Бесплатная библиотека стандартов и нормативов www.docload.ru

Все документы, размещенные на этом сайте, не являются их официальным изданием и предназначены исключительно для ознакомительных целей.
Электронные копии этих документов могут распространяться без всяких ограничений. Вы можете размещать информацию с этого сайта на любом другом сайте.
Это некоммерческий сайт и здесь не продаются документы. Вы можете скачать их абсолютно бесплатно!
Содержимое сайта не нарушает чьих-либо авторских прав! Человек имеет право на информацию!

 

ВЕДОМСТВЕННЫЕ СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ

ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПРОМЫСЛОВЫХ
СТАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

ВСН 51-3-85

МИНГАЗПРОМ

ВСН 51-2.38-85

МИННЕФТЕПРОМ

МИНИСТЕРСТВО ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Москва 1985

"Нормы проектирования промысловых стальных трубопроводов" разработаны на основе анализа существующих нормативных документов, материалов, законченных научно-исследовательских работ, отечественного и зарубежного опыта проектирования, строительства и эксплуатации трубопроводов систем нефтяных, газовых, газоконденсатных месторождений и подземных хранилищ газа.

Нормы проектирования промысловых трубопроводов разработаны институтами ВНИИГАЗ, ВНИПИгаздобыча, южНИИгипрогаз, Гипроморнефтегаз (Мингазпром); Гипровостокнефть, ГипроТюменнефтегаз (Миннефтепром); ВНИИСТ (Миннефтегазстрой).

Редакционная комиссия: доктор техн. наук Одижария Г.Э., канд. техн. наук Славинский В.П. (ВНИИГАЗ), Петров И.П. (ВНИИСТ), Соколов С.М. (ГипроТюменнефтегаз); инженеры: Архангельский В.А. (Гипровостокнефть), Шатковский Б.Б. (южНИИгипрогаз), Панин Б.А., Дмитриев Б.К. (ВНИПИгаздобыча), Овсепян К.А. (ВНИИСТ), Сессин И.В. (ГОССТРОЙ СССР), Афанасьев В.П., Сидорина В.П. (ВНИИГАЗ), Сорокин А.Ф. (ГипроТюменнефтегаз), Немчин В.Л., Торопова Р.Г. (Главгосгазнадзор СССР).

С вопросами, возникающими по различным разделам "Норм..." необходимо обращаться к ответственным исполнителям, список которых приведен в Приложении.

"Нормы..." согласованы:

ГОССТРОЙ СССР                                "17" IV 1985г.    № ЛП-1657-1

Миннефтагазстрой                               "21" VII 1983г.   №-04-3-10/1299

Главгосгазнадзор СССР                      "16" IX 1984 г.   № 24-3-2/506

ГУПО МВД СССР                                "9" IX 1980г. № 7/6/3775

Минздрав СССР                                   "4" VIII 1980г.    № 121/12/906-16

ЦК профсоюзов рабочих нефтяной

и газовой промышленности                "24" I 1980г.  № 02-06МВ-789

Министерство газовой промышленности

Министерство нефтяной промышленности

Ведомственные строительные нормы

ВСН 51-3/2.38-85

Мингазпром

Миннефтепром

Нормы проектирования промысловых стальных трубопроводов

Впервые

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящие нормы распространяются на проектирование вновь строящихся и реконструируемых промысловых стальных трубопроводов диаметром до 1400 мм (включительно) и с избыточным давлением среды не выше 32,0 МПа нефтяных, газовых, газоконденсатных месторождений и подземных хранилищ газа.

Внесены

Утверждены

Срок введения в действие

Всесоюзным научно-исследовательским институтом природных газов (ВНИИГАЗ)

Мингазпромом 25.10.1985г № 254

Миннефтепромом 15.07.1985г № 415

"1" I 1986г.

Срок действия

"31" XII 1990г.

Примечания.

1. Под промысловыми понимаются трубопроводы между площадками отдельных промысловых сооружений (скважин, УППГ, УКПГ, ГС, сооружений газоперерабатывающего завода и др. объектов).

Границами промысловых трубопроводов является ограждения соответствующих площадок, а при отсутствии ограждения в пределах отсыпки соответствующих площадок.

