关于气田地面工程国内外标准规范差异性分析

王春瑶 李小丽

中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司，四川 成都 610041

0 前言

针对气田地面建设工程的标准国内有GB 50350《油气集输设计规范》、SY/T 0605《凝析气田地面工程设计规范》等，国外从类别上划分为两类：一类以俄罗斯标准为基础的标准体系，另一类以美国标准为基础的标准体系。本文对以美国标准为基础的API、ASME及ISO等常用气田相关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的有ASMEB31.8《输气和配气管道系统》、ASMEB31.3《工艺管道》、ISO 13623《石油天然气工业—管道输送系统》等，目前还没有用于气田地面工程设计方面的专用标准。对此，国外一些石油公司在API、ASME或ISO系列标准的基础上进行增补形成企业规范。比如，壳牌公司（SHELL)的企业规范、道达尔公司（TOTAL)的企业规范。

1 规范适用范围

ASMEB31.3《工艺管道》［1］和ASMEB31.8《输气和配气管道系统》［2］均隶属ASME B31压力管道规范，前者适用于炼油、化工以及处理厂和终端厂相关的管道，后者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）、井口至段塞流捕集器或气液分离器间的采气管道、海上平台的生产设施管道及气或油井的套管、油管。

ISO 13623《石油天然气工业—管道输送系统》［3］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道系统，包括井场与集气站或处理厂之间的连接管道、处理厂至减压站之间的管道及该管道上的压缩机站、阀站、减压站等场站。

壳牌公司对管线工程相关的企业规范适用范围规定：从清管发送装置到清管接收装置（包括清管收发装置、相关管组及阀门）；若无清管收发装置，则以除了业主规定外的厂内第一个隔断阀为界。厂、站内的管道则主要执行管道总体要求，它是对ASMEB31.3《工艺管道》的补充。

道达尔公司关于线路管道工程的企业规范规定：井口至分离器的采气管道列入工艺管道，但超过1 km，则作为线路管线。厂、站工艺管道的企业规范的适用范围与ASMEB31.3《工艺管道》一致。

2 规范差异分析

2.1 管道壁厚计算公式

GB 50251《输气管道工程设计规范》引用ASME B31.8直管壁厚计算公式，GB 50350的壁厚计算公式［4］是在GB 50251的基础上增加了腐蚀裕量项，即：

式中：δ为钢管计算壁厚，mm；P为设计压力，MPa；D为管道外径，mm；σS为钢管最低屈服强度，MPa；F为设计系数；φ为钢管焊缝系数；t为温度折减系数，当温度小于120℃时t值取1.0；C为管道腐蚀裕量，mm。

ISO 13623《石油天然气工业—管道输送系统》根据

式中：pid为设计内压，MPa；pod为最小外部静力，MPa；D0为公称外径，mm；Fh为环向应力设计系数，无量纲；σy为在最高设计温度下屈服强度，MPa；σhp为流体压力产生的环向应力，MPa。

道达尔公司对陆上管线系统的相关规范规定：最大允许操作压力按设计、安装后检查的管道实际壁厚，通过环向应力公式反推得出最大允许操作压力［5］。不同于ISO 13623《石油天然气工业—管道输送系统》中基于理论的计算壁厚。即：

式中：tset为选取壁厚，mm（不包括壁厚公差和腐蚀裕量）。

当设计厚度小于1/6管外径时，ASMEB31.3直管的设计厚度应不小于式（4）、（5）计算出的厚度。

直管所要求的厚度：tm=t+c

式中：c为机械裕量与腐蚀和磨蚀裕量的总和，mm；t为压力设计厚度，mm；P为设计内压，MPa；D为管道外径，mm；S为许用应力，MPa；E为质量系数；W为焊缝接头强度降低系数，当温度不大于510℃时取1.0；Y为从ASME B31.3 表304.1.1查得的系数或由公式Y=（d+2c）/（D+d+2c）求得。

