微组织评定方法
GB/T19001质量管理体系要求
NB/T47013.3承压设备无损检测第3部分：超声检测
SY/T6423.1石油天然气工业钢管无损检测方法第1部分：焊接钢管焊缝缺欠的射线检测
SY/T6423.2石油天然气工业钢管无损检测方法
第2部分：焊接钢管焊缝纵向和/或横向
缺欠的自动超声检测
SY/T6423.3石油天然气工业钢管无损检测方法
第3部分：焊接钢管用钢带/钢板分层缺欠的自动超声检测
SY/T6423.4石油天然气工业钢管无损检测方法第4部分：无缝和焊接钢管分层缺欠的自动超声检测
SY/T6476管线钢管落锤撕裂试验方法

3术语和定义
ISO3183界定的以及下列术语和定义适用于本文件。
3.1
校准calibration
将仪器调整至一已知的基础基准，通常可向国家标准技术机构或相当机构溯源。
3.2
车载量carload
从制管厂发运的一节火车车厢所装载钢管的数量。

3.3
熔炼批heat
一次熔炼工艺一次循环所生产的金属。
3.4
熔炼分析heat analysis
由金属生产方报告的代表一熔炼批钢的化学成分分析。
3.5
标定standardization
调整无损检测仪器至所选的对比标准值。
3.6
名义应变nominal strain
不考虑应变集中系数的总工程应变。
3.7
单次名义应变total nominal strain from a single event
某个事件中，钢管在任意方向上的名义应变之和。
3.8
累计名义塑性应变accumulated norminal plastic strain
制造工艺过程完成后，钢管在任意方向上的名义塑性应变增量之和。
4总则
4.1凡本标准未叙及且适用的条款及内容按DNV OS-F101:2012的规定执行。
4.2本标准的钢管外径为219.1mm~1219mm,钢管钢级为API Spec5L.(第45版)中的L290/
X42~L555/X80钢级，选用的钢管产品等级为PSL2级。
4.3酸性服役条件下的管道和基于应变设计的管道用焊接钢管，除应满足本标准正文要求外，还应
满足附录A的要求。
4.4与任一制造商之间的任何约定将列入购方与该制造商的附加协议中。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY1859-2016
盐穴型储气库钻完井技术规范
Technical specification of drilling completion
for gas storage in salt caverns

2016一01一27发布
2016一04一01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
本标准规定了盐穴储气库钻完井工程设计、施工过程中的基本技术要求。
本标准适用于盐穴储气库钻完井工程设计与施工作业。
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，仅注日期的板本适用于本文
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。
SY/T5412下套管作业规程
SY/T5431井身结构设计方法
SY/T5467套管柱试压规范
SY/T5724套管柱结构与强度设计
SY/T6415油气探井录井资料质量评定与归情项目
SY/T6872套管和油管螺纹连接气密封井口检测系统
Q/SY102.1健康、安全与环境管理体系第1部分：规范
Q/SY1)2.2健康、安全与环境管理体系第2部分：实俺指南
Q/SY12.3健康、安全与环境管理体系第3部分：审核指南
Q/SY153石油天然气钻并作业健康、安全与环境管理导
Q/SY1561枯海型气藏储气库钻完井技术规范
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件，
3.1
盐穴型储气库as storage in salt cavern
利用盐穴储存天然气的地下储气库。
3.2
注采井injection&production well
用于地下储气库注气和采气的井
4钻完并工程基本要求
4.1满足地质任务。
4.2保证周期性注采运行下的并简完整性。
4.3满足储气库寿命30年以上的要求。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY06018.1一2016
油气田地面工程防腐保温设计规范第1部分：埋地管道及设备外防腐层
Specification for anti-corrosion and insulation design of oil and gas field surface engineering-Part 1:Coating for buried piping and equipment
2016-01-27发布2016一04一01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
Q/SY06018的本部分规定了埋地钢质管道及设备外防腐层设计、施工及检验的技术要求。
本部分适用于陆上油气田、滩海陆采油气田和海上油气田陆岸终端地面工程新建及改扩建项目。
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。
GB6514涂装作业安全规程涂漆工艺安全及其通风净化
GB7691涂装作业安全规程安全管理通则
GB7692涂装作业安全规程涂漆前处理工艺安全及其通风净化
GB/T23257埋地钢质管道聚乙烯防腐层
GB/T50087工业企业噪声控制设计规范
GB50369油气长输管道工程施工及验收规范
GBZ1工业企业设计卫生标准
SY/T0315钢质管道熔结环氧粉末外涂层技术规范
SY/T0414钢质管道聚乙烯胶黏带防腐层技术标准
SY/T6854埋地钢质管道液体环氧外防腐层技术标准
SY/T7036石油天然气站场管道及设备外防腐层技术规范
SY/T7041钢质管道聚丙烯防腐层技术规范
3基本规定
3.1防腐层设计方案应遵循安全环保、技术先进、经济适用、施工方便的原则。
3.2选择防腐层时应考虑下列因素：
a)环境类型。
b)输送介质的运行温度。
c)地理位置和自然环境。
d)防腐层在施工、运输、装卸、储存、安装以及试压时的环境温度。
e)原有防腐层的类型以及阴极保护的运行情况。
f)防腐层对钢铁表面的处理要求。
g)经济性。
h)热煨弯管防腐层还应考虑预制能力。
i)补口材料与搭接防腐层应有良好的相容性，应能保证防腐体系在管道服役期的完整性和密封黏结性。
3.3防腐层设计前应调研、勘察管道沿线腐蚀环境，获取可靠的腐蚀基础数据，并考虑防腐层工厂预制、现场施工工艺方法，合理确定防腐层方案及技术要求。
3.4防腐层施工应在安全、环保条件下，采用规范化的涂敷工艺。
3.5外防腐层材料应具有完整的产品质量证明文件，包括产品质量合格证、经国家计量认证的第三方检测机构出具的检测报告、材料及防腐层质量技术指标和检测方法。
36防腐层材料在使用前必须检验，确认合格后方可使用。使用过程中应按标准要求进行抽检。
3.7材料在使用前和使用期间严禁受到污染和损坏，应按保存条件分类存放。
3.8经5年现场试验证明满足腐蚀控制要求的新工艺、新材料、新结构、新技术或在已建的类似管道工程中成功应用的腐蚀控制措施，经论证确认后，可在相应条件下应用。
4防腐层系统设计
4.1防腐层类型及结构
4.1.1埋地管道、设备外防腐层类型及结构应满足工程设计的要求。
4.1.2埋地管道、设备常用外防腐层类型及结构可按照表1进行选择。
4.2站外管道
4.2.1一般要求
4.2.1.1同一条管道的外防腐层类型宜保持一致，以便预制、调运及现场布管。

