问题专业：安装

所属地区：山东

提问日期：2022-03-25 16:59:37

提问网友：苹果就是梨

解答网友：雪莲

需要穿配管

答疑：布置网线超六类的在哪个管线里进行布置-辽宁

问题专业：安装

所属地区：辽宁

提问日期：2022-03-25 16:58:32

提问网友：孙勇

解答网友：蓝无界--高永明VX1810289900

电线导管就可以

问题专业：土建 审核

所属地区：河南

提问日期：2022-03-25 16:58:06

提问网友：33

2022-03-25 16:58:29 补充

仅安装

解答网友：郭卫科

15-20元/m，仅供参考；

答疑：导进图纸建筑图，平面图中楼梯不见了，应该如何弄回来？-广东

问题专业：土建 土建计量GTJ

所属地区：广东

提问日期：2022-03-25 16:57:41

提问网友：K

解答网友：

可以把图纸转成T3后在导进来试一试

答疑：这个应该标在原位标注的哪里呢-河南

问题专业：土建

所属地区：河南

提问日期：2022-03-25 16:56:33

提问网友：y

解答网友：xagcc

原位标注中的起点、重点顶标高位置

ICS75.180.10
CCS E 92 SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T7655—2021
石油天然气钻采设备
海洋钻井平台的电缆集成设计和安装
Petroleum drilling and production equipment-Integrated design and installation of cables

2021一11一16发布2022一02一16实施
国家能源局发布

1范围
本文件规定了石油天然气钻采设备海洋钻井平台的电缆集成设计和安装环节电缆贯通与密封、保护接地线连接、电气陋装件和电缆标识要求。
本文件适用于新建海洋钻井平台钻井设备之间的电缆集成设计和安装。海洋修井平台可参照执行。
2规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件，不注日期的引用文件，其最新版（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T4208—2017外壳防护等级(P代码)
SYT6671一2017石油设施电气设备场所I级0区、1区和2区的分类推荐作法
EC61892-3:2019移动式及固定式近海装置电气设施第3部分：设备(Mobile and fixed
offshore units-Electrical installations-Part 3 Equipment
CCS海上移动平台人级规范(2020版)
CCS钢质海船人级规范(2018版
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
工作接地working earthing
为满足海洋钻井平台动力系统和电气设施工作特性的需要而设置的接地。
3.1.2
保护接地protective earthing
为确保在任何时候均能即时释放电能而不发生危险的与海洋钻井平台设施的金属结构的整体或平台的外壳、配电装置的构架等的连接。

4总则
4.1资料
电缆集成设计前应熟悉如下资料：
a)电气设备布置图：
b)电气系统图；
c)防爆区域划分图；
d)防火区城和水密区城的划分图
c)结构图，
f)支撑晒装件和贯通装件资料；
g)电缆信息，包括电缆外径、规格及使用方法；
h)海洋平台钻井模块电缆收放要求，包括拆除、安装、移运等工况，
i)不同设备对电缆的特殊要求，包含进线位置、电缆预留余量、电缆排列方式、电缆紧固和密封，
j)其他有关的图纸和技术文件。
4.2安装资质
焊接人员应持有电焊工职业资格证书，电气施工人员应持有电工职业资格证书。

5电缆集成
5.1概述
电缆集成包括电缆路径设计、电缆排布和分隔、电缆敷设、电缆紧固。
5.2电缆路径设计
5.2.1电缆敷设的线路宜平直和易于检修，电缆路径设计宜考虑节省电缆和降低施工难度。
5.2.2电缆路径设计宜避免潮气或水滴凝结影响，如无法避免，应加装防护措施。
5.2.3电缆路径设计宜远离锅炉、发电机组排烟管等热源，并提供不受机械损伤的保护。
5.2.4电缆路径不应设计在隔热材料内，但有散热措施时，可横穿隔热层。
5.2.5电缆路径经过易燃、易爆、高温和有腐蚀性介质影响的场所，应保持不破坏被穿越结构件的原有密封效果，并对电缆采用必要的防护措施。
5.2.6电缆路径设计宜避免通过可移动或可拆的部位；如确需通过，应加装电缆拖链、电缆移运装置等保护措施。
5.2.7室外和露大场所电气设备进线口的开孔位置，宜避免设置在电气设备的上方。

ICS75.180.10
CCS E94 SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T7637—2021
滩海人工岛地基处理技术规范
Technical specification for ground treatment of artificial island in beach-shallow sea

2021-11一16发布2022-02一16实施
国家能源局发布

1范围
本文件规定了滩海人工岛工程地基处理的设计、施工和质量检验要求。
本文件适用于滩海人工岛和滩海陆岸平台工程的地基处理。
2规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注目期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；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/T50279岩土工程基本术语
GB/T51064吹填土地基处理技术规范
JGJ79建筑地基处理技术规范
JTS257水运工程质量检验标准
SY/T7444滩海人工岛工程监测技术规范
3术语和定义
SY/T7444、JGJ79、GB/T51064和GB/T50279界定的以及下列术语和定义适用于本文件。
3.1
人工岛artificial island
滩海区域进行海上油气开发，以土、砂石料、混凝土等为主要材料建成的离岸构筑物。
[来源：SY/T7444-2019,3.1,有修改]
3.2
滩海陆岸平台the platform of the beach and alongshore oil wells
在滩地高程为当地平均海平面以下范围内修筑的，为进行油气勘探开发，以土、砂、石、混凝土等为主要材料建成的，与陆岸连接的实体构筑物。

3.3
复合地基composite foundation
部分土体被增强或置换，形成由地基土和增强体共同承担荷载的人工地基。
[来源：JGJ79—2012,2.1.2,有修改]
3.4
地基承载力特征值characteristic value of subsoil bearing capacity
由载荷试验测定的地基土压力变形曲线线性变形段内规定的变形所对应的压力值，其最大值为比例界限值。
[来源：JGJ79—2012,2.1.3]

3.5
振冲置换法vibro-replacement
在振冲器振动和高压水共同作用下成孔，并填入碎石等粗粒料，在软弱土层中形成碎石等粗粒料加强体的地基处理方法。
[来源：GB/T51064—2015,2.1.8,有修改]
3.6
振冲密实法vibro-compaction
在振冲器振动和高压水的共同作用下，将粗粒土振密的地基处理方法。
[来源：GB/T510642015,2.1.8，有修改]
3.7
水泥土搅拌桩法deep soil mixing
在深层搅拌机械作用下，将水泥等固化剂和地基土强制搅拌形成增强体的地基处理方法。
[来源：JGJ79—2012,2.1.14,有修改]
3.8
高压旋喷桩法jet grouting
将水泥浆由喷嘴高压喷出，形成喷射流，同时旋转、提升钻杆，以此切割土体并与土拌合形成水泥土竖向增强体的地基处理方法。
[来源：JGJ79—2012,2.1.15,有修改]
3.9
抛石挤淤法riprapping
软土地基上抛填石料，依靠抛石体的重力或压实机械等外加能量使部分软土挤出抛填体范围的一种浅层软基强行置换方法。
[来源：GB/T50279-2014,6.2.4,有修改]