GB 50350《油气集输设计规范》中的壁厚计算公式与ISO 13623《石油天然气工业—管道输送系统》中的壁厚计算公式进行对比，后者壁厚计算公式考虑管道外压及壁厚影响。国内气田集输线路和站场，管道壁厚计算均采用GB 50350《油气集输设计规范》中壁厚计算公式，当选用符合GB/T 9711《石油天然气工业管线输送系统用钢管》技术要求的钢管时，其焊缝系数取1.0。国外气田或国内与国外石油公司合作开发的气田，集输站场管道壁厚计算采用ASMEB31.3《工艺管道》中的公式，此公式中无地区等级设计系数，但考虑了管道焊缝系数、温度修正系数及钢管负偏差的影响，壁厚按ASMEB36.10M《焊接和无缝轧制钢管》中壁厚等级SCH技术要求选取［6］；当选用符合API5L技术要求的无缝钢管、直缝或螺旋焊缝钢管时，质量系数分别取1.0、0.95。这与采用GB 50350《油气集输设计规范》、ASMEB31.8《输气和配气管道系统》中壁厚计算公式得出的壁厚差异较大。按照ASMEB31.3计算，选取与清管收发装置相连的站内主线管道的壁厚，比线路管道壁厚厚许多。国外通常将连接清管器收、发装置的支管阀门作为ASMEB31.8与ASMEB31.3应用范围的分界，与清管收、发装置相连的线路进厂、进站管线按线路管道选用壁厚设计。

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，ASMEB31.8《输气和配气管道系统》和GB 50251《输气管道工程设计规范》相同，两者的设计系数均是依据地区等级确定。ASMEB 31.8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；GB 50251将地区等级划分为4个，但无ASMEB31.8中的1级地区1类，除1级地区对应ASMEB31.8中的1级地区2类系数外，其余与ASMEB31.8中的地区等级划分设计系数一一对应。GB 50350《油气集输设计规范》壁厚计算公式的设计系数执行GB 50251《输气管道工程设计规范》，但当输送介质含有H2S等酸性介质时，设计系数取值不得低于2级地区。ISO 13623《石油天然气工业—管道输送系统》对输送D、E类流体陆上管线的环向应力设计系数根据地区等级确定（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），其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ASMEB31.8、GB 50251对应地区等级相同。

2.3 压力保护

2.3.1 管道超压保护

ISO 13623《石油天然气工业—管道输送系统》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瞬变压力允许超过最大允许操作压力，且不得超过10%，为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。

壳牌公司对管线超压保护的相关企业规范规定：最大瞬变压力不得超过1.1倍最大允许操作压力，超压保护可通过机械装置即压力安全泄放阀或仪表保护装置（IPF）实现，采用IPF保护的管线运行压力比采用安全阀保护的管线系统更接近最大允许操作压力。

道达尔公司相关陆上管线系统压力保护的企业规范规定：瞬变压力超过设计压力应设置过压保护系统。压力保护系统主要分为满压力等级机械设计、泄放系统和超压保护系统三种。满压力等级机械设计指在设计温度下管道系统设计压力超过最大可能压力，包括工艺扰乱、腐蚀裕量。泄放系统指系统设计压力虽然包括超过最大操作压力之上的安全裕量，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。超压保护系统是基于足够完整的仪表系统，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。

道达尔公司相关企业规范建议：当技术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，井口不节流，井口至集气站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APIRP 520《炼油厂压力泄放装置的尺寸确定、选择和安装的推荐作法》［7］中压力泄放阀的压力等级关系图，安全阀设定压力等于最大允许工作压力，最大操作压力为90%安全阀设定压力。壳牌公司相关企业规范规定：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%安全阀设定压力，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，GB 50350的安全阀设定压力为1.05倍操作压力，操作压力为95.2%安全阀设定压力，均高于APIRP 520及壳牌相关企业规范规定操作压力为90%、91%安全阀设定压力，达到壳牌公司相关企业规范的报警压力设定值，高于APIRP520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的可能性。GB 50350《油气集输设计规范》的安全阀定压值根据SH 3407《石油钢制压力容器》确定的，SH 3407对装有安全阀的压力容器设计压力为1.05～1.1倍操作压力，且不低于安全阀开启压力，但未强制要求安全阀定压为1.05倍操作压力。建议气田地面集输系统的操作压力大于7.5 MPa时，安全阀定压按操作压力的1.1倍设定。

2.4 站场工艺管道试压

ASMEB31.3《工艺管道》规定：管道水压试验压力不低于1.5倍设计压力，空气试压的试验压力为1.1倍设计压力，稳压时间≥10min。壳牌公司管道试压的相关企业规范遵循ASMEB31.3《工艺管道》，且主张水压试压，特殊情况下允许用空气试压，其试压压力为1.1倍设计压力，并按危险等级划分区域确定其安全距离及相应的安全措施。

道达尔公司相关企业规范规定：以水为介质试压压力按150%满压力等级试压；当设计压力低于满压力等级时，试压压力为150%设计压力，试压时间不低于30min。不能实施水压试压时，经业主批准可进行气压试压，并遵循地面管道系统的气体试压相关企业规范规定。