4.2.1.2防腐层等级选用原则应满足以下要求：
a)应根据管道使用要求、土壤腐蚀性等各种相关环境条件和经济性等确定防腐层等级。
b)在腐蚀环境恶劣或有特殊要求的情况下，可适当增加防腐层厚度或提高防腐层等级。
c)特殊地段的管道防腐层宜比其他地段高一个等级，特殊地段一般包括下列情况：
1)有特殊机械性能要求、不便施工或不易维护的特殊地段，包括河流大、中型穿越段，隧道穿越，穿越等级公路，铁路及大型构筑物，山区石方段等。
2)现有人口稠密的四类地区、环境墩感区、高后果区。
3)确定的交、直流干扰段。
4.2.1.3定向钻穿越段管道防腐层应满足以下要求：
a)软土层、砂层或软性岩土（如页岩、泥岩）穿越时，宜与线路管道主体防腐层类型保持一致。
b)硬岩等其他不良地质条件地层穿越时，宜采取适当措施增加防腐层系统中的一种或多种材料的厚度，或增加防护层。
4.2.2热煨弯管防腐层
4.2.2.1热煨弯管口径较大、数量较多时，宜采用工厂预制防腐层。
4.2.2.2热限弯管口径小、数量少时，可采用手工施工防腐层。
4.2.3冷弯管防腐层
4.2.3.1三层结构聚乙烯防腐层冷弯管应采用先预制防腐层，后集中弯制的方式，冷弯管防腐层温度类型和等级应与直管一致。
4.2.3.2单层或双层熔结环氧粉末防腐层冷弯管宜采用三层结构聚乙烯防腐管弯制，经过试验验证合格后也可直接采用熔结环氧粉末防腐管弯制。
4.2.4补口、补伤
4.2.4.1应根据管道主体防腐层材料类型和管道使用要求、环境条件、施工条件及经济性等方面的要求，选用相应的防腐层补口材料，防腐层补口及补伤材料应与主体防腐层相容。

Q/SY
中国石油天然气集团有限公司企业标准
Q/SY06005.6-2019
油气田地面工程天然气处理设备布置及管道设计规范第6部分：管道材料
Specification for natural gas processing equipment layout and pipe design of oil and gas field surface engineering-Part 6:Piping material
2019一11-26发布2020-03-01实施
中国石油天然气集团有限公司发布

1范围
Q/SY06005的本部分规定了油气田地面工程天然气处理厂内管道材料的设计及选用。
本部分适用于陆上油气田、滩海陆采油气田和海上油气田陆上终端新建及改扩建工程。
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。
GBT567爆破片安全装置
GB5908石油储罐阻火器
GB8624建筑材料及制品燃烧性能分级
GB/T12224钢制阀门一般要求
GB/T12459钢制对焊管件类型与参数
GB/T1271660°密封管螺纹
GBT13347石油气体管道阻火器
GB/T13401钢制对焊管件技术规范
GB/T14382管道用三通过滤器
GB/T14383锻制承插焊和螺纹管件
GBT14566爆破片型式与参数
GBT17393覆盖奥氏体不锈钢用绝热材料规范
GB/T20801压力管道规范工业管道
GBT28708管道工程用无缝及焊接钢管尺寸选用规定
GBT29168石油天然气工业管道输送系统用感应加热弯管、管件和法兰
GB/T34903石油、石化与天然气工业与油气开采相关介质接触的非金属材料
GB50264工业设备及管道绝热工程设计规范
GB50316工业金属管道设计规范
HG/T20592一20635钢制管法兰、垫片、紧固件
HG/T21637化工管道过滤器
NB/T47014承压设备焊接工艺评定
SH/T3059一2012石油化工管道设计器材选用规范
SH/T3411石油化工泵用过滤器选用、检验及验收规范
SH/T3413石油化工石油气管道阻火器选用、检验及验收
SY/T 0452石油天然气金属管道焊接工艺评定
SYT0599天然气地面设施抗硫化物应力开裂和抗应力腐蚀开裂的金属材料技术规范

