Система нормативных документов в строительстве

Ведомственные строительные нормы

ИНСТРУКЦИЯ
по проектированию, строительству
и реконструкции промысловых нефтегазопроводов

СП 34-116-97

Министерство топлива и энергетики Российской Федерации (Минтопэнерго России)

Москва

1997

Предисловие

1. Разработана Всероссийским научно-исследовательским институтом по строительству трубопроводов и объектов ТЭК (АО ВНИИСТ), при участии Всероссийского научно-исследовательского института природных газов и газовых технологий (ООО ВНИИГАЗ) и проектного и научно-исследовательского института "ГазНИИпроект".

2. Согласована:

Госстроем России, письмо № 13-754 от 02.12.97 г. Госгортехнадзором России, письмо № 10-03/723 от 04.12.97 г.

3. "Инструкция" разработана по заданию Департамента нефтяной и газовой промышленности и Управления координации инвестиционных программ в ТЭК по договору с Минтопэнерго России.

4. Утверждена и введена в действие с 1 апреля 1998 года приказом Минтопэнерго России от 23.12.1997 г. № 441.

5. Разработчики выражают благодарность специалистам ВНИИ ГОЧС, Газнадзора РАО "Газпром", ГП Роснефти, Гипроспецгаза, АО "Сибпроектстроя" и ВНИИПО МВД за полезные замечания и предложения, представленные по первой редакции "Инструкции ..."

Минтопэнерго России 1997 г.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

"Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов" устанавливает технические характеристики промысловых нефтегазопроводов, обеспечивающие безопасность людей, сооружений и окружающей среды в зонах прокладки этих трубопроводов при выполнении ими основной задачи по транспорту планового количества продукта.

Достижение необходимых эксплуатационных характеристик осуществляется путем регламентации конструктивных решений, назначения системы расчетных коэффициентов, обеспечивающих необходимый уровень надежности, назначения безопасных расстояний между параллельными трубопроводами и от трубопроводов до наземных инженерных сооружений, обеспечивающих нормативный уровень риска, назначения требований к технологическим операциям сооружения трубопроводов, обеспечивающих высокое качество строительства трубопроводов в различных природных условиях при минимальном воздействии на окружающую среду и соблюдении техники безопасности, путем применения прогрессивных технологических решений.

Срок действия "Инструкции" - до выхода СНиП "Промысловые трубопроводы".

СП 34-116-97

Ведомственные строительные нормы

Дата введения 01.04. 1998 г.

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1. Настоящие нормы распространяются на проектируемые строящиеся и реконструируемые промысловые стальные трубопроводы диаметром до 1400 мм включительно с избыточным давлением среды не выше 32,0 МПа нефтяных, газовых, газоконденсатных месторождений и подземных хранилищ газа (ПХГ).

1.2. Состав промысловых трубопроводов, на которые распространяются настоящие нормы:

1.2.1. Для газовых и газоконденсатных месторождений:

газопроводы-шлейфы, предназначенные для транспортирования газа и газового конденсата от скважин месторождений и ПХГ до УКПГ, УППГ и от КС ПХГ до скважин для закачки газа в пласт;

газопроводы, газовые коллекторы неочищенного газа, межпромысловые коллекторы, трубопроводы для транспортирования газа и газового конденсата от УКПГ, УППГ до ГС, ДКС, КС, ПХГ, ГПЗ, независимо от их протяженности;

трубопроводы для подачи очищенного газа и ингибитора в скважины и на другие объекты обустройства месторождений;

трубопроводы сточных вод давлением более 10 МПа для подачи ее в скважины для закачки в поглощающие пласты;

метанолопроводы;

1.2.2. Для нефтяных месторождений:

выкидные трубопроводы от нефтяных скважин, за исключением участков, расположенных на кустовых площадках скважин (на кустах скважин), для транспортирования продуктов скважин до замерных установок;

нефтегазосборные трубопроводы для транспортирования продукции нефтяных скважин от замерных установок до пунктов первой ступени сепарации нефти (нефтегазопроводы);

газопроводы для транспортирования нефтяного газа от установок сепарации нефти до УКПГ, УППГ или до потребителей;

нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или разгазированной обводненной или безводной нефти от ПС нефти и ДНС до ЦПС;

газопроводы для транспортирования газа к эксплуатационным скважинам при газлифтном способе добычи;

газопроводы для подачи газа в продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи;

трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и систем захоронения пластовых и сточных вод в глубокие поглощающие горизонты;

нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПС до сооружения магистрального транспорта;

газопроводы для транспортирования газа от ЦПС до сооружения магистрального транспорта газа;

ингибиторопроводы для подачи ингибиторов к скважинам или другим объектам обустройства нефтяных месторождений.

Сокращенные названия промысловых объектов даны в справочном Приложении 1.

В дальнейшем тексте норм за исключением особо оговоренных случаев вместо слов "промысловый (е) трубопровод (ы)" будет употребляться слово "трубопровод (ы)".

Примечание:

1. Границами промысловых трубопроводов являются ограждения соответствующих площадок, а при отсутствии ограждения в пределах бровки отсыпки соответствующих площадок или условной границы участка.

2. К коллекторам (сборным, межпромысловым трубопроводам) относятся трубопроводы, транспортирующие продукт от пунктов подготовки (сбора) до головных сооружений или ГПЗ.

3. Трубопроводы, транспортирующие нефть с газом в растворенном состоянии при абсолютном давлении упругости паров при 20 °С выше 0,2 МПа и свободном состоянии относятся к нефтегазопроводам, а транспортирующие разгазированную нефть - к нефтепроводам.

1.3. Настоящие нормы не распространяются на трубопроводы для транспортирования продукции с высоким содержанием сероводорода (парциальное давление выше 1 МПа) и продуктов с температурой выше 100 °С, водоводы поддержания пластового давления для транспорта пресной, пластовой и подтоварной воды на КНС.

2. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

2.1. Промысловые трубопроводы могут проектироваться подземными, наземными с последующей отсыпкой насыпи или надземными на опорах. Основным видом прокладки трубопроводов должна быть подземная.