GB 50540《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》的强度试验应以水为介质，试验压力为1.5倍设计压力；特殊情况下经业主批准，可用空气为试验介质，试验压力为1.15倍设计压力，稳压时间4 h；输送介质为气体的管道严密性试验，试验介质应采用压缩空气，稳压时间24 h。SY 4203《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》对强度试验压力、严密性试验压力及试验介质与GB 50540《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》相同，其差异在于试压时间，SY 4203的强度试压时间、严密性试压时间分别为10、30min。

在壳牌与中国石油合作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 h。

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，检验要求也不同，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，还需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

ISO 13623《石油天然气工业—管道输送系统》规定：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《输气和配气管道系统》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、铁路穿越管道为100%。壳牌公司相关线路工程的企业规范规定：所有焊缝进行超声波或射线检验。道达尔公司对线路管道无损检验的要求与ISO 13623《石油天然气工业—管道输送系统》相同。

SY 4204《石油天然气建设工程施工质量验收规范油气田集输管道工程》根据设计压力规定无损检验比例：设计压力＞16MPa，100%射线检验；4.0MPa＜设计压力≤16MPa，100%超声波检验，10%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。

2.5.2 站场管道无损检验

对站场管道无损检验的相关规范中ASMEB31.3《工艺管道》要求进行全面射线抽查或超声波抽查，对焊缝的射线或超声波抽查比例及相关条件未作具体规定。壳牌的相关企业规范是按输送介质、压力等级等各种情况规定无损检验比例。道达尔公司的相关企业规范规定：输送≥class600的烃液或烃类气体管道进行100%射线检验；输送≤class300的烃液或烃类气体管道进行10%射线检验；采用气体试压的管道进行100%射线检验。GB 50540《石油天然气站内管道工程施工规范》规定：站场管道进行100%无损检验，优先选用射线或超声波；SY 4203《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＞16 MPa，100%射线检验；4.0MPa＜设计压力≤16MPa，100%超声波检验，15%射线复验；1.6 MPa＜设计压力≤4.0 MPa，100%超声波检验，5%射线复验；设计压力≤1.6 MPa，50%超声波检验。

2.5.3 无损检验验收

国内油气田管道焊缝的无损检验质量验收执行SY/T 4109《石油天然气钢质管道无损检测》，射线、超声波检验达Ⅱ级合格。ISO 13623《石油天然气工业—管道输送系统》管道焊缝无损检验执行ISO 13847《石油天然气工业管道系统管道焊接》，其射线、超声波检验标准略低于SY/T 4109的Ⅱ级。ASMEB31.3《工艺管道》中射线、超声波检验方法遵循ASMEBPV《无损检测》第5卷，其中ASME B31.3的超声波验收准则比SY/T 4109的Ⅱ级更为严格。

中国石油与壳牌公司合作项目—金秋致密气田，在管道检验上首先对站场管道焊缝进行100%超声波检验，然后根据压力等级以一定比例进行射线复验。100%射线检验可根据ASMEB31.3中344.5.2条或SY/T 4109-2005射线检验达Ⅱ级合格；10%射线检验可根据ASMEB31.3中344.5.2条或SY/T 4109-2005射线检验达Ⅱ级合格。超声波检验取代射线检验可根据ASMEB31.3中341.4.1条或SY/T 4109-2005超声波检验达Ⅱ级为合格，同时依据壳牌公司相关企业规范要求，超声波检验需用电脑自动采集数据，获得整个焊接的超声波图像记录并永久保存。

3 结论

对于国内与国外石油公司在国内合作开发的油气田建设工程，首先满足国内的国家、行业相关标准、规范，在此基础上满足国际常用标准及合作的国外石油公司的企业规范要求。国外的油气田建设工程，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。

［1］ASMEB31.3-2008，工艺管道［S］.ASMEB31.3-2008，ProcessPiping［S］.

［2］ASMEB31.8-2010，输气和配气管道系统［S］.ASME B31.8-2010，Gas Transm ission and Distribution Piping Systems［S］.

［3］ISO 13623-2008，石油天然气工业-管道输送系统［S］.ISO 13623-2008，Petroleum and Natural Gas Industries-Pipeline Transportation Systems［S］.

［4］GB 50350-2005，油气集输设计规范［S］.GB 50350-2005，Code For Design of O il-GasGathering and Transportation Systems［S］.

［5］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，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］郭艳林，秦兴述，方传卓.气田集输规范站内管道壁厚的计算差异［J］.天然气与石油，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，炼油厂压力泄放装置的尺寸确定、选择和安装的推荐作法［S］.APIRP 520-2008，Sizing，Slection and Installation of Pressure-Relieving Devicesin Refineries［S］.