SYT0609优质钢制对焊管件规范
SYT7036石油天然气站场管道及设备外防腐层技术规范
TSGD0001压力管道安全技术监察规程工业管道
ISOI5156石油和天然气工业油气开采中用于H,S环境的材料(Petroleum and natural gas industries-Materials for use in H S-containing environments in oil and gas production)
ASME B31.3工艺管道(Process piping)
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
管道组成件piping components
用于连接或装配成承载压力且密闭的管道系统的元件，包括管子、管件、法兰，密封件、紧固件、阁门及管道特殊件等。
3.2
管道特殊件piping special items
按工程设计条件特殊制造的管道组成件，包括膨胀节、补偿器、特殊阀门（疏水阀、安全阀、取样阀等)、爆破片、阻火器、过滤器、视镜、消音器、挠性接头及软管等。
3.3
管表号schedule number
管子壁厚系列的数值代号。
3.4
酸性环境sour service
暴露于含有硫化氢并能够引起材料按S015156所描述的机理开裂的油气田环境，
3.5
物资码commodity code
确定工程材料类别和材料属性特征的代码，具有相同属性特征的同一类材料具有唯一的代码，简称CC码。
3.6
标识码identification code
确定工程材料类别，属性特征和规格或尺寸的代码，同一种规格或尺寸的材料具有唯一的代玛，简称D码。
4设计与计算
4.1一般规定
4.1.1管道材料的设计和选用应符合TSGD0001,GB50316、GB/T20801或ASME B31.3等标准规范的规定。
4.1.2按照GBT20801,GBS0316等标准规范进行设计和选用的管道组成件，应满足现行国家，行业标准的相关要求。按照ASME B31.3等标准规范进行设计和选用的管道组成件，应满足ASTM,ASME,API,MSS等标准的要求。
4.1.3管道级别应依据管道输送介质的设计压力、设计祖度，介质毒性、腐蚀性和火灾危险性划分：介质毒性、膚蚀性和火灾危险性划分应按照TSGD0001的要求执行。
4.1.4管道组成件的压力温度设计及选用应满足相应标准规范的要求。
4.2管道承压计算
4.2.1同一管道等级的管子壁厚应以该等级中设计压力和设计温度相偶合时最苛刻条件下某一条管道的压力和温度条件进行计算。
4.2.2管道元件承压能力及开孔补强等应根据GB50316、GBT2001成ASME B31.3的要求进行计算。
4.2.3DN40及以下用于输送易感易爆及有毒介质的管道，碳钢及低合金钢管子最小壁厚不应低于Sch0,不锈钢等高合金钢管子最小壁厚不应低于Sch40s。
4.2.4钢管外径与壁厚之比不宜大于100.
4.2.5对于冲蚀较严重的工况，在进行承压计算时，应考虑冲蚀工况对壁厚的影响
4.2.6管道的腐蚀裕量应根据设计寿命、腐蚀工况、防腐措施等综合考虑。无特殊规定时，商蚀裕量应按如下取值：
a)输送工艺介质、燕汽、蒸汽冷凝液等用于非酸性环境的碳钢和C一Mo合金钢管道腐蚀裕量宜为1.0mm~2.0mm，当介质中含有HS,C02或其他商蚀介质导致腐蚀情况较严重时，宜取3.0mm。
b)镀锌碳钢管道、奥氏体不锈钢、双相不锈钢和耐蚀合金管道不应计腐蚀裕量。
4.3管道连接
4.3.1金属管道的连接方式应符合GB50316、GBT20801或ASME B313的规定，并根据元件类型和工况条件选用承插焊、螺纹、法兰或对焊连接。
4.3.2下列场合不应选用承插焊连接：
a)DN50及以上管道。
b)极度危害或高度危害介质。
c)振动、疲劳、剧烈循环工况
d)酸性环境。
e)可能发生缝隙腐蚀或严重冲蚀的管道。
f)介质易聚合工况。
g)有其他要求必须采用对焊连接的管道。
4.3.3下列场合不应选用螺纹连接：
a)DN50及以上管道。
b)埋地管道。
c)可能发生缝隙腐蚀或严重冲蚀的管道。
d)剧烈循环工况。
e)有其他要求不能使用螺纹连接的管道。
4.3.4支管连接应符合下列规定：
a)宜选用标准三通。
b)小口径支管应根据需要选用三通、半管接头或支管台。
c)GC1类流体及剧烈循环工况，禁止使用管对管的开孔焊接方式，且不宜采用补强板连接方式。
d)当支管台口径大于等于DN200时，可选用标准三通加大小头的方式。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY1860-2016
盐穴型储气库井筒及盐穴密封性
检测技术规范
Technical specification for mechanical integrity testing of wellbore and salt cavern for gas storage