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

3. При проектировании внутриплощадочных трубопроводов следует руководствоваться "Инструкцией по проектированию технологических стальных трубопроводов Ру до 10 МПа", "Нормами технологического проектирования объектов газодобывающих предприятий и станций подземного хранения газа" ПУГ-69, "Нормами технологического проектирования объектов сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений", разделами настоящих Норм в части трубопроводов-подключений газовых месторождений к другими действующими нормативными документами.

4. Проектирование трубопроводов, предназначенных для транспорта ШФЛУ и нестабильного углеводородного конденсата с давлением упругости паров свыше 0,2 МПа при температуре +20°С должно производиться в соответствии со СНиП 2.05.06-85 и ВСН 51-03-78 в части не противоречащей требованиям данных Норм.

5. При проектировании трубопроводов производственного и хозяйственно-питьевого водоснабжения объектов нефтедобычи следует руководствоваться ВНТП 3-85, СНиП II-31-74, СНиП 2.04.02-84, СНиП III-30-74.

6. При проектировании трубопроводов для подачи пластовых и сточных вод на кустовые насосные станции систем поддержания пластового давления (ППД) или закачки в поглощающие горизонты следует руководствоваться СНиП II-32-74, СНиП III-30-74, ВНТП 3-85.

1.2. В состав трубопроводов газовых и газоконденсаторных месторождений и ПХГ, на которые распространяется действие настоящих Норм, входят:

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

б) газопроводы, газовые коллекторы неочищенного газа, межпромысловые коллекторы, конденсатопроводы, предназначенные для транспортирования газа и газового конденсата от УКПГ, УППГ до ГС, ДКС, КС, ПХГ, ГПЗ;

в) трубопроводы, предназначенные для подачи ингибитора в скважины и на другие объекты обустройства месторождений;

г) трубопроводы сточных вод, подаваемых к скважинам для закачки в поглощающие пласты;

д) метанолопроводы.

ПРИМЕЧАНИЕ: здесь и далее в Нормах приняты следующие сокращенные обозначения:

ШФЛУ - широкая фракция легких углеводородов;

УКПГ - установка комплексной подготовки газа;

УППГ - установка предварительной подготовки газа;

КС ПХГ - компрессорная станция подземного хранилища газа;

ГС - головные сооружения;

ДКС - дожимная компрессорная станция;

КС - компрессорная станция;

СГ - склад горючего;

НС - насосная станция;

ПХГ - подземное хранилище газа;

ГПЗ - газоперерабатывающий завод;

ЦПС - центральный пункт сбора;

ПС - пункт сбора;

ДИС - дожимная насосная станция;

ГРС - газовая распределительная станция.

АГРС - автоматизированная газораспределительная станция.

1.3. В состав трубопроводов нефтяных месторождений входят:

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

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

в) газопроводы для транспортирования нефтяного газа от установок сепарации нефти до установок подготовки газа или до потребителей;

г) нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или разгазированной обводненной или безводной нефти от пунктов сбора нефти и ДНС до центральных пунктов сбора;

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

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

ж) трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и систем захоронения пластовых и сточных вод в глубокие поглощающие горизонты с давлением закачки 10 МПа и более;

з) нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от центральных пунктов сбора до сооружений магистрального транспорта;

и) газопроводы для транспортирования газа от центральных пунктов сбора до сооружений магистрального транспорта газа;

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

Примечания.

1. Трубопроводы, транспортирующие нефть с газом в растворенном состоянии при абсолютном давлении упругости паров при 20°С выше 0,2 МПа и свободном состоянии, в дальнейшем именуются нефтегазопроводами, а транспортирующие разгазированную нефть - нефтепроводами.

2. При проектировании трубопроводов систем заводнения нефтяных пластов и захоронения пластовых и сточных вод с давлением закачки менее 10 МПа следует руководствоваться ВНТП 3-85, СНиП II-31-74, СНиП III-30-74 и СНиП III-32-74.

1.4. Транспортируемые среды разделяются на неизменяющие механические свойства металла и изменяющие (охрупчивание и растрескивание под напряжением). К последним относятся среды, содержащие сероводород.