4总体要求
4.1地基处理应满足构筑物地基承载力、变形和稳定性要求：地基存在软弱下卧层时，应对软弱下卧层的承载力进行验算。
4.2地基处理宜考虑滩海环境条件和环境荷载的影响。
4.3选择地基处理方案前，应开展下列工作：
a)收集岩土工程勘察资料、水文环境资料、人工岛结构及上部设施设计资料等；
b)根据工程要求，确定地基处理目的、范围和处理后要求达到的各项技术经济指标等；
c)结合工程情况，了解当地地基处理经验、施工条件，了解其他地区同类工程的地基处理经验和使用情况等；
d)调查周边航道、海底管道等情况
4.4地基处理方案的确定宜按下列步骤进行
a)根据构筑物的使用要求，结合水文、地质和施工条件等因素进行综合分析，对地基处理方法进行初选，必要时可采用多种地基处理方法，地基处理方法可按表1选用；
b)对初步选出的地基处理方法确定设计方案，从加固原理、适用范围、预期处理效果、耗用材料、施工机械、工期要求和对环境的影响等方面进行技术经济分析和比较，选择最佳地基处理方案；
c)对已选定的地基处理方案，选定有代表性的区域进行现场试验或试验性施工，检验验证设计方案和处理效果。根据试验结果，修正设计参数、完善或优化地基处理方案。

ICS75.180.10
CCS E 94 SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T7636—2021
水下电力与光纤接头及飞线的功能设计与测试技术规范
Functional design and test specification for subsea electrical and optical connectors and jumpers

2021-11一16发布2022-02-16实施
国家能源局发布

1范围
本文件规定了电接头、光电混合接头和光接头及飞线组件的设计、制造、性能、材料、操作、安装、对接、测试、认证和以太网通信链路等方面的要求。
本文件适用于应用在水下生产系统中且长期暴露在海水中的深水干式或湿式水下电接头、光电混合接头和光接头及飞线组件。本文件的目标群体是在其项目中使用这些接头的技术开发、制造和交付人员、项目策划人员和项目执行者。
2规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；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/EC11801:1995信息技术用户基础设施结构化布线(Information technology一Generic
cabling for customer premises)
IEC60060-1高压试验技术第1部分：一般定义和试验要求(High-voltage test techniques-一
Part 1:General definitions and test requirements)
EC60270高压试验技术局部放电测量(High-voltage test techniques一Partial discharge measurements)
IEC60502-1额定电压1kV(U=1.2kV)至30kV(U=36kV)挤压绝缘电力电缆及其附
件第1部分：额定电压1kV(Um-1.2kV)和3kV(Um=3.6kV)电缆[Power cables with extruded
insulation and their accessories for rated voltages from I kV (U=1,2kV)up to 30 kV (U=36kV)-Part
1:Cables for rated voltages of 1 kV (U=1,2 kV)and 3 kV (U=3,6 kV)]
IEC60721-3-2环境参数组及其严重性的分类第2节：运输(Classification of groups of
environmental parameters and their severities-Section 2:Transportation)
EC60885-2电缆电气试验方法第2部分：局部放电试验(Electrical test methods for electric
cables-Part 2 Partial discharge tests)
EC61300-3一4光纤连接器件和无源器件基本试验和测量程序第3一4部分：检查和测量衰
减(Fiber optic interconnecting devices and passive components-Basic test and measurement procedures-Part3-4:Examinations and measurements—Attenuation)

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
外部串扰alien crosstalk
近端相邻链路段之间耦合千扰信号的计量。
3.1.2
延迟偏差delay skew
电缆组件中任意两对之间传输延迟的差值。
3.1.3
干式对接接头dry-mate connectors
设计为非水下插拔的接头。
3.1.4
远端串扰损耗far-end crosstalk loss
从近端发射器到另一个远端检测到的合干扰信号损失，并与传输信号的电平有关。
3.1.5
插入损耗insertion loss
在发射器和接收机之间插人一个组件、链路或通道所造成的信号损失（通常称为衰减）。

3.1.6
飞线组件jumper assembly
包含电线和/或光纤并连接到一个或多个接头的压力补偿软管。
3.1.7
闪络flashover
绝缘体表面上的意外放电。
3.1.8
近端串扰损耗near-end crosstalk loss
从近端发射器到对应的近端检测器的耦合干扰信号的计量。
3.1.9
水下接头subsea connectors
用于水下操作的线缆接头。
3.1.10
混合接头hybrid connectors
同时含有电和光连接的接头。
3.1.11
传输延迟propagation delay
信号从发送端到接收端所需的总时间
3.1.12
认证（质量鉴定）qualification(design validation)
通过测试验证设计以证明产品符合设计要求的过程
3.1.13
有资质人员qualified person
通过培训或有相关经验（两者之一或两者兼有），具有相应能力的个人或人群。
注：能够根据既定要求作为衡量标准，执行所需的标准或测试。

4一般要求
4.1通则
水下可插拔的电接头、光接头、光电混合接头和电缆组件应满足下列要求。
a)可在无阴极保护的情况下长期在水下环境中使用。
b)与配备阴极保护的结构物电绝缘。
c)适用于深水应用。
d)采用电气连接或低损耗光学连接。
e)通过了全部质量鉴定。
f)在接头处于对接状态下，在海水和导体之间最少应有双密封的隔离结构以避免海水进入。两层隔离密封均应设计为满足在海水和所选择的非导电介质中连续操作。用于防水和绝缘的油、凝胶等化合物，若不能阻止水吸收或提供可测试的物理隔离，则不被认为是隔离结构。
g)根据最终的使用需求进行设计和认证，例如，通过潜水员、ROV/ROT(或者其他根据安装方法专门改造的液压装置)进行飞线及接头的安装/操作/回收作业。
h)确保两个湿式接头之间的电气和光学接触发生在充满绝缘流体的环境中。动在接头的设计寿命内，在反复插拔的许用次数内使用，免维护。
j)支持充油压力补偿容器的舱壁安装形式，插板安装形式，并且支持潜水员和ROV/ROT独立执行安装/回收的形式，固定端可以配置成公头或母头。
k)可用于充油软管的接头（含电导体/光纤）。
1)能够承受ROV水下操作和安装过程中产生的应力和应变。
m)能够承受在运输、存储和安装过程中经历的极端条件。
n)具有耐泥沙和耐细砂沉积的壳体和锁紧机构。
o)具有ROV方便观察的锁紧机构和锁紧状态指示器。

4.2设计批准文件
对于每一个合格的产品设计，应提供以下信息以供评审
a)所有生产材料的资料和材料规范；
b)腐蚀保护的方法：
c)与相关化学品兼容性的证明：
d)质量鉴定试验过程、程序、数据、结果和证书；
e)出厂验收测试过程、程序、数据、结果和证书
f)如果采用ROV操作，适当考虑ROV在飞线接头操作过程中可能产生的角度、旋转、横向和轴向的最大允许偏差；
g)说明性文件应包含在供电或者在位状态下因意外插拔导致的后果，和对于未对接接头在水流/静水压下的影响：
h)由供应商/制造商提供的可靠性数据和维护程序；
i)装卸、包装、储存和运输程序/指南。

