【SY石油天然气标准】 滩海管道系统技术规范

ICS75.180.10
CCSE94
中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T03052021
代替SY/T0305—2012
滩海管道系统技术规范
Technical specification of pipeline system for beach-shallow sea行业标准信息服务平台
2021—11—16发布
国家能源局
2022—02—16实施
行业标准信息服务平台
1范围
2规范性引用文件
3术语和定义
安全等级划分
流体分类
位置分类
安全等级
可靠性分析
路由规划wwW.bzxz.Net
路由选择
路由勘察
环境与荷载
功能荷载
环境荷载
建造荷载
干涉荷载
偶然荷载
设计荷载效应
极限状态准则
压力试验原理及准则
设计方式
极限状态
特殊考虑
管道系统设计原则
在位状态下的管道系统
保温管道
.........
安装状态下的管道系统
SY/T03052021
SY/T03052021
管道的安全设置
管线管
碳锰钢管线管
尺寸、重量和长度
补充要求
其他金属材料
管道部件、设备和结构零部件
通用材料
材料特性
管道防腐和配重层
管道防腐
配重层
管段陆上建造组装
防腐涂层要求
阳极安装要求·
进场管线管检验
建造组装
管道滩海安装
管道路由控制
滩海管道敷设
管道安全系统的安装、调试
挖沟埋管
最终检查和完工试验
最终检查
完工试验
交工技术文件
附录A（资料性）
附录B（资料性）
参考文献
波浪冲击
膨胀分析
SY/T03052021
本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》给出的规则起草。
本文件代替SY/T0305—2012《滩海管道系统技术规范》。与SY/T0305—2012相比，除结构调整和编辑性改动外，主要技术变化如下：增加“安全等级划分”一章（见第4章）；重新编写“环境与荷载”章节内容（见第6章，2012年版的第5章）；增加“极限状态准则”一章（见第7章）：将“设计”更改为“管道系统设计原则”（见第8章，2012年版的第6章），删除“一般规定”（2012年版的6.1），删除“管道附件”（2012年版的6.4），相关内容合并到“管道部件、设备和结构零部件”章（见第10章）：修改“管道系统设计原则”章中“安装状态下的管道系统”和“管道的安全设置”内容（见8.3和8.4，2012年版的6.3和6.6）修改“管道部件、设备和结构零部件”中设计要求包括的规范（见10.1.1，2012年版的8.1.1），“材料特性”中温度对材料特性影响的内容（见10.3.4，2012年版的8.3.4）；修改“管道防腐”和“配重层”内容（见11.1和11.2，2012年版的9.1和9.2）；删除“管段陆上建造组装”中“进场管子质量要求”内容（2012年版的10.2）；修改“管段陆上建造组装”中“焊接工艺评定”和“焊接和检验”内容（见12.5.3和12.5.5，2012年版的10.3.3和12.3.5）修改“管道滩海安装”中屈曲检测器直径的要求和焊缝无损探伤检验的要求（见13.3.4和13.3.6，2012年版的11.3.6和11.3.8）修改“完工验业”中压力试验要求并增加了管道排水，干燥和充氮的要求（见14.2，2012版的12.2）；删除了“风荷裁”（见2012年版的附录A），删除了“流体动方系效CD，CM、CL取值”（见2012年版的附录B）；删除了“群桩干扰系数K和度帘系数K，取值”（见2012年版的附录C）；删除了“海流引起的旋涡分离现象（见2012年版的附录D）；删除了“屈曲计算”（见2012年版的附录）；删除了“压力试验报告”（见2012年版的附录（）增加了“膨胀分析”（见附录B)。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承扣别专利的责任。本文件由石油工业标准化技术委员会海洋石油工程专业标准化技术委员会员出并归口。本文件起草单位：中石化石油工程设计有限公司、中石化胜利油建工程有限公司、中国海洋大学、大连理工大学。
本文件主要起草人：陈同彦、王雷、冯春健、刘锦昆、张千昌、张先锋、贾永刚、李昕、张克明、崔书杰、徐志刚、欧莉、张衍涛、邵光帅、翟磊、魏亚敏、季文峰。本文件所代替标准的历次版本发布情况为：SY/T0305—1996,SY/T0305—2012人S
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1范围
滩海管道系统技术规范
