關于氣田地面工程國內外標準規范差異性分析

王春瑤 李小麗

中國石油集團工程設計有限責任公司西南分公司，四川 成都 610041

0 前言

針對氣田地面建設工程的標準國內有GB 50350《油氣集輸設計規范》、SY/T 0605《凝析氣田地面工程設計規范》等，國外從類別上劃分為兩類：一類以俄羅斯標準為基礎的標準體系，另一類以美國標準為基礎的標準體系。本文對以美國標準為基礎的API、ASME及ISO等常用氣田相關標準與國內有關標準進行對比分析。

國際上有關石油天然氣工程方面的標準最常用的有ASMEB31.8《輸氣和配氣管道系統》、ASMEB31.3《工藝管道》、ISO 13623《石油天然氣工業—管道輸送系統》等，目前還沒有用于氣田地面工程設計方面的專用標準。對此，國外一些石油公司在API、ASME或ISO系列標準的基礎上進行增補形成企業規范。比如，殼牌公司（SHELL)的企業規范、道達爾公司（TOTAL)的企業規范。

1 規范適用范圍

ASMEB31.3《工藝管道》［1］和ASMEB31.8《輸氣和配氣管道系統》［2］均隸屬ASME B31壓力管道規范，前者適用于煉油、化工以及處理廠和終端廠相關的管道，后者適用于輸氣管道設施的設計、制作（裝配）、安裝、檢測和試壓，但不適用于井口裝置（包括控制閥）、井口至段塞流捕集器或氣液分離器間的采氣管道、海上平臺的生產設施管道及氣或油井的套管、油管。

ISO 13623《石油天然氣工業—管道輸送系統》［3］用于陸上和近海連接井場、生產廠、處理廠、煉制廠和儲存設施的管道系統，包括井場與集氣站或處理廠之間的連接管道、處理廠至減壓站之間的管道及該管道上的壓縮機站、閥站、減壓站等場站。

殼牌公司對管線工程相關的企業規范適用范圍規定：從清管發送裝置到清管接收裝置（包括清管收發裝置、相關管組及閥門）；若無清管收發裝置，則以除了業主規定外的廠內第一個隔斷閥為界。廠、站內的管道則主要執行管道總體要求，它是對ASMEB31.3《工藝管道》的補充。

道達爾公司關于線路管道工程的企業規范規定：井口至分離器的采氣管道列入工藝管道，但超過1 km，則作為線路管線。廠、站工藝管道的企業規范的適用范圍與ASMEB31.3《工藝管道》一致。

2 規范差異分析

2.1 管道壁厚計算公式

GB 50251《輸氣管道工程設計規范》引用ASME B31.8直管壁厚計算公式，GB 50350的壁厚計算公式［4］是在GB 50251的基礎上增加了腐蝕裕量項，即：

式中：δ為鋼管計算壁厚，mm；P為設計壓力，MPa；D為管道外徑，mm；σS為鋼管最低屈服強度，MPa；F為設計系數；φ為鋼管焊縫系數；t為溫度折減系數，當溫度小于120℃時t值取1.0；C為管道腐蝕裕量，mm。

ISO 13623《石油天然氣工業—管道輸送系統》根據

式中：pid為設計內壓，MPa；pod為最小外部靜力，MPa；D0為公稱外徑，mm；Fh為環向應力設計系數，無量綱；σy為在最高設計溫度下屈服強度，MPa；σhp為流體壓力產生的環向應力，MPa。

道達爾公司對陸上管線系統的相關規范規定：最大允許操作壓力按設計、安裝后檢查的管道實際壁厚，通過環向應力公式反推得出最大允許操作壓力［5］。不同于ISO 13623《石油天然氣工業—管道輸送系統》中基于理論的計算壁厚。即：

式中：tset為選取壁厚，mm（不包括壁厚公差和腐蝕裕量）。

當設計厚度小于1/6管外徑時，ASMEB31.3直管的設計厚度應不小于式（4）、（5）計算出的厚度。

直管所要求的厚度：tm=t+c

式中：c為機械裕量與腐蝕和磨蝕裕量的總和，mm；t為壓力設計厚度，mm；P為設計內壓，MPa；D為管道外徑，mm；S為許用應力，MPa；E為質量系數；W為焊縫接頭強度降低系數，當溫度不大于510℃時取1.0；Y為從ASME B31.3 表304.1.1查得的系數或由公式Y=（d+2c）/（D+d+2c）求得。

