磨溪气田井口加注适应性改造工程施工组织设计方案2013.03.09.doc

磨溪气田井口加注适应性改造工程
施
工
组
织
设
计

四川化工建设有限公司
2013年3月

目 录

第一章工程简介…………………………………………………001
第二章编制依据…………………………………………………002
第三章工程概况…………………………………………………004
第四章施工布置…………………………………………………011
第五章组织机构和人员配备……………………………………012
第六章项目施工管理措施………………………………………015
第七章施工技术要求……………………………………………016
第八章土建工程…………………………………………………021
第九章供配电安装工程…………………………………………011
第十章施工安全措施……………………………………………026
第十一章施工质量保证措施……………………………………027
第十二章施工进度计划及控制措施……………………………030
第十三章本次施工HSE保证措施………………………………031
第十四章安全应急方案…………………………………………038
第十五章环境保护………………………………………………042
第十六章职业安全卫生…………………………………………043
第十七章交工验收………………………………………………045

第一章 工程简介
1.1 建设单位

川中油气矿地建部

1.2 设计单位

四川科宏石油天然气工程有限公司。

1.3 施工单位

四川化工建设有限公司

1.4 工程范围
磨溪气田井口加注适应性改造工程

第二章 编制依据
2.1 编制依据
2.1.1 依据川中油气矿地建委（2011）44号关于“磨溪气田井口加注适应性改造工程”施工图设计委托书；
2.1.2 依据科宏川渝项目组编制的《磨溪气田井口加注适应性改造工程 初步设计》（SCKH－BD110577）。
2.2 编制指导思想及原则
2.2.1 严格遵守国家有关基本建设工程的法律、法规，认真执行国家、行业现行有关工程设计标准、规范。
2.2.2 在满足安全间距的基础上，尽量利用原钻井井场进行工艺及建（构）筑物布置，不另征土地。
2.2.3 优化工艺设计，力求简单、安全、实用。
2.2.4 新建工艺流程尽量撬装化，便于安装和搬迁。
2.2.5 在满足安全前提下，线路力求取直，节约工程投资。
2.2.6 坚持环保工程与主体工程“三同时”原则，搞好环境保护。
2.3 施工范围
本文件依据设计范围及内容为：
2.3.1 编制施工内容为磨005-H3、磨154、磨152H、磨204、磨017－H6、磨030－H3、磨14、磨93及磨137井9个场站增设发泡装置及消泡装置；
2.3.2 与其配套的供配电、给排水及消防、总图、建筑与结构等工程设计；
2.4 遵循主要标准、规范
《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004
《油气集输设计规范》GB 50350-2005
《高压锅炉用无缝钢管》GB5310-2008
《石油天然气工业输送钢管 交货技术条件 第3部分：C级钢管》GB/T9711.3-2005
《石油天然气工业输送钢管 交货技术条件 第2部分：B级钢管》GB/T9711.2-1999
《钢质管道聚乙烯胶粘带防腐层技术标准》SY/T0414-2007
《钢制对焊无缝管件》GB/T12459-2005
《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》GB 50540-2009
《钢质管道焊接及验收》SY/T4103-2006
《天然气地面设施抗硫化物应力开裂和抗应力腐蚀开裂的金属材料要求》SY/T0599-2006
《石油天然气钢质管道无损检测》SY/T4109-2005
《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/T21447-2008
《油气田地面管线和设备涂色规范》SY/T0043-2006
《煤炭工业污染物排放标准》GB 20426-2006
《石油设施电气设备安装区域一级、0区、1区和2区区域划分推荐做法》
SY/T 6671-2006
《低压配电设计规范》GB50054-95
《供配电系统设计规范》GB50052-2009
《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-92
《建筑物防雷设计规范》GB50057-2010
《石油与石油设施雷电安全规范》GB 15599-2009
《建筑抗震设计规范》GB 50011-2010
《石油天然气工程总图设计规范》SY/T0048-2000
《建筑设计防火规范》GB50016-2006
《总图制图标准》GB/T50103-2001
《石油天然气工程制图标准》SY/T0003-2003
2.5 主要工程量
2.5.1 主要工程量
表2.5.1 主要工程量表一览表
序号
工　程　名　称
单位
数量
备　注

