流程改造施工方案Word下载.docx
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●《海上生产平台管道系统的设计和安装的推荐作法》SY/T10042-2002
●《中华人民共和国海洋石油勘探开发环境保护法条例》（1998.12.29）
●《海上油（气）田开发工程环境保护设计规范》SY/T10047-2003
●《浅海石油设施涂色规定》SY/T6505-2000
●《滩海油田油气集输技术规范》SY/T4058-95
●《滩海石油工程保温技术规范》SY/T4092-95
●《滩海结构物上管网设计与施工技术规范》SY/T4086-95
●《浅滩海钢质固定平台安全规则》SY5747-2008
●《海上固定平台、移动平台入级与建造规范补充规定》中国船级1994版
●《海上固定平台入级与建造规范》中国船级社1992版
●《油气田地面管线和设备涂色规范》SY0043-2006
3.施工准备
3．1材料的提取及检验
3.1.1主要以施工图、施工方案及施工前和施工中即将发生和和施工中即将发生的施工必需用料和用量为依据提取。
3.1.2用于该工程的所有预制构件和材料按《滩海油田油气集输技术规范》、《海上生产平台管道系统的设计和安装的推荐作法》和有关标准进行检查、验收。
3.1.3材料检验：
检查型材、板材、管材等出厂合格证及材料证明书；
碳钢焊条的外观质量检验执行GB∕T5117-95标准；
经检验不合格的材料按《不合格的控制程序》和《物资采购管理程序》处理。
3.2焊接工艺评定
焊接工艺评定须满足管节点、型钢、工艺管线等的施焊要求。
3.3人员培训
3.3.1为保证工程顺利实施，开工前，我们积极参加该工程的干部、职工认真学习应执行的标准规范及相关施工工艺。
3.3.2参加海洋“四小证”的培训、复审。
3.3.3认真学习国家经贸委2000版《海上固定平台安全规则》，确保该工程安全正点、优质高效。
4.施工方案
4.1陆地预制：
4.1.1根据图纸和现场落实数据,陆地预制部分采油树流程、汇流排等。
工艺流程预留100mm尺寸,以保证平台安装时调整。
4.1.2阀门：
将平台所需的阀门试压合格后，与法兰螺栓连接待用。
4.1.3防腐：
严格按照表4.3.2防腐层结构要求进行防腐，完成后向第三方检验单位报验，合格后运送平台施工。
4.2工艺流程海上安装
工艺流程安装如下图所示：
（一）CB6B平台流程安装：
由于CB6B平台工艺平台入海管流程无放空闸阀，所以流程改造须生产流程与计量流程倒替更换。
先更换生产流程；
施工完成后再将油井导入生产流程更换计量流程。
（1）原计量流程扫线、放空。
（2）临时流程预制及试压：
采用￠60×
6无缝钢管制作各平台采油树备用翼接￠89×
6临时汇流排,安装DN50扫线阀及DN80单流阀和DN80闸阀和￠89×
6临时流程至原计量流程
（2）油井导入临时流程：
将CB6B-1/2/4/6临时流程阀门打开，关闭生产翼阀门。
（3）原生产流程扫线、拆除：
平台人员扫线，将水龙带接至井口流程汇流排预留扫线阀门处对平台CB6B-1/2/4/6井流程进行扫线，将水扫至海管中。
观察放空
DN15考克处流出为清水扫线结束。
关闭所有容器进出口闸门，保证所有容器里注满水。
流程管线切割位置附近放置吸油毡防止原油泄漏。
使用气体测爆仪检测放空处是否存在可燃气体，合格后动火拆除原生产流程所有管线；
将拆除的管线吊至施工船舶上，保证甲板清洁无杂物。
（4）生产流程安装：
按照图纸尺寸，安装井口平台和生产流程管线及各种阀门、仪表及所有支架及管托。
安装完毕后报第三方检验，并对焊缝进行全部的超声波无损检测，其质量不得低于Ⅱ级；
使用清水试压，试压现场划定禁区、设置警戒线并有专人负责，无关人员不得进入。
对于设计压力2.5MPa的管线，试压过程中，试验压力应该逐步增加到0.2MPa（表压），并且保持此压力，如果没有发现渗漏，以大约0.1MPa的级差增高压力，直到最终达到3.75MPa。