GB 50350《油氣集輸設計規范》中的壁厚計算公式與ISO 13623《石油天然氣工業—管道輸送系統》中的壁厚計算公式進行對比，后者壁厚計算公式考慮管道外壓及壁厚影響。國內氣田集輸線路和站場，管道壁厚計算均采用GB 50350《油氣集輸設計規范》中壁厚計算公式，當選用符合GB/T 9711《石油天然氣工業管線輸送系統用鋼管》技術要求的鋼管時，其焊縫系數取1.0。國外氣田或國內與國外石油公司合作開發的氣田，集輸站場管道壁厚計算采用ASMEB31.3《工藝管道》中的公式，此公式中無地區等級設計系數，但考慮了管道焊縫系數、溫度修正系數及鋼管負偏差的影響，壁厚按ASMEB36.10M《焊接和無縫軋制鋼管》中壁厚等級SCH技術要求選取［6］；當選用符合API5L技術要求的無縫鋼管、直縫或螺旋焊縫鋼管時，質量系數分別取1.0、0.95。這與采用GB 50350《油氣集輸設計規范》、ASMEB31.8《輸氣和配氣管道系統》中壁厚計算公式得出的壁厚差異較大。按照ASMEB31.3計算，選取與清管收發裝置相連的站內主線管道的壁厚，比線路管道壁厚厚許多。國外通常將連接清管器收、發裝置的支管閥門作為ASMEB31.8與ASMEB31.3應用范圍的分界，與清管收、發裝置相連的線路進廠、進站管線按線路管道選用壁厚設計。

2.2 地區等級劃分和強度設計系數

對于線路管道壁厚計算公式，ASMEB31.8《輸氣和配氣管道系統》和GB 50251《輸氣管道工程設計規范》相同，兩者的設計系數均是依據地區等級確定。ASMEB 31.8將輸氣管道劃分為4個地區等級，其中1級地區又細分為1類和2類，其對應的設計系數分別為0.8、0.72；GB 50251將地區等級劃分為4個，但無ASMEB31.8中的1級地區1類，除1級地區對應ASMEB31.8中的1級地區2類系數外，其余與ASMEB31.8中的地區等級劃分設計系數一一對應。GB 50350《油氣集輸設計規范》壁厚計算公式的設計系數執行GB 50251《輸氣管道工程設計規范》，但當輸送介質含有H2S等酸性介質時，設計系數取值不得低于2級地區。ISO 13623《石油天然氣工業—管道輸送系統》對輸送D、E類流體陸上管線的環向應力設計系數根據地區等級確定（無毒單相天然氣和含液或有毒天然氣分別屬于D、E類流體），其將管道地區等級劃分為5個，除了1級地區的D、E類流體設計系數分別為0.83、0.77外，其余地區的D、E類流體設計系數與ASMEB31.8、GB 50251對應地區等級相同。

2.3 壓力保護

2.3.1 管道超壓保護

ISO 13623《石油天然氣工業—管道輸送系統》規定：管道系統中任一點的設計壓力應等于或大于最大允許操作壓力，只有頻率和持續時間有限時的瞬變壓力允許超過最大允許操作壓力，且不得超過10%，為防止管道系統中任何地方的瞬變壓力超過此值，應設置泄放閥或介質源截斷閥等超壓保護措施。

殼牌公司對管線超壓保護的相關企業規范規定：最大瞬變壓力不得超過1.1倍最大允許操作壓力，超壓保護可通過機械裝置即壓力安全泄放閥或儀表保護裝置（IPF）實現，采用IPF保護的管線運行壓力比采用安全閥保護的管線系統更接近最大允許操作壓力。

道達爾公司相關陸上管線系統壓力保護的企業規范規定：瞬變壓力超過設計壓力應設置過壓保護系統。壓力保護系統主要分為滿壓力等級機械設計、泄放系統和超壓保護系統三種。滿壓力等級機械設計指在設計溫度下管道系統設計壓力超過最大可能壓力，包括工藝擾亂、腐蝕裕量。泄放系統指系統設計壓力雖然包括超過最大操作壓力之上的安全裕量，然而由于工藝擾亂，系統主導壓力仍然可能超過設計壓力，因此配備由系統靜壓激活開啟的設備以防工藝擾亂。超壓保護系統是基于足夠完整的儀表系統，以便使超過設計壓力的風險可接受。過壓保護系統不是優先選擇方案，只有滿壓力等級設計和泄放系統不切實際時才選擇過壓保護系統。

道達爾公司相關企業規范建議：當技術可行時井口生產管匯至第一級分離器采用滿壓力等級機械設計。通常在氣田地面工程設計中，若井口壓力不是很高，為了充分利用井口壓力能，井口不節流，井口至集氣站或井口至第一級分離器前的采氣管線采用滿壓力等級設計，其設計壓力大于或等于最大井口壓力。