ICS75.180.10
CCS E94 SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T7635—2021
海底输油管道工艺设计规范
Specification for process design of subsea oil pipeline

2021一11一16发布2022一02一16实施
国家能源局发布

1范围
本文件规定了海底输油管道的输送工艺设计原则、设计内容、设计方法。
本文件适用于新建或改（扩）建的海底输油管道输送工艺设计。
2规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件：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。
GB50253一2014输油管道工程设计规范
SY/T0605一2016凝析气田地面工程设计规范
3术语和定义
GB50253、SY/T0605界定的以及下列术语和定义适用于本文件。
3.1
海底输油管道subsea oil pipeline document
用以输送原油、凝析油，且输送条件下没有气相的海底管道。
3.2
操作压力operation pressure
在稳定操作条件下，一个系统内介质的压力
[来源：GB50253—2014,2.0.18]
3.3
操作温度operation temperature
在稳定操作条件下，一个系统内介质的温度。
[来源：GB50253—2014,2.0.19]

3.4
水击压力surge pressure
在管道中，由于液流速度突然改变而引起管道内的压力变化现象称为水击，该压力的幅值称为水击压力。
[来源：GB50253—2014,2.0.22]
3.5
总传热系数overall heat transfer coefficient
当流体和周围介质的温差为1℃时，单位时间内通过单位传热表面所传递的热量。
3.6
置换displacement

使用另一种介质将管内现有介质替换出去的操作。
3.7
预热preheating
管道初始启动或再启动时，采用预热源对管道预先加热的操作。
3.8
安全输量safety flowrate
在管道操作压力和操作温度允许范围内的最小输量。
3.9
安全停输时间safety shutdown time
热油管道停输后，管内某一位置介质的温度降至其凝点的时间。
3.10
再启动restart
管道停输之后重新恢复生产的操作。
3.11
高凝原油high solidifying point crude oil
凝点高于环境温度的原油。
3.12
原油crude oil
石油采出后的液相部分。
[来源：GB50253—2014,2.0.14]
3.13
凝析油condensate oil
从凝析气井井流物中回收的液体烃类混合物的总称。
[来源：SY/T06052016,3.5]
3.14
反常点abnormal point
原油由牛顿流体特性到非牛顿流体特性的温度转变点。
注：原油呈现牛顿流体特征的最低温度。

4设计原则
4.1海底输油管道的输送工艺设计应根据油气田开发规模、油品物性、产品方案和自然条件等具体情况，结合油气处理流程和储运工艺流程，通过经济技术比较，提出安全、合理、经济、节能的管输方案。
4.2设计输量应根据设计委托书规定的输量或者项目开发规模确定。
4.3管道的年工作天数应按设计委托书或合同规定，如果没有明确，可按330d考虑。
4.4输油管道工艺设计应具备下列资料：
原油、凝析油一般物性（一般测定项目可参考附录A);
管道输送规模或输量要求：
上下游的压力、温度要求：
沿线自然环境条件，例如海管所处海城的气温、水温和泥温，海管路由高程数据，海管埋深。
4.5所采用的模拟计算软件应经工程实践验证。

ICS75.180.10
CCS E 94 SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T7634—2021
海底输气管道工艺设计规范
Specification for process design of subsea gas pipeline

2021一11一16发布2022一02-16实施
国家能源局发布

1范围
本文件规定了海底输气管道的输送工艺设计原则、设计内容和设计方法。
本文件适用于新建或改（扩）建海底输气管道的输送工艺设计。
2规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；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/T23803一2009石油和天然气工业海上生产平台管道系统的设计和安装
GB50251—2015输气管道工程设计规范
SY/T5922一2012天然气管道运行规范
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
海底输气管道subsea gas pipeline
用以输送气田的天然气和油田的伴生气且管道入口输送条件下输送介质为单一气相的海底管道。
3.2
冲蚀速度erosion velocity
引起管道内壁金属磨蚀的临界速度。
3.3
段塞流slug flow
管道中一段气柱、一段液柱交替出现的气液两相流动状态。

3.4
滞液量liquid holdup
管道在输送过程中滞留在管内的液体量。
3.5
水露点water dew point
气体在一定压力下析出第一滴水时的温度。
3.6
水合物抑制剂hydrate inhibitor
抑制水合物生成的化学添加剂。
注：一般可分为热力学抑制剂和低剂量水合物抑制剂。

4设计原则
4.1海底输气管道工艺设计应根据气源条件、输送距离、输量、流体物性、管道上下游要求，以及与已建管网的关系，对管道进行系统优化设计，经综合分析和技术经济对比后确定。
4.2设计输量应根据设计委托书规定的输量或者项目所需输送的实际输量确定。
4.3管道的年工作天数应按设计委托书或合同规定，如果没有明确，可按350d考虑。
4.4输气管道工艺设计至少应具备下列资料：
管道气体的组分（一般测定项目见附录A);
气源的数量、位置、供气量及其可变化范围气源的压力、温度及其变化范围；
沿线用户对供气压力、供气量及其变化的要求，当要求利用管道储气调峰时，应具备用户的用气特性曲线和数据；
沿线自然环境条件，如海底管道所处海域的气温、水温和泥温，管道路由高程数据，管道埋深。
4.5稳态和动态模拟的计算软件应经工程实践验证。
4.6海底输气管道工艺设计中应合理利用气源压力。
4.7当管道采用内壁减阻涂层时，应经技术经济比较确定。
4.8输气管道应设置清管设施。
4.9输气管道应设有可靠的安全应急关断设施，输气管道宜在管道入口和管道出口设计泄压放空设施。

ICS75.200
CCS E98 SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T7631—2021
油气输送管道计算机控制系统报警管理技术规范
Technical code of computer control system alarm management for oll /gas pipeltne
2021-11-16发布 2022-02-16实施
国家能源局发布

1总则
1.0.1为了指导和规范油气输送管道计算机控制系统报警管理全生命周期工作，保障油气输送管道的安全生产，做到技术先进、安全适用，制定本规范。
1.0.2本规范适用于油气输送管道计算机控制系统的报警管理。
1.0.3油气输送管道计算机控制系统报警管理除应符合本规范的规定外，尚应符合国家现行有关标准规范的规定。

2术语及缩略语
2.1术语
2.1.1报警alarm
通过声音和/或可视的方式向操作员指示需要及时响应的设备故障、过程偏差或其他异常情况。
2.1.2警告alert
当操作员预定义的操作条件已经达到某个值时，采用声和/或光提示操作员的方法。
2.1.3报警原则alarm philosophy
包含报警基本定义、规定和全生命周期流程的文件。
2.1.4报警合理化alarm rationalization
在报警原则指导下，报警的确定、设计、优先级选择及文档化的过程。
2.1.5报警系统alarm system
实现过程警告或报警功能的软硬件集合。
2.1.6报警组态alarm configuration
报警设定值、优先级、死区及延时时间的设置。
2.1.7报警事件alarm occurrence
包含声和/或光的报警指示，以及带有时间标签的电子记录。
2.1.8报警泛滥alarm flood
报警超过操作员可有效管理范围的情况。
2.1.9报警优先级alarm priority
根据报警的后果严重程度和响应时间进行分级，表示报警重要性的差异。
2.1.10报警分类alarm class

