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。

ICS75-010
CCS P 71 SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T7040—2021代替SY/T7040—2016
油气输送管道工程地质灾害防治设计规范
Code for design of prevention engineering for oil and gas transportation pipeline geological hazard

2021-11-16发布 2022-02-16实施
国家能源局发布

1总则
1.0.1为了在油气输送管道工程地质灾害防治设计中贯彻执行国家现行的有关方针政策，统一设计技术标准，使油气输送管道工程地质灾害防治设计符合安全环保、技术先进、经济合理的要求，制定本规范。
1.0.2本规范适用于陆上油气输送管道工程崩塌（危岩）、滑坡、泥石流、岩溶塌陷和采空区等地质灾害防治设计。
1.0.3油气输送管道工程地质灾害防治设计除应符合本规范规定外，尚应符合国家现行有关标准和规范的规定。

2术语
2.0.1管道工程地质灾害pipeline geological hazard
在自然或人为作用下形成或诱发的，对管道工程建设和管道安全构成威胁，或对运营环境造成破坏的地质灾害。
Z..2前塌rockfall
陡坡上的岩土体在重力作用或其他外力参与下突然脱离母体崩落、滚动、堆积在坡脚（或沟谷）的地质现象。
2.0.3滑坡landslide
斜坡上的部分岩（土）体主要在重力作用或其他因素参与影响下沿明显的界面发生剪切破坏向坡下运动的现象。
2.0.4泥石流debris flow
由于降水（暴雨、冰川、积雪融化水）在沟谷或山坡上产生的一种挟带大量泥沙、石块和巨砾等固体物质的间歇性洪流。
2.0.5岩溶karst
以水对可溶性岩石（碳酸盐岩、硫酸盐岩、卤素岩等）进行化学溶蚀作用为特征，并包括水的机械侵蚀和崩塌作用，以及物质的携出、转移和再沉积的综合地质作用，以及由此所产生现象的统称。
2.0.6岩溶塌陷karst collapse
在岩溶地区，下部可溶岩层中的溶洞或上覆土层中的土洞，因自身洞体扩大或在自然与人为因素影响下，顶板失稳产生塌落或沉陷的地质现象。
2.0.7采空区mined-out area
地下矿层被开采后形成的空间（空洞）。
2.0.8稳定性系数factor of stability
作用在滑动面（或滑体、崩塌体）的抗滑力（或力矩）与滑动力（或力矩）的比值。
2.0.9安全系数factor of safety
为保证斜坡稳定而采用的具有一定安全储备的稳定性系数。
2.0.10动态设计法methods of information design
根据施工信息和施工勘察反馈的资料，对地质结论、设计参数及设计方案进行再验证，如确认原设计条件有较大变化，及时补充、修改原设计的设计方法。
2.0.11管道工程地质灾害监测geohazard monitoring of pipeline
采用仪器量测、现场巡察或自动监控等手段和方法，采集和收集反映油气管道两侧一定范围内的地质灾害体或管道本体的变形破坏信息和灾变诱发因素信息，并进行分析、反馈的活动。
2.0.12管道工程地质灾害预警geohazard early-warning of pipeline
对油气管道所处的地质灾害环境及管道安全状态的发展趋势做出预测、预报和警报。
2.0.13人工监测manual monitoring
采用专业的仪器设备通过人工操作的方式进行的现场监测活动。
2.0.14自动监测automatic monitoring
采用智能传感技术、物联网技术进行连续的监测活动。
2.0.15人工巡察manual inspection
通过人工现场巡检、观察进行的监测活动。

3基本规定
3.0.1地质灾害防治设计应遵循预防为主、防治结合的原则，并应符合环境保护的要求，采取合理的综合治理方案和有效的治理工程措施。
3.0.2地质灭害防治设计应在风险评估的基础上进行，根据风险等级确定治理和监测计划，风险等级划分应符合现行行业标准《油气管道地质灾害风险管理技术规范》SYT6828相关规定。
3.0.3地质灾害防治设计应划分地质灾害防治工程等级，防治工程等级应按表3.0.3划分