По способности вызывать растрескивание и изменение механических свойств сероводородосодержащие среды делятся на:

- среды с низким содержанием сероводорода;

- среды со средним содержанием сероводорода;

- среды с высоким содержанием сероводорода при парциальном давлении сероводорода свыше 1 МПа (в настоящих нормах не рассматриваются).

К средам со средним содержанием сероводорода относятся: газ, содержащий сероводород в концентрации, обуславливающей при рабочем давлении парциальное давление сероводорода PH2S от 10000 Па до 1 МПа; или жидкие влажные среды, находящиеся в равновесии с сероводородосодержащим газом под давлением, обуславливающим парциальное давление сероводорода от 10000 Па до 1 МПа; или жидкости, содержащие растворенный сероводород в количестве, соответствующей его растворимости при PH2S от 10000 Па до 1 МПа.

К средам с низким содержанием сероводорода относятся: газ, содержащий сероводород в количестве, обуславливающем при рабочем давлении парциальное давление сероводорода от 300 до 10000 Па, или жидкости, находящиеся в равновесии с сероводородосодержащим газом под давлением, обуславливающим парциальное давление сероводорода от 300 до 10000 Па; или жидкости, содержащие растворенный сероводород в количестве, соответствующем его растворимости при PH2S, равном от 300 до 10000 Па.

Парциальное давление сероводорода PH2S определяется по формуле:

где: Р     - максимальное рабочее давление в трубопроводе, МПа;

CH2S - содержание в газе сероводорода в объемных процентах.

Растворимость сероводорода в жидкостях определяется по справочникам растворимости или экспериментально.

1.5. 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.

1.6. Тепловой расчет газопроводов следует осуществлять в соответствии с требованиями ОНТП 51-1-85 ч.1.

Тепловой расчет нефтепроводов осуществлять в соответствии с действующими методиками или требованиями рекомендуемого Приложения 1 настоящих Норм.

1.7. Гидравлический расчет трубопроводов осуществлять в соответствии с действующими методиками или требованиями рекомендуемого Приложения 2 настоящих Норм.

2. КЛАССИФИКАЦИЯ И КАТЕГОРИИ ТРУБОПРОВОДОВ

2.1. Трубопроводы газовых, газоконденсатных месторождений, ПХГ и нефтяного попутного газа в зависимости от рабочего давления подразделяются на пять классов:

I класс - при рабочем давлении свыше 10 МПа до 32 МПа включительно;

II класс - при рабочем давлении свыше 4 МПа до 10 МПа включительно;

III класс - при рабочем давлении свыше 2,5 МПа до 4 МПа включительно;

IV класс - при рабочем давлении свыше 1,2 МПа до 2,5 МПа включительно;

V класс - при рабочем давлении 1,2 МПа и менее.

2.2. Нефтепроводы, нефтепродуктопроводы и нефтегазосборные трубопроводы нефтяных месторождений в зависимости от диаметра подразделяются на 3 класса:

I класс - трубопроводы условным диаметром 700 мм и более;

II класс - трубопроводы условным диаметром менее 700 мм до 300 мм включительно;

III класс - трубопроводы условным диаметром менее 300 мм.

2.3. В зависимости от характера транспортируемой среды трубопроводы подразделяются на три группы:

1 группа - газопроводы, газопроводы-шлейфы, газовые коллекторы, выкидные трубопроводы, трубопроводы нефтяного газа, нестабильного конденсата, нефтепроводы, нефтегазопроводы, трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов, трубопроводы захоронения пластовых и сточных вод.

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

2 группа - ингибиторопроводы (кроме метанолопроводов), а также трубопроводы, транспортирующие среды по своим физико-химическим свойствам относящиеся к нефтепродуктам с упругостью паров менее 0,2 МПа при температуре +20°С.

3 группа - метанолопроводы и другие трубопроводы, транспортирующие вредные вещества ГОСТ 12.1.007-76.

2.4. Трубопроводы, перечисленные в п.п. 2.1 и 2.2 и их участки подразделяются на категории, требования к которым в зависимости от условий работы определяются СНиП 2.05.06-85 и настоящими Нормами.