按照报警属性及管理要求进行分组。

2.1.11报警死区alarm deadband
报警设定值上、下的一定范围，在此范围内报警输出不随过程值的变化而变化。
2.1.12报警设定值alarm setpoint
触发报警的模拟、离散状态阙值或逻辑条件。
2.1.13报警过滤alarm filtering
根据给定要素选择需要显示的报警记录的功能。
2.1.14诊断报警diagnostic alarm
对检测控制仪表或软硬件异常的报警。
2.1.15报警数据表master alarm database
合理化后的报警批准列表，以及报警属性和设置。
2.1.16滋扰报警nuisance alarm
发生过度、不必要或者在采取响应后无法恢复正常的报警。
2.1.17陈旧报警stale alarm
持续时间过长的报警。
2.1.18报警抑制alarm suppress
需要人工启动及恢复的禁止报警机制。
2.1.19报警搁置alarm shelve
一种特殊的报警抑制，是在预设置时间内暂时禁止报警的
机制，超出预设置时间后报警自动恢复，
2.1.20报警删除alarm decommission
从报警系统中删除一个或多个报警点的机制。
2.1.21延时报警alarm on-delay
在检测值持续超过报警值设定的时间后，才可触发的报警。
2.1.22延时清除alarm off-delay
在检测值持续低于报警值设定的时间后，才可取消的报警。

3报警原则、识别及合理化
3.1报警原则
3.1.1报警原则应是报警全生命周期管理的最基本文件，应涵盖已建和新建的计算机控制系统。报警系统全生命周期过程见本规范附录A,报警原则文件见本规范附录B。
3.1.2参数的正常变化或无需操作员处理的情况，不应设置为报警。报警应实时、准确地反映设备或参数的异常变化，每个报警信息应唯一、及时和清晰
3.13报警应是控制系统中的一个功能，ASRS应与报警原则要求保持一致，应包含详细的报警系统功能需求。
3.1.4ASRS的编制宜包括下列内容：
1报警优先级；
2报警HMⅡ要求
3报警声和/或光形式
4报警汇总显示；
5报警搁置；
6报警抑制；
7报警配置，例如设定值、死区、延迟报警时间和延迟清除时间；
8报警日志；
9报警监控和评估；
10报警系统审计；
11高级报警需求。
3.15报警记录应能涵盖从报警触发到操作员处理完成的全过程。

4报警设计
4.1一般规定
4.1.1报警设计应包括详细报警设计及HMⅡ设计。
4.1.2详细设计应依据工艺操作原理和工程经验进行。
4.1.3HMⅡ设计应包括报警显示和输出方式。
4.2报警详细设计
4.2.1报警点应按下列要求设置：
1模拟量报警点应按下列要求设置：
1)报警的设定值应根据工艺要求及产生的后果来决定：
2)高高或低低报警宜作为相关联锁逻辑的输人值，
3)高高或低低报警应明显区别于高或低报警：
4)操作员对高高或低低报警的响应，应与高或低报警的响应明显不同；
5)变化率报警设定值应评估后使用。
2数字量报警点应按下列要求设置：
1)输人或输出信号为正常的开或关状态时，应作为事件记录；
2)输入或输出信号状态发生非正常变化时，对于关键设备应设置报警。
3逻辑报警点可有一个或几个指定的报警，报警可通过逻辑运算结果进行触发。
4程序报警点应显示程序本身故障或失效诊断报警。
5综合报警点也称公共报警点。单个设备或系统报警过多，且无需操作员识别具体报警时，可用一个综合报警来提示操作员。操作员可根据需要果用其他方法获取具体报警信息。
4.2.2报警优先级应采用不同颜色和声音进行区分。
4.2.3报警状态的内容宜按照下列要求设置：
1正常；
2未确认报警；
3恢复正常的未确认报警；
4已确认已恢复报警；
5已确认未恢复报警；
6搁置报警；
7抑制报警。

ICS75-010
CCS P71 SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T7630—2021
油气管道工程水文勘测规范
Code for oil and gas pipeline hydrologic reconnaissance
2021-11-16发布 2022-02-16实施
国家能源局发布

1总则
1.0.1为了在油气管道工程水文勘测中统一技术要求，做到技术先进、经济合理、安全适用、确保质量，制定本规范。
1.0.2本规范适用于油气管道工程穿越、跨越、站场、阀室等项目的水文勘测。
1.0.3油气管道工程水文勘测除应符合本规范的规定外，尚应符合国家现行有关标准规范的规定。

2术语
2.0.1设计洪水design flood
工程正常使用条件下符合指定防洪设计标准的洪水。
2.0.2设计洪水频率design flood frequency
按有关技术标准规定作为设计依据的洪水统计意义上出现的频率。
2.0.3设计流量design flood discharge
与设计洪水相应的洪峰流量
2.0.4设计水位design flood surface elevation
与设计洪水相应的洪水水面高程。
2.0.5水文断面computing section for hydrology
为进行水文观测和水文分析计算而选定的垂直于水流方向的河流横断面。
2.0.6水文频率分布曲线hydrologic frequency distribution curve
水文变量与频率的关系曲线
2.0.7历史洪水historical flood
本流域历史上曾发生过的大洪水或特大洪水。
2.0.8冲刷深度scour depth
相应频率的洪水对河床及漫滩冲刷造成其下切的深度。
2.0.9行近流速approach flow velocity
邻近管道工程上游某一距离处的流速。
2.0.10造床流量dominant discharge
对河流形成与变化起控制作用的流量。

3基本规定
3.0.1河流穿越、跨越工程设计洪水频率应按照工程等级确定，大型穿越、跨越工程设计洪水频率应为1%，中小型穿越、跨越工程设计洪水频率应为2%。桥梁上游300m范围内的管道工程设计洪水频率不应低于该桥梁的设计洪水频率。
3.0.2油气管道工程水文参数应包括设计流量、设计水位、平均流速、最大水深和冲刷深度。
3.0.3油气管道工程水文勘测宜与工程勘察同步进行。
3.0.4水文勘测成果的高程基准应与管道工程设计的高程基准保持一致。