2.2. Трубопроводы, транспортирующие одинаковые и различные продукты могут прокладываться параллельно действующим или проектируемым промысловым трубопроводам.

2.3. Температура газа, нефти (нефтепродуктов), поступающих в трубопровод, должна устанавливаться исходя из возможности транспортирования продукта и требований, предъявляемых к сохранности изоляционных покрытий, прочности, устойчивости и надежности трубопровода.

2.4. При проектировании трубопроводов, предназначенных для транспортирования газа, нефти и нефтепродуктов, оказывающих коррозионные воздействия на металл и сварные соединения труб и арматуру, установленную на трубопроводах, необходимо предусматривать мероприятия, обеспечивающие защиту трубопроводов от коррозионного воздействия или сероводородного растрескивания.

2.5. Трубопроводы для транспорта газа и газового конденсата газовых и газоконденсатных месторождений и ПХГ, а также нефтяного газа в зависимости от рабочего давления подразделяются на четыре класса:

I класс - при рабочем давлении свыше 20 МПа до 32 МПа включительно;

II класс - при рабочем давлении свыше 10 МПа до 20 МПа включительно;

III класс - при рабочем давлении свыше 2,5 МПа до 10 МПа включительно;

IV класс - при рабочем давлении свыше до 2,5 МПа включительно.

2.6. Трубопроводы для транспорта нефти, нефтепродуктов и других жидких продуктов нефтяных месторождений в зависимости от диаметра подразделяются на три класса:

I класс - трубопроводы условным диаметром 600 мм и более;

II класс - трубопроводы условным диаметром менее 600 мм до 300 мм включительно;

III класс - трубопроводы условным диаметром менее 300 мм.

2.7. Промысловые трубопроводы должны быть запроектированы и построены таким образом, чтобы была обеспечена надежная и безопасная их эксплуатация в течение всего срока службы путем выбора соответствующих исходных материалов, обеспечения необходимого уровня надежности и нормативного уровня риска, обеспечения качества строительства.

2.8. Трубопроводы нефтесбора нефтяных месторождений, а также трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и систем захоронения пластовых и сточных вод в глубокие поглощающие горизонты, нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПС до сооружений, магистрального транспорта, должны выполняться из труб, имеющих внутреннее антикоррозионное покрытие.

2.9. Основными критериальными характеристиками конструкций трубопроводов являются:

свойства исходных материалов для сооружения трубопроводов (труб, соединительных деталей, арматуры, изоляционных покрытий, теплоизоляции, балластирующих устройств и др.), которые определяются соответствием их требованиям действующих норм, ГОСТ, ТУ на эти изделия;

надежность трубопроводов при заданных условиях эксплуатации по давлению и температуре, которая определяется соответствием принятых конструктивных решений трубопроводов (толщина стенки трубопровода, глубина заложения, радиусы изгиба, пролеты при надземной прокладке, изоляционные покрытия и т.д.) требованиям действующих норм;

безопасность, в т.ч. пожарная, которая определяется назначением соответствующих безопасных расстояний от промысловых трубопроводов до зданий и сооружений, находящихся в зонах прохождения трубопроводов;

качество строительства, которое определяется соответствием результатов контроля качества при сооружении трубопроводов, требованиям действующих норм;

стабильность положения трубопровода в пространстве и во времени в течение всего срока эксплуатации. Эта эксплуатационная характеристика особенно важна для надземных прокладок трубопроводов. Здесь должно быть предусмотрено в процессе эксплуатации, проведение освидетельствования положения трубопровода на опорах, с целью восстановления, в случае необходимости, его проектного положения;

сохранность необходимого уровня коррозионной защиты трубопровода в течение всего срока его эксплуатации, которая обеспечивается поддержанием параметров, определяющих защищенность трубопровода на требуемом уровне.

2.10. Гидравлический и тепловой расчеты трубопроводов осуществляются в соответствии с действующими методиками или требованиями. Список рекомендуемых методик приведен в РД 39-132-94.

3. МАТЕРИАЛЫ И ИЗДЕЛИЯ

3.1. Материалы и изделия, применяемые для строительства промысловых трубопроводов, должны отвечать требованиям государственных стандартов, технических условий и других нормативных документов, утвержденных в установленном порядке, а также требованиям настоящего раздела.

3.2. Применение материалов и изделий, не имеющих сопроводительного документа, подтверждающего соответствие их требованиям государственных стандартов или технических условий, не допускается.

Трубы и соединительные детали

3.3. Для промысловых трубопроводов должны применяться трубы стальные бесшовные, сварные прямошовные и спиральношовные, изготовленные из спокойных и полуспокойных сталей, по ГОСТам и техническим условиям, утвержденным в установленном порядке с выполнением требований настоящего раздела.

Допускается применение импортных труб, соответствующих требованиям настоящего раздела.

3.4. Овальность концов труб (отношение разности между наибольшим и наименьшим диаметрами в одном сечении к номинальному диаметру) не должна превышать 1 % для труб толщиной стенки менее 20 мм и 0,8 % для труб толщиной стенки 20 мм и более.

3.5. Кривизна труб не должна превышать 1,5 мм на 1 м длины: общая кривизна не должна превышать 0,15 % длины трубы.

3.6. В металле труб и изделий не допускаются трещины, плены, рванины и закаты, а также расслоения, превышающие пределы, установленные соответствующими нормативными документами на их поставку. В зоне шириной не менее 40 мм от торцов труб не допускаются расслоения, превышающие 6,5 мм. Не допускается никаких расслоений, выходящих на торцы труб и приварных изделий.

Допускается зачистка поверхностных дефектов, кроме трещин, при условии, что толщина стенки после зачистки не выходит за пределы своего минимального значения.

3.7. Концы труб должны быть обрезаны под прямым углом. Отклонение от перпендикулярности торцов (косина реза) не должно превышать 1,6 мм для труб номинальным наружным диаметром 1020 мм и более и 1,2 мм для труб номинальным наружным диаметром менее 1020 мм.