2016-01-27发布2016-04-01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
本标准规定了盐穴型储气库井筒及盐穴的密封性检测通则、仪表和设备、检测技术要求、评价方
法及标准、安全要求、资料录取内容及格式
本标准适用于盐穴型储气库并筒及盐穴的密封性检测设计及施工。
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，仪注日圳的版本适用于本文
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/T22513石油天然气工业钻井和采油设备井口装置和采油树
SY/T5587.9常规修井作业规程第9部分：换井口装置
SY/T6543.2欠平衡钻井技术规范第2部分：气相
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件
3.1
气体泄漏率the leakage rate of gas
密封检测过程中单位时间内的气体漏失量。
4通则
4.1检测目的
检测井口装置、已固套管并简及盐穴的密封性。
4.2检测介质
检测气体介质应为氯气，
4.3最大检测压力
检测期问生产套管鞋处所承受的压力，应为储气库运行设计上限压力的1,1倍，但不超过套管最
小内屈服压力的80%，
4.4检测适用情况
4.4.1盐穴建造开始前，应对井筒进行密封性检测。并简密封性检测原理图参见图A.1。
4.4.2盐穴建造完成后，应对井简及盐穴进行密封性检测。盐穴密封性检测原理图参见图A.2。
4.4.3首次注气排肉前，应对注采气井口装置、井简及盐穴进行密封性检测。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY06005.5-2016
油气田地面工程天然气处理设备布置及管道设计规范第5部分：管道柔性
Specification for natural gas processing equipment layout and pipe design of oil and gas field surface engineering-Part 5:Piping flexibility
2016一01一27发布2016一04一01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
Q/SY06005的本部分规定了管道柔性设计的一般要求、计算参数的确定、设计方法的确定及评定准则。
本部分适用于陆上油气田、滩海陆采油气田和海上油气田陆岸终端地面工程新建及改扩建项目，不适用于长输管道、加热炉炉管和设备内部管道的柔性设计。
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。
GB50009建筑结构荷载规范
GB50011建筑抗震设计规范
GB50316工业金属管道设计规范
API RP520压力泄放装置的尺寸确定、选型和安装(Sizing,selection and installation of pressure-relieving devices)
API Std61O石油、石化和天然气工业用离心泵(Centrifugal pumps for petroleum,petrochemical and natural gas industry)
API Std617轴流、离心压缩机及膨胀机一压缩机(Axia）and centrifugal compressors and expander-compressors)
API Std661石油、化学和气体工业用空冷器(Petroleum,petrochemical and natural gas industries-air-cooled heat exchangers)
ASME B31.3工艺管道Process piping
NEMA SM23机械驱动用汽轮机(Steam turbines for mechanical drive service)
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
静力分析static analysis
在静力荷载的作用下对管道进行力学分析，并进行相应的安全评定，使之满足标准规范要求。
3.2
动力分析danamic analysis
往复压缩机和往复泵管道的振动分析、管道的地震分析、水锤和冲击荷载作用下管道的振动分析。
3.3
一次应力primary stress

由于压力、重力和其他外力荷载的作用所产生的应力。
3.4
二次应力secondary stress
由于热胀，冷缩、端点位移等位移荷载的作用所产生的应力。
3.5
应力增大系数stress intensification factor
受弯矩的作用，在非直管的组成件中，产生疲劳损坏的最大弯曲应力与承受相同弯矩、相同直径及厚度的直管产生栽劳损环的最大弯曲应力的比值。因弯矩与管道组成件所在平面不同，有平面内及平面外的应力增大系数。
3.6
柔性系数flexibility factor
表示管道元件在承受力矩时，相对于直管面言其柔性增加的程度。即在管道元件中由给定的力矩产生的每单位长度元件的角变形与相同直径及厚度的直管受同样力矩产生的角变形的比值。
3.7
附加位移externally imposed displacement
所计算管系的增点处因设备或其他连接管的热账冷缩或其他位移附加给计算管系的位移量。
3.8
循环当量数cyclic equivalent numher
管道系统在顶期的寿命期明内全位移循环的当量数。
4一般规定
4.1管道柔性设计应保证整个管道系统在各种工况条件下具有足够的柔性，防止管道因热胀冷缩、端点附加位移和管道支吊架设置不当等原因造成以下问题：
a)管道一次应力过大引起管道塑性变形。
b)管道二次应力过大引起管道被劳葭坏。
c)管道连接处产生泄漏。
d)管道推力或力矩过大，使与其相连的设备管口产生过大的应力和变形，影响设备正常运行。
e)管道推力或力矩过大引起管道支吊架破坏。
4.2在管道柔性设计中，除考虑管道本身的热胀冷缩外，还应考虑下列管道端点的附加位移：
a)静设备热张冷缩时对连接管道施加的附加位移。
b)转动设备热账冷第在连接管口处产生的附加位移。
c)几台设备互为备用时，不操作管道对操作管道的影响。
d)储罐等设备基础沉降在连接设备管口处产生的附加位移。
e)不和主管一起分析的支管，应将分支点的位移作为支管蜡点的附加位移。
4.3管道柔性设计中，不仅应考形正常操作工况，还应考虑蒸汽吹扫、开车、停车、两相流、安全到泄故、事故放空、交变操作等工况。
4.4管道柔性设计计算应考虑以下重量荷载：
a)管道及其元件的自重。
b)管道输送的介质的重量。
c)保祖（保冷）材料重量《含防护层)。
d)水压试验或管路清洗时的介质重量。
e)管道或管道隔热层外表面温度小于20℃的室外管道受到的雪荷载。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY06005.4-2016
油气田地面工程天然气处理设备布置及管道设计规范第4部分：管道布置
Specification for natural gas processing equipment layout and pipe design of oil and gas field surface engineering-Part 4:Piping layout
2016-01一27发布2016-04-01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
Q/SY06005的本部分规定了天然气处理管道、阀门、管件、管道上仪表以及管道支吊架等的通用设计要求。
本部分适用于陆上油气田、滩海陆采油气田和海上油气田陆岸终端新建及改扩建项目。
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/T2624用安装在圆形载面管道中的差压装置测量满管流体流量
GBZ230一2010职业性接毒物危害程度分级
API Std610石油、石化和天然气工业用离心泵
API Std617石油、化学和气体工业用离心压缩机
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
管道piping
由管道组成件、管道支吊架等组成，用以输送、分配、混合、分离、排放、计量或控制流体流动。
3.2
管道布置piping layout
遵守设计标准、规范和规定，将机械设备按照工艺流程，通过管道进行连接的布置设计，满足安全、生产、操作及维修要求。
3.3
管件pipe fitting5
用于直接连接、转弯、分支、变径以及用作端部等管道系统中的零部件，包括弯头、三通、四通、异径管接头、管子、内外螺纹接头、活接头、快速接头、螺纹短节、加强管接头、管堵、管帽、盲板等（不包括阀门、法兰、紧固件）。
3.4
极度危害介质extreme hazardous medium
GBZ230一2010中职业接触毒物危害程度达到THI≥65的介质。
3.5
高度危害介质highly hazardous medium
GBZ230一2010中职业接触毒物危害程度达到50THI<65的介质。