Переходы трубопроводов 3-ей группы категории В, переходы нефтепроводов и нефтепродуктопроводов категории В через водные преграды, трубопроводы морских месторождений должны подвергаться гидравлическому испытанию в соответствии с требованиями СНиП III-42-80, предъявляемыми к испытанию переходов нефте- и нефтепродуктопроводов через водные преграды. Для трубопроводов систем заводнения и захоронения пластовых и сточных вод Рисп. принимается равным:

- для трубопроводов I категории - 1,5 Рраб.

- для трубопроводов II и III категории - 1,2 Рраб.

Рабочее давление транспортируемого продукта устанавливается проектом в соответствии с указаниями п.п. 4.15 и 4.16.

Допускается повышение испытательного давления до величины вызывающей напряжение в металле труб не более 0,95 предела текучести.

2.5. Категории, трубопроводов следует принимать по табл. 1.

2.6. Категории участков трубопроводов следует принимать по табл. 2. При чередовании участков трубопроводов различных категорий по трассе протяженностью до 300 м на всем участке чередования допускается принимать более высокую категорию из них.

Примечание. Категорийность участков трубопроводов указана для всех видов прокладки (подземная, наземная, надземная).

Таблица 1.

№№ пп

Назначение промысловых трубопроводов

Категория трубопроводов

1.

Метанолопроводы; трубопроводы, транспортирующие вредные среды.

I

2.

Трубопроводы нестабильного конденсата I класса; газопроводы с парциальным давлением сероводорода более 300 Па; ингибиторопроводы; газопроводы-шлейфы I класса; газовые коллекторы неочищенного газа, межпромысловые коллекторы; газопроводы I класса; нефтегазопроводы I класса с газовым фактором 300 м3/т и более; трубопроводы систем заводнения, транспортирующие пластовые и сточные воды с давлением 10 МПа и более; трубопроводы систем увеличения нефтеотдачи пластов с давлением 10 МПа и выше.

II

3.

Выкидные трубопроводы нефтяных скважин; нефтегазопроводы I класса с газовым фактором менее 300 м3/т, II класса с газовым фактором 300 м3/т и более, газопроводы II и III класса; тpy6oпроводы нестабильного конденсата II и III класса, газопроводы-шлейфы II и III класса; трубопроводы систем заводнения с давлением 10 МПа и более, транспортирующие пластовые и сточные воды с давлением менее 10 МПа, нефтепроводы I класса.

III

4.

Трубопроводы нестабильного конденсата IV и V классов; газопроводы-шлейфы IV и V классов; газопроводы IV и V классов; нефтегазопроводы II класса с газовым фактором менее 300 м3/т и III класса независимо от газового фактора; нефтепроводы II и III класса; трубопроводы систем заводнения, транспортирующие пресную воду с давлением менее 10 МПа.

IV

Примечания.

1. Трубопроводы IV категории, проектируемые в северной строительной климатической зоне, приравниваются к трубопроводам III категории.

2. Трубопроводы, прокладываемые по территории распространения вечномерзлых грунтов*, теряющих при оттаивании свою несущую способность, должны приниматься не ниже II категории.

3. Газопроводы с парциальным давлением сероводорода менее или равным 300 МПа классифицируются как газопроводы, транспортирующие неагрессивные среды.

* К вечномерзлым грунтам, теряющим при оттаивании несущую способность, относятся грунты с относительной просадочностью более 0,1.

Таблица 2.

Название участков трубопроводов

Категории участков трубопроводов

Газопроводы для бессернистого газа

Газопроводы для сероводородосодержащего газа

Выкидные трубопроводы нефтегазопроводы, нефтепроводы и конденсатопроводы (в том числе с содержанием Н2), трубопроводы 3-й группы кроме газопроводов с Н2S

Трубопроводы систем заводнения при Р>10 МПа

Категория трубопроводов

Категория трубопроводов

Категория трубопроводов

Пластовые и сточные воды

Пресная вода

II

III

IV

II

III

IV

I

II

III

IV

 

 

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

1. Переходы через водные преграды:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

а) судоходные и несудоходные русловой части и прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый (от среднемеженного горизонта воды)

 

I

II

В

I

I

В

В

I

I

I

II

б) несудоходные с зеркалом воды в межень до 25 м - в русловой части

II

II

II

I

I

I

I

I

I

I

I

 

в) горные потоки (реки)

I.