4水文调查和勘测
4.1资料收集
4.1.1水文调查和勘测前宜收集下列资料：
1流域的地理位置、地形、地貌、地质、土壤、植被、气候等自然地理资料。
2流域的面积、形状、水系，河流的长度、比降，工程所在河段的河道形态、纵断面和横断面、河段历年变迁等特征资料。
3降水、蒸发、气温、冰期、积雪深度和冻土深度等气象资料。
4水文站网分布，设计依据站和主要参证站实测的水位、流量、冰情及洪水、枯水位调查考证等资料。
5设计依据站和主要参证站的悬移质含沙量、输沙率、颗粒级配，推移质输沙量、颗粒级配等泥沙资料。
6设计断面或河段床沙的组成、级配及泥石流、滑坡、塌岸等资料。
7流城已建和在建的蓄、引、提水工程，堤防、分洪、蓄滞洪工程，水土保持工程及决口、遗坝等资料。
8流域及邻近地区的水文分析计算和研究成果。
9流城综合规划、水资源综合规划、防洪规划等相关规划，以及流城供水、用水、耗水和退水等资料。
10流城已建管道、桥梁等工程的防洪设计资料、岩土工程勘察资料和设计资料。
4.1.2对于收集的基础资料应进行核实，并应符合下列规定：
1水文计算依据的流域特征资料应进行复核，应对采用资料的可靠性作出评价。
2流城面积应复核量算所依据地形图的比例尺和测绘时间。
3水位、潮水位资料应复核高程系统、水尺零点、水尺位置的变动情况。
4应复核断面冲淤变化较大和受人类活动影响显著的资料。
5流量资料应复核借用断面、水位流量关系曲线等的合理性。
6水库径流还原资料，应复核库水位、库容曲线、各种建筑物过水能力曲线等资料的合理性。其他蓄、引、提水工程，堤防、分洪、蓄滞洪工程，水土保持工程和决口、溃坝等资料，应从资料来源、水量平衡等方面检查其合理性。
7泥沙资料应复核多沙年份和测验精度。
8气象资料应复核降水、蒸发的观测场址、仪器类型、观测方法及时段，检查资料的代表性和可靠性。

ICS75-010
CCS P71 SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T7629—2021
乙烷输送管道工程技术规范
Engineering specification for ethane transportation pipeline
2021-11-16发布 2022-02-16实施
国家能源局发布

1总则
1.0.1为在乙烷输送管道工程设计、施工和试运行中贯彻国家的有关法律、法规，统一技术要求，做到安全可靠、环保节能、技术先进、经济合理，制定本规范。
1.0.2本规范适用于陆上新建、扩建和改建的乙烷输送管道工程的设计、施工和试运行。本规范不适用于乙烧存储系统。
1.0.3乙烷输送管道工程与上下游相关企业及设施界面划分应符合本规范附录A的规定
1.0.4乙烧输送管道工程的设计、施工和试运行除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准规范的规定。

2基本规定
2.0.1乙烧管道输送可采用气态或液态输送方式，乙烷输送相态的选择应根据乙烷资源条件、输送距离、输送量、下游用户特点、管道沿线安全因素，经综合分析和技术经济性比选后确定。
2.0.2乙烷输送管道工程的建设应处理好与铁路、公路、输电线路、城乡规划等的相互关系，合理选择设计参数。
2.0.3管道的年设计输送能力应满足设计委托书或设计合同的规定，设计年工作天数宜为350d
2.0.4乙烧输送线路管道应根据管径、长度、输送相态和内检测需求综合分析确定清管设施的设置，设置清管设施的管道应满足清管器和内检测器通行的需求。
2.0.5液态乙烷管道停运后，管道内的压力宜高于环境温度下乙烷饱和蒸气压，但不应高于管道设计压力。
2.0.6乙烷管道站场宜进行危险与可操作性分析和定量风险评价。
2.0.7乙烧输送管道工程的治安风险等级、安全防范等级、安全防范要求和保障措施应符合现行行业标准《石油天然气管道系统治安风险等级和安全防范要求》GA1166的有关规定。
2.0.8乙烷输送管道工程的完整性管理应符合现行国家标准《油气输送管道完整性管理规范》GB32167的有关规定。
2.0.9乙烷输送线路管道沿线应设置里程桩、标志桩、转角柱、阴极保护测试柱和警示牌等永久性地面标识。线路标识应符合现行行业标准《油气管道线路标识设置技术规范》SY/T6064的有关规定。
2.0.10乙烷输送线路管道的水工保护设计和施工应符合现行行业标准《油气输送管道线路工程水工保护设计规范》SY/T6793和《油气输送管道线路工程水工保护施工规范》SY/T4126的规定。
2.0.11乙烷输送管道工程的施工和验收除应符合本规范外，尚应符合现行国家标准《油气长输管道工程施工及验收规范》GB50369和《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》(2012版)GB50540的有关规定。

3输送工艺
3.0.1乙烧管道输送过程应保持相态稳定。乙烷相态特性与相图见本规范附录B。
3.0.2进人线路管道的乙烷温度应高于0℃。
3.0.3输送工艺的设计应包括水力和热力计算，并应进行稳态和动态分析。液态乙烷输送时，应进行瞬态分析，对瞬态可能产生的危害采取控制措施。
3.0.4气态乙烷输送管道的水力、热力计算应符合现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB50251的有关规定：液态乙烷输送管道的水力、热力计算应符合现行国家标准《输油管道工程设计规范》GB50253中液化石油气管道的有关规定。
3.0.5管道的设计压力应根据输送相态、水力计算和管道沿线地形起伏条件综合确定。管道设计压力不应低于最大操作压力的1.1倍或最大操作压力加0.5MPa,取两者较大值。管道的最低设计温度应根据乙烷输送工况可能的最低温度和管道所处的环境温度综合确定。
3.0.6液态乙烷输送时，沿线操作压力应高于输送温度下乙烷的饱和蒸气压，中间泵站的进站压力宜比进站温度下乙烷的饱和蒸气压高1MPa,末站进站的压力宜比进站温度下乙烷的饱和蒸气压高0.5MPa。
3.0.7液态乙烷输送时，管道系统任一点因管道水击和其他因素造成的瞬间最大压力值不应超过管道设计压力的1.1倍。
3.0.8液态乙烷在管道内的流速宜为0.8m/s一1.4m/s,最大流速不应超过3m/s。
3.0.9站场宜在进站截断阀上游和出站截断阀下游设置线路管道放空阀。

4线路
4.1线路选择
4.1.1管道线路总体走向的选择应根据乙烷的资源和用户地理位置，结合管道沿线城镇、交通、水利、矿产资源和环境敏感区的现状与规划，以及沿线地形、地貌、地质、水文、气象、地震等自然条件，通过综合分析和多方案技术经济比较确定。
4.1.2管道线路应避开滑坡、崩塌、泥石流、塌陷、洪水严重侵蚀等地质灾害地段，宜避开矿山采空区、活动断层。当受到条件限制必须通过上述区城时，应选择其危害程度较小的位置通过，并应采取相应的防护措施。
4.1.3管道线路宜避开城乡规划区当路由受限时、应征得当地主管部门的同意，并应采取安全保护措施。
4.1.4管道线路不应通过饮用水源一级保护区、飞机场、铁路及汽车客运站、海（河）港码头、军事禁区、国家重点文物保护范围、自然保护区的核心区。
4.1.5乙烷管道不应在公路或铁路的隧道内及桥梁上敷设。
4.1.6埋地管道线路与建（构）筑物及设施外缘的间距应符合下列规定：
1气态乙烷线路管道中心线与建（构）筑物外缘的间距不宜小于15m,最小间距不应小于5m。
2液态乙烷线路管道中心线与建（构）筑物外缘的间距应符合表4.1.6的规定。
3管道线路与公路、铁路并行时，管道线路应在公路、铁路用地范围边线3m以外。如受制于地形或其他条件限制不满足本款要求时，应征得管理部门的同意。