3.6
减压阀reduction valve
通过调节，将进口压力诚至某一需要的出口压力，并依靠介质本身的能量，使出口压力自动保持稳定的阀门。
4一般规定
4.1管道布置的一般要求
4.1.1管道布置设计应符合工艺管道仪表流程图（包括P&D和U&D)的要求
4.1.2管道布置应统筹规划，做到安全可靠、操作和检修方便、经济合理、整齐美观，满足施工等方面的要求。
4.1.3厂区内系统管道的敷设应与厂区内的装置（单元）、道路、建筑物、构筑物等协调，避免管道包围装置（单元），应或少管道与铁路、道路的交叉。
4.1.4在确定进出装置管道的方位与度设方式时，应做到内外协调
4.1.5对于需要分期施工的工程，其管道的布置设计应统一规划，力求做到施工、生产、维修互不影响。
4.1.6永久性的工艺、热力管道不宜穿越工厂扩建用地。
4.1.7管道布置不应妨碍设备、机泵及其内部构件的安装、检修和消防车辆的通行。
4.1.8全厂性埋地管道敷设应有坡度，可与地面坡度一致。管道的最小坡度宜为2%。管道变坡点宜设在转弯处或固定点附近。
4.1.9管道布置应整齐有序，宜横平竖直，成组成排，便于支撑。整个装置的管道、纵向与横向标高应错开，宜改变方向同时改变标高，但特殊情况或条件允许时也可平拐。
4.1.10管道布置宜做到“步步高”或“步步低”，减少气袋或液袋。如不能避免时，应根据操作、检修要求设置放空、放净，管道布置应避免盲端。
4.1.11管道宜集中成排布置，地上的管道应敷设在管架或管墩上。沿地面敷设的管道，穿越人行通道时，应设置跨越桥：如确有需要可埋地或在管沟内敷设。
4.1.12在管架、管墩上布置管道时，宜使管架或管墩所受的垂直荷载、水平荷载均衡。
4.1.13管道布置不应妨碍设备、机泵及其内部构件的安装、检修。
4.1.14管道布置应满足仪表元件对配管的要求。
4.1.15管道布置应使管道系统具有必要的柔性。宜利用管道的自然形状达到自然补偿。在保证管道柔性及管道对设备、机泵管口作用力和力矩不超出允许值的情况下，应使管道最短，组成件最少，并尽量减少焊缝。
4.1.16管道布置和支撑点设置应同时考虑。支撑应可靠，避免管道与支撑件脱离而导致管道扭曲、下垂或主管不垂直现象。
4.1.17气液两相流的管道由一路分为两路或多路时，管道布置宜对称布置或满足管道及仪表流程图的要求。
4.1.18管道除与阀门、仪表、设备等需要用法兰或螺纹连接者外，宜采用焊接连接。下列情况应考虑法兰、螺纹或其他可拆卸连接：
a)因检修、清洗、吹扫需拆卸的场合。
b)村里管道或夹套管道。
c)管道由两段异种材料组成且不宜用焊接连接者。