本文件规定了滩海管道系统设计及施工的技术要求。SY/T0305-2021
本文件适用于滩海区域输送石油，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—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
8石油天然气工业海底管道阴极保护GB/T35988
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—20元海轮航道通航标准务
涂装前钢材表面处理规范
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SY/T0599
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石油天然气金属管有焊接工艺评定天然气地面设施抗矿化物应力开裂和应力腐蚀开裂的金属材料技术规范滩海环境条件与荷载技术机范
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SY/T7063
海底管道风险评估推荐作法
SY/T7398海底管道混凝土配重涂层技术规范SY/T10037—2018海底管道系统
浅海固定平台建造与检验规范中国船级社2004ISO13588焊缝无损检测超声波检测自动相控阵技术应用（Non-destructivetestingofweldsUltrasonictestingUseofautomatedphasedarraytechnology)ISO15156-1/NACEMR0175石油和天然气工业含H,S的石油和天然气生产环境中适用的材料第1篇：抗裂材料选用的一般原则（Petroleumandnaturalgasindustries一Materialsforusein H,S-containing environments in oil and gas productionPart1:General principlesfor slelection of1
SY/T03052021
cracking-resistantmaterial)
ISO21809-5石油和天然气工业管道输送系统中使用的埋地或水下管道的外部涂层第5部分：外部混凝土涂层（Petroleumandnaturalgasindustries一Extermalcoatingsforburiedorsubmergedpipelines used in pipeline transportation systems-Part 5 : Extermal concrete coatings)DNVCN30.6海洋结构物的结构可靠度分析（Structuralreliabilityanalysisofmarinestructures）DNVGL-OS-C101海上钢结构的设计总则（LRFD方法）[Designofoffshoresteelstructures，General (LRFD method)J
DNV GL-RP-F101
腐蚀管道（Corrodedpipelines）DNVGL-RP-F111拖网渔具和管道之间的干扰（Interferencebetweentrawlgearandpipelines）DNVGL-RP-F204立管疲劳（Riserfatigue）DNVGL-RP-J202二氧化碳管道的设计及操作（DesignandoperationofCO,pipelines）3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。3.1
滩海beach-shallowsea
潮上带、潮间带和极浅海的总称。3.2
滩海管道 pipeline for beach-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-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。关断阀、所有的管网部件，相关的安全系统和防腐系统等。注：包括滩海管道及基立管，支撑构件、若没有特别说明，海管系统的界限为以下界限前的第一道焊缝（滩海管道侧）：最高潮位以上，位于工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）：位于登陆点的第一个阀、法兰、绝缘择（陆上法规和规范有更严格规定除外）。信息服务平台
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 andexpansionloop能够吸收滩海管道膨胀或收缩的管段。3.6