ICS75-010
CCS E 07 SY
中华人民共和国石油天然气行业标准

SY/T7628—2021
油气田及管道工程计算机控制系统设计规范
Code for computer control system design of oil/gas fields and pipelines

2021-11-16发布 2022-02-16实施
国家能源局 发布

1总则
1.0.1为指导和规范油气田及管道工程中计算机控制系统的设计工作，做到技术先进、经济合理、安全适用、节能环保，制定本规范。
1.U.2本规范适用于陆上油气出及管道工程中新建、改建和扩建工程的计算机控制系统设计。
1.0.3油气田和管道计算机控制系统的工程设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行的有关标准的规定。

2术语和缩略语
2.1术语
2.1.1计算机控制系统computer control system
由一台或多台计算机、控制器、相关硬件、软件和通信网络组成对生产过程进行监视、控制及管理的控制系统。
2.1.2基本过程控制系统basic process control system
不执行任何安全完整性等级大于或等于1级的安全仪表功能，响应过程测量及其他相关设备、其他仪表、控制系统或操作员的输人信号，按过程控制规律、算法、方式产生输出信号，实现过程控制及其相关设备运行的系统。
2.1.3安全仪表系统safety instrumented system
实现一个或多个安全仪表功能的仪表系统。
2.1.4火气系统fire&gas defection and protection system
用于监控火灾和可燃气、有毒气泄漏并具备报警和消防、保护功能的安全控制系统。
2.1.5集成控制系统integrated control system
将各自独立运行的基本过程控制系统、安全仪表系统和/或火气系统，通过通信网络链接在一起、共享操作显示的控制系统。
2.1.6分散控制系统distributed control system
控制功能分散、操作显示集中、采用分级结构的计算机控制系统，也称为分布式控制系统，或集散控制系统。
2.1.7监控与数据采集系统supervisory control and data acquisition system
以多个远程终端监控单元通过有线或无线网络连接起来，具有远程监测控制功能的分布式计算机控制系统。

2.1.8可编程序控制器programmable logic controller
是一种数字运算操作的电子系统，专为在工业环境下应用而设计。它采用了可编程序的存储器，用于在其内部存储执行逻辑运算、顺序控制、定时、计数和算术运算等操作指令，并通过数字或模拟式的输入和输出操作，控制各种类型的机械或生产过程。
2.1.9远程终端单元remote terminal unit
针对通信距离较长和工业现场恶劣环境而设计的具有模块化结构的特殊的计算机控制系统，它将末端检测仪表和执行机构与远程主控制系统连接起来，具有数据采集、控制和通信功能，它能接收主控制系统的操作指令，控制末端的执行机构动作。
2.1.10安全完整性等级safety inegrity level
为安全功能的等级。安全完整性等级由低到高为SL1~SL4。
2.1.11安全仪表功能safety instrumented function
为了防止、减少危险事件发生或保持过程安全状态，用一个或多个测量仪表、逻辑控制器、最终元件及相关软件等实现的安全保护功能或安全控制功能。
2.1.12维护超驰maintenance override
在设备或线路维护期间，以预设值代替实际输人值，使安全仪表系统或火气系统连续工作的一种功能。
2.1.13操作超驰operational override
工艺过程启动期间，在预定的启动时间内以预设值代替实际输入值，用以满足启动条件的一种功能。
2.1.14硬手操盘hardwired panel
是由一系列按钮、开关、信号报警器及信号灯等组成，与控制器硬线连接，应独立于基本过程控制系统，完成最基本的紧急停车、火气消防操作与报警指示。

3系统结构和适用范围
3.1一般规定
3.1.1所选用的计算机控制系统硬件和软件应是经过类似工况和环境条件现场考验并良好运行的系统和设备。
3.1.2系统的硬件和软件配置及其功能应与工艺过程的规模和控制要求相适应，并应易于扩展和维护。
3.1.3系统设计应以系统生命周期成本最少为基本原则。
3.1.4油气田工程计算机控制系统的设计应符合本规范附录A的规定，管道工程计算机控制系统的设计应符合本规范附录B的规定。
3.2系统结构
3.2.1典型的计算机控制系统结构宜由BPCS、SIS和FGS等子系统组成（图3.2.1）。
3.2.2BPCS应通过通信接口和/或硬接线与站场内外的第三方设备和/或系统连接。
3.2.3计算机控制系统向连接在信息网络上的其他系统提供或获取数据时，应通过必要的隔离、防护措施。

4基本过程控制系统(BPCS)
4.1一般规定
4.1.1系统的可用性应满足工艺过程要求。
4.1.2系统应具有良好的安全性。
4.1.3系统应选用开放式结构，软硬件应模块化。
4.2服务器
4.2.1服务器应具有下列主要功能：
1数据采集：负责与10采集设备（控制器或其他外围智能设备)进行通信，完成实时数据采集、控制、整定和工程值转换，可对数据采集方式和轮询时间进行设定。
2数据服务：对采集的实时/0数据进行数据库存储，并应为系统的各种数据请求提供数据源服务。
3报警：根据报警组态自动产生并记录异常信息。
4事件：系统、操作及各类动作触发的记录。
5报表及打印：根据组态自动或人工触发报表并输出。
6历史数据记录：根据组态按一种或几种速率将实时数据保存在历史数据库中。
7历史归档：系统自动或手动将数据归档备份，需要时能从外部存储中恢复数据。
8网络通信管理：向下对控制网进行管理，调度服务器与各控制器和智能设备间的通信，处理各种接口及通信协议转换，可管理与操作员站、工程师站、远程工作站、外部服务器等的通信。

4.3操作员工作站
4.3.1操作员工作站应能与服务器通信，并应具有显示、操作、报警和打印功能，可作为BPCS、SIS和FGS等子系统的统一人机界面。
4.3.2操作员工作站配置应符合下列规定：
1操作员工作站可按权限和操作区域配置。
2重要单元宜配置专用操作员工作站。
3多台操作员工作站间应互为备用。
4.3.3可根据需要设置无线操作员工作站，无线操作员工作站应以监视和数据传送为主。
43.4可根据需要设置便携式操作员工作站，便携式操作员工作站应专机专用，且不应配置与操作和安全无关的软件。
4.4工程师工作站
4.4.1工程师工作站应执行系统及设备的组态/编程（离线、在线)、调试、修改、测试、装载等功能，可进行系统管理。
4.4.2工程师工作站与控制器连接宜通过控制网。

ICS75.020
CCS E 14 SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T7627—2021
水基压裂液技术要求
Technical requirements of water-based fracturing fluid

2021一11一16发布2022一02一16实施
国家能源局发布

1范围
本文件规定了水基压裂液性能技术要求及性能测定方法、安全与环境控制要求。
本文件适用于油气田水力压裂用水基压裂液的性能评价。
2规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；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。
GBT6003.1试验筛技术要求和检验第1部分：金属丝编织网试验筛
GB/T6682分析实验室用水规格和试验方法
GB/T10247-2008黏度测量方法
SY/T5370一2018表面及界面张力测定方法
SY/T5490钻井液试验用土
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
水基压裂液water-based fracturing fluid
以水做溶剂，与其他溶质混合形成的压裂液。
3.2
滑溜水压裂液slickwater fracturing fluid
以聚合物为稠化剂、水为溶剂，与其他添加剂形成的具有降阻功能的低黏度压裂液。