工艺部分

1
计量泵撬
台
15
厂家成撬

最大出口压力21.1MPa

最大加注量30L/h

2
2m3立式不锈钢储罐
台
18
厂家成撬
3
抗硫多孔雾化器

PN6.3MPa DN65
套
9

4
发泡剂注入器（焊接式）

PN70MPa DN65/25
套
4

PN35MPa DN65/25
套
5

5
柔性叶片泵
台
9

供配电

1
配电箱改造
台
1
磨152H井
2
户外配电箱安装
台
5

3
防爆电磁启动器
台
9

4
防爆插座
台
8
磨030-H3井不配
5
电力电缆

YJV22-0.6/1kV-5×16mm2
m
50

YJV22-0.6/1kV-5×4mm2
m
1700

ZR-YCW-500V-5×4mm2
m
450

给排水及消防

1
塑料球阀 DN25 PN1.0
只
18
每个站2只
2
PP-R塑料给水管 DN25 PN1.0
m
450

2.6与设计不同之处
2.6.1由川中油气矿地面建设项目部提供的施工图（A版）设计审查意见书，改立式不锈钢储罐为玻璃储罐。
2.6.2 取消钢制加药剂操作平台。
第三章 工程概况
3.1磨005－H3
3.1.1磨005－H3井设计参数，设计压力，加注装置泵前：常压；计量泵后（撬－1）至井口：20MPa；计量泵后（撬－2）至雾化器：6.3MPa。
3.1.2设计规模，发泡剂加注量：30L/h；消泡剂加注量：30L/h。
3.1.3输送介质温度：常温。
3.1.4生产情况简介。