双层管pipeinpipe
能够保持输送介质温度，且结构为两层钢管的管道。注：内层为输送管，外层为保护套管，内外管之间的环隙放置保温材料。3.7
Jdesignpressure
设计压力
相对于参考高度的正常运行期间最大内压。偶然压力incidentalpressure
任何偶然运行的工况下，管道或管道段可能承受的相对于参考高度的最大内压。试验压力testpressure
对管线管、管道部件、管道系统进行工厂试验或者系统性试验所采用的压力。锚固件bulkhead
与双层管内外管管壁同时焊接，对其相对位移进行刚性约束的构件。SY/T03052021
注：一般为锻件。锚固件也具有使内外管之间的环形空间分段密封，提高保温层可靠性的作用。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
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。表1
典型的非可燃水基流体
流体分类
常温常压下易燃的和（或）有毒的液体，如石油产品和甲醇等常温常压下非易燃的、无毒的气体，如氮气、二氧化碳、氩气和空气等
无毒的、单的天然气
易燃的和（或）有韩流体，在常温常压下是气体，以气体和（或）液体输送，如氢气、天然气（不包括D类的）、乙烷、乙烯、化石油气（如丙烷、丁烷）、天然气凝析液、氨和氯4.2.2当二氧化碳管道的作业者有输送二氧化碳支类以组分的管道长期的作业经验，并且按以往类似急服务平台
作业经验进行操作运行时，可按危险性类别C进行设计，则宜按类别E进行设计。输送二氧化碳的管道设计应遵守DNVGL-RP-J202。4.3位置分类
管道的位置分类定义见表2。
表2位置分类
沿管道无人类经常活动的区域（包括预期）定义
平台、登陆点附近区域的立管（或管道）或者经常有人类活动的区域，2区的范围宜根据适当的风险分析确定，如果没有进行风险分析，上述区域周围水平距离500m范围内应按2区进行设计3
SY/T03052021
安全等级
管道应根据潜在的破坏后果按照不同安全等级进行设计。安全等级根据管道所处的阶段和位置确定，安全等级定义见表3。
表3安全等级分类
安全等级
非常高
破坏后对人类伤害风险不显著，对经济和环境影响后果小破坏后对人类伤害风险低，对环境污染影响小或有大的经济和政治影响破坏后对人类有伤害风险，对环境污染显著或有非常大的经济和政治影响在操作工况下失效，对人类伤害风险非常高安全等级宜按表4确定。根据管道破坏的条件和严重性，安全等级也可按其他等级进行分类。4.4.2
当管道的破坏后果可能比一般情况更加严重时，应根据总体安全性需要，选择高一级的安全等级表4安全等级的一般划分
流体类别 A、C
临时，b
位置分类
流体类别B、D和E
位置分类
一般为低安全等级。
直到预调试前的施工阶段（临时阶段）对于调试后的临时阶段的安全等级，应对失效后果作具体分析后确定。可采用高于低安全等级的级别。“正常操作工况下的立管应选择高安全等级。d人口密度达到或者大于250人/km2的区域的近岸段及陆上段，安全等级应采用非常高等级或者更特殊的安全等级，其设计遵守SYT10037—2018中的附录F可靠性分析
4.5.1下述条件下，可使用公认的结构可靠析方法（SRA）代替LRFD法：分析方法遵守DNVCN30.6。
该方法已证明能够给本文件指明的类似情识是供尽争的安全性。4.5.2名义目标失效概率水平，即一年周期内发生一次失效的概车位根据表5中的失效类别和安全等级确定。
表5每条管道的名义年目标失效概率与安全等级极限状态分类
极限状态
承压：
10-4~10-5
安全等级
10-5~10-6
10-6~10-7
非常高
10-710-8
极限状态分类
极限状态
所有其他
注：极限状态分类见7.4.1.1。
表5（续）
安全等级
承压（壁厚设计）的失效概率一般要低于表中给出的总体ULS准则一至两个量级。6运行期最后一年或检查之前所采用的检查原理可有效控制失效概率。SY/T03052021
非常高
如果后果是局部且由局部因素引起，如船舶航道，名义目标失效概率也可按每1km考虑减少一个量级（如每千米每条管道由10-到10-5）。
5路由规划
5.1通则
滩海管道系统（以下简称管道系统）路由规划中的路由走向应根据工程建设目的，并至少结合该系统所处以下条件综合比选后确定。a）自然环境条件，主要指风、波浪、海流、潮汐、冰情、地震与海啸、环境温度（海床、海水、大气温度）、海生物、滩海水质及底质、滩海底部地形地质及土壤特性（含腐蚀性、导电率）、海床沉积及其活动等。