3.8. Концы труб должны иметь фаску, выполненную механическим способом. Для труб номинальной толщиной стенки менее 15 мм используется фаска с углом скоса 30° и допускаемым отклонением минус 5°. Для труб номинальной толщиной стенки 15 мм и более должна быть использована фигурная форма разделки кромок.

Притупление должно быть в пределах 1-3 мм.

3.9. Ударная вязкость (KCU) на поперечных образцах типа 11-13 по ГОСТ 9454-78 (1 изменение) (Шарпи) и процент вязкой составляющей в изломе для основного металла труб номинальной толщиной 6 мм и более должны удовлетворять требованиям, приведенным в табл. 1. Для труб номинальной толщиной стенки 6-12 мм допускается изготовление полнотолщинных (без обработки черновых поверхностей) образцов на ударную вязкость. Для труб номинальной толщины стенки менее 6 мм ударная вязкость не определяется. Для труб диаметром 325 мм и менее допускается определение ударной вязкости на продольных образцах. Для труб диаметром менее 168 мм ударная вязкость на образцах Шарли не определяется.

Процент вязкой составляющей в изломе следует определять на полнотолщинных образцах DWTT высотой 75 мм для труб номинальной толщины стенки 8,5 мм и более и высотой 50 мм для труб номинальной толщины стенки менее 8,5 мм.

Таблица 1

Требования к ударной вязкости KCU и вязкой составляющей в изломе для основного металла труб

Для труб толщиной стенки до 12 мм включительно допускается определение вязкой составляющей в изломе на образцах Шарпи. Для труб условным диаметром менее 500 мм, а также для трубопроводов, транспортирующих жидкие продукты, требования по вязкой составляющей в изломе не предъявляются, если эти требования специально не оговорены нормативной документацией на поставку.

3.10. Ударная вязкость (KCU) для основного металла и сварных соединений труб и соединительных деталей на образцах типа 1-3 по ГОСТ 9454-78 и ГОСТ 6996-66, соответственно, должна отвечать требованиям, приведенным в табл. 2 и определенным при температуре минус 60 °С для изделий северного исполнения и минус 40 °С для изделий обычного (умеренного) исполнения. Направления и условия вырезки образцов из основного металла труб и соединительных деталей должны удовлетворять требованиям п. 3.9. Местоположение надреза на образцах со сварными соединениями устанавливается нормативной документацией на поставку.

3.11. Ударная вязкость сварных соединений для труб, выполненных дуговой сваркой, на образцах с острым надрезом (Шарпи) при температуре 0 °С должна быть не ниже 39,2 Дж/см² (4,0 кгс×м/см²). Образцы Шарли для сварного соединения должны иметь сечение 10 ´ 10 мм для труб номинальной толщиной стенки свыше 12 мм и 5 ´ 10 мм² для труб номинальной толщиной стенки 12 мм и менее. Местоположение надреза устанавливается нормативной документацией на поставку труб.

Таблица 2

Требования к ударной вязкости KCU

3.12. Сварные соединения труб и изделий должны иметь плавный переход от основного металла к металлу шва без резких переходов, подрезов, несплавлений по кромке, непроваров, осевой рыхлости и других дефектов формирования шва.

Усиление наружного шва должно находиться в пределах 0,5-2,5 мм для труб толщиной стенки до 12 мм включительно и 0,5-3,0 мм для труб толщиной стенки свыше 12 мм. Высота усиления внутреннего шва должна быть в пределах 0,5-2,5 мм.

3.13. Сварные швы должны подвергаться 100 %-ному ультразвуковому контролю (УЗК) с последующей расшифровкой отсечек УЗК рентгеновским просвечиванием.

3.14. Временное сопротивление сварного соединения должно быть не менее нормативного значения временного сопротивления для основного металла труб в соответствующем направлении.

3.15. Пластическая деформация металла труб при холодном экспандировании не должна превышать 1,2 %.

3.16. Свариваемость труб и приварных изделий должна определяться:

по результатам экспериментального определения качества сварных соединений, выполненных теми методами сварки, которые будут использоваться при строительстве магистральных трубопроводов;

по показателю свариваемости.

Показатель свариваемости оценивается по эквиваленту углерода С_э или р_см металла труб и изделий, независимо от состояния поставки, по формулам:

                                   (1)

                                    (2)

где: С, Mn, Cr, Мо, V, Ti, Nb, Сu, Ni, Si и В - массовые доли (%) соответственно углерода, марганца, хрома, молибдена, ванадия, титана, ниобия, меди, никеля, кремния и бора в стали.

Величины С_э и р_см не должны превышать соответственно 0,44 и 0,24.

3.17. Каждая труба должна подвергаться на заводе-изготовителе испытанию гидростатическим давлением, вызывающим в минимальной толщине стенки трубы кольцевые деформации, равные деформациям, вызванным испытанием трубы без осевого подпора.

Величина гидростатического давления при отсутствии осевого подпора определяется по формуле:

                                                               (3)

в которой значение R_tst принимается равным от нормативного предела текучести: 95 % в течение 20 с для сварных труб, выполненных дуговой сваркой; 95 % в течение 10 с для сварных труб, выполненных токами высокой частоты; 80 % в течение 10 с для бесшовных труб.

Заводом-изготовителем должна быть гарантирована возможность доведения давления гидравлического испытания при испытании трубопровода до давления, вызывающего напряженное состояние, при котором в минимально-допустимой стенке трубы R_tst равно нормативному значению предела текучести.

3.18. Остаточный магнетизм на торцах труб и изделий не должен превышать 30 Гс.

3.19. Соединительные детали трубопроводов - тройники, переходы, отводы и днища (заглушки) - должны изготавливаться в соответствии с государственными стандартами или техническими условиями, утвержденными в установленном порядке, из труб или листовой стали. Сталь в готовых соединительных деталях должна удовлетворять требования пп. 3.6; 3.8; 3.10; 3.12; 3.13 и 3.14.

Ударная вязкость основного металла и сварных швов должна соответствовать требованиям табл. 2.

Требования к ударной вязкости для соединительных деталей диаметром 57-219 мм или номинальной толщиной стенки менее 6 мм не регламентируются.