表3.1. 4 磨005－H3井生产情况简介表
生产层位
最高
油压
(MPa)
最高
套压
(MPa)
目前
油压(MPa)
目前
套压(MPa)
输压(MPa)
日产气(×104m3/d)
日产水(m3/d)
硫化氢
（g/m3）
二氧化碳
（g/m3）
生产制度
嘉二
58
58
4.4
8
3.2
1.0
4
0.043
7.924
常开
3.1. 5 工艺流程
磨005－H3井站内已建有1套单井集气工艺流程：井口气经井场内水套加热炉加热、节流、降压后，进入卧式分离器进行气液分离，之后再计量外输。
本工程仅在该井井口增加发泡流程和消泡流程。即利用撬装计量泵从采气树套管一翼加注发泡剂，从井口节流阀后高压管线上加注消泡剂。
嘉二气藏单井井口加注适应性改造工艺流程图见DWG-0000集01-01。
磨005－H3井新建撬装设备平面布置图见DWG-0000集01-04。
3.2 磨154井
3.2.1 磨154井设计参数，设计压力，加注装置泵前：常压；计量泵后（撬－1）至井口：20MPa；计量泵后（撬－2）至雾化器：6.3MPa。
3.2.2设计规模，发泡剂加注量：30L/h；消泡剂加注量：30L/h。
3.2.3输送介质温度：常温。
3.2.4 生产情况简介
表3.2.4 磨154井生产情况简介表
生产层位
最高
油压
(MPa)
最高
套压
(MPa)
目前
油压(MPa)
目 前
套 压(MPa)
输压(MPa)
日产气(m3/d)
日产水(m3/d)
硫化氢
（g/m3）
二氧化碳
（g/m3）
生产
制度
嘉二
51
50.5
36.8
36
/
/
/
0.424
10.127
已关井
注：该井未关井前，日产气0.2×104m3/d，日产水18 m3/d。
3.2.5工艺流程
磨154井站内已建有1套单井集气工艺流程：井口气经井场内水套加热炉加热、节流、降压后，中压混输至1号站。
本工程仅在该井井口增加发泡流程和消泡流程。即利用撬装计量泵从采气树套管一翼加注发泡剂，从井口节流阀后高压管线上加注消泡剂。
嘉二气藏单井井口加注适应性改造工艺流程图见DWG-0000集01-01。
磨154井新建撬装设备平面布置图见DWG-0000集01-05。
3.3磨152H
3.3.1 磨152H井设计参数，设计压力，加注装置泵前：常压；计量泵后（撬－1）至井口：20MPa；计量泵后（撬－2）至雾化器：6.3MPa。
3.3.2设计规模，发泡剂加注量：30L/h；消泡剂加注量：30L/h。
3.3.3输送介质温度：常温。
3.3.4 生产情况简介
表3.3.4 磨152H井生产情况简介表
生产层位
最高
油压
(MPa)
最高
套压
(MPa)
目前
油压(MPa)
目前
套压(MPa)
输压(MPa)
日产气(×104m3/d)
日产水(m3/d)
硫化氢
（g/m3）
二氧化碳
（g/m3）
生产
制度
嘉二
49
52
5.8
9.7
2.5
4.6
22
0.43
6.751
常开
3.3.5 工艺流程
磨152H井站内已建有1套单井集气工艺流程：井口气经井场内水套加热炉加热、节流、降压后，进入卧式分离器进行气液分离，之后再计量外输。
本工程仅在该井井口增加发泡流程和消泡流程。即利用撬装计量泵从采气树套管一翼加注发泡剂，从井口节流阀后高压管线上加注消泡剂。
嘉二气藏单井井口加注适应性改造工艺流程图见DWG-0000集01-01。
磨152H井新建撬装设备平面布置图见DWG-0000集01-06。
3.4 磨204井
3.4.1 磨204井设计参数，设计压力，加注装置泵前：常压；计量泵后（撬－1）至井口：20MPa；计量泵后（撬－2）至雾化器：6.3MPa。
3.4.2设计规模，发泡剂加注量：30L/h；，消泡剂加注量：30L/h。
3.4.3输送介质温度：常温。
3.4.4 生产情况简介
表3.4.4磨204井生产情况简介表
生产层位
最高
油压
(MPa)
最高
套压
(MPa)
目前
油压(MPa)
目前
套压(MPa)
输压(MPa)
日产气(×104m3/d)
日产水(m3/d)
硫化氢
（g/m3）
二氧化碳
（g/m3）
生产制度
嘉二
42.5
48
8.5
16
4
6237
15.2
0.026
7.278
常开
3.4.5工艺流程
磨204井站内已建有1套单井集气工艺流程：井口气经井场内水套加热炉加热、节流、降压后，进入卧式分离器进行气液分离，之后再计量外输。
本工程仅在该井井口增加发泡流程和消泡流程。即利用撬装计量泵从采气树套管一翼加注发泡剂，从井口节流阀后高压管线上加注消泡剂。
嘉二气藏单井井口加注适应性改造工艺流程图见DWG-0000集01-01。
磨204井新建撬装设备平面布置图见DWG-0000集01-07。
3.5 磨017－H6井
3.5.1 设计参数，设计压力，加注装置泵前：常压；计量泵后（撬－1）至井口：20MPa；
计量泵后（撬－2）至雾化器：6.3MPa。
3.5.2设计规模，发泡剂加注量：30L/h；消泡剂加注量：30L/h。
3.5.3输送介质温度：常温。
3.5.4 生产情况简介
表3.5.4 磨017－H6井生产情况简介表
生产层位
最高
油压
(MPa)
最高
套压
(MPa)
目前
油压(MPa)
目前
套压(MPa)
输压(MPa)
日产气(×104m3/d)
日产水(m3/d)
硫化氢
（g/m3）
二氧化碳
（g/m3）
生产制度
雷一1
13.2
/
/
/
/
1.0
/
26
17.45
常开
注：目前该井正进行地面流程建设，井组处于关井状态。
3.5.5 工艺流程
磨017－H6井为雷一1气藏的丛式井，该井组含磨017－H6井、磨017－H7井、磨017－H8井及磨017－H9井，本次工程仅考虑磨017－H6井加注。
站内已建1套丛式井集输工艺流程：磨017－H9井天然气经抗硫水套加热炉撬（SSL32/5，原磨119井用）加热、节流、降压后，与磨017－H6井、磨017－H7井、磨017－H8井、磨117井、磨120井及磨127井天然气分别至汇－1的不同进气阀，根据生产安排，各单井产气可进入分－1实现总分离、计量或进入分
－2实现单井分离、计量，计量后的天然气再经已建管道进入雷一1集气干线。