3.3
线性胶压裂液linear gel fracturing fluid
以聚合物为稠化剂、水为溶剂，与其他添加剂形成黏度较高未交联的压裂液。
3.4
交联冻胶压裂液crosslinked gel fracturing fluid
以聚合物为稠化剂、水为溶剂，与其他添加剂形成基液，与交联剂形成的体型网络结构的压裂液。
3.5
黏弹性表面活性剂压裂液viscoelasticity surfactant fracturing fluid
用表面活性剂、助剂和添加剂与水配制形成的具有一定黏弹性的压裂液。
3.6
高矿化度水压裂液high mineralization fracturing fluid

配液用水总矿化度大于20000mg/L,其中钙、镁离子总合大于500mg/L的溶液，与其他溶质混合形成的压裂液。
3.7
增黏速率thickening rate
试样在现场配制压裂液用水的温度下，用规定的配液方法进行配制后，3min黏度值与4h黏度值的百分比。
4技术要求
4.1滑溜水压裂液技术要求
滑溜水压裂液技术要求应符合表1的规定。

4.2线性胶压裂液技术要求
线性胶压裂液技术要求应符合表2的规定。

4.3交联冻胶压裂液技术要求
交联冻胶压裂液技术要求应符合表3的规定。

ICS75.020
CCS E 14 SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T7625—2021
油泥调剖工艺技术规范
Specifications for oil sludge profile control

2021一11一16发布2022一02一16实施
国家能源局发布

1范围
本文件规定了油泥调剖技术要求，设计要求，施工程序，健康、安全、环境控制要求及井控要求。
本文件适用于油泥调剖工艺设计及油泥调剖施工作业。
2规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；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/T4472—2011化工产品密度、相对密度的测定
GB/T9738一2008化学试剂水不溶物测定通用方法
GB/T10247—2008黏度测量方法
GB50391—2014油田注水工程设计规范
SY/T5358储层敏感性流动实验评价方法
SYT5588一2012注水井调剖工艺及效果评价
SY/T6276石油天然气工业健康、安全与环境管理体系
SY/T6610硫化氢环境井下作业场所作业安全规范
SY/T6690井下作业井控技术规程

3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
油泥oil sludge
石油开采和集输处理过程中产生的油、水、泥等混合物。
3.2
油泥调剖剂oil sludge profile control agent
以油泥为主要原料，加人适当的添加剂，配制成具有一定黏度、能够降低调剖目的油层渗透率的
调剖剂。
3.3
悬浮稳定性指数Suspension Stability Index
油泥调剖剂静置一段时间后，分离出上半部和下半部的水不溶物，上下两部分的质量比值。

4油泥调剖技术要求与性能检测
4.1油泥调剖技术要求
配制的油泥调剖剂应满足表1所规定的技术要求。

4.2油泥调剖剂性能检测
4.2.1试验用品准备
试验前，按下列要求准备试验用品：
a)油泥调剖剂：1000g;
b)石英砂：1000g,粒径0.05mm-0.25mm,粒度中值0.10mm~0.20mm;
c)量筒：250mL,带磨口玻璃塞；
d)玻璃吸管：长约40cm,内径约为5mm,一端尖处有2mm~3mm的孔，管的另一端连接在相应的抽气源上；
e)电子天平：感量1mg;
f)其他仪器：按引用的相关标准要求准备。
4.2.2外观
目测。
4.2.3pH值
取10g油泥调剖剂，加蒸馏水90mL搅拌均匀，使用精密pH试纸测定混合液的pH值。
4.2.4密度
按照GB/T44722011中4.3.3的规定执行。
4.2.5表观黏度
按照GB/T10247一2008第4章的规定执行，剪切速率控制在50s-1~55s-1,实验温度25℃。

ICS75.020
CCS E14 SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T7624—2021
气井井下节流技术规范
Specifications for downhole throttling of gas well

2021-11一16发布2022一02一16实施
国家能源局发布

1范围
本文件规定了井下节流器分类及命名、工艺设计、井下节流器室内检验、施工安装、井下节流气井开井与维护及安全环保要求。
本文件适用于采用井下节流工艺的气井的作业生产。
2规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；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/T5079油井测试设备
SYT5225石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程
SY/T5440天然气井试井技术规范
SY/T6125气井试气、采气及动态监测工艺规程
SYT6277硫化氢环境人身防护规范
SY/T6610硫化氢环境井下作业场所作业安全规范
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
气井井下节流工艺gas well downhole throttling technology
将井下节流器下入生产管柱内，实现井筒内节流降压，并利用地热，防止水合物生成的一种采气工艺。

3.2
井下节流器downhole throttle
安装在生产管柱内设计位置，依靠锚定机构定位、密封元件封隔、气嘴配产来实现井下节流的一种工具。
4井下节流器分类及命名
4.1分类
井下节流器分为活动式和固定式，活动式井下节流器可坐放于生产管柱内任意位置，固定式井下节流器坐放于井下坐放短节内。

4.2命名
按分类、打捞方式、解封方式、刚体最大外径、最大工作压差五个参数依次排列进行命名，其形式如下：

ICS75-010
CCS E 11 SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T7617—2021
海相页岩地质力学评价规范
Specification for geomechanics evaluation of marine shale

2021一11一16发布 2022一02一16实施
国家能源局 发布

1范围
本文件规定了海相页岩采样制备、地质力学测试及地应力场、钻井液安全密度窗口、压裂可压性地质力学评价的主要流程、方法。
本文件适用于海相页岩地质力学评价。
2规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；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/T31483一2015页岩气地质评价方法
DZ/T0276.6岩石物理力学性质试验规程第6部分：岩石硬度试验
DZ/T0276.18岩石物理力学性质试验规程第18部分：岩石单轴抗压强度试验
DZ/T0276.20岩石物理力学性质试验规程第20部分：岩石三轴压缩强度试验
DZ/T0276.21岩石物理力学性质试验规程第21部分：岩石抗拉强度试验
DZ/T0276.24岩石物理力学性质试验规程第24部分：岩石声波速度测试
SY/T5163沉积岩中黏土矿物和常见非黏土矿物X射线衍射分析方法
SY/T5408沉积岩中黏土颗粒含量测定

3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
地质力学geomechanics
运用力学和数学，研究油气储层在钻探工程作业实施和生产过程中的应力变形和破坏动态变化规律及其影响的学科。
3.2
甜点段sweet interval
含气性好，储集条件优越，可压性好，在现有技术经济条件下，具有商业开发价值的海相页岩气层段。
4海相页岩采样制备与地质力学测试分析
4.1页岩岩心采样制备
4.1.1采样点应避开裂缝、孔洞、层间缝的位置。测试前宜使用微米CT扫描设备对岩样进行检测，以便剔除存在裂缝及孔洞的岩样。
4.1.2对于不同岩性岩相的样品，每一种类型至少取五个样品。其他要求按GB/T31483执行。
4.1.3甜点段采样间距不大于1.0m,甜点段内大于5cm非页岩夹层至少取1个样；非甜点段采样数不低于5个；与甜点段紧邻的顶底板岩层，采样数各不低于三个。
4.1.4页岩样品应制备成圆柱体，不同分析测试项目样品规格见表1。