达到强度试验压力后，稳压4小时。
试压过程中若有泄漏，泄压将压力降为0后进行修补；
不得带压修理，缺陷消除后重新试验。
水压试验合格后，应将系统内的水排净。
（5）油井导进新生产流程：
打开采油树生产翼阀门，关闭平台CB6B-1/2/4/6、油井的临时流程阀门，将各油井倒入新安装的井口流程。
（6）临时流程及原计量流程扫线，拆除：
平台人员扫线，扫线结束后污水放空到海管中。
（7）计量流程安装：
按照图纸尺寸，安装计量流程管线及各种阀门、仪表及所有支架及管托。
（8）清理现场，剩余物料及设备撤离平台。
（二）CB6C平台流程安装：
（1）临时流程预制及试压：
6临时流程至计量平台入海管闸阀后DN50扫线阀。
连接注水井向临时流程注水试压2.5Mpa，稳压30分钟为合格。
将CB6C-1/2/4/5临时流程阀门打开，关闭生产翼阀门。
（3）原流程扫线、拆除：
平台人员扫线，将水龙带接至井口流程汇流排预留扫线阀门处对平台CB6C-1/2/4/5井流程进行扫线，将水扫至海管中。
观察放空DN15考克处流出为清水扫线结束。
使用气体测爆仪检测放空处是否存在可燃气体，合格后动火拆除原流程所有管线；
（4）流程安装：
按照图纸尺寸，安装井口平台和计量流程管线及各种阀门、仪表及所有支架及管托。
（5）油井导进新流程：
打开采油树生产翼阀门，关闭平台CB6C-1/2/4/5油井的临时流程阀门，将各油井倒入新安装的井口流程。
（6）临时流程扫线，拆除：
将临时流程拆除后吊至施工船舶上。
4.3安装自控、缠拌热带、保温、防腐
4.3.1对流程保温管线焊口采用机械手工除锈，并刷环氧富锌底漆二道，环氧云铁中间漆二道，根据图纸要求缠伴热带，流程管线采用PEF管壳、外包保护不锈钢保护外层。
不锈钢保护层上每隔2-5m涂一个色环。
管道支架与阀门支撑外表面机械除锈后，刷环氧富锌底漆二道，环氧云铁中间漆二道，氟碳面漆三道。
电伴热带缠绕方式如下图所示：
4.3.2防腐层结构表：
钢结构名称
防腐部位
防腐材料
涂刷道数
干膜
厚度
（μm）
干膜总厚度（μm）
颜色
工艺管线（保温）钢结构外表面（介质温度≤100℃）
外壁
H06-1环氧富锌底漆
2
80-100
≥230
灰色
H53-6环氧云铁中间漆
3
≥150
铁红色
围油槽、角钢等不保温附属构件（地面不保温）介质温度≤100℃
≥320
HF-8氟碳面漆
≥90
--
平台甲板
上
表
面
≥390
通用耐磨纯环氧漆
1
纯环氧面漆
100
氯化橡胶面漆
60
下
防护栏杆、扶手等
≥480
氟碳白色油漆
白色
重防腐蓄能发光涂料（加入夜光粉）
4
160
重防腐蓄能发光涂料主剂清漆（没有夜光粉）
30
注：
平台上部钢结构面漆颜色按SY6505-2010《浅海石油设施涂色规定》的规定执行
5.施工要求
5.1施工用料技术要求
5.1.1管材的要求：
（1）钢管的外观检验:
外表面不得有裂纹、折叠、斑纹和结疤、等缺陷存在。
钢管和钢板下料前，应检查其直线度，当直线度超过1mm∕m时，应进行矫正。
切割边缘的直线度误差应满足下列规定：
1）当切割的构件后续工序为手工焊时，误差不得超过＋3mm.
2）切割构件的外型尺寸的误差不超过3mm.
3）钢板和型钢坡口角度的误差不应超过4度。
4）钢管坡口角度的误差不应超过＋5度。
（2）钢管材质的复验：
对于Ⅰ级压力管系用的钢管，从每批钢管中任选至少2％根数的钢管制备所需的试样进行材质化验。
（3）向监理及甲方报验时提供的证书：
1）钢管产品合格证书；
2）钢管的材质检验证书；
5.1.2阀门的要求：
工程所选用的阀门均采用室外露天安装的方式
5.1.2.1技术要求
阀门的使用条件
工作介质含水原油
工作温度-18-100℃
5.1.2.2阀门类型及材料
5.1.2.2.1阀门类型
闸阀应为碶式闸板型,所有闸阀应具有后座或具有在最大额定工作压力下使用时可向填料函重新填料的结构.所有闸阀应带有手轮或其他操作机构.明杆闸阀应带有阀杆上部螺纹防污物的保护设施.