Для промысловых трубопроводов должны применяться следующие конструкции соединительных деталей:

тройники горячей штамповки;

тройники штампосварные с цельноштампованными ответвлениями горячей штамповки;

тройники сварные без специальных усиливающих элементов (ребер, накладок и т.д.);

переходы концентрические и эксцентрические штампованные и штампосварные;

отводы гнутые гладкие, изготовленные из труб путем протяжки в горячем состоянии, гнутые при индукционном нагреве или штампосварные из двух половин;

днища (заглушки) эллиптические или сферические.

Толщина стенок соединительных деталей определяется расчетом и должна быть не менее 4 мм.

3.20. Конденсатосборники должны быть из труб и деталей заводского изготовления Диаметр и толщина стенок конденсатосборников определяется расчетом.

Конденсатосборники должны быть покрыты антикоррозионной изоляцией, соответствующей изоляции трубопровода на данном участке, и подвергнуты предварительному гидравлическому испытанию на давление, равное полуторному рабочему давлению в газопроводе.

3.21. При изготовлении сварных соединительных деталей должна применяться многослойная сварка с обязательной подваркой корня шва деталей диаметром 300 мм и более.

После изготовления сварные соединительные детали должны быть подвергнуты термообработке.

3.22. Соединительные детали должны испытываться гидравлическим давлением, равным 1,3 рабочего давления для деталей трубопроводов категории II и III и 1,5 - для деталей трубопроводов категории I.

3.23. Для изолирующих фланцевых соединений следует использовать фланцы по ГОСТ 12821-80 (4 изменения). Сопротивление изолирующих фланцев (в сборе) во влажном состоянии должно быть не менее 10³ Ом.

3.24. Диаметр отверстий во фланцах под крепежные детали и размеры впадины, выступа, а также длина этих крепежных деталей должны выбираться с учетом толщины изолирующих (диэлектрических) втулок и прокладок. К каждому из фланцев изолирующего соединения должен быть приварен изолированный контактный вывод из стальной полосы размером 30 ´ 6 мм.

3.25. Конструкция регулирующей и предохранительной арматуры должна обеспечивать герметичность, соответствующую I классу по ГОСТ 9544-93.

3.26. Разделка кромок присоединительных концов деталей и арматуры должна удовлетворять условиям сварки.

Сварочные материалы

3.27. Для ручной электродуговой сварки стыков промысловых трубопроводов должны применяться электроды с целлюлозным (Ц), основным (Б) и рутиловым (Р) видами покрытий по ГОСТ 9466-75 и ГОСТ 9467-75.

Выбор типа электродов должен производиться в соответствии с табл. 3.

Таблица 3

Типы электродов

Примечание:

1. Помеченные звездочкой (*) типы электродов предназначены для сварки термоупрочненных труб.

2. Для сварки промысловых газопроводов IV класса с нормативным значением временного сопротивления до 46 кгс/мм² могут применяться электроды с покрытием рутилового вида - типов Э42-Р и Э46-Р по ГОСТ 9466-75.

3.28. Для автоматической сварки стыков труб под флюсом должны применяться флюсы по ГОСТ 9087-81 и проволоки углеродистые или легированные преимущественно с омедненной поверхностью по ГОСТ 2246-70.

3.29. Аттестованные сочетания марок флюсов и проволок в зависимости от нормативного значения и временного сопротивления металла свариваемых труб выбираются в соответствии с технологической картой.

3.30. Для автоматической газоэлектрической сварки стыков труб должны применяться:

сварочная проволока с омедненной поверхностью по ГОСТ 2246-70;

углекислый газ по ГОСТ 8050-85 (2 изменения) - (двуокись углерода газообразная);

аргон газообразный по ГОСТ 10157-79;

смесь из углекислого газа и аргона.

3.31. Для газокислородной сварки должны применяться:

технический кислород первого, второго и третьего сортов по ГОСТ 5583-78;

технический ацетилен.

3.32. Для автоматической и полуавтоматической сварки стыков труб применяются самозащитные порошковые проволоки, аттестованные марки которых следует выбирать в соответствии с технологической картой.

Изделия для закрепления трубопроводов против всплытия

3.33. Для закрепления (балластировки) трубопроводов, прокладываемых через водные преграды, на заболоченных и обводненных участках, должны предусматриваться утяжеляющие навесные или кольцевые одиночные грузы, скорлупообразные грузы, сплошные утяжеляющие покрытия, балластирующие грузы с использованием грунта и анкерные устройства по техническим условиям, утвержденным в установленном порядке.

3.34. Все изделия, применяемые для закрепления трубопроводов, должны обладать химической и механической стойкостью по отношению к воздействиям среды, в которой они устанавливаются.

3.35. Навесные утяжеляющие одиночные грузы должны изготовляться в виде изделий из бетона, особо тяжелого бетона, железобетона и других материалов с плотностью не менее 2200 кг/м³ (для особо тяжелых бетонов - не менее 2900 кг/м³).

Номинальная масса утяжеляющего бетонного груза устанавливается проектом.

Примечание: Агрессивность среды и требования к защите бетонных грузов и сплошного обетонирования трубы определяются в соответствии с требованиями СНиП 2.03.11-85.

3.36. Скорлупообразные грузы следует предусматривать из железобетона в виде продольных полуцилиндров.

3.37. Анкерные устройства должны изготавливаться из чугуна или стали, обеспечивающих механическую прочность и возможность соединения их между собой.

Материалы противокоррозионных покрытий

3.38. Для противокоррозионных покрытий трубопроводов должны применяться материалы, приведенные в табл. 4.

Таблица 4

Материалы для защитных покрытий

Примечания:

1) - Для сохранности покрытий заводского или базового нанесения в период транспортировки, погрузочно-разгрузочных работ, складирования предусмотреть специальные меры в соответствии с НТД, исключающие механические повреждения.

2) - Толщина покрытий над усилением сварного шва должна быть не менее 1,5 мм для труб диаметром не выше 530 мм, не менее 2,0 - для труб диаметром не выше 820 мм и не менее 2,5 - для труб диаметром 1020 мм и выше.