本工程仅在磨017－H6井井口增加发泡流程和消泡流程。即利用撬装计量泵从采气树套管一翼加注发泡剂，从井口节流阀后高压管线上加注消泡剂。
雷一1气藏丛式井井口加注适应性改造工艺流程图见DWG-0000集01-02。
磨017－H6井新建撬装设备平面布置图见DWG-0000集01-08。
3.6 磨030－H3井
3.6.1 设计参数，设计压力，加注装置泵前：常压；计量泵后（撬－1）至井口：20MPa；
计量泵后（撬－2）至雾化器：6.3MPa。
3.6.2设计规模，发泡剂加注量：30L/h；消泡剂加注量：30L/h。
3.6.3输送介质温度：常温。
3.6.4生产情况简介
表3.6.4 磨030－H3井生产情况简介表
生产
层位
最高
油压
(MPa)
最高
套压
(MPa)
目前
油压(MPa)
目前
套压(MPa)
输压(MPa)
日产气(×104m3/d)
日产水(m3/d)
硫化氢
（g/m3）
二氧化碳
（g/m3）
生产制度
雷一1
25.2
24.3
6.1
8.8
5.1
4.0
0.5
18.18
10.625
常开
3.6.5 工艺流程
磨030－H3井为雷一1气藏的单井，该井场还钻有雷一1层位的丛式井－磨030－H5井组（含磨030－H5井、磨030－H6井及磨030－H7井）。本次工程
仅考虑磨030－H3井加注。站内已建1套丛式井集输工艺流程：磨030－H7井天然气经抗硫水套加热炉撬加热、节流、降压后，与磨030－H3井、磨030－H5井及磨030－H6井井口来气分别至汇－1的不同进气阀，根据生产安排，各单井产气可进入分－1实现单井分离、计量或进入分－2实现总分离、计量，计量后的天然气再经已建管道（DN80－1.25km及DN150－1.45km）输送至1号站，进入1号站～雷一1集气总站集气干线（D159）及西端干线（D219）。
本工程仅在磨030－H3井井口增加发泡流程和消泡流程。即利用撬装计量泵从采气树套管一翼加注发泡剂，从井口节流阀后高压管线上加注消泡剂。
雷一1气藏丛式井井口加注适应性改造工艺流程图见DWG-0000集01-02。
磨030－H3井新建撬装设备平面布置图见DWG-0000集01-09。
3.7 磨14井
3.7.1 设计参数，设计压力，加注装置泵前：常压；发泡装置泵后：20MPa；
消泡剂控制阀门后至雾化器：6.3MPa。
3.7.2设计规模，发泡剂加注量：30L/h；消泡剂加注量：30L/h。
3.7.3输送介质温度：常温。
3.7.4 生产情况简介
表3.7.4 磨14井生产情况简介表
生产
层位
最高
油压
(MPa)
最高
套压
(MPa)
目前
油压(MPa)
目前
套压(MPa)
输压(MPa)
日产气(×104m3/d)
日产水(m3/d)
硫化氢
二氧化碳
生产制度
摩尔百分数
雷一1
8.5
8.3
2.2
4.0
2.1
1.5
5
2.69
0.83
常开
3.7.5 工艺流程
磨14井站内已建有1套单井集气流程：井口气经卧式分离器进行气液分离，之后再计量外输至4号站。
本工程仅在该井井口增加发泡流程和消泡流程。即利用撬装计量泵从采气树套管一翼加注发泡剂，从井口节流阀后高压管线上加注消泡剂。
雷一1气藏单井井口加注适应性改造工艺流程图见DWG-0000集01-03。
磨14井新建撬装设备平面布置图见DWG-0000集01-10。
3.8 磨93井
3.8.1 设计参数，设计压力，加注装置泵前：常压；发泡装置泵后：20MPa；
消泡剂控制阀门后至雾化器：6.3MPa。
3.8.2设计规模，发泡剂加注量：30L/h；消泡剂加注量：30L/h。
3.8.3输送介质温度：常温。
3.8.4 生产情况简介
表3.8.4 磨93井生产情况简介表
生产层位
最高
油压
(MPa)
最高
套压
(MPa)
目前
油压(MPa)
目前
套压(MPa)
输压(MPa)
日产气(×104m3/d)
日产水(m3/d)
硫化氢
二氧化碳
生产
制度
摩尔百分数
雷一1
8.4
8.4
1.5
2.7
1.5
0.1
/
2.5
0.65
常开
3.8.5 工艺流程
磨93井（即11号站）站内已建有1套多井集气流程：磨93井井口气与其他单井来气经站内卧式分离器轮换分离、计量后，外输至12号站。
本工程仅在该井井口增加发泡流程和消泡流程。即利用撬装计量泵从磨93井采气树套管一翼加注发泡剂，从井口节流阀后高压管线上加注消泡剂。
雷一1气藏单井井口加注适应性改造工艺流程图见DWG-0000集01-03。
磨93井新建撬装设备平面布置图见DWG-0000集01-11。
3.9 磨137井
3.9.1 设计参数，设计压力，加注装置泵前：常压；发泡装置泵后：20MPa；
消泡剂控制阀门后至雾化器：6.3MPa。
3.9.2设计规模，发泡剂加注量：30L/h；消泡剂加注量：30L/h。
3.9.3输送介质温度：常温。
3.9.4 生产情况简介
表3.9.4 磨137井生产情况简介表
生产层位
最高
油压
(MPa)
最高
套压
(MPa)
目前
油压(MPa)
目前
套压(MPa)
输压(MPa)
日产气(×104m3/d)
日产水(m3/d)
硫化氢
二氧化碳
生产
制度
摩尔百分数
雷一1
9.7
9.8
2.0
2.4
2.0
0.6
/
2.11
1.01
常开
3.9.5 工艺流程
磨137井站内已建有1套单井集气流程：井口气采出井筒后，气液混输至4号站。
本工程仅在该井井口增加发泡流程和消泡流程。即利用撬装计量泵从磨137井采气树套管一翼加注发泡剂，从井口节流阀后高压管线上加注消泡剂。
雷一1气藏单井井口加注适应性改造工艺流程图见DWG-0000集01-03。
磨137井新建撬装设备平面布置图见DWG-0000集01-12。
3.10该工程主要特点、难点、对策：
3.10.1抢建工程时间紧，任务重。
加强施工人员管理，让台班人员有一定的机动能力。组织公司内部精干人员进行操作。
3.10.2地方关系协调困难。
积极采取，通过建设单位，以及施工单位与地方加强协商，多次沟通，努力解决分歧。
3.10.3施工环境艰苦。
积极克服施工环境，通过保障后勤有力支持前线员工创造舒适的休息环境。