3.0.4地质灾害防治设计宜采用动态设计法。
3.0.5地质灾害防治设计应具备下列基础资料：
1油气管道工程地质灾害危险性评估报告。
2管道工程线路中线、相关建（构）筑物及环境敏感点、矿区等工程区的地形图。
3油气管道各设计阶段地质灾害工程勘察成果。
3.0.6地质灾害防治设计应与管道线路工程、站场工程、水工保护、水土保持设计相结合。

4崩塌
4.1一般规定
4.1.1崩塌防治方案设计应符合下列规定：
1当管道通过崩塌落石区，宜采取清除危岩、加大埋深或在管道上方设置缓冲层的措施。无法完全消除威胁时，应采取在危岩体与管道之间平行管道走向设置拦石墙、拦石网、防护棚洞等被动拦挡措施。
2当被动防护难以满足安全需求时，应针对管道存在威胁的危岩区城，采取主动防护措施。
4.1.2崩塌防治设计应针对危岩体在施工环境、实施治理方案条件下的稳定性进行分析，危岩体稳定性分析计算应符合本规范附录A的规定，并应按表4.12校核危岩体的稳定状态。施工条件下应达到基本稳定状态，运营条件下应达到稳定状态。

4.1.3崩塌防治设计应分为以下三种工况，防治设计应按工况进行设计，按工况Ⅱ和工况Ⅲ进行校核。
2工况Ⅱ：自重+暴雨。
3工况Ⅲ：自重+地震。
4.1.4崩塌防治设计荷载应符合下列规定：
1岩石重度应取标准值，荷载分项系数取1.0。
2危岩裂隙水压力计算应符合本规范附录C.0.3的规定，危岩体脱离母体则不考虑裂隙水影响。

2021年山西省第六期各市常用建设工程材料指导价格

提问日期：2022-03-25 13:26:33

提问网友：水云流觞

请问各位大神，外架拖架使用工期10m*10天。300的外周长，外架使用工期是210天。咨询给的300*210*0.25。请问。0.25的系数怎么来的？

解答网友：

问问这位审计人吧

答疑：大家好，统计量时，软件提示梁跨未提取该怎么理解？谢谢-新疆维吾尔自治区

问题专业：土建 安装 装饰 市政 园林

所属地区：新疆维吾尔自治区

提问日期：2022-03-25 13:17:59

提问网友：李和润

解答网友：天海一线

这两个梁没有进行原味标注，

问题专业：土建

所属地区：云南

提问日期：2022-03-25 13:17:32

提问网友：努力学习

解答网友：小老百姓

挡土墙水平筋搭接长度参考16G101-1剪力墙

问题专业：土建

所属地区：浙江

提问日期：2022-03-25 13:09:28

提问网友：.

老师，结算送审到审计出具双方对帐前的结算初稿一般需要多久，4亿的土建项目。现在要排计划

解答网友：GXZ

过程是无法估计的

ICS75-010
CCS P 71 SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T6968—2021代替SY/T6968—2013
油气输送管道工程
水平定向钻穿越设计规范
Design code for oil and gas transmission pipeline installation by horizontal directional drilling

2021-11-16发布 2022-02-16实施
国家能源局发布

1总则
1.0.1为了在油气输送管道工程水平定向钻穿越设计中贯彻国家有关法规政策，确保工程质量、安全、环保、经济，制定本规范。
1.0.2本规范适用于陆上油气输送管道米用水平定向钻穿越人工或天然障碍物的工程设计。
1.0.3油气输送管道工程水平定向钻穿越工程设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准规范的规定。