3) - Для труб диаметром не более 426 мм допускается толщина 2,0 мм.

4) - Для труб диаметром более 114 мм допускается толщина 2,2 мм.

5) - Для труб 530 мм и более конструкция защитного покрытия состоит из 2-х слоев ленты и одного или двух слоев обертки.

6) - Данная конструкция допускается к применению на нефте- и нефтепродуктопроводах.

7) - Для труб диаметром 820 мм при пролегают трубопровода в мягких грунтах допускается применение покрытия без обертки по согласованию с заказчиком и Госгортехнадзором России.

8) - Под максимальной температурой эксплуатации понимается максимальная температура транспортируемого продукта.

9) - Для переизоляции газопроводов со сроком амортизации не более 10 лет.

3.39. Покрытия усиленного типа должны соответствовать требованиям, приведенным в табл. 5, нормального типа - в табл. 6.

Таблица 5

Требования к покрытиям усиленного типа

Примечания:

1) - Показатели свойств замеряют при температуре 293 К (20 °С), если специально не оговорено другое.

2) - Прочности при разрыве комбинированных покрытий, лент и защитных оберток (в МПа) относят только к толщине несущей полимерной основы, без учета толщины мастичного или каучукового подклеивающего слоя. При этом прочность при разрыве, отнесенная к общей толщине ленты изоляционной должна быть не менее 50 Н/см ширины, а защитной обертки - не менее 80 Н/см ширины.

3) - Показатель применяют только для покрытий на основе полиолефинов. Для других полимеров - по соответствующим НДТ.

4) - До 01.01. 1999 г. настоящий показатель для лент допускается принимать 5 Н/см, а для оберток - 3 Н/см.

5) - По согласованию с заказчиком и потребителем допускается балл 3.

6) - Сопротивление изоляции для всех видов покрытий не должно уменьшаться более, чем в 3 раза через 10 лет и более, чем в 8 раз через 20 лет эксплуатации.

7) - Адгезия к трубе перед засыпкой трубопровода допускается при температуре окружающего воздуха до 273 К (0 °С) 7,5 Н/см, а выше 273 К (0 °С) - 10,0 Н/см.

8) - По согласованию с заказчиком для поливинилхлоридной (ПВХ) допускается температура хрупкости 253 К (минус 20 °С).

Таблица 6

Требования к покрытиям нормального типа

Примечания:

1) - Характеристики замеряют при температуре 293 К (20 °С), если не оговаривается другое.

2) - Показатель относится к покрытиям на основе полиолефинам и ПВХ, для других полимеров согласно соответствующей НТД.

3) - По согласованию с заказчиком и потребителем допускается балл 3.

4) - Адгезия к стали лент на основе поливинилхлорида должна быть не менее 5 Н/см ширины.

5) - Сопротивление изоляции для всех видов покрытий не должно уменьшаться более, чем в 3 раза через 10 лет и более, чем в 8 раз через 20 лет эксплуатации.

3.40. Для защиты внутренней поверхности трубопроводов применяется покрытия, приведенные в таблице 6а.

Таблица 6а

Типы внутренних защитных покрытий

Примечания:

1). Согласно РД 39-0147103-362-86 "Руководство по применению антикоррозионных мероприятий при составлении проектов обустройства и реконструкции объектов нефтяных месторождений" среды по степени агрессивного воздействия на трубопроводы и оборудование нефтепромыслов подразделяются на: 1 - неагрессивные; 2 - слабоагрессивные; 3 - среднеагрессивные; 4 - сильноагрессивные.

2). Для сильноагрессивных сред (4) применяются покрытия только на основе фенольных смол.

При проектировании средств защиты от коррозии внутренней поверхности стальных трубопроводов необходимо руководствоваться требованиями нормативной документации, разработанной и утвержденной в установленном порядке.

4. ОБЕСПЕЧЕНИЕ НЕОБХОДИМОГО УРОВНЯ НАДЕЖНОСТИ И БЕЗОПАСНОСТИ

4.1. Необходимый уровень конструктивной надежности промысловых трубопроводов обеспечивается путем категорирования трубопроводов и их участков в зависимости от назначения и определения коэффициентов надежности, характеризующих назначения и условия работы трубопроводов, применяемые для трубопроводов материалы и действующие на них нагрузки.

4.2. Промысловые трубопроводы и их участки подразделяются на категории, которые определяются их назначением и характеризуются объемом неразрушающего контроля сварных соединений и величиной испытательного давления, приведенными в разделах 16, 25.

Категории трубопроводов и их участков должны приниматься по табл. 7 и 8.

Таблица 7

Категории трубопроводов в зависимости от их назначения

Примечания:

1. Трубопроводы, прокладываемые по территории распространения вечномерзлых грунтов, теряющих при оттаивании несущую способность (с относительной просадочностью более 0,1) должны приниматься не ниже II категории.

2. Для трубопроводов, транспортирующих среды с парциальным давлением сероводорода 300 Па и менее, категория назначается также как для трубопроводов со средами, не содержащими сероводорода.