4.1.19法兰的位置应避免位于人行通道或机泵上方。输送腐蚀性介质管道、有毒介质及高压管道上的法兰宜设安全防护。
4.1.20异径管件应紧靠需要变径的位置，以使布置紧凑、节约管材和诚少焊缝。
4.1.21气体和蒸汽管道的支管应从主管上方引出或汇人。
4.1.22管道布置时，管道焊缝的设置应符合下列要求：
a)直管段上两对接焊口中心面间的距离，公称直径小于DN150mm的管道，焊缝间距不应小于管子外径，且大于或等于50mm;公称直径大于或等于DN150mm的管道，焊缝间距要求大于或等于150mm。
b)管道焊缝距离弯管起弯点不得小于100mm,且不得小于管子外径。
c)管道焊缝距离支管或管接头的开孔边缘大于或等于50mm,且不应小于孔径。
d)管道环焊缝距支、吊架净距不应小于50mm,需热处理的焊缝距支、吊架净距不得小于煤缝宽度的5倍，且不得小于100mm。
4.1.23管道穿过建筑物的楼板、房顶或墙面时应加套管，套管与管道间的空隙应密封。套管的直径应大于管道隔热层的外径，并不得影响管道移动。管道上的焊缝不应在套管内，并距套管端部不宜小于150mm。套管应高出楼板或屋顶面50mm,管道穿过屋顶时应设防雨罩，管道不应穿过防火墙或防爆墙。
4.1.24对于跨越、穿越厂区内道路的管道，在其跨越段或穿越段上不得装设阀门、金属被纹管补偿器和法兰、螺纹接头等管道组成件。
4.1.25可燃气体、液化烃、可燃液体的管道，不得穿过与其无关的建筑物。可燃气体、液化烃、可燃液体的采样管道，不得引入化验室。
4.1.26工艺和公用工程管道共架多层敷设时，介质操作温度大于或等于250℃的管道宜布置在上层；必须布置在下层的介质操作温度大于或等于250℃的管道，应布置在外侧，靠近管柱，便于设置“Ⅱ”型弯，但不应与液化烃管道相邻。
4.1.27输送介质对距离、角度、高度等有特殊要求的管道以及大直径管道的布置应符合设备布置的设计要求。
4.1.28有热位移的埋地管道，在管道强度允许的条件下可设置挡嫩，否则宜采取热补偿措施。
4.1.29公用工程服务站应根据需要设置，站内可包括蒸汽、新鲜水、非净化空气和氮气，其服务半径的范围宜为15000mm-20mm。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY06005.3-2016
油气田地面工程天然气处理设备布置及管道设计规范第3部分：管径确定
Specification for natural gas processing equipment layout and pipe design of oil and gas field surface engineering-Part 3:Determination of pipe diameter
2016-01-27发布2016-04一01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
Q/SY06005的本部分规定了油气田地面工程天然气处理厂内管道的管径选择方法。
本部分适用于陆上油气田、滩海陆采油气田和海上油气田陆岸终端新建及改扩建项目。
本部分不适用于长距离输送管道、非牛顿型流体（剪应力与剪变率之比不是常数的流体）和固体粒子气流输送管道设计。
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。
SH/T3035石油化工企业工艺装置管径选择导则
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
可压缩流体与不可压缩流体compressible fluid and incompressible fluid
比容随压力的变化而不同的流体为可压缩流体：比容不随压力变化而变化的流体，或比容虽有变化但变化很小的流体称为不可压缩流体。
3.2
泄放管道relieving pipeline
流体排人泄放系统的管道。
3.3
管道系统pipeline system
单独一组设计条件的管道。
3.4
管道附件pipeline fitting
阀门、管件和流量计等能产生阻力降的附件。
3.5
饱和液体saturated liquid
气液两项处在平衡状态下的液体。
3.6
等温流动isothermal flow
在流动过程中流体温度不变的流动。
3.7
绝热流动adiabaticow

流体在和外界没有热交换下的流动。
3.8
流型flow pattern
气液两相流在水平管道或垂直管道中流动的型态。
3.9
块状流slug flow
块状流是气液两相的流型之一，它是气液流量相对增加，气相流速较液相流速增大，而由其他流型发展成的。
4一般规定
4.1管径应满足工艺生产条件对管道的要求。
4.2不同流体按其性质、状态和操作要求的不同，应选用不同的流速，流速应位于根据介质的特性所确定的安全流速的范围内并应满足噪声控制的要求。
4.3在确定管径时，宜综合权衡投资和操作费用两种因素，取其最佳值。
4.4管径初选后，应在已确定的工艺条件及物料性质的基础上，按不同流动情况进行水力学计算核定管径。
4.5常用流体流速参见附录A。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY06005.2-2016
油气田地面工程天然气处理设备布置及管道设计规范第2部分：设备布置
Specification for natural gas processing equipment layout and pipe design of oil and gas field surface engineering-Part 2:Equipment layout
2016-01-27发布2016一04一01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
Q/SY06005的本部分规定了天然气处理常用设备（包括塔类、容器类、反应器、换热器、重沸器、空冷器、加热炉、泵、压缩机等)布置设计的要求。
本部分适用于陆上油气田、滩海陆采油气田和海上油气田陆岸终端新建及改扩建项目。
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。
GB16297大气污染物综合排放标准
GB50183石油天然气工程设计防火规范
SH3011石油化工工艺装置布置设计规范
3一般规定
3.1基本要求
3.1.1设备布置应满足工艺流程的要求，应满足安全生产、方便操作、检修和施工的要求。
3.1.2设备布置应满足国家和当地环境保护、消防政策及法规的要求。
3.1.3设备布置应满足工厂总图布置的要求。
3.1.4设备布置应合理用地、减少能耗，力求经济合理考虑预留地。
3.2适应地区的自然条件
3.2.1装置的布置应考虑不同地区的地理位置和气候条件，根据自然条件确定设备与建筑物、构筑物的相对位置。
3.2.2装置内设备、建筑物和构筑物的布置应符合下列原则：
a)根据全年频率风向条件确定设备与建筑物的相对位置。
b)受工艺特点或自然条件限制的设备可布置在建筑物内。
c)根据装置竖向布置确定装置地而相对标高与绝对标高的关系。
d)根据地质条件，合理布置荷载大和有振动的设备。
e）设备、建筑物和构筑物宜布置在同一地平面上。当受到地形限制时，应将控制室、机柜间、变配电所、化验室和办公室等布置在较高的地平面上；工艺设备和装置储罐等宜布置在较低的地平面上。
3.3满足工艺设计的要求
3.3.1设备应按工艺流程顺序和同类设备适当集中相结合的原则进行布置。
3.3.2工艺过程对温度变化、压降等有特殊要求的相关设备，宜靠近布置。