2术语
2.0.1障碍物obstacle
采用水平定向钻通过的人工或自然物体。
2.0.2水平定向钻机horizontal directional drilling rig
一般由主机、动力源、控制系统、驱动系统组成，借助导向工具可控钻孔轨迹，在不同的地层和深度进行多种口径和一定长度的地下管线铺设的设备。
2.0.3水平定向钻穿越crossing by horizontal directional drilling
采用水平定向钻机按照设计轨迹从障碍物下方进行导向孔、扩孔成洞后，回拖穿越管段通过障碍物的一种非开挖管道安装施工方法，简称“定向钻穿越”。
2.0.4入土点entry point
导向孔的起点
2.0.5出土点exit point
导向孔的终点。
2.0.6入土角entry angle
人土点钻杆与水平面的夹角。
2.0.7出土角exit angle
出土点钻杆与水平面的夹角。
2.0.8导向孔pilot borehole
利用水平定向钻机，沿设计曲线完成的初始钻孔，作为预扩孔的引导孔。
2.0.9扩孔reaming hole
采用扩孔器将导向孔扩大至所需孔径的施工过程。
2.0.10回拖pullback

将穿越管道沿扩孔后的孔洞从障碍物一侧拖至另外一侧的过程。
2.0.11扩孔器reamer
用于扩孔的机具，一般有桶式扩孔器、飞旋式扩孔器、牙轮扩孔器、板式扩孔器等。
2.0.12控向系统direction control system
测量钻具方位角、倾斜角及工作状态等参数，控制水平定向钻钻头姿态的系统。
2.0.13钻机地锚rig anchor
用以临时固定定向钻钻机，提供钻机反作用力的锚固设施。
2.0.14地质改良soil improvement
通过换填、深层搅拌、高压旋喷、冷冻等方法改善地层条件的施工措施。
2.0.15对穿工艺drilling intersects
采用两台定向钻钻机分别从障碍物两侧对钻导向孔，通过对接钻孔完成导向孔施工过程的一种水平定向钻工法。

3基本规定
3.0.1定向钻穿越设计应依据完整的工程勘察资料，进行多种方案的技术、经济、安全、环境比较。
3.0.2定向钻穿越应贯彻国家有关的技术经济政策，积极慎重的米用新技术、新材料、新设备、新工艺。
3.0.3穿越管段设计使用年限不应小于主体管道使用年限。在使用年限内，穿越管段应具有足够的可靠度。
3.0.4定向钻穿越工程等级应按表3.0.4划分，水城定向钻穿越工程等级的确定还应符合现行国家标准《油气输送管道穿越工程设计规范》GB50423的有关规定。

3.0.5定向钻穿越工程应根据工程重要性按表3.0.5划分为一类、二类、三类。
3.0.6水域定向钻穿越工程确定工程等级后，应依据现行国家标准《油气输送管道穿越工程设计规范》GB50423采用相应的设计洪水频率。桥梁上游300m范围内的穿越工程，设计洪水频率不应低于该桥梁的设计洪水频率。

4材料
4.0.1定向钻穿越工程用于输送油、气的钢管，应符合现行国家标准《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB/T9711的规定，并应根据所输介质性质、钢管规格、钢材等级、使用条件补充有关技术条件要求。对于管径小于DN30Umm,设计压力小于6.3MPa的输油用钢管或设计压力小于4.0MPa的输气用钢管，可采用符合现行国家标准《输送流体用无缝钢管》GBT8163要求的钢管。
4.0.2定向钻穿越用光缆套管的技术要求不宜低于国家现行标准《结构用无缝钢管》GB/T8162和《一般结构用焊接钢管》SY/T5768中的技术条件，管径不宜小于114mm,壁厚应由计算确定，并不应小于5mm。
4.0.3符合本规范第4.0.1条的钢管，许用应力应按公式(4.0.3-1)和公式(4.0.3-2)计算。

ICS75.180
CCS E 90 SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T6883—2021代替SY/T6883—2012
输气管道工程过滤分离设备规范
Specification for filtration separation equipment of gas transmission pipeline engineering