Таблица 8

Категории участков трубопроводов

№№ п/п	Наименование участков трубопроводов	Категории участков
		метанолопроводов, трубопроводов, транспортирующих вредные вещества (кроме транспортирующих вещества с содержанием H2S	газопроводов и трубопроводов нестабильного конденсата для транспортировки сероводородосодержащих продуктов	газопроводов и трубопроводов нестабильного конденсата для транспорта бессернистых продуктов			выкидных трубопроводов нефтяных скважин, нефтегазопроводов, конденсатопроводов стабильного конденсата для транспорта как бессернистых, так и сероводородсодержащих продуктов		Трубопроводов систем заводнения при Рп > 10 Мпа
		при категории трубопроводов
		II	II	II		III	II	III	III
1	2	3	4	5		6	7	8	9
	Переходы через водные преграды
1.1.	Судоходные и несудоходные шириной зеркала воды в межень 25 м и более в русловой части и прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый (от среднемеженного горизонта воды), трубопроводы, прокладываемые способом наклонно-направленного бурения	I	I	-		II	I	II	II
1.2.	Несудоходные шириной зеркала воды в межень до 25 м в русловой части, оросительные и деривационные каналы	I	-	-		II	-	II	-
1.3.	Горные потоки (реки) при подземной прокладке и поймы рек по горизонту высоких вод 10 % обеспеченности	-	-	-		II	-	II	-
1.4.	Участки протяженностью 1000 м от границ горизонта высоких вод 10 % обеспеченности	-	-	-		-	-	II	-
2.	Переходы через болота	-	-
2.1.	Тип II	-	-	-		II	-	II	-
2.2.	Тип III	I	-	-		II	-	II	II
3.	Переходы через железные и автомобильные дороги
3.1.	Железные дороги колеи 1524 мм общей сети (на перегонах), включая участки по обе стороны дороги длиной 65 м каждый от осей крайних путей, но не менее 50 м от подошвы насыпи земляного полотна дороги и автомобильные дороги общего пользования 1-а, 1-6, II, III категорий, включая участки длиной не менее 25 м каждый по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги	I	I	I		I	I	I	I
3.2.	Железные дороги промышленных предприятий колеи 1524 мм (внешние, внутренние железнодорожные пути), включая участки по обе стороны дороги длиной 50 м каждый от осей крайних путей и автомобильные дороги общего пользования IV, V категорий, внутренние площадочные автодороги промышленных предприятий, дороги I-л, II-л, III-л, IV-л категорий, внутрихозяйственные автодороги I-c категории, включая участки по обе стороны дороги длиной 25 м каждый от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги	-	-	-		II	-	-	-
4.	Трубопроводы, прокладываемые в слабо связанных барханных песках в условиях пустынь; участки газопроводов, примыкающие к площадкам скважин на расстоянии 150 м от ограждения; газопроводы на длине 250 м от линейной запорной арматуры и гребенок подводных переходов и узлы подключения трубопровода к межпромысловому коллектору и примыкающие к ним участки длиной не менее 15 м в каждую сторону от границ монтажного узла и участки между охранными кранами УКПГ, КС, ДКС, ГС, ПХГ	-	-	-		II	-	-	-
5.	Трубопроводы, прокладываемые по поливным и орошаемым землям хлопковых и рисовых плантаций	I	-	-		II	-	II	-
6.	Переходы через селевые потоки, конусы выносов и солончаковые грунты и нефтепроводы, нефтегазопроводы, конденсатопроводы, выкидные трубопроводы нефтяных скважин, прокладываемые параллельно рекам с зеркалом воды в межень 25 м и более, каналам, озерам и другим водоемам, имеющим рыбохозяйственное значение, а также выше населенных пунктов и промышленных предприятий на расстояние от них до:	-	-	-		-	-	II	-
	300 м - при диаметре труб 700 мм и менее
	500 м - при диаметре труб до 1000 мм включительно;
	1000 м - при диаметре труб более 1000 мм
7.	2 Узлы запуска и приема очистных устройств, а также участки трубопроводов по 100 м, примыкающие к ним; трубопроводы, прокладываемые по подрабатываемым территориям, подверженным карстовым явлениям; трубопроводы на участках подхода к НС, НПС, ГПЗ в пределах 250 м от ограждения и узлы линейной запорной арматуры	-	-	-		II	-	II	-
8.	Пересечения с подземными коммуникациями (канализационными коллекторами, нефтепроводами, нефтегазопроводами, конденсатопроводами, газопроводами, силовыми кабелями и кабелями связи, подземными, наземными и надземными оросительными системами и т.п.) в пределах 20 м по обе стороны пересекаемой коммуникации	-	-	-		II	-	II	II
9.	Пересечения с воздушными линиями электропередачи высокого напряжения	в соответствии с требованиями ПУЭ
10.	Трубопроводы ввода - вывода, транзитные трубопроводы	I	I		I	I	-	-	-
11.	Трубопроводы обвязки куста скважин	I	I		I	I	-	-	-

Примечание:

1. Тип болот следует принимать в соответствии со справочным приложением 5.

2. Действующие трубопроводы, находящиеся в удовлетворительном техническом состоянии (по заключению представителей заказчика строящегося трубопровода, эксплуатирующей организации и соответствующего органа государственного надзора), при пересечении их проектируемыми трубопроводами, линиями электропередачи, а также подземными коммуникациями, указанными в позиции 8 не подлежат замене трубопроводами более высокой категории.

3. Действующие трубопроводы, пересекаемыми строящими железными и автомобильными дорогами подлежат реконструкции в соответствии с позицией 3 таблицы.

4. Категорию участков трубопроводов, прокладываемых в поймах рек, подлежащих затоплению водохранилищем, следует принимать как для переходов через судоходные водные преграды.

5. При небольшой продолжительности подтопления паводковыми водами (менее 20 дней) и незначительной глубине этого подтопления, позволяющей оперативное проведение аварийно-восстановительных работ на трубопроводах в случае их повреждения, выполнение требований позиций 1.3 и 1.4 для газопроводов на поймах не обязательно.

6. В местах пересечения трубопроводов с ВЛ 110 кВ и более должна предусматриваться только подземная прокладка под углом не менее 60°.

4.3. Значения коэффициентов надежности по назначению трубопроводов (y_n) и коэффициентов условий работы трубопровода (y_c) должны приниматься по табл. 9 и 10.

Таблица 9

Значения коэффициентов надежности по назначению трубопровода

* только для газопроводов

Таблица 10

Значения коэффициентов условий работы трубопровода

4.4. Значения коэффициентов надежности по материалу (y_m) и по нагрузке (y_f) должны приниматься по табл. 11 и 12.

Таблица 11

Значения коэффициентов надежности по материалу

Примечания:

1. Минусовой допуск по толщине стенки для всех труб по п. 1 и сварных труб по п. 2 не должен превышать 5 % от номинальной толщины стенки.