第四章 施工布置
4.1 项目管理
4.1.1 本工程实行项目管理，组建磨溪气田井口加注适应性改造工程项目经理部，由项目经理、项目副经理、技术负责人、施工人员、质检员、安全员和其他专业人员组成，负责组织、指挥、实话完成本项工程的施工和质量、安全管理 。项目经理对该项目全面负责。
4.1.2 项目经理部成员组成
姓 名
性别
岗位（工种）
职 称
备注
刘　艳
男
项目经理
工程师

谢建华
男
技术负责人
工程师

宋登坤
男
安全员

余　欣
男
施工员

谭有贵
男
质检员

魏　淼
男
材料管理

项目经理：刘艳
4.2 项目经理部组织机构图 施 　　
工　余
组　欣　
织
工 廖
程 宴
配 均
套
管
理
施
工
技
术
管
理
工 朱
程 昌
质 伦
量
管
理
安 宋
全 登
管 坤
理
工 陈
程 光
预 平
结
算
管
理
材
料
组
土
建
施
工
组
安
装
质
检
组
安
装
组
谭有贵
谢

刚
魏

淼
刘

强
谢建华

第五章、组织机构和人员配备
5.1. 施工组织原则
5.1.1 满足业主对施工工期的要求，上线前提前做好施工前准备工作，并在工期计划安排上留出余地。
5.1.2 工程在站场内，因此根据地方特殊要求、地形、地质情况及穿越等不同的施工对象配置不同类型的作业队，恰当安排流水作业和交叉作业，经济合理地组织均衡作业，不间断施工。
5.1.3 因时、因地制宜，充分考虑不同施工对象的施工顺序，尽量将公路、光缆、下水管等特殊点提前组织专业队施工尽快恢复，尽量减轻对当地交通和居民生活的影响。
5.1.4 施工机具设备提前做好维护和保养，上线机具设备必须完好，并减少现场搬迁。
5.2. 项目组织机构
以按期、优质建成本工程为目标，根据本工程特点和需要，项目部设置为两级管理机构，即项目管理层和项目施工作业层。项目组织机构图如下：