2021一11一16发布 2022一02一16实施
国家能源局 发布

1范围
本文件规定了过滤分离设备的设计、制造、检验和验收的基本要求。
本文件适用于输气管道工程用旋风分离器、过滤分离器和气液聚结分离器。
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/T150.1~150.4压力容器
GB/T713锅炉和压力容器用钢板
GB/T1184形状和位置公差未注公差值
GB/T3531低温压力容器用钢板
GB/T6479高压化肥设备用无缝钢管
GB/T9019压力容器公称直径
GB/T9948石油裂化用无缝钢管
GB/T19189压力容器用调质高强度钢板
GB/T25198压力容器封头
HG/T20592~20635钢制管法兰、垫片、紧固件
B/T7757机械密封用0形橡胶圈
NB/T10558压力容器涂敷与运输包装
NB/T47008承压设备用碳素钢和合金钢锻件
NB/T47009低温承压设备用合金钢锻件
NB/T47041塔式容器
NB/T47042卧式容器
NB/T47065.1容器支座第1部分：鞍式支座

NB/T47065.2容器支座第2部分：腿式支座
SY/T0556快速开关盲板技术规范
SY/T7034管道站场用天然气过滤器滤芯性能试验方法
TSG21固定式压力容器安全技术监察规程
3术语和定义
下列术语和定义适用丁本文件。
3.1
旋风分离器cyclone separator

采用旋风子作为分离元件，主要用于除去天然气中夹带的粒径较大的固体杂质和液滴的立式分离设备。
3.2
过滤分离器filter separator
采用过滤分离滤芯作为分离元件，主要用于除去天然气中夹带的粒径较小的固体杂质和液滴的过滤分离设备。
3.3
气液聚结分离器liquid/gas coalescer
采用气液聚结滤芯作为分离元件，主要用于除去天然气中所含粒径较小的液滴的分离设备。
3.4
旋风子cyclone tube
主要由外壳、芯管和导流部件等组成。进入旋风子的天然气由于导流部件的作用产生旋转运动，利用离心分离原理除去粒径10um及以上粉尘和液滴。
3.5
过滤分离滤芯filter cartridge
主要由内衬骨架、过滤层和密封结构等组成，用于除去天然气中粒径以上粉尘和液滴的过滤分离元件。
3.6
气液聚结滤芯coalescing filter cartridge
主要由内衬骨架、过滤聚结层、脱液层和密封结构等组成，用于除去天然气中所含0.3m及以上液滴的过滤分离元件。
3.7
过滤分离组件filtration and separation components
由旋风子、过滤滤芯或气液聚结滤芯与其支撑部件组成。
3.8
叶片分离元件vane separator
采用不锈钢褶皱叶片结构，利用碰撞分离和聚结的工作原理捕集液滴的构件。

4符号
下列符号适用于本文件。
L一聚结滤芯有效长度，单位为米(m);
Li一过滤滤芯有效长度，单位为米(m);
Qs一旋风分离器总处理量，单位为立方米每小时(m3/h);
Qs—过滤分离器总处理量，单位为立方米每小时(m3/h);
Q一聚结分离器总处理量，单位为立方米每小时(m3/h),
d一聚结滤芯内径，单位为米(m);
dcs一旋风子内径，单位为米(m);
ds一过滤滤芯外径，单位为米(m);
nat—旋风子数量；
ns过滤滤芯数量；
nd聚结滤芯数量；
Pw一天然气工作压力，单位为兆帕(MPa);
qscs一单个旋风子运行工况下的处理气量，单位为立方米每小时(m3h),
9sfs一单支过滤滤芯运行工况下的处理气量，单位为立方米每小时(m3/h);
9sci一单支聚结滤芯运行工况下的处理气量，单位为立方米每小时(m3/h);

5基本规定
5.1过滤分离设备设计、制造、检验和验收除符合本文件的要求外，还应符合TSG21及GB/T150.1~150.4的规定。
5.2过滤分离设备的设计、制造单位应具备相应资质。
5.3腐蚀裕量应根据预期的设计使用年限和介质对金属材料的腐蚀速率确定，同时宜考虑介质流动对元件的冲蚀、磨损等影响。碳素钢或低合金钢设备的腐蚀裕量不应小于2.0mm。

ICS75-010
CCS E 01 SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T6066—2021代替SYT6066—2012,SY/T6234—2010
原油输送管道系统能耗测试和计算方法
Energy consumption test and calculation method for crude oil pipeline transport system