球阀为固定式涡轮传动球阀,球阀应有球座和阀杆润滑配件.
截止阀为常规直通形,阀座为镶套阀座.所有截止阀带有手轮或其他操作机构.阀杆上部应带有螺纹防污物的保护措施.进出口接口形式为内螺纹.
止回阀为旋启式止回阀
针形阀进出口接口形式为内螺纹,密封形式为硬密封.
5.1.2.2.2阀门材料
闸阀:
阀体,阀盖,盖板以及阀门端法兰采用A216-WCB碳素铸钢,法兰面应为凹凸面（RF）:
阀座,启闭件采用铬镍钛铸钢（ZG1CR18NI9TI）,表面必须经辉光离子氮化处理:
阀座,启闭件的封闭面采用CR13/钴基,阀杆采用A276-420钢,阀杆螺母采用铸铝青铜（ZCUA19MN2）,阀门手轮采用A216-WCC碳素铸钢,阀杆密封全部采用聚四氟乙烯材料,并有上密封结构。
截止阀:
阀体,阀盖,盖板采用A216-WCB碳素铸钢;
阀座,启闭件的封闭面采用CR13/钴基,阀杆采用A276-420钢,阀杆螺母采用铸铝青铜（ZCUA19MN2）,阀门手轮采用A216-WCC碳素铸钢,阀杆密封全部采用聚四氟乙烯材料,并有上密封结构.螺纹形式为NPT（美国标准锥管螺纹）。
球阀:
阀体,阀盖,盖板采用A216-WCB碳素铸钢,法兰面应为凹凸面（RF）,阀座,启闭件的封闭面采用CR13/钴基阀杆螺母采用铸铝青铜（ZCUA19MN2）,阀门手轮采用A216-WCC碳素铸钢,阀杆密封全部采用聚四氟乙烯材料,并有上密封结构。
止回阀:
阀体,阀盖,采用WCB,阀瓣采用WCB堆CR13或硬质合金,阀座采用25堆CR13或硬质合金。
针型阀:
阀体材料为不锈钢,手柄,阀杆材料为316不锈钢,填料为聚四氟乙烯,螺纹形式为NPT。
闸阀,球阀,止回阀要供配对法兰,全螺纹双头螺栓及螺母,法兰执行ANSIB16.5标准,材质采用A216-WCB碳素铸钢,法兰壁厚要求与所接管子壁厚一致;
全螺纹双头螺栓应符合ASTMA193B7级要求,螺母应符合ASTMA1942H级要求,垫片采用ANSI304不锈钢线圈缠绕的石棉垫片。
5.1.2.2.3外观检查：
采用目视方法对每批进货阀门逐个进行外观检验。
1）铸件内外表面不得出现气孔、毛刺、粘砂、结疤和裂纹等缺陷。
2）法兰密封面应平整光洁，凹凸面应能自然嵌合。
3）阀门开关灵活，指示正常。
4）零部件齐全完好。
5）螺丝外露2-3cm，应涂上黄油。
方向为竖直方向向上，水平方向向右。
6）加装法兰之间垫片过程中不能损坏垫片，法兰螺栓要牢靠紧固。
防止刺漏；
7）压力试验包括阀门的压力试验、壳体试验、阀座液压试验、上密封试验、低压密封试验、高压密封试验。
试验方法执行API598《阀门的检验和试验》。
5.1.2.2.4向监理及甲方报验时提供的证书：
（1）船检证书；
（2）出厂合格证书；
（3）阀门强度及严密性试验记录
（4）材料报验单
5.1.3保温材料安装要求
1）PEF板材、管材为柔性发泡制品，应根据管路设备等外形准确下料成型。
2）接缝处采用PEF专用胶水严密粘合。
并应将被保温设备及管路表面与PEF内面严格粘合。
3）PEF表层采用不锈钢保护面层，该面层应与PEF保温外层严密粘合。
接缝处应将面层按要求迭压（50mm）。
面层接缝处应使用玻璃胶密封。
4）安装完成的管路设备，应使保温内部表面完全密封，并严格与外界环境隔绝。
5.1.4电伴热带技术要求
5.1.4．1使用条件
电伴热带的保温管线的工作介质
工作介质为含水原油,介质正常操作温度为0-90℃
5.1.4．2工作参数
启动温度65℃（介质65℃）
正常维持温度65℃±
5℃（介质65℃±
5℃）
最高表面温度130℃
工作电压220V
过流保护开关容量为32A
5.1.4．3控制方式
采用电伴热带自限式控制方式,无配套监控设施
防爆
电伴热带及其附件应符合GB3836.10-12及BS6351-1983要求.电伴热带及附件工作环境为二类危险区.