管道组焊作业队
管道试压作业队

5.3机构设置
5.3.1项目管理层设置
5.3.1.1项目部设项目经理、项目生产副经理和项目总工程师共3名领导，对本项目进行组织和协调，是项目实施的管理核心。
5.3.1.2项目管理层以四部一室为基础，各部室职能人员接受项目经理的领导，对各基层作业队实施监督与管理。四部一室为：技术质量部、物资采办部、工程管理部、计划经营部和行政办公室。
5.3.2作业层设置
根据本工程主要内容和实物工作量，作业层共设2个施工队，即管道组焊作业队、管道试压作业队。
5.3.3项目部主要组成成员
序号
项目部职务
姓 名
备注
1
项目经理
刘　艳

2
项目副经理
周 涛

3
项目总工程师
谢建华

4
技术质量部部长
周向东

5
物资采办部部长
范志超

6
工程管理部部长
付文涛

7
工程管理部成员
谭先进

8
计划经营部部长
陈光平

9
计划经营部成员
李 平

10
行政办公室主任
刘 倩

5.4.5 施工通讯联络
5.4.5.1项目部应确保与下列各单位之间的联络：
1） 项目部与业主的通讯联络；
2） 项目部与监理公司的通讯联络；
3） 项目部与检测公司的通讯联络
3） 项目部与化建公司的通讯联络；
4） 项目部与各施工作业队的通讯联络。
5.5本项目劳动力计划表
劳动力计划表
磨溪气田井口加注适应性改造工程
专业、职称、工种
按工程施工阶段投入劳动力情况（人/次） 11月
5日
15日
20日
25日
项目部管理人 员
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
施工员
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
安全员
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
起重工
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
电 工
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
绝缘工
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
管 工
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
电焊工
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10