2021一11一16发布 2022一02一16实施
国家能源局 发布

1范围
本文件规定了原油输送管道系统能耗测试和计算的要求与方法。
本文件适用于原油输送管道系统的能耗测试和计算。
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/T1884原油和液体石油产品密度实验室测定法（密度计法）
GB/T2589综合能耗计算通则
GB/T4756石油液体手工取样法
GB/T8929原油水含量的测定蒸馏法
GB/T9109.5石油和液体石油产品动态计量第5部分：油量计算
GB/T10180工业锅炉热工性能试验规程
GB/T12497三相异步电动机经济运行
GB/T16666泵类液体输送系统节能监测
GB/T34867.1电动机系统节能量测量和验证方法第1部分：电动机现场能效测试方法
GB50253输油管道工程设计规范
SY/T5669石油和液体石油产品立式金属罐交接计量规程
SY/T6381石油工业用加热炉热工测定
SY/T7517原油比热容的测定方法

3术语和定义
GB50253界定的以及下列术语和定义适用于本文件。
3.1
原油输送管道系统oil transport pipeline system
由输油站、储库、管道线路组成的系统。
注：原油输送管道系统范围包括从成品原油外输首站及其后面的输送系统。
3.2
能量利用率energy utilization efficiency
设备或站场出口处（输出端）介质具有的能量与供给能量及输入端介质带入能量之和的比值，用百分数表示。
3.3
输油周转量oil pipeline transport turnover volume
测试期内，输油管道输送原油量与输送距离的乘积。

4符号
下列符号适用于本文件。

5测试准备
5.1应确定测试对象，划定被测试系统的范围。
5.2应收集与测试系统有关的基础资料，包括但不限于主要运行参数、额定生产能力、当前生产能力、主要耗能设备档案等。
5.3应根据本文件的有关规定，结合具体情况制订测试方案，并在测试前将测试方案提交被测单位。测试方案的内容至少应包括：
a)测试任务和要求，
b)测试项目；
c)测点布置与所需仪器；
d)人员组织与分工；
e)测试进度安排；
f)HSE安全内容。
5.4应按测试方案中测点布置的要求配置测试用仪表。现场仪表在有效检定（校准）期内且经确认满足测试准确度等级要求时，应优先使用现场仪表。测试仪器应经过具有相应资质的计量部门检定/校准并确认合格，并在检定/校准有效期内。
5.5开展被测现场调查，调查现场是否具备输油泵机组、加热炉、锅炉等主要耗能设备各项能效参数的在线感知与传输，是否满足能耗数据在线、实时获取。
5.6参加测试的人员应经过培训，持证上岗。测试过程中测试人员不宜变动。

ICS25.160.01
CCS P 94 SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T0452—2021代替SY/T0452-2012
石油天然气金属管道焊接工艺评定
Standard for welding procedure qualification of oil and gas metal pipeline

2021-11-16发布 2022-02-16实施
国家能源局 发布

1总则
1.0.1为统一石油天然气和炼油化工工程建设中金属管道焊接工艺评定的方法和内容，验证拟定的焊接工艺的正确性，保证焊接接头的性能满足要求，特制定本规范。
1.0.2本规范适用于陆上石油天然气和炼油化工工程中各类金属管道的气焊(OFW)、焊条电弧焊(SMAW)、钨极氩弧焊(GTAW)、熔化极气体保护焊(GMAW和FCAW一G)、自保护药芯焊丝电弧焊(FCAW-S)、埋弧焊(SAW)及它们的组合等方法的焊接工艺评定。
1.0.3石油天然气金属管道焊接工艺评定除应符合本规范外，应符合国家现行有关标准规定。

