气田地面工程有关国内外规范的差异分析
任何一项工程在设计、采办、施工的各个阶段，都要参考引用很多标准规范，尤其是国外项目，参考引用的标准规范往往与国标存在较大差异，通过参考学习中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司王春瑶的一篇文章，可以更好的了解不同规范间的差异，从而更好的指导我们现场的各项具体工作。
国内气田地面工程除遵循国家标准（GB）、石油行业标准（SY）外，还要遵循其他行业标准，其中针对气田地面工程的标准有GB50350《油气集输设计规范》、SY/T0605《凝析气田地面工程设计规范》等。目前与我国合作的国外公司执行的标准，从类别上划分有两种：一是以俄罗斯标准为基础的标准体系，另一类是以美国标准为基础的标准体系，本文对后者常用的标准与国内有关标准进行对比分析。
国际上有关石油天然气工程方面的标准，最常用标准有ASME&B31.8《输气和配气管道系统》、《工艺管道》、ISO13623《石油天然气工业——管道输送系统》等，没有针对气田地面工程设计的专用标准。国外石油公司主要依据标准，在此基础上对其增补形成企业规范。壳牌(SHELL)的企业规范是《设计和工程实践》（DEP）；道达尔(TOTAL)的企业规范是《总体规定》（GS）。
1&规范适用范围
《工艺管道》[1]和ASME&B31.8《输气和配气管道系统》[2]都是ASME&B31压力管道规范，普遍用于炼油、化工以及相关的处理厂和终端厂的管道。《输气和配气管道系统》ASME&B31.8适用于输气管道设施的设计、制作（装配）、安装、检测和试压，但不适用于井口装置（包括控制阀）、井口至捕集器或分离器间的采气管线、海上平台上的生产设施管道及气或油井的套管和油管。
《石油天然气工业—管线系统》[3]适用于陆上和近海连接井场、生产厂、处理厂、炼制厂和储存设施的管线系统，包括井场与集气站或处理厂之间的连接管线、处理厂至减压站之间的管线及该管线上的压缩机站、阀站、减压站等站场。
《管线工程（对13623的补充）》&[4]使用范围：从清管发送装置到清管接收装置（包括清管收发筒、相关管组及阀门）；若无清管收发装置，除了业主规定外的厂内第一个隔断阀。针对厂、站管道规范主要是DEP31.38.01.11《管道——总体要求》，它是对的补充。
道达尔公司针对线路管道工程的规范主要有&《陆上管线系统》、&106《遵循ISO13623设计陆上管线》。&[5]将采气管道（井口至分离器的管线）通常被纳入工艺管道，然而采气管道超过1千米时，把它作为线路管线而不是工艺管道。对于厂、站工艺管道规范，主要是VV11《配管设计规定》，它的适用范围与《工艺管道》一致。
2&规范差异分析
2.1&管道壁厚计算公式
《输气管道工程设计规范》GB50251引用ASME&B31.8直管壁厚计算公式，GB50350的壁厚计算公式[6]是在的基础上增加了腐蚀裕量项。&
就意义而言，道达尔《陆上管线系统》的最大允许操作压力与&不同，它与设计后检查有关，基于给定壁厚而不是理论壁厚通过环向应力公式反推得出最大允许操作压力[7]。
与GB50350壁厚公式比较而言，的壁厚计算考虑管道外压及壁厚影响。国内项目的气田集输线路和站场管道壁厚计算均用GB50350公式，当选用符合《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB/T9711的钢管时，其焊缝系数取1.0。国际项目的气田集输站场管道壁厚计算采用ASME&B31.3的公式，它无地区等级设计系数，考虑了管道焊缝系数、温度修正系数及钢管负偏差的影响，其壁厚按ASME&B36.10M的壁厚等级SCH选取[8]，当选用符合API5L的无缝钢管、直缝或螺旋缝管时，质量系数分别为1、0.95，这与GB50350、ASME&B31.8计算而来的壁厚差异较大。若与清管收发设备相连的站内主线管道按照ASME&B31.3计算选取的壁厚，比线路管厚许多。国际上通常将连接清管器收、发装置的支管阀门作为ASME&B31.8与ASME&B31.3应用范围的分界处，与清管收、发设备相连的厂（站）内主线管道仍按线路管道设计。
2.2地区等级划分和强度设计系数
对于线路管道壁厚计算公式，ASME&B31.8和GB50251相同，两者的设计系数均是依据地区等级而确定的。ASME&B31.8将输气管道划分为4个地区等级，其中1级地区又细分为1类和2类，其对应的设计系数分别为0.8、0.72；GB50251将地区等级划分4个，无ASME&B31.8的1级地区1类，与其余4个地区等级对应的设计系数相同。GB50350壁厚计算公式的设计系数依据GB50251地区等级而定的，当输送介质含有H2S等酸性介质时，设计系数取值不得低于2级地区。对于输送D、E类流体陆上管线的环向应力设计系数是根据地区等级而确定的（无毒单相天然气和含液或有毒天然气分别属于D、E类流体），将管道地区等级划分为5个，除了1级地区的D、E类流体设计系数分别为0.83、0.77外，其余地区的D、E类流体设计系数与ASME&B31.8、GB50251对应地区等级均相同。