3.3.3分馏塔塔顶冷凝器、塔底重沸器与分馏塔，压缩机的分液罐、缓冲罐、中间冷却器等与压缩机，以及其他与主体设备密切相关的设备，可直接连接或靠近布置。
3.3.4输送介质对距离、角度、高差等有特殊要求的管道以及高温、大管径管道的布置，应在设备布置时统筹规划。
3.4安全的要求
3.4.1设备与建筑物、构筑物布置的防火间距应符合GB50183的有关规定。
3.4.2产生有害气体、粉尘、悲臭物料和放射性物质的设备，宜远离人员集中的场所布置，并应符合环境保护的要求。
3.4.3设备宜露天或半露天布置。
3.5施工要求
装置设备布置应考虑设备的可施工性，如吊装主要设备和现场组装大型设备需要的场地、空间和通道等。
3.6操作要求
3.6.1每台设备周围应有操作空间。
3.6.2在需要操作和维修的场所应设置平台和梯子；操作频繁的平台的梯子应采用斜梯。
3.7检修的要求
3.7.1设备布置不仅应考虑安全通道和出人口，还应考虑便于操作和雏修.
3.7.2需要检修的设备应考虑设备及其内件所需的检修空间。
3.7.3管架上的空冷器两侧布置设备时，应在设备之间设置必要的检修场地来满足吊车吊装空冷器的要求。
3.7.4塔应有必要的塔内件、仪表和阀门及其部件等的检修空问。
3.7.5含有分子筛、吸附剂、催化剂等的设备应有装卸催化剂所需的空间
3.7.6换热器应有换热器抽管束所需的空间。
3.7.7加热炉应有加热炉管的轴芯和清洗空间。
3.7.8大型电机应考虑检修通道，压缩机组若设压缩机房时，应按机组的最大检修部件设置吊装孔和选用吊车，吊装孔应通向检修道路。
4管廊布置
4.1管廊可以布置成单层或多层，最下一层的净空应按接管廊下的设备高度、设备连接管道的高度和操作、检修通道要求的高度确定。
4.2多层管廊的间距应根据管径大小和管廊结构确定；当管廊改变方向或两管廊成直角相交时，管廊宜错层布置，错层高度应根据管径大小和管廊结构确定。
4.3管廊下作为消防通道时，管廊至地而的最小净高不应小于5000mm。当管廊有桁架时，管廊的净高应按桁架底高计算。
4.4管廊的宽度应符合下列要求：
a)管道的数量及其间距。
b)架空敷设的仪表引线和电力电缆的槽架所需的宽度。
c)管廊上预留管道所需的宽度为10%30%)管架上布置空冷器时，空冷器构架支柱的尺寸。
d)管架下布置泵时，泵底板尺寸及泵所需要操作和检修通道的宽度。
4.5管廊的柱距应满足大多数管道的跨距要求，宜为6(0)mm。
4.6管廊的布置应满足道路和消防的需要，以及与地下管道、电缆沟、建筑物、构筑物等的间距要求，并应避开设备的检修场地。
4.7主管廊的布置除应符合上述要求外，还应符合下列要求：
a)主管廊在装置内应处于能联系尽量多的设备的位置，并且与总平面布置风格基本一致。
b)设备宜集中布置在主管廊两划。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY1861-2016
岩样成像录井技术规范
Technical specification of mud logging for rock sample imaging

2016一01一27发布2016-04一01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
本标准规定了岩样成像录并技术采集、处理及存档要求。
本标准适用于岩心，岩屑、并壁取心图像采集分析与资料处理工作。
2仪器设备技术要求
2.1岩心、并壁取心
2.1.1图像分辨率不小于150DP1
2.1.2颜色质量不小于24位真彩色。
2.1.3圆周成像：直径20mm~180mm,长度0mm~1200mm.
2.1.4平面成像：宽度20mm~300mm,长度0mm~1200mm.
2.2岩屑
2.2.1图像分辨率不小于30万像素。
2.2.2放大倍数不小于7倍.
2.2.3有效视域不小于50mm2。
3工作条件
3.1电源
3.1.1工作电压(AC):220V±10V.
3.1.2工作顿率：50Hx±5Hz.
3.2环境
3.2.1温度：5℃40℃.
3.2.2混度：5%一90%
3.2.3条件：防尘，避免阳光直射，水平摆放，荧光校正在暗室进行。
4样品要求
4.1岩心
4.1.1岩心表面应清洁、干燥。
4.1,2岩心应无倒乱、错位与丢失
4.1.3岩心按断面拼接，缺失部位应进行标识，酸碎部分按精述长度堆故在相应位置。

Q/SY
中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY06005.1-2016
油气田地面工程天然气处理设备布置及管道设计规范第1部分：通则
Specification for natural gas processing equipment layout and pipe design of oil and gas field surface engineering-Part 1:General
2016-01一27发布2016-04一01实施
中国石油天然气集团公司发布