2. Допускается применять коэффициенты 1,34 вместо 1,40; 1,40 вместо 1,47 и 1,47 вместо 1,55 для труб, изготовленных двухсторонней электродуговой или высокочастотной сваркой, до 12 мм при использовании специальных технологий производства, позволяющих получить качество труб, соответствующее данному коэффициенту y_m.

Таблица 12

Значения коэффициентов надежности по нагрузке

Примечание:

1. Знак "+" означает, что нагрузки и воздействия следует учитывать, знак "-" - не учитывать.

2. Значения коэффициентов надежности по нагрузке указанные в скобках, должны приниматься в тех случаях, когда уменьшение нагрузки ухудшает условия работы трубопровода.

3. Когда по условиям испытания или эксплуатации в трубопроводах, транспортирующих газообразные среды, возможно полное или частичное заполнение внутренней полости их водой или конденсатом, а в трубопроводах, транспортирующих жидкие среды - попадания воздуха или опорожнение их, необходимо учитывать изменение нагрузки от веса среды.

4.5. Безопасность в районах прохождения промысловых трубопроводов обеспечивается расположением их на соответствующих расстояниях от объектов инфраструктуры.

4.6. Расстояния от оси подземных трубопроводов до зданий, сооружений и других инженерных сетей должны приниматься в зависимости от класса и диаметра трубопровода, транспортируемого продукта, назначения объектов и степени обеспечения их безопасности, но не менее значений, приведенных в табл. 13.

При необходимости размещения трубопроводов нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов на отметках земли выше зданий и сооружений при прохождении их вблизи этих объектов к приведенным в табл. 13 минимальным расстояниям, исходя из местных условий и норм технологического проектирования, должны быть предусмотрены дополнительные проектные решения по обеспечению безопасности объектов, в том числе за счет: увеличения минимальных расстояний, установки дополнительных запорных устройств с дистанционным управлением, отключающих их в случае утечек продукта, заключения трубопровода в футляр и пр.