2.3压力保护
2.3.1管道超压保护
规定管道系统中任一点的设计压力应等于或大于最大允许操作压力，只有频率和持续时间有限时的才允许，且不得超过10%，防止管道系统中任何地方的瞬变压力超过此值，应设置泄放阀或介质源截断阀等超压保护措施。
《管线超压保护》[9]规定最大瞬变压力是1.1倍最大允许操作压力，超压保护可以通过机械装置即压力安全泄放阀或仪表保护装置（IPF）来实现，用IPF保护的管线比用安全阀保护的管线更接近最大允许操作压力运行。
GS&EP&PLR&104《陆上管线系统》要求瞬变压力超过设计压力就要设计过压保护系统。《》[10]中的压力保护系统主要有三种，即：满压力等级机械设计、和过压保护系统。满压力等级机械设计是指在设计温度下系统设计压力超过最大可能压力，包括工艺扰乱、腐蚀裕量。泄放系统是指系统设计压力虽然包括超过最大操作压力之上的安全余额，然而由于工艺扰乱，系统主导压力仍然可能超过设计压力，因此配备由系统静压激活开启的设备以防工艺扰乱。是基于足够完整仪表系统，以便使超过设计压力的风险可接受。过压保护系统不是优先选择方案，只有满压力等级设计和泄放系统不切实际时才选择过压保护系统。
GS&EP&SAF&262建议，当技术上切实可行时井口生产管汇至第一级分离器采用满压力等级机械设计。通常在气田地面工程设计中，若井口压力不是很高，为了充分利用井口压力能，井口不需节流，井口至集气站的或井口至第一级分离器前的采气管线采用满压力等级设计，其设计压力大于或等于最大井口压力。
2.3.2&安全阀定压
根据《》[11]压力泄放阀的压力等级关系图中，单阀设定压力等于最大允许工作压力，预计最大操作压力为90%安全阀设定压力。在中，气体管线的安全阀泄放典型设定压力为100%最大允许操作压力，最大操作压力为91%，高压报警设定压力为95%安全阀设定压力，安全阀回座压力为94%安全阀设定压力。当气田集输系统的操作压力大于7.5MPa时，GB50350的安全阀定压力为1.05倍，操作压力为95.2%安全阀设定压力，分别高于及操作压力为90%、91%安全阀设定压力，达到报警压力设定值，高于API520单阀关闭压力为92.5%安全阀设定压力。因此，以操作压力的1.05倍设置安全阀的整定压力，存在正常操作压力范围内安全阀关闭不严可能性。GB50350的安全阀定压值根据《石油钢制压力容器》SH3407确定的，SH3407对装有安全阀的压力容器的设计压力为1.05~1.1倍操作压力，且不低于安全阀开启压力，未把安全阀定压为1.05倍操作压力作为强制要求。建议气田地面集输的操作压力大于7.5MPa时，安全阀定压仍按操作压力的1.1倍设定。
2.4&站场工艺管道试压
ASME&B31.3规定管道水压试验压力不低于1.5倍设计压力，用空气试压的试验压力为1.1倍设计压力，稳压时间≥10分钟。DEP31.38.01.11《管道——总体要求》的管道试压遵循ASME&B&31.3，《试运前机械设备的现场检查》主张水压试验，特殊情况下允许用空气试验，其试验压力为1.1倍设计压力，划出区空气试压的区域危险等级、安全距离及建议的安全措施。
GS&EP&PVV&171《钢质管道安装》规定试验压力是150%满压力等级；当设计压力低于满压力等级时，试验压力为150%设计压力，试压时间不低于30分钟。当水压试验不能实行时，经业主批准才可以进行气压试验，遵循GS&EP&PVV&173《地面管道系统的气体试压》。
GB50540《站内工艺管道工程施工规范》的强度试验应以水为介质，；特殊情况下经业主批准，可用空气为试验介质，试验压力为设计压力1.15倍，稳压时间4小时；输送介质为气体的严密性试验，试验介质应采用压缩空气，稳压时间24小时。《》的强度试验压力、严密性试验压力及试验介质与GB50540相同，它们之间严重差异是试压时间，SY4203的强度试压时间、严密性试压时间分别为10分钟、30分钟。
在壳牌开发的金秋致密气田中，国内外标准的试压时间差异大，在满足国内规范规定的最少时间基础上适当延长了稳压时间，即：强度试压、严密性试压的稳压时间各为1小时。
2.5焊缝无损检验
由于国内外焊接工艺及检验技术水平不同，其执行的检验要求不同，国外标准一般直接按一定比例焊缝进行无损检验；国内规范较国外规范严格，均要进行全周长100%无损探伤检验，当用超声波进行无损探伤检验时，还用射线照相按一定比例对焊缝全周长进行复验。
