油氣田集輸管道施工規(guī)范圖書目錄

1總則

2術(shù)語

3基本規(guī)定

4材料驗收及保管

4.1一般規(guī)定

4.2管子驗收

4.3管道附件驗收

4.4閥門驗收

4.5焊接材料驗收

4.6防腐、保溫材料驗收

4.7保管

5交接樁與放線

5.1交接樁

5.2放線

6施工便道修筑與作業(yè)帶清理

6.1施工便道修筑

6.2作業(yè)帶清理

7防腐管運輸及布管

7.1運輸

7.2布管

8管道組對、安裝

8.1—般規(guī)定

8.2鋼管切割及坡口加工

8.3管道組對及安裝

8.4補償器安裝

8.5支吊架安裝

9鋼管焊接及焊縫質(zhì)量檢驗

9.1一般規(guī)定

9.2焊接

9.3焊前預(yù)熱及焊后熱處理

9.4焊縫返修

9.5質(zhì)量檢驗

10管道防腐保溫及補口補傷

10.1一般規(guī)定

10.2管道防腐補口及補傷

10.3管道保溫層補口及補傷

11管溝開挖

11.1一般規(guī)定

11.2管溝

11.3開挖

11.4驗收

12管道下溝及管溝回填

12.1一般規(guī)定

12.2管道下溝

12.3管溝回填

13清管、測徑及試壓

13.1一般規(guī)定

13.2清管及測徑

13.3管道的強度及嚴密性試驗

14管道干燥

15管道附屬工程

15.1線路閥室

15.2陰極保護

15.3里程樁、轉(zhuǎn)角樁、測試樁埋設(shè)

15.4錨固墩

15.5穿越地下管、線纜

15.6水工保護與水土保持

16交工驗收

本規(guī)范用詞說明

引用標準名錄

附：條文說明

版權(quán)頁：

13.1.9試壓用的壓力表或壓力記錄儀、溫度計應(yīng)檢定合格，并應(yīng)在有效期內(nèi)使用；壓力表精度不應(yīng)低于0.4級，量程應(yīng)為被測壓力（最大值）的1.5倍～2倍。每段試壓時的壓力表不應(yīng)少于2塊，應(yīng)分別安裝在試壓管段的首、末端。試壓中的穩(wěn)壓時間應(yīng)在兩端壓力平衡后開始計算。氣壓試驗時，應(yīng)在試壓管段的首、末端各安裝一只溫度計，且應(yīng)安裝于避光處，溫度計分度值應(yīng)小于或等于1。

13.1.10在集輸管道試壓前，應(yīng)安裝介質(zhì)注入管、放空管、連通管等。當采用通球清管時，應(yīng)安裝臨時清管球收、發(fā)裝置。試壓裝置（包括閥門和管道）應(yīng)預(yù)先進行相應(yīng)的壓力試驗并合格。

13.1.11試壓中如有泄漏，不得帶壓修補。缺陷修補合格后，應(yīng)重新試壓。

13.1.12 試壓介質(zhì)應(yīng)排放在指定地點，并應(yīng)符合管線所在地環(huán)保部門的要求，排放點應(yīng)有操作人員控制和監(jiān)視。

13.1.13試壓完畢后，應(yīng)及時拆除所有臨時盲板，核對記錄并填寫管道試壓記錄。

13.1.14產(chǎn)生背壓排放時過渡應(yīng)緩慢，對地形復(fù)雜高差較大的地段應(yīng)采取防止彌合水擊現(xiàn)象產(chǎn)生的措施。

13.1.15管道在強度試驗過程中，應(yīng)設(shè)立警戒標志，保持通信暢通，不得沿管道巡線，對過往車輛及行人應(yīng)加以限制。當管道試驗壓力降到設(shè)計壓力、進行嚴密性檢查時方可巡線。

13.2清管及測徑

13.2.1清管宜選用清管器，當采用通球清管時，清管球充水后，直徑過盈量應(yīng)為管內(nèi)徑的5%～8%。清管時應(yīng)設(shè)置收發(fā)球裝置。對于集油、摻水、熱洗及污水等設(shè)計不要求通球的管線，可采用吹掃方式進行清管。2100433B

影響因素

概述

煤層氣田的特點是煤層氣（煤層氣）組分較純，氣田單井產(chǎn)量低，井網(wǎng)分布密集且井口數(shù)量眾多，井口壓力一般在0.5 bar 左右，壓力較低。常見的煤層氣田集輸工藝一般為低壓集氣、多井串接、集中增壓。由于煤層氣田集輸壓力較低，需建設(shè)大量管道，投資費用高。研究煤層氣集輸管道設(shè)計影響因素及其規(guī)律對管道參數(shù)設(shè)計和優(yōu)化、降低管道總體投資具有重要意義。本文采用多相流模擬軟件OLGA 建立了煤層氣集輸管道水力計算模型，模擬分析管道流量、管徑、含水率、進站壓力對管道壓降參數(shù)的影響。

1 基礎(chǔ)參數(shù)