ICS75.200:77.040.10
CCS E 16:H 22 SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T7318.5—2021
油气输送管特殊性能试验方法
第5部分：全尺寸断裂阻力试验
Standard test method for special properties of line pipe-Part 5 Full-scale fracture-resistance test

2021-11一16发布 2022一02一16实施
国家能源局 发布

1范围
本文件规定了穿透型及表面型裂纹钢管断裂阻力试验的试样尺寸及制备、测试装置、试验方法、数据处理和分析、试验报告等。
本文件适用于承压油气钢制管道预制轴向穿透型及表面型裂纹的整管断裂阻力测试试验。
2规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件，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/T21143金属材料准静态断裂韧度的统一试验方法
SY/T7318.2油气输送管特殊性能试验方法第2部分：单边缺口拉伸试验
ASTM A370钢制品力学性能的标准试验方法和定义(Standard test methods and definitions for
mechanical testing of steel products)
ASTM E399金属材料线弹性平面应变断裂韧性的标准试验方法(Standard test method for linear-
elastic plane-strain fracture toughness of metallic materials)
ASTME1237电阻式应变片粘贴指导规范(Standard guide for installing bonded resistance strain gages)
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
试样sample
用于试验的钢管。

3.2
双引伸计法double clip-gauge method
通过安装两个不同高度的夹式引伸计进行裂纹张开位移测试。
3.3
冷却液chilling liquid
用于冷却钢管的液体。
3.4
先漏后破leak-before-break
含缺陷钢管在裂纹扩展至穿透钢管壁厚时，先导致可探测到的泄漏，而不会发生断裂。

3.5
J积分Jintegral
围绕裂纹前缘，从裂纹的一侧表面到另一侧表面的线积分或面积分，用以表征裂纹前缘地区的应力一应变场。
3.6
裂纹尖端张开位移crack-tip opening displacement
在裂纹尖端，裂纹两表面相对于原始未变形的裂纹平面的垂直位移。
3.7
裂纹扩展阻力曲线crack extension resistance curves
J或6随裂纹扩展量的变化曲线。
3.8
起裂压力pressure of crack extension
试样中预制裂纹开始扩展时的压力。

4符号、代号和缩略语
4.1符号和代号
下列符号和代号适用于本文件。
a一裂纹深度，单位为毫米(mm);
a一最大压力时的裂纹深度，单位为毫米(mm);
&一预制裂纹深度，单位为毫米(mm);
△a一裂纹沿壁厚方向扩展量，单位为毫米(mm):
c一裂纹半长，单位为毫米(mm);
q一最大压力时的裂纹半长，单位为毫米(mm);
G—预制裂纹半长，单位为毫米(mm);
△2c一裂纹沿轴向扩展量，单位为毫米(mm);
D一试样外径，单位为毫米(mm);
d—电势差测点跨距，单位为毫米(mm);
d一夹式引伸计跨距，单位为毫米(mm);
ds一高低夹式引伸计间距，单位为毫米(mm);
E一杨氏模量，单位为兆帕(MPa);
h一低夹式引伸计高度，单位为毫米(mm):
h2一高夹式引伸计高度，单位为毫米(mm);
J一J积分，单位为千焦每平方米(kJ/m2),
L一试样长度，单位为毫米(mm):
M一含穿透型裂纹钢管膨胀因子，无量纲：
p一试样内压，单位为兆帕(MPa);
P一试样中的最大压力，单位为兆帕(MPa),
P%一试样中裂纹起始扩展时的压力，单位为兆帕(MPa);
R钢管半径，单位为毫米(mm);
T一试样温度，单位为摄氏度(C),
t一试样壁厚，单位为毫米(mm);

4.2缩略语
下列缩略语适用于本文件。
CG1:穿透型裂纹端部位置夹式引伸计
CG2:穿透型裂纹中间位置夹式引伸计
CG3:低夹式引伸计
CG4:高夹式引伸计
CTOD:裂纹尖端张开位移
EDM:电火花加工
EP1:穿透型裂纹端部位置电压探针
EP2:穿透型裂纹中间位置电压探针
EP3:表面型裂纹中间位置电压探针
LBB:先漏后破

ICS75.020
CCS E 14 SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T7305—2021代替SY/T7305—2016
连续油管作业技术规程
Specifications for coiled tubing operation

2021一11一16发布 2022一02一16实施
国家能源局 发布

1范围
本文件规定了连续油管的作业准备、设备安装与拆卸、工艺技术、健康安全环境及资料录取要求。
本文件适用于陆地及海上油气田油井、气井、水井的连续油管井下作业。
2规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，最新版本（包括所有修改单）适用于本文件。
GB/T8979纯氮、高纯氮和超纯氨
GB/T20972.1一2007石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料第1部分：选择抗裂纹材料的一般原则
GB/T20972.22008石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料第2都分：抗开裂碳钢、低合金钢和铸铁
GB/T20972.3—2008石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料第3部分：抗开裂耐蚀合金和其他合金
GB/T225132013石油天然气工业钻井和采油设备井口装置和采油树
GB/T30041头部防护安全帽选用规范
GB/T34204连续油管
B/T6427变压吸附制氧、制氮设备
SY/T5132石油测井原始资料质量规范
SY/T5225石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程
SY/T5325一2013射孔作业技术规范
SY/T5374.1固井作业规程第1部分：常规固井
SY/T5405酸化用缓蚀剂性能试验方法及评价指标
SY/T5727井下作业安全规程
SY/T6279大型设备吊装安全规程
SY/T6334油水井酸化设计、施工及评价规范

SY/T6345海洋石油作业人员安全资格
SY/T6430浅海石油起重船舶吊装作业安全规范
SY/T6610一2017硫化氢环境井下作业场所作业安全规范
SY/T6690井下作业井控技术规程
SY/T G698油气井用连续管作业推荐作法
SY/T6761连续管作业机

3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
安全接头safety joint
连续油管作业发生遇卡并无效处理时，用于连续油管与底端工具安全脱接，便于连续油管安全接头以上管串能够安全起出井口。
3.2
连续油管疲劳寿命fatigue life of coiled tubing
连续油管起下过程中发生塑性变形，由此导致的累计效应和退化现象。
注：新连续油管疲劳寿命为0，最大疲劳寿命为100%
4作业准备
4.1资料准备
4.1.1施工井应具各施工设计。
4.1.2施工设计内容应包括：施工井基础资料、作业目的、施工方案、井口装置、施工设备、工具、
工作介质、施工步骤、连续油管参数及疲劳寿命情况、应急预案、健康安全环境要求等内容。
4.1.3健康、安全、环境和井控资料应齐全，开按要求填写
4.2设备选择
4.2.1连续油管作业机
4.2.1.1注人头额定工作载荷不小于连续油管模拟计算最大上提力的1.25倍。
4.2.1.2滚筒、鹅颈管尺寸应与连续油管规格匹配，宜参照表1选择。