2术语
2.0.1焊接工艺评定welding procedure qualification
为验证所拟定的焊件焊接工艺的正确性而进行的试验过程及结果评价。
2.0.2预焊接工艺规程preliminary welding procedure specification (pWPS)
拟定的用于指导焊接工艺评定的焊接工艺文件。
2.0.3焊接工艺评定报告procedure qualification record(PQR)
记载验证性试验及其检验结果，对拟定焊接工艺进行评价的报告。
2.0.4焊接工艺规程welding procedure specification(WPS)
根据合格的焊接工艺评定报告编制的，用于工程施工的焊接工艺文件。
2.0.5焊件weldment
用焊接方法连接的组件，包括母材和焊接接头两部分。
2.0.6试件test piece
按照拟定的焊接工艺制成的用于焊接工艺评定试验的焊件。
2.0.7试样test specimen
从试件上按规定切取的供试验用的样品。
2.0.8预热preheat
焊接开始前，对焊件的全部（或局部）进行加热的工艺措施。
2.0.9道间温度interpass temperature
多层多道焊时，在施焊后继焊道之前，其相邻焊道应保持的温度。

3基本规定
3.0.1焊接工艺评定应以金属材料焊接性为依据，并在工程焊接施工前进行。
3.0.2焊接工艺评定应根据金属材料的焊接性，按照管道设计技术条件和工程经验拟定焊接工艺，施焊试件和制取试样，测定焊接接头符合或达到规定的要求，编制焊接工艺评定报告。
3.0.3焊接工艺评定所用母材、焊材应有出厂质量证明文件，且应符合设计要求和有关标准的规定。
3.0.4试件的坡口形式和尺寸应符合设计要求和有关规定：若无规定，应按现行国家标准《气焊、焊条电弧焊、气体保护焊和高能束焊的推荐坡口》GB/T985.1和《埋弧焊的推荐坡口》GB/T985.2的相关规定执行。
3.0.5焊接工艺评定应在本单位进行，由技术熟练焊工使用本单位设备焊接试件。
3.0.6焊接工艺评定所用焊接设备、试验与检验设备应处于正常工作状态，计量器具和检验试验设备应在检定或校准的有效期内。
3.0.7焊接理化性能试验应由具有中国计量认证/认可委员会(CMA)或中国合格评定国家认可委员会(CNAS)认可的第三方实验室进行。
3.0.8评定试件的数量应能满足试件检验与评定的要求。采用管状对接焊缝试件，当管外径大于或等于711mm时，可采用焊接包含6点至12点的所有位置的1/2圆周试件。
3.0.9在同一管道工程施工时，压力管道施工资质相同的各单位之间，可互相利用按本规范评定合格的焊接工艺评定作为编制焊接工艺规程的依据，但事先应经评定单位授权许可，并经本单位质量保证工程师的批准。

4评定规则
4.1评定的方法
4.1.1评定对接焊缝焊接工艺时，应采用管状对接焊缝试件，对接焊缝试件评定合格的焊接工艺适用于对接焊缝和角焊缝。评定非受压角焊缝焊接工艺时，可仅采用角焊缝试件。金属管道常用焊接工艺评定试件形式见图4.1.1。

4.1.2当不具备管状对接焊缝试件评定条件时，可采用板状对接焊缝试件进行评定。板状对接试件焊接工艺评定试件形式见图4.1.2。

4.2.1焊接工艺评定因素分为重要因素、补加因素和次要因素。焊接工艺评定因素规定如下：
1重要因素是指影响焊接接头抗拉强度和弯曲性能的焊接工艺评定因素；
2补加因素是指影响焊接接头冲击性能的焊接工艺评定因素：
3次要因素是指对要求测定的力学性能无明显影响的焊接工艺评定因素。
4.2.2每种焊接方法的焊接工艺评定重要因素、补加因素和次要因素应按表4.2.2的规定确定，并应符合下列规定：
1当变更任何一个重要因素时，均应重新进行焊接工艺评定；
2当规定进行冲击试验时，增加或变更任何一个补加因素，应按增加或变更的补加因索增焊冲击韧性试件进行试验；
3当变更次要因素时，可不重新进行焊接工艺评定，但应重新编制焊接工艺规程。
4.3焊接方法
4.3.1试件焊接可采用本规范第1.0.2条规定的任何一种焊接方法或它们组合的焊接方法进行。
4.3.2改变焊接方法，应重新进行焊接工艺评定。
4.3.3当同一焊缝使用两种或两种以上焊接方法或重要因素、补加因素不同的焊接工艺时，可按每种焊接方法或焊接工艺分别进行评定；也可使用两种或两种以上焊接方法或焊接工艺的组合进行评定。
4.3.4组合焊接工艺评定合格后用于焊件焊接时，可果用其中一种或几种焊接方法或焊接工艺，但应保证其重要因素、补加因素不变，并且每种焊接方法或焊接工艺适用的焊件厚度或焊缝金属厚度应符合本规范第4.8.1条、第4.8.2条规定的有效范围。