绝缘
热线长度300M,环境温度75℃,用2500VDC摇表摇试1分钟,绝缘电阻（导线与屏蔽间）,最小值为400MΩ
5.1.4．4材质要求
母线选用铜芯导线
导电材料为自控导电纤维
绝缘材料为氟塑料
屏蔽层材为镀锌铜丝
防腐外套为氟塑料
结构要求：
电伴热带结构成扁平状,可以在现场切成任何长度,并可以在阀门,法兰和仪表上缠绕,方便现场安装及调整.
要求20℃时绕曲半径为25.4mm,-30℃时绕曲半径为35mm.
5.1.4．5热稳定性要求
由10℃至149℃间来回循环300次后,热线发热量维持在90℅以上.
电源接线盒要求
电伴热带电源接线盒应能满足CEF82-SA2X4电缆一进一出接线要求,其进,出口内径为Φ20,并设有密封措施,满足防爆要求.电源盒内满足CEF82-SA2X4电缆接线要求的接线端子6个.
5.1.4.6缠绕方式：
管径
（mm）
型号
缠绕比
阀门缠绕
（m）
支架缠绕
≤DN50
HTSX12-2BNOJ
1.0
0.61
0.5
DN80
1.06
0.56
DN150
HTSX20-2BNOJ
1.5
2.43
0.72
DN200
2.0
3.35
0.82
DN250
2.5
4.26
0.93
DN300
3.0
5.30
1.03
5.1.5电缆及电缆桥架安装要求
5.1.5.1电缆及电缆桥架规格
船用耐火铜芯绝缘总屏铠装控制电缆CKJPJP80/NFCCF21×
2×
1.5CKJPJP80/NFCCF21×
3×
1.5，高防腐铝合金电缆槽式桥架规格400×
200mm。
5.1.5.2电缆及电缆桥架安装要求
（1）电缆桥架的最大载荷、支撑间距应小于允许载荷和支撑跨距。
（2）桥架的立柱、托臂等支架可与基础预埋件焊接固定，也可采用膨胀螺栓固定。
（3）电缆桥架敷设时，桥架间的对接处距支承点的距离应在跨距的1／4以内，对于大跨距桥架最好放在支承架上对接，在有弯通或三通的地方则需单独增加支承点，垂直方向的托臂每隔1．5m设一固定点。
（4）桥架内的电缆应用电缆卡带、或金属电缆卡子进行分组固定。
对于水平敷设的电缆通常每隔2m左右作一固定点；
对于垂直敷设的电缆应每隔1—1．5m固定一次，在改变标高的端部也应予以固定。
（5）电缆桥架按电力施工规范要求应进行良好接地，对于镀锌电缆桥架无须有专门接地装置，其本体即可作为接地干线；
对于表面进行非金属处理的桥架则必须有专门的接地装置；
桥架的接地线可用VV-16mm2电缆或等截面的铜编织线，该线通常由用户自备，如由本厂供货，则应在合同中注明，长距离的电缆桥架每隔30—50m接地一次。
5.2焊接技术要求
5.2.1焊接工艺:
首选采用的焊接方法为惰性气体保护焊打底和手工电弧焊盖面的组合法.气体保护焊（短弧）,只能用于打底焊接,手工电弧焊（低氢,E4315焊条）,可选用的最粗焊条不应超过5.0mm,最大摆动宽度为焊条直径的2.5倍。
5.2.2焊工资质:
进行压力管道焊接的焊工以及焊接操作工按照SY/T4103-2006《钢制管道焊接及验收》以及业主认同的其他要求取得资格.
在本工程工作之前,焊工以及焊接操作工所使用的材料类型以及焊条都应由业主批准的实验室,代理处要同等机构进行校验,焊接考核只进行射线探伤.