b）海洋开发活动，主要有路由区的渔业活动、矿产资源开发、交通运输、各种管道和电缆的分旅游区、倾废区的分布等。
布、军事特别区、海洋自然保护区、c）区域性规划，主要指所处位置及其附近海域的综合利用规划、工程设施规划和滩海油（气）田总体开发与流（气）田内部各类设施与装置的规划等。5.2路由选择
5.2.1滩海管道（以下简称管道）线位置宜选择在地形平坦且稳定的区域，力求平直，对已选定的线路位置应设置适当标记，并按5.3的规定进行路内勘察。5.2.2管道路由应结合船舶运输、渔业活动、海产养殖、海上建筑物、不稳定海床、不稳定流、地震活动、障碍物、废物废军需品等堆放区、矿业活动、考古地、军事禁区、环保活动、管道登陆点状况、现有管道、电缆或其他设施等对管道系统的影响确定。路由择应避开船舶抛锚区、现有水下物体（如沉船、桩基、岩石等）、活动断层、浅层气、软弱土层清动区和识层的严重冲淤区。当不可避免时应采取防护措施，并应选择合适穿越位置，缩短通过距离。5.2.3新设计管道距原有管道及其他海洋结构物或海上设施与装置的距离应符合下列规定。a）管道与海底障碍物、危险物的距离应根据障碍物的影响范围、对管道建设和后期维护作业的影响、采取的防护措施等因素确定，开阔海域一般不宜小于500m。距原有管道或电缆水平距离应根据铺设期作业、后期维护作业等需求及区域海域使用要求等情况确定，一般不宜小于30m。
b）管道路由穿越锚地附近时，管道轴线距离锚地最近边缘距离不宜小于500m。当不能满足上述要求时，应与相关管理部门协商确定，并按8.1.8要求进行管道防护。5
SYT0305-2021
c）管道路由与桥梁、隧道并行时，其轴线距离桥梁、隧道最近边缘距离不宜小于100m；采用定向钻施工方式时，距离桥梁墩台冲刷坑外边缘不宜小于10m，且不应影响桥墩台安全，距离水下隧道的净距不宜小于30m。当不能满足上述要求时，应与相关管理部门协商确定。d）处于滩海油（气）田内部的管道与原有管道及其他海工结构物或滩海石油设施之间的水平距离，应保证管道在铺设、安装时不危及原有海工结构物或滩海石油设施的安全，也不妨碍预定位置钻并、修并作业的正常进行，并有足够的安全距离。e）处于电流干扰区的管道路由布置应符合GB/T21447的有关要求。5.2.4新设计管道不宜与原有管道交叉。不可避免时，交叉部位的垂直净距应大于0.3m。5.2.5与原有管道交叉时，管道如需埋设，埋设深度应满足设计要求。如不能下埋时可在其上进行覆盖防护，但管道上覆盖防护不应影响航行，且不应对原有管道产生不利影响。5.2.6同沟（槽）敷设的管道之间应留有足够的空间，以便管道敷设及后期维修。5.3路由勘察
5.3.1勘察内容
5.3.1.1管道路由选定后，应进行详细的路由勘察。路由勘察应包括路由沿线水文及气象、水深地形及浅层地质部面、海床土壤特性、海底障碍物、路由区域冲淤趋势及潜在危险物调查等。5.3.1.2路由沿线水文及气象调查至少应包括：风与风暴（台风）、波浪、海流、潮汐、冰情、海雾、环境腐蚀性及长距离管道沿线的气温、水温、表层泥温变化等。5.3.2沿线地形勘测
17502的有关规定。
5.3.2.1沿线地形勘测方法和要求应符合GB/T5.3.2.2路由勘测走廊带在轴线两侧的宽度和精度应满足管道正常施工和在位状态下安全的需要，并考虑管道轴线有可能调整的余地。一般在轴线两侧的宽度宜250m，精度宜采用1：5000～1：2000，对于平台或其他滩海设施附近、障碍物分布区、海底地形显著变化区等一些需详细勘测区域，宜采用1：500～1：200水深地形。5.3.2.3查明路由沿线海广障碍物可与路由沿线地形勘测结合进行。应特别注意岩石出露、大漂石、不稳定边坡、潮沟及河流入海口、冲刷和淤积等特殊海床地形及其变化，以及沉船、海底装置、海底电缆、潜在危险物等的调查。
5.3.2.4管道路由地质勘测深度应超过管道主守装、开挖与埋设或运行期间可能达到的最大深度。5.3.3地质勘察
5.3.3.1路由沿线海床的土壤特性资料，可以通过物理银岩心钻探、现场原位测试和钻孔取样室内试验等方法取得，还可从地质调查、海底地形测量、潜水触境，全物调查和化学分析等方法取得必要的补充资料和数据。土壤资料的现场和室内试验技术应符合GB/175的有关规定。5.3.3.2应对开挖和（或）埋设作业的难易程度、土壤滑塌或液化的可能性、刷或淤积的可能性等具体问题作出评价，应对海床沉积物作专门调查。5.3.3.3当有证据表明重复出现的地质活动或重要历史事件可能影响管道时，宜进行额外的地质灾害研究，可能包括：
增加物探勘察；
泥火山或凹坑活动；
一一浅层气可能引起的地质灾害，6
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