ICS75.180.10
CCS E 94 SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T0305—2021代替SY/T0305—2012
滩海管道系统技术规范
Technical specification of pipeline system for beach-shallow sea

2021一11一16发布 2022一02-16实施
国家能源局 发布

1范围
本文件规定了滩海管道系统设计及施工的技术要求。
本文件适用于滩海区城输送石油、天然气或水的钢质管道系统的设计和施工，输送其他介质的滩海管道系统设计和施工也可参考执行。
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，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T8923.1涂覆涂料前钢材表面处理表面清洁度的目视评定第1部分：未涂覆过的钢材表面和全面清除原有涂层后的钢材表面的锈蚀等级和处理等级
GB/T9711一2017石油天然气工业管线输送系统用钢管
GB/T17502海底电缆管道路由勘察规范
GB/T21447钢质管道外腐蚀控制规范
GBT35988石油天然气工业海底管道阴极保护
GB50264工业设备及管道绝热工程设计规范
GB/T504702017油气输送管道线路工程抗震技术规范
JTS180-3—2018海轮航道通航标准
SY/T0407涂装前钢材表面处理规范
SY/T0452石油天然气金属管道焊接工艺评定
SY/T0599天然气地面设施抗硫化物应力开裂和应力腐蚀开裂的金属材料技术规范
SY/T4084滩海环境条件与荷载技术规范
SY/T4091滩海石油工程外防腐技术规范
SY/T4092滩海石油工程保温技术规范
SY/T6968油气输送管道工程水平定向钻穿越设计规范

3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1滩海beach一shallow sea
潮上带、潮间带和极浅海的总称。
3.2滩海管道pipeline for beach-一shallow sea
滩海范围内连接平台与平台或其他滩海设施间的管道，潮上带、潮间带和极浅海与岸连接的管道(立管除外)。
注：这些管道可能全部或部分悬跨于海床上，或放置于海床或埋设于海床面以下。
3.3滩海管道系统pipeline system for beach一shallow sea
位于滩海用来输送石油、天然气或水的钢质管道工程设施所有组成部分的总称。
注：包括滩海管道及其立管、支撑构件、关断阀、所有的管网部件、相关的安全系统和防腐系统等。
若没有特别说明，滩海管道系统的界限为以下界限前的第一道焊缝（滩海管道侧）：
一最高潮位以上，位于平台等海上设施的第一个阀、法兰、绝缘接头等：
海底设施上的第一个阀、法兰、绝缘接头等（不包括管汇、海管终端等）：
一位于登陆点的第一个阀、法兰、绝缘接头（陆上法规和规范有更严格规定除外）。
3.4立管riser
连接滩海管道与平台或其他水上设施的管段。
注：通常立管底部的膨胀弯亦属立管的一部分。
3.5膨胀弯spool and expansion loop
能够吸收滩海管道膨胀或收缩的管段。

4安全等级划分
4.1通则
本文件滩海管道系统结构设计采用荷载和抗力系数设计方式(LRFD)。荷载和抗力因子根据不同失效后果对应的安全等级确定。
4.2流体分类
4.2.1管道系统输送的流体应根据其危害性进行分类，分类见表1。

4.2.2当二氧化碳管道的作业者有输送二氧化碳或类似组分的管道长期的作业经验，并且按以往类似作业经验进行操作运行时，可按危险性类别进行设计，否则宜按类别E进行设计。输送二氧化碳的管道设计应遵守DNV GL-RP-J202。
43位置分类
管道的位置分类定义见表2。