2.3.2 安全閥定壓

根據APIRP 520《煉油廠壓力泄放裝置的尺寸確定、選擇和安裝的推薦作法》［7］中壓力泄放閥的壓力等級關系圖，安全閥設定壓力等于最大允許工作壓力，最大操作壓力為90%安全閥設定壓力。殼牌公司相關企業規范規定：氣體管線的安全閥泄放典型設定壓力為100%最大允許操作壓力，最大操作壓力為91%安全閥設定壓力，高壓報警設定壓力為95%安全閥設定壓力，安全閥回座壓力為94%安全閥設定壓力。當氣田集輸系統的操作壓力大于7.5MPa時，GB 50350的安全閥設定壓力為1.05倍操作壓力，操作壓力為95.2%安全閥設定壓力，均高于APIRP 520及殼牌相關企業規范規定操作壓力為90%、91%安全閥設定壓力，達到殼牌公司相關企業規范的報警壓力設定值，高于APIRP520單閥關閉壓力為92.5%安全閥設定壓力。因此，以操作壓力的1.05倍設置安全閥的整定壓力，存在正常操作壓力范圍內安全閥關閉不嚴的可能性。GB 50350《油氣集輸設計規范》的安全閥定壓值根據SH 3407《石油鋼制壓力容器》確定的，SH 3407對裝有安全閥的壓力容器設計壓力為1.05～1.1倍操作壓力，且不低于安全閥開啟壓力，但未強制要求安全閥定壓為1.05倍操作壓力。建議氣田地面集輸系統的操作壓力大于7.5 MPa時，安全閥定壓按操作壓力的1.1倍設定。

2.4 站場工藝管道試壓

ASMEB31.3《工藝管道》規定：管道水壓試驗壓力不低于1.5倍設計壓力，空氣試壓的試驗壓力為1.1倍設計壓力，穩壓時間≥10min。殼牌公司管道試壓的相關企業規范遵循ASMEB31.3《工藝管道》，且主張水壓試壓，特殊情況下允許用空氣試壓，其試壓壓力為1.1倍設計壓力，并按危險等級劃分區域確定其安全距離及相應的安全措施。

道達爾公司相關企業規范規定：以水為介質試壓壓力按150%滿壓力等級試壓；當設計壓力低于滿壓力等級時，試壓壓力為150%設計壓力，試壓時間不低于30min。不能實施水壓試壓時，經業主批準可進行氣壓試壓，并遵循地面管道系統的氣體試壓相關企業規范規定。

GB 50540《石油天然氣站內工藝管道工程施工規范》的強度試驗應以水為介質，試驗壓力為1.5倍設計壓力；特殊情況下經業主批準，可用空氣為試驗介質，試驗壓力為1.15倍設計壓力，穩壓時間4 h；輸送介質為氣體的管道嚴密性試驗，試驗介質應采用壓縮空氣，穩壓時間24 h。SY 4203《石油天然氣建設工程施工質量驗收規范站內工藝管道工程》對強度試驗壓力、嚴密性試驗壓力及試驗介質與GB 50540《石油天然氣站內工藝管道工程施工規范》相同，其差異在于試壓時間，SY 4203的強度試壓時間、嚴密性試壓時間分別為10、30min。

在殼牌與中國石油合作開發的金秋致密氣田中，國內外標準的試壓時間差異大，在滿足國內規范規定的最少時間基礎上適當延長了穩壓時間，即：強度試壓、嚴密性試壓的穩壓時間各為1 h。

2.5 焊縫無損檢驗

由于國內外焊接工藝及檢驗技術水平不同，檢驗要求也不同，國外標準一般直接按一定比例焊縫進行無損檢驗；國內規范較國外規范嚴格，均進行全周長100%無損探傷檢驗，當用超聲波進行無損探傷檢驗時，還需射線照相按一定比例對焊縫全周長進行復驗。

2.5.1 線路管道無損檢驗

ISO 13623《石油天然氣工業—管道輸送系統》規定：D類流體且環向應力≥50%屈服強度及E類流體管道，應進行100%超聲波或射線檢驗。ASMEB31.8《輸氣和配氣管道系統》的1、2、3、4級地區對應的無損檢驗比例是10%、15%、40%、75%；壓縮機站內，河流、公路、鐵路穿越管道不得少于90%；3、4級地區的酸氣管線及其壓縮機站、河流、公路、鐵路穿越管道為100%。殼牌公司相關線路工程的企業規范規定：所有焊縫進行超聲波或射線檢驗。道達爾公司對線路管道無損檢驗的要求與ISO 13623《石油天然氣工業—管道輸送系統》相同。

SY 4204《石油天然氣建設工程施工質量驗收規范油氣田集輸管道工程》根據設計壓力規定無損檢驗比例：設計壓力＞16MPa，100%射線檢驗；4.0MPa＜設計壓力≤16MPa，100%超聲波檢驗，10%射線復驗；1.6MPa＜設計壓力≤4.0MPa，100%超聲波檢驗，5%射線復驗；設計壓力≤1.6MPa，50%超聲波檢驗。