管道集氣站進站壓力0.5 bar，井口流量150 kg/h，管徑150 mm。模擬使用的煤層氣帶有少量的游離水，含水率為0.50%。

2 計算結(jié)果分析

2.1 流量影響計算結(jié)果

集氣站的進站壓力設(shè)為0.5 bar，管道總長為5 公里，由于管道最大高程差低于100 m，可認定為該集氣管道的水平管道，管徑設(shè)定為150 mm。煤層氣單井產(chǎn)量較低，因此，本次計算選取了50 kg/h至400 kg/h 的8 種井口流量，可包括大部分煤層氣田的實際井口流量值。

在管徑和進站壓力固定時，管線壓降隨著流量的增加而增大。當流量為50 kg/h 時，管道沿線壓力從0.509 bar 降低到0.5bar，壓降為 0.18×10-5 bar/m；當流量增大為 400 kg/h時，管道沿線壓力從 0.783 bar 降低到 0.5 bar，壓降為 5.66×10-5 bar/m。這是由于在相同管徑的條件下，流量與流速成正比，而摩擦阻力與流速的平方成正比，因此，在管道內(nèi)壁阻力的作用下，流量的逐漸增加導致壓降越來越大。

2.2 管徑影響計算結(jié)果

集氣站的進站壓力設(shè)為0.5 bar，管道總長為5 公里，管道流量為150 kg/h，選取了8 種管徑。在相同流量工況條件下，管線壓降隨著管道的增大而顯著減小。管徑對管道壓降影響較大，當管徑為80 mm 時，管道沿線壓力從1.244 bar 降低到0.5 bar，壓降為14.88×10bar/m；當管徑增大為300 mm 時，管道沿線壓力從0.502 bar 降低到0.5 bar，壓降為0.04×10bar/m。因此，管徑的增大會顯著減小管道的壓降。管徑80 mm 至150 mm 范圍內(nèi)的管道壓降變化幅度較大，管徑150 mm 至300 mm 范圍內(nèi)的管道壓降變化幅度不大。因此，當管徑增大到一定程度時，增大管徑對降低管道壓降作用不大。這是由于當流量一定時，管徑越大，管道的截面積就越大，流速越小，管道的摩阻就會越小，壓降變化也就會越小。

2.3 含水率影響計算結(jié)果

集氣站的進站壓力設(shè)為 0.5 bar，管道總長為 5公里，管道流量為 150 kg/h，管徑設(shè)定為 150 mm，選取了不同含水量進行計算。煤層氣內(nèi)的含水率的變化對管道壓降變化的影響不明顯。當含水率為0.20% 時，管道沿線壓力從0.558 7 bar 降低到0.5 bar，壓降為1.175×10bar/m；當含水率增大為1.00%時，管道沿線壓力從0.558 6 bar 降低到0.5 bar，壓降為1.172×10bar/m。

2.4 進站壓力影響計算結(jié)果

設(shè)定管道長度5 km，管道流量為150 kg/h，管徑設(shè)定為150 mm，針對管道進站不同壓力工況進行計算。當進站壓力為0.5 bar 時，管道沿線壓力從0.558 7 bar 降低到0.5 bar，壓降為1.175×10bar/m；當進站壓力增大為0.6 bar 時，管道沿線壓力從0.601 9 bar 降低到0.6 bar，壓降為0.039×10bar/m。壓降較為明顯。但是隨著進站壓力繼續(xù)增大到1 bar時，管道沿線壓力從1.001 2bar 降低到1 bar，壓降為0.024×10bar/m。壓降降低的幅度并不明顯。

3 敏感因素分析

根據(jù)管道壓力梯度的變化程度判斷管道流量、管徑、含水率和進站壓力對管道參數(shù)影響的敏感性。當壓降變化幅度超過5×10bar/m 時，即認為管道對該參數(shù)敏感。從上述計算結(jié)果可以得到煤層氣集氣管道參數(shù)的敏感性情況。

4 結(jié)論及建議

（1）管徑和流量是影響煤層氣集輸管道參數(shù)設(shè)計的關(guān)鍵影響因素，且管徑的影響最大，應(yīng)著重考慮管徑的影響，以達到在設(shè)計過程中的優(yōu)化目標。

（2）盡管增大管徑對管道計算的影響很大，但是當管徑增大到一定值時，繼續(xù)增大管徑不再明顯影響管道壓降，因此，在集輸管道設(shè)計中，存在一個最優(yōu)管徑。

（3）煤層氣氣質(zhì)較純，含水量不高，且隨著含水量的增高，管道壓降變化幅度很小，但是，當含水量過高時，應(yīng)考慮管道內(nèi)積液量的增加帶來的管道排液問題。 2100433B

根據(jù)油田油氣集輸工藝的密閉程度，分為：

開式集輸流程：其中有部分過程不與大氣隔絕。

密閉集輸流程：油氣集輸全密閉流程，主要包括密閉集輸、密閉處理、密閉儲存及輕油和污油回收。