第六章、项目施工管理措施
6.1施工准备
6.1.1技术准备
a.收集相关的施工标准及验收规范，开工前进行宣贯学习。
b.规范技术验收的表格，符合行业和创国优的要求。
c.在设计交底基础上，搞好图纸会审工作。
d.编制施工组织设计、施工方案措施、施工作业指导书等，并报业主、监理批复。
e.准备对基层施工班组进行详细的技术交底。
6.1.2物资准备
a.组织物资管理人员培训，了解工程相关技术要求。
b.确定临时材料堆放场地，建立临时材料仓库。
c.编制自购工程材料、加工品计划，并按规定报批。
d.编制施工所需手段用料，消耗材料计划。
e.编制物资供应计划，物资管理办法及相应管理性文件。
f. 普通货物运输
g. 施工机具的运输
6.1.3施工队伍准备
a.组建项目部，清理工程主要工作内容和实物量，落实人员及机具设备，进行施工任务划分。
b.进行施工人员、设备调迁。
c.对已配置的设备进行维护保养。
d.组织对特殊工种培训、练兵。对参加施工的所有电焊工、防腐工、起重工、管工、机械手及公路施工人员等进行培训和实际练兵，学习有关的工艺规程和标准。特别是电焊工要参加业主组织的上岗取证考试，考试合格后方能参加本工程施工。
主要工种培训计划表
序号
培训内容
参加人员
主办单位
培训时间
培训地点
1
电焊工培训
全部电焊工
项目经理部
50小时
化建公司基地
2
管道培训
技术干部、质量管理人员、管 工
30小时
3
安全培训
管理人员和全部施工人员
20小时
6.1.4 施工现场布置
a . 项目部是工程施工的指挥部门，定点于位置适中、通讯条件较好的居民房。
b.其它队种应与管道安装作业队驻地靠近，以便协调作业和统一解决生活问题。
6.1.5质量管理准备
a.编制质量计划、质量检验计划。
b.编制关键工序质量控制计划。
c.收集并学习相关施工标准及验收规范，按要求下发到基层作业队。
d.编制《焊接作业指导书》。
e.检查核对质检员、HSE管理员、特殊工种资格证、上岗证。
f.建立健全各项管理制度，特别是质量管理责任制度和安全管理责任制度。
g.积极与业主及监理配合，规范施工技术和施工质量等竣工资料表格。
6.2本工程施工机具、设备配置
6.2.1施工机具、设备配置
根据工程技术要求、特点、作业内容、质量要求，以队伍编制、工程进度要求为依据，按照综合平衡、确保重点的原则，选择技术性能良好、适应工程需要的设备参加施工作业，对于投入工程施工的设备，均要进行全面检查，搞好维护保养，严禁带病设备参加施工作业，同时，对于施工主要工序的关键设备，备齐备足配件，保证设备的完好率，提高利用率，满足施工需要。
6.2.2拟投入的施工机械设备表
序号
设备型号及规格
单位
数量
备注
1
16T吊车
台
1
徐洲
2
8T东风车
台
2
湖北十堰
3
皮卡值班车
台
1
黄海
4
直流式弧焊机
台
2
重庆
5
鼓捣式振动棒
支
4
成都
6
直流电弧焊机
台
4
成都
第七章 施工技术要求
7.1 管道安装
7.1.1管材、管件、阀门及其他预制件等按《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》（GB50540-2009）规定检验合格后方可组装焊接。
7.1.2 管子、管件、阀门等内部应清理干净，无污物、杂物。安装工作有间断时，应及时封堵管口或阀门出入口。
7.1.3 管道、管件、阀门、设备等连接时，不得采用强力对口。
7.1.4 安装前应对阀门、法兰与管道的配合情况进行下列检查：
1）对焊法兰与管子配对焊接时，检查其内径是否一致。如不一致，按要求开内坡口。
2）检查平焊法兰与管子配合情况。
3）检查法兰与阀门法兰配合情况以及连接件的长短，防止不能配合安装。
7.1.5 检查三通、弯头内径与其连接的管径是否一致。不一致时按要求开内坡口。
7.1.6 异径管直径应与其相连接管段一致，配合的错边量不应大于1.5mm。
7.1.7 管道安装时应采用对口器进行对口组焊。使用外对口器时，根焊须完成管道周长的50％以上且均匀分布时才能拆除对口器；使用内对口器时，根焊须全部完成后才能拆除对口器。
7.1.8 管子端口圆度超标时应进行校圆。校圆时宜采用整形器调整，不宜用锤击方法进行调整。
7.1.9 其它相关事宜详见《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》（GB50540-2009）相关规定。
7.2 阀门安装
7.2.1 阀门应具有产品的有效合格证，现场试验检验合格资料。
7.2.2 阀门压力试验前应进行外观检查，外观质量应符合SY/T4102-95相关要求。
7.2.3 阀门安装前应用洁净水进行强度和密封性试验，强度试验压力应为设计压力的1.5倍，稳压不少于5min，壳体、垫片、填料等不渗漏、不变形、无损坏、压力表读数不降为合格。密封试验压力为设计压力，稳压15min，不内漏、压力表读数不降为合格。
7.2.4 阀门安装前应按设计文件核对其型号，根据介质流向确定安装方向，复核阀门合格证及试验记录。阀门安装前应检查填料，其压盖螺栓须有足够的调节余量。
7.2.5 当阀门与管道以法兰或螺纹方式连接时，阀门应在关闭状态下安装。