Таблица 13

Объекты, здания и сооружения	Минимальные расстояния
	газопроводы														нефте- и продуктопроводы
	класса
	1				П				Ш				1У		1	П	Ш
	условным диаметром, мм
	300 и менее	свыше 300 до 600	свыше 600 до 800	свыше 800 до 1400	300 и менее	свыше 300 до 600	свыше 600 до 800	свыше 800 до 1400	300 и менее	свыше 300 до 600	свыше 600 до 800	свыше 800 до 1400	300 и менее	свыше 300 до 1400	свыше 700 до 1200	свыше 300 до 700	300 и менее
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
1. Города и др. населенные пункты, коллективные сады с садовыми домиками, дачные поселки, отдельные промышленные и сельскохозяйственные предприятия. тепличные комбинаты и хозяйства, птицефабрики, молокозаводы, карьеры разработки полезных ископаемых, гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев при количестве машин более 20; отдельно стоящие здания с массовым скоплением людей (больницы, школы, клубы, детские сады, ясли, вокзалы и т. д.); жилые здания в три этажа и более; железнодорожные станции, аэропорты и пристани, гидроэлектростанции, гидротехнические сооружения морского и речного транспорта I-IV классов, очистные сооружения и насосные станции водопроводные, не относящиеся к промыслу; мосты железных дорог общей сети и автомобильных дорог I и II категорий с отверстием свыше 20 м (при прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению); склады легковоспламеняющихся жидкостей и газов с объемом хранения свыше 1000 м3, автозаправочные станции; мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии технологической связи трубопроводов, мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии связи Министерства связи РФ и других ведомств, а также телевизионные башни	200 400	250 600	300 700	350 800	150 300	200 400	250 500	300 600	100 200	150 250	200 300	250 400	75 150	125 200	150	100	75
2 Железные дороги общей сети (на перегонах) и автодороги I, II, III категории, параллельно которым прокладывается трубопровод; отдельностоящие жилые здания в один и два этажа, садовые домики коллективных садов, дачи, дома линейных обходчиков, животноводческие фермы, огороженные карты для организованного выпаса скота, полевые станы, кладбища	100 250	150 300	200 400	250 500	75 200	125 250	150 300	200 400	75 150	100 200	125 250	150 300	75 100	100 150	50	40	30
3. Отдельно стоящие нежилые и подсобные строения, гаражи и открытые стоянки для автомобилей при количестве машин 20 и менее; автомобильные дороги общего пользования IV, V категории, подъездные автомобильные дороги, а также автомобильные дороги от жилых поселков или вахтенных комплексов промысла; межплощадочные автомобильные дороги технологически не связанных с промыслом предприятий; железные дороги промышленных предприятий и канализационные сооружения	75 150	125 200	150 300	200 400	50 100	75 150	100 200	150 250	30 50	50 75	75 100	100 200	20 50	50 75	30	20	20
4. Территории УКПГ, УППГ, КС, ДКС, ГС, ПХГ, СП и других технологических установок подготовки нефти и газа	100 150	150 200	200 250	250 300	75 75	125 125	150 150	200 200	75 75	100 100	125 125	150 150	75 75	125 125	50	30	30
5. Устья одной или куста бурящихся и эксплуатирующихся нефтяных, газовых и артезианских скважин	50 50	100 100	100 100	100 100	50 50	100 100	100 100	100 100	30 30	50 50	50 50	50 50	15 15	15 15	50	30	30
6. Мосты железных дорог промышленных предприятий, автомобильных дорог III, IV, V, III-п и IV-п категорий с отверстием свыше 20 м (при прокладки нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению)	100 150	150 200	200 300	250 400	75 100	125 150	150 200	200 250	75 100	100 150	125 200	150 250	75 100	125 150	100	70	50
7. Магистральные оросительные каналы и коллекторы, реки и водоемы, водозаборные сооружения и станции оросительных систем, параллельно которым прокладывается газопровод	50 100	100 150	125 200	150 250	25 75	50 100	75 100	100 150	25 40	25 60	50 80	75 100	25 40	25 60	100	70	50
8 Специальные предприятия. сооружения, площадка, охраняемые зоны, склады взрывчатых и взрывоопасных веществ, карьеры полезных ископаемых. добыча на которых производится с применением взрывных работ, склады сжиженных горючих газов	По согласованию с заинтересованными организациями и соответствующими органами Госнадзора
9. Воздушные линии электропередачи высокого напряжения, параллельно которым прокладывается трубопровод, пересечения трассы трубопровода с ЛЭП; опоры воздушных линий электропередачи высокого напряжения при пересечении их трубопроводом, открытые и закрытые трансформаторные подстанции и закрытые распределительные устройства напряжением 35 кВ и более	В соответствии с требованиями ПУЭ, утвержденными Минтопэнерго РФ
10. Территории ГРС, АГРС, в том числе шкафного типа, предназначенных для обеспечения газом:
а) городов, населенных пунктов, предприятий, отдельных зданий, сооружений и других потребителей;	75 100	100 150	125 200	150 250	70 75	75 100	100 125	125 150	50 50	75 75	100 100	125 125	50 50	50 75	25	25	25
б) объектов промыслов и газопроводов (пунктов замера расхода газа, групповых сборных пунктов, ЦПС и т.п.)	25 25	25 25	25 25	25 25	25 25	25 25	25 25	25 25	25 25	25 25	25 25	25 25	25 25	25 25	15	10	10
11. Закрытые подземные емкости для хранения и разгазирования конденсата при узлах пуска и приема очистных устройств, кроме изготавливаемых из труб конденсатоприемников, входящих в состав узлов, для которых расстояние определяется конструктивно	75 75	75 75	75 100	100 150	50 50	50 75	50 75	75 100	50 50	50 50	50 75	75 100	30 50	30 50	15	10	10
12. Земляной амбар для аварийного выпуска нефти и конденсата (продукта) из трубопровода.	75 75	75 75	75 100	100 150	50 50	75 75	75 75	75 100	50 50	50 50	50 75	75 100	50 50	50 50	15	10	10
13. Кабели междугородной связи и силовые электрические кабели	10 10	10 10	10 10	15 15	10 10	10 10	10 10	10 10	10 10	10 10	10 10	10 10	10 10	10 10	10	10	10
14. Мачты (башни) и сооружения необслуживаемой малоканальной радиорелейной связи трубопроводов, термоэлектрогенераторы	15 15	15 15	15 15	15 15	15 15	15 15	15 15	15 15	15 15	15 15	15 15	15 15	15 15	15 15	15	15	15
15. Необслуживаемые усилительные пункты кабельной связи в подземных термокамерах	10 10	10 10	10 10	15 15	10 10	10 10	10 10	10 10	10 10	10 10	10 10	10 10	10 10	10 10	10	10	10
16. Притрассовые дороги, предназначенные только для обслуживания трубопроводов	Не менее 10 метров во всех случаях
17. Замерные сепарационные установки, нефтяные насосные станции, газозамерные газорегулировочные пункты, установки предварительного сброса пластовой воды и др.	50 50	50 50	75 75	75 75	30 30	30 30	50 50	50 50	20 20	20 20	30 30	30 30	5 5	9 9	5	5	5
18. Резервуарные парки для нефти, канализационные насосные станции	50 50	50 50	75 75	75 75	30 30	30 30	50 50	50 50	20 20	20 20	30 30	30 30	9 9	15 15	10	8	5
19. Насосные станции водоснабжения, очистные сооружения, кустовые насосные станции для поддержания пластового давления, градирни, котельные и др. вспомогательные и производственные здания категории Д	50 50	50 50	75 75	100 100	30 30	40 40	50 50	75 75	20 20	20 20	30 30	30 30	10 10	10 10	30	30	30
20. Открытые емкости для парафина, нефтеловушки, отстойные пруды и др.	40 40	40 40	50 50	50 50	30 30	30 30	40 40	40 40	20 20	20 20	30 30	30 30	20 20	30 30	30	20	15
21. Электростанции и распределительные устройства, предназначенные для питания:
1) объектов промысла:
а) открытых;	75 75	75 75	100 100	100 100	50 50	50 50	60 60	60 60	40 40	40 40	50 50	50 50	30 30	30 30	50	50	50
б) закрытых	40 40	40 40	50 50	50 50	25 25	25 25	30 30	30 30	20 20	20 20	25 25	25 25	15 15	15 15	25	25	25
2) объектов, не относящихся к промыслу	В соответствии с требованиями ПУЭ, утвержденными Минтопэнерго РФ
22. Подъездные железнодорожные пути (до подошвы насыпи или бромки выемки)	12 12	12 12	15 15	20 20	10 10	10 10	12 12	15 15	9 9	9 9	10 10	10 10	9 9	9 9	15	15	15
23. Подъездные внутрипромышленные дороги (IV, V категорий) и подъезды на территории нефтяного месторождения (от подошвы насыпи земляного полотна)	15 15	15 15	20 20	20 20	12 12	12 12	15 15	15 15	10 10	10 10	12 12	12 12	9 9	9 9	10	10	10
24. Вертодромы и посадочные площадки без базирования на них вертолетов	50 100	100 150	150 200	200 300	50 100	50 100	100 150	150 200	50 75	50 100	100 150	150 200	50 50	50 75	100	50	50
25. Административно-хозяйственные блоки газовых и нефтяных промыслов	100 150	150 200	200 250	250 300	75 100	125 150	150 200	200 250	75 75	100 125	125 150	150 200	50 75	25 50	20	15	10
26. Контрольный пункт телемеханики (КП) блок-бокс (киоск)	15 15	15 15	15 15	15 15	15 15	15 15	15 15	15 15	15 15	15 15	15 15	15 15	15 15	15 15	15	15	15
27. Железнодорожные сливоналивные устройства	50 50	75 75	75 75	75 75	40 40	50 50	50 50	50 50	20 20	20 20	20 20	20 20	15 15	15 15	50	30	20
28. Резервуары конденсата, гликолей, метанола, эталоминов и других горючих жидкостей	75 75	100 100	125 125	150 150	50 50	75 75	100 100	125 125	50 50	75 75	100 100	125 125	50 50	75 750	30	25	25