2.5.1&线路管道无损检验
ISO13623的D类流体且环向应力≥50%屈服强度及E类流体管道，应进行100%超声波或射线检验。ASMEB31.8的1、2、3、4级地区对应的无损检验比例是10%、15%、40%、75%，压缩机站内，河流、公路、铁路穿越管道不得少于90%，3、4级地区的酸气管线及其压缩机站、河流、公路、铁路穿越为100%。31001《管线工程》要求所有焊缝进行或。达尔公司对线路管道无损检验比例道采用。
《石油天然气建设工程施工质量验收规范&：16MPa，%检验；＜设计压力≤16MPa，100；1.6MPa＜4.0MPa，100，5%射线复验；设计压力≤1.6MPa，50%超声波检验。
2.5.2&站场管道无损检验
ASME&B31.3要求进行全面射线抽查或超声波抽查，未就相关条件对焊缝的射线或超声波抽查比例作具体规定。DEP31.38.01.31以ASME&B31.3&为基础，按输送介质、压力等级等各种情况规定了无损检验比例。GS&EP&PVV&171要求输送class600烃液或烃类气体管道进行100%射线检验；≤烃液或烃类气体管道，10%射线检验；用气体试压的管道进行100%射线检验。GB50540《石油天然气站内管道工程施工规范》要求站场管道进行100%无损检验，优先选用射线或超声波；SY4203《石油天然气建设工程施工质量验收规范&站内工艺管道工程》根据设计压力规定无损检验比例：设计压力＞16MPa，%射线检验；4.0MPa＜设计压力≤16MPa，100%超声波检验，15%射线复验；1.6MPa＜设计压力≤4.0MPa，100%超声波检验，5%射线复验；设计压力≤1.6MPa，50%超声波检验。
2.5.3&无损检验验收
&&&&国内管道焊缝的无损检验质量验收执行《石油天然气钢质管道无损检测》SY/T4109，射线、超声波检验达到Ⅱ级为合格。ISO13623的管道焊缝无损检验执行《石油天然气工业管道系统&管道焊接》ISO13847，其射线、超声波接受标准略低于SY/T4109的Ⅱ级。ASME&B31.3的射线、超声波检验方法遵循ASME&BPV第5卷，其中ASME&B31.3的超声波验收准则比SY/T4109的Ⅱ级严格。
在金秋致密气田中，先对站场管道焊缝进行100%超声波检验，根据压力等级以一定比例进行射线复验。100%射线检验要求应根据ASME&B31.3中344.5.2条或SY/T&射线检验达Ⅱ级；10%射线检验要求应根据ASME&B31.3中344.5.2条或SY/T&射线检验达Ⅱ级。超声波检验取代射线检验可根据ASME&B31.3中341.4.1条或SY/T&超声波检验达Ⅱ级为合格，同时依据DEP31.38.01.31要求，超声波检验要用电脑自动采集数据，获得整个焊接的永久保存的超声波图像记录。
对于境内国际合作开发的气田建设工程，首先满足国家、行业规范的基础上，结合国际标准及合作公司的企业规范，保证达到外国公司规范的最低要求。境外的气田建设工程首先满足项目所在国的标准或规范，若项目所在国无系统的标准、规范，通常参照执行API、&ASME及ISO系列标准。
参考文献：
[1]&ASME&B31.3-2008，工艺管道[S].
[2]&ASME&B31.8-2010，[S].
[3]&-2008，[S].
[4]&DEP&31.40.00.10，管线工程（对ISO13623的补充）&[S].
[5]&GS&EP&PLR&104，陆上管线系统&[S].
[6]&GB，油气集输设计规范&[S].
&[7]&刘永茜，甘淳静，秦&&璇.&气田集输国内标准与TOTAL标准差异性研究[J].天然气与石油，）：8-11.
&[8]&[J].天然气与石油，）：4-7.
&[10]&GS&EP&SAF&262，压力保护泄放和烃类处理系统&[S].
[11]&API520—2008炼厂压力泄放装置的尺寸确定、选择和安装的推荐作法&[S].
作者简介：王春瑶（1966-），女，四川崇州人，高级工程师，学士，长期从事气田地面建设工程和油气储运设计工作。电话：（028）。
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00 一 重型:1Z000 轻型: 从表L可以看出,两种标准楼面活荷载取值比较接近,屋面活荷载耜差较大。显然,如 采用美国标准进行设计,所用的建筑材料及建设成本...
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国内外建筑工程技术标准差异
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