7.2.6 阀门安装后的操作机构和传动装置应动作灵活，指示正确。
7.2.7 阀门规格型号、公称压力、材质等应符合设计文件及有关规范的要求。阀门供货商须提供与阀门配套的法兰、螺柱、螺母及垫片、垫圈等全套紧固件。
7.3 设备安装
7.7.1 各类工艺设备的规格型号、公称压力、钢级等应符合设计文件及有关规范的要求，非标设备应在工厂制造出厂前根据有关标准、规范要求及设计图纸要求进行检验，确认合格后方可使用，并应有出厂合格证。设备到现场后应仔细核对尺寸，核实设备的安装方位和设备基础的预埋地脚螺栓，与设备地脚螺栓孔一致后方可进行安装。
7.3.2 预埋地脚螺栓的大小和露出长度应符合设计要求，螺纹部分应清理干净，无损坏和锈蚀。
7.3.3 设备安装后应在同一平面互成直角的两个以上的方向进行找平。找平时应根据要求用垫铁进行调整，不能用紧固或放松地脚螺栓及局部加压方法进行调整。
7.3.4 站场工艺设备的吊装应参照SY6279-2008的规定执行，并应执行下列规定：
1）设备吊装前，应与当地气象部门取得联系。当阵风风速大于10.8m/s时，不应进行室外吊装作业。
2）吊装作业应有专人指挥，明确分工。参加吊装的施工人员应坚守岗位，并根据指挥命令工作。吊装过程中任何岗位出现问题，应立即向指挥者报告，没有指挥者的命令，任何人不得擅自操作或离开岗位。
3）设备正式吊装前应进行试吊。试吊前参加吊装人员应按岗位分工，严格检查吊耳、起重机械和索具的装设情况，确认符合要求后才可进行试吊。
4）吊装作业前，应在工件上系以牢固的溜绳，防止吊装过程中工件摆动、旋转或碰撞其他建筑物或构筑物。
5）被吊装工件表面的棱角刃面及影响吊装安全的部位，在拴系吊索时应采取有效的防护措施。
6）吊起的工件不得长时间在空中停留。如必须停留时，应采取可靠的安全措施。
7）吊装过程中工件下方、吊车扒杆旋转范围内和受力导向滑轮夹角区域内，不应有人员停留和通过。
8）吊装用滑轮应按使用说明书的要求使用。使用开口滑轮应将钩环锁固，防止钢丝绳脱出。
7.4 管件
7.4.1 本工程选用的中压管件为按《钢制对焊无缝管件》（GB/T12459-2005）。
7.4.2 各类法兰、管件均应有质量证明书、出厂合格证、说明书，其标准、规格、型号、公称直径、公称压力、材质等应符合设计文件及订货技术规格书的要求，安装前需复核其合格证及试验记录。施工中应仔细核对不同管件所对应使用的用管压力等级及接管材质，防止出现将低压力等级的管件安装在高承压的管道系统上。
7.4.3 各类法兰、管件应由供货商按技术规格书或材料表提供的接管尺寸加工坡口并与本设计选用管材匹配。管件坡口加工按《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》（GB 50540-2009）执行。管路法兰焊接接头和坡口尺寸应按《管路法兰及垫片》(GB/T9124-2000)附录B执行。
7.4.4 本工程选用的高压管件制造标准详见DWG-0000集01-15、16、17、18的相关规定。
7.4.5 管道及管件在施工过程中应妥善保管，不得混淆或损坏，其色标或标记应明显清晰。
7.5 焊接
7.5.1 参加焊接作业人员必须是按照焊接工艺规程，经过相关考试取得相关资格的合格焊工，焊工取得相应项目施焊资格。焊工资格考试按照《钢质管道焊接及验收》（SY/T4107-2006）第6章的规定执行。
7.5.2 站外管道必须吹扫干净后，方可与站内管道焊接。
7.5.3 输送含硫介质的管道焊接采用手工电弧焊填充盖面，氩氟焊打底，焊条选用E4315。
7.5.4 工艺管道焊接时，对于不同钢级、不同材质的钢管以及新旧管线之间对焊、任何初次使用的焊接材料和焊接方法都应进行焊接工艺评定。焊接工艺评定按《钢质管道焊接及验收》（SY/T4103-2006）第5章的有关规定执行，对已有的焊接工艺评定结果，在本工程使用时，需进一步确认。
7.5.5 管道焊接必须按照《焊接工艺评定》的要求进行，并应符合《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》（GB 50540-2009）第7章的相关规定。
7.5.6 原料气输送管道焊接前应进行焊缝的抗SSC和HIC评定试验。
7.5.7 原料气管道焊接应按相关工艺规程的要求进行焊前预热以及焊后热处理，其预热温度为100-150℃；焊后热处理的方式、温度控制、保温时间等参数应根据焊接工艺评定和抗硫试验评定而确定。
7.5.8 焊后热处理完毕后，每处焊缝应进行硬度检查，其结果应满足HRC＜22，硬度检查应包括目材、热影响区和焊缝。
7.5.9 焊条、焊丝选择方面，原料气部分采用手工电弧焊填充盖面，氩氟焊打底。具体应根据焊接工艺评定后进行选择。若焊接工艺评定报告中的焊配材料与设计不一致，则施工单位应先征得设计单位同意后，方可改用。
7.5.10 当环境条件不能满足焊接工艺规程所规定的条件时，必须按要求采取措施后才能进行焊接。在下列环境中，如无有效的防护措施时，不得进行焊接作业：
1)下雨、下雪；
2)手工电弧焊时，风速超过8m/s；气体保护焊时，风速超过2.2m/s；
3)大气相对湿度大于90％。
7.5.11 在阀门焊接