2.5.2 站場管道無損檢驗

對站場管道無損檢驗的相關規范中ASMEB31.3《工藝管道》要求進行全面射線抽查或超聲波抽查，對焊縫的射線或超聲波抽查比例及相關條件未作具體規定。殼牌的相關企業規范是按輸送介質、壓力等級等各種情況規定無損檢驗比例。道達爾公司的相關企業規范規定：輸送≥class600的烴液或烴類氣體管道進行100%射線檢驗；輸送≤class300的烴液或烴類氣體管道進行10%射線檢驗；采用氣體試壓的管道進行100%射線檢驗。GB 50540《石油天然氣站內管道工程施工規范》規定：站場管道進行100%無損檢驗，優先選用射線或超聲波；SY 4203《石油天然氣建設工程施工質量驗收規范站內工藝管道工程》根據設計壓力規定無損檢驗比例：設計壓力＞16 MPa，100%射線檢驗；4.0MPa＜設計壓力≤16MPa，100%超聲波檢驗，15%射線復驗；1.6 MPa＜設計壓力≤4.0 MPa，100%超聲波檢驗，5%射線復驗；設計壓力≤1.6 MPa，50%超聲波檢驗。

2.5.3 無損檢驗驗收

國內油氣田管道焊縫的無損檢驗質量驗收執行SY/T 4109《石油天然氣鋼質管道無損檢測》，射線、超聲波檢驗達Ⅱ級合格。ISO 13623《石油天然氣工業—管道輸送系統》管道焊縫無損檢驗執行ISO 13847《石油天然氣工業管道系統管道焊接》，其射線、超聲波檢驗標準略低于SY/T 4109的Ⅱ級。ASMEB31.3《工藝管道》中射線、超聲波檢驗方法遵循ASMEBPV《無損檢測》第5卷，其中ASME B31.3的超聲波驗收準則比SY/T 4109的Ⅱ級更為嚴格。

中國石油與殼牌公司合作項目—金秋致密氣田，在管道檢驗上首先對站場管道焊縫進行100%超聲波檢驗，然后根據壓力等級以一定比例進行射線復驗。100%射線檢驗可根據ASMEB31.3中344.5.2條或SY/T 4109-2005射線檢驗達Ⅱ級合格；10%射線檢驗可根據ASMEB31.3中344.5.2條或SY/T 4109-2005射線檢驗達Ⅱ級合格。超聲波檢驗取代射線檢驗可根據ASMEB31.3中341.4.1條或SY/T 4109-2005超聲波檢驗達Ⅱ級為合格，同時依據殼牌公司相關企業規范要求，超聲波檢驗需用電腦自動采集數據，獲得整個焊接的超聲波圖像記錄并永久保存。

3 結論

對于國內與國外石油公司在國內合作開發的油氣田建設工程，首先滿足國內的國家、行業相關標準、規范，在此基礎上滿足國際常用標準及合作的國外石油公司的企業規范要求。國外的油氣田建設工程，首先滿足項目所在國的標準或規范，若項目所在國無系統的標準、規范，通常參照執行API、ASME及ISO系列標準。

［1］ASMEB31.3-2008，工藝管道［S］.ASMEB31.3-2008，ProcessPiping［S］.

［2］ASMEB31.8-2010，輸氣和配氣管道系統［S］.ASME B31.8-2010，Gas Transm ission and Distribution Piping Systems［S］.

［3］ISO 13623-2008，石油天然氣工業-管道輸送系統［S］.ISO 13623-2008，Petroleum and Natural Gas Industries-Pipeline Transportation Systems［S］.

［4］GB 50350-2005，油氣集輸設計規范［S］.GB 50350-2005，Code For Design of O il-GasGathering and Transportation Systems［S］.

［5］劉永茜，甘淳靜，秦 璇.氣田集輸國內標準與TOTAL標準差異性研究［J］.天然氣與石油，2011，29（2）：8-11.Liu Yongqian，Gan Chunjing，Qin Xuan.Study on Differences between Chinese National Standards and TOTAL Standards Followed in Gas Field Gathering and Transportation System Design［J］.NaturalGasand Oil，2011，29（2）：8-11.

［6］郭艷林，秦興述，方傳卓.氣田集輸規范站內管道壁厚的計算差異［J］.天然氣與石油，2012，30（2）：4-7.Guo Yanlin，Qin Xingshu，Fang Chuanzhuo.Discussion on Differences between Gas Field Gathering and Transportation Specifications for W all Thickness Calculations of In-Station Pipelines［J］.NaturalGasand Oil，2012，30（2）：4-7.

［7］APIRP 520-2008，煉油廠壓力泄放裝置的尺寸確定、選擇和安裝的推薦作法［S］.APIRP 520-2008，Sizing，Slection and Installation of Pressure-Relieving Devicesin Refineries［S］.