1范围
Q/SY06005的本部分规定了设备布置及管道设计中的主要设计原则和一般性要求，包括了管道设计压力、设计温度、排气与排液等内容。
本部分适用于陆上油气田、滩海陆采油气田和海上油气田陆岸终端新建及改扩建项目。
2管道设计压力的确定
2.1管道设计压力不应低于管道的最高操作压力。
2.2装有压力泄放装置的管道，其设计压力不应低于安全泄放装置的开启压力（或爆破压力）。
2.3除非设有安全泄放装置，否则所有与设备连接的管道，其设计压力不应低于所连接设备的设计压力。
2.4真空管道的设计压力应按外压考虑。
2.5输送制冷剂、液化烃等气化温度低的流体的管道，设计压力不应小于阀被关闭或流体不流动时在最高环境温度下气化所能达到的最高压力。
2.6与未设安全阀的设备相连的压力管道，设计压力不应低于设备设计压力加上静压头。
2.7泵入口管道的设计压力，不应低于吸人设备的设计压力加上人口管道静压头。
2.8无安全泄压装置的离心泵出口与第一个带安全阀的设备间管道，设计压力不应低于泵出口最高操作压力。
2.9往复泵出口管道的设计压力，不应低于泵出口安全阀开启压力。
2.10压缩机排出管道的设计压力，不应低于安全阀开启压力加上流体从压缩机出口至安全阀处的压力降。
2.11常温下输送混合液化经管道的设计压力除考虑操作中压力源的压力外，还应考虑静止时液化烃的饱和蒸气压。管道设计压力不应低于50℃的混合液化烃的饱和蒸汽压；若无实际组分数据或不做组分分析，其管道设计压力不应低于表1规定的压力。

3管道设计温度
3.1管道的设计温度应为管道在运行时压力和温度相偶合的最苛刻条件下的温度。
3.2应以传热计算或实测得出的正常工作过程中介质的最高（或最低）工作温度下的管道壁温作为设计温度。
3.3在不易进行传热计算或介质为危险品不便实测管壁温度的情况下，应以正常工作过程中介质的最高（或最低）工作温度作为管道的设计温度。
3.4管道的设计温度应包括开工、停工等各种操作过程中管道所能达到的极限温度（最高或最低温度)。
3.5不保温管道设计温度应符合以下要求：
a)介质温度为0℃一65℃时，管道设计温度可取最高介质温度。
b)介质温度大于65℃时，管道的设计温度不应低于介质最高温度的95%。
3.6外部保温管道除了经过计算、试验或根据测量所得的操作数据可以选取其他温度外，管道的设计温度应取介质的最高温度。
3.7内部保温管道（用绝热材料衬里）的设计温度应由经传热计算的管壁温度或实测的管壁温度来确定。
3.8安装在环境温度高于介质最高温度的环境中的管道（已采取防护措施除外），管道设计温度应取环境温度。
3.9带夹套的管道应取伴热介质温度为设计温度；带外伴热的管道应取伴热介质温度作为设计温度，如果伴热介质为过热蒸汽时，伴热介质温度可取相应压力下蒸汽的饱和温度。
3.10安全泄压管道的设计温度应取泄压排放时可能出现的最高或最低温度。
3.11要求吹扫的管道设计温度应由设计人员根据具体条件确定。当吹扫介质的工作压力和（或）工作温度比设计条件苛刻时，在管道表中还应注明吹扫介质的工作压力和工作温度。
3.12管壁与介质直接接触，且有外保温（或保冷）时的设计温度，应按表3选取。

3.13当操作压力和相应的操作温度有各种不同工况或周期性的变动时，应详细列出各种工况数据。

3.14确定管道的设计压力、设计温度时，除考虑正常操作工况外，还应考虑开工、停工工况、改变进料工况和预期实际操作可能波动的工况等。
3.15最高工作压力、最高（或最低）工作温度不同时出现在一种工况时，不应把所有的苛刻条件组合在一起来确定设计条件。
3.16凡介质骤然气化会造成急剧降温的管道，应取可能达到的最低温度作为设计温度。如果因此导致材料升级，可采取局部伴热的措施，并在管道流程中注明最小伴热长度从而提高设计温度，避免材料升级。
3.17管道中的“盲肠”、放空、排凝部分，当其预计最低温度是冬季最低环境温度时，应核对按照主管道所选的管道等级能否符合最低环境温度的要求：否侧应修改管道等级或采取局部伴热的措施。
3.18当一根管路中切断阀两侧的管道等级不同时，该切断阀应按较高等级来选取：如果阀门远离高温集合管（或设备）而在较低温度下操作时，阀门可按较低等级来选取。但阀门及其配对法兰应能承受阀门两侧管道的水压试验。
4管道排气与排液
4.1有特殊需要的管道应设置排气管，供处理事故、停工吹扫和开工排气之用。排气管最小尺寸按表4选用。4.2管道排放大气的气体应确保环保和安全要求，否则应集中回收或排放火炬。
4.3自采样、溢流、事故及管道低点排出的有毒、可燃物料，应进人密闭的收集系统或其他收集设施，不得就地排放和排人排水系统，排液管尺寸按表4选用。
4.4装置内应根据生产实际需要设收集罐，用以收集各取样点、低点排液等少量液体介质，并以自流、间断用惰性气体压送或泵送等方式送至相应系统。装置因事故或正常停工后，应尽量通过正常操作管道将装置内物料送往相应罐区。
4.5调节阀与上游切断阀之间应设排液管。
4.6排放温度较高的污水必须经过换热或冷却后，才能排入污水管，最高排放温度不得超过60℃。
4.7大直径的管道不易吹扫干净，应加低点排液管。
4.8排气和排液管道上一般采用闸阀。直接通往大气的可燃、有毒介质的放空管的排气和排液阀，不允许采用软密封的球阀、旋塞阀和蝶阀，以防止在火灾工况下阀的软密封烧融，造成更大的泄漏。
4.9若在40℃的条件下，系统内介质的饱和蒸汽压大于0.5MPa,该系统的排气和排液管道上应采用双阀。
4.10排气阀、排液阀及管件设置要求见表5。