5.2.3焊接要求：
1）焊条存放应做到防潮、防雨、防霜及油类侵蚀。
焊条在使用前应按照出厂证明书进行烘干。
经过烘干的焊条应放在保温桶内，施焊时做到随用随取。
若发现焊条有药皮裂纹和脱皮现象，不得用于管道焊接。
2）焊接前应将坡口表面及坡口边缘内外侧不小于10mm范围内的油漆、污垢、铁锈、毛刺等清除干净，并不得有裂纹和夹层等缺陷。
焊接引弧时应在坡口内进行，严禁在坡口外引弧。
3）如果管线坡口出现分层或开裂,带有此种缺陷的接头应切割,此部分接头不能继续使用。
管线的坡口有损坏应在焊接前将其复原至最小误差范围之内.
5.2.4焊缝检验与验收:
5.2.4.1外观检验
管道对接焊接应进行100%外观检查.外观检查应符合下列规定为合格
1.焊缝焊渣及周围飞溅物应清除干净,不得存在有电弧烧伤母材的缺陷
2.焊缝允许错边量不超过壁厚的10%,且不大于1.6mm
3.焊缝宽度应为坡口上口两侧各加宽1-2mm
4.焊缝表面余高为0-1.6mm,局部不应大于3mm且长度不大于50mm.
5.焊缝应整齐均匀,无裂纹,未焊透,气孔,夹渣,烧穿及其他缺陷。
6.盖面焊道出现的局部咬边量,咬边深度不大于管壁的12.5%且不超过0.8mm,并在焊缝任意300mm的连续长度中,累计咬边长度不大于50mm。
5.2.4.2无损探伤
焊缝处外观检查合格后方可进行无损探伤。
管线对接焊缝应按100%的焊接百分率进行超声检测，并对10％的焊缝进行X射线抽检，抽检管线的对接焊缝都要进行100%长度的X射线检测和超声检测。
其中弯头与直管的连接、法兰与直管的连接处焊缝必须进行X射线检验。
超声检验按SY/T4109-2005《石油天然气钢质管道无损伤检测》的规定执行，I级为合格。
X射线检验按SY/T4109-2005《石油天然气钢质管道无损伤检测》的规定执行，Ⅱ级为合格。
5.2.5焊缝修补:
除去裂纹之外的焊接缺陷在业主检查员授权之前（无须授权）即可进行修补,不受污染的表面进行修补,但是不能用氧-乙炔切割.受碳弧气刨影响的所有区域都应采用砂轮打磨或进行喷砂处理,以清除残留的碳.
焊缝金属或母材中裂纹的清除和修复只能在业主检查员批准并在场的情况下进行,通过碳粉检验出的裂纹当用打磨或碳弧气刨来清除掉并露出金属（在裂纹的末端各增加50mm的长度）
任何一个部件在经过二次修补以后如果还不能被接受的话应该被拒收,此部件应由承包商自费更换
在进行焊缝修复时,不允许切削和剥离
所有的校正工作都应按照批准的程序进行。
1）焊缝缺陷的修补方法和修后清理参照下表：
序号
缺陷名称
缺陷修补方法
焊缝外形尺寸不符合要求
用气割进行修正，并用砂轮打磨光滑，焊缝过低时应用手工电弧焊进行修补。
咬边
应采用焊接方法修补，不予许以磨母材作为修正。
焊瘤
以气割铲除焊瘤，并用砂轮打磨光顺。
焊坑
未填满的焊坑，对缺陷清理后，在用手工电弧焊焊补。
5
气孔
经检查确认内部有气孔部位，在用气割和磨光机清除全部气孔缺陷，并形成“U”坡口，在按规定进行焊补。
6
夹渣
经检查确认内部有气孔部位，在用气割和磨光机清除全部夹渣缺陷，并形成“U”坡口，在按规定进行焊补。
7
未焊透
未焊透部位应用气割和磨光机清除全部未焊透缺陷，并形成“U”坡口，在按规定进行焊补。
8
裂纹
1、仔细检查裂纹的始末端和裂纹的大致深度。
2、用气割和磨光机清除全部裂纹时，应先从裂纹两端进行刨削，直至裂纹清除，然后再进行整段裂纹的刨除。
并形成“U”坡口，在按规定进焊补。
2）焊缝修补注意事项
为保证重要焊缝的修补质量，在修补焊缝缺陷时，其焊缝长度不大于
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