II

II

I

I

I

I

I

I

I

I

II

г) поймы рек по горизонту высоких вод 10%-ой обеспеченности

II

II

II

I

I

I

I

I

I

I

I

 

д) участки протяженностью 1000 м от границ горизонта высоких вод 10%-ой обеспеченности

II

III

 

I

II

II

I

I

II

II

II

 

2. Переходы через болота:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

а) тип I

согласно СНиП III-42-80

II

III

III

II

III

III

I

II

III

III

II

III

б) тип II

II

III

III

II

II.

II

I

II

II

II

II

III

в) тип III

II

II

II

I

I

I

I

I

I

I

I

II

3. Переходы через железные и автомобильные дороги (на перегонах):

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

а) железные дороги общей сети, включая участки по обе стороны дороги длиной 40 м каждый от осей крайних путей, но не менее 25 м от подошвы насыпи земляного полотна дороги

I

I

II

I

I

II

I

I

I

II

I

I

б) подъездные железные дороги промышленных предприятий, включая участки по обе стороны дороги длиной 25 м каждый от осей крайних путей

I

II

III

I

II

III

I

II

III

III

II

III

в) автомобильные дороги I и II категории, включая участки по обе стороны дороги длиной 25 м каждый от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги.

I

I

II

I

I

II

I

I

I

II

I

I

г) автомобильные дороги III, IIIп, IV и IVп категорий, включая участки по обе стороны дороги длиной 25 м каждый от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги.

I

II

III

II

II

III

I

II

III

III

II

III

д) автомобильные дороги V категории, включая участки по обе стороны дороги длиной 15 м от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги.

II

III

III

II

II

III

I

II

III

III

II

III

4. Трубопроводы на полках в горной местности

II

III

III

II

II

III

I

II

III

III

II

III

5. Трубопроводы, прокладываемые в слабо-связанных барханных песках в условиях пустынь.

II

II

III

II

II

III

I

II

III

III

II

III

6. Трубопроводы, прокладываемые по поливным и орошаемым землям:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

а) хлопковых и рисовых плантаций

II

II

III

II

II

III

I

II

II

III

II

III

б) прочих сельскохозяйственных культур

II

III

III

II

II

III

I

II

III

III

II

III

7. Переходы через селевые потоки, конусы выносов и солончаковые грунты

II

II

III

II

II

II

I

II

Д

III

II

III

8. Узлы запуска и приема очистных устройств, а также участки трубопроводов по 100 м, примыкающие к ним

I

I

I

I

I

I

I

I

I

I

-

-

9. Пересечения с подземными коммуникациями (канализационными коллекторами, оросительными системами, нефтепродуктопроводами, газопроводами и т.д.) в пределах 20 м по обе стороны пересекаемой коммуникации

II

II

II

II

II

II

I

II

II

II

I

III

10. Трубопроводы, прокладываемые по подрабатываемым территориям и территориям, подверженным карстовым явлениям

II

II

II

II

II

II

I

II

II

II

II

III

11. Переходы через овраги, балки, рвы

II

III

III

I

II

III

I

II

III

 

 

 

12. Нефтепроводы и нефтепродуктопроводы, прокладываемые со параллельно рекам с зеркалом воды в межень 25 м и более, каналам, озерам и другим водоемам, имеющим рыбохозяйственное значение, а такие выше населенных пунктов и промышленных предприятий на расстоянии от них до 300 м при диаметре труб 700 мм и менее; до 500 м при диаметре до 1000 мм включительно; до 1000 м при диаметре более 1000 мм

-

-

-

-

-

-

I

I

I

I

I

-

13. Трубопроводы на участках подхода к НС, НПС, ГПЗ в пределах 250 м от ограждения

I

II

II

I

II

II

I

I

II

II

II

III

14. Узлы линейной запорной арматуры и участки трубопроводов по 15 м в каждую сторону от границ монтажного узла линейной запорной арматуры.

II

II

II

II

II

II

I

II

III

III

II

III

15. Участки газопроводов, примыкающие к площадкам скважин на расстоянии 150 м от ограждения

I

I

I

I

I

I

-

-

-

-

-

-

16. Газопроводы на длине 250 м от линейной запорной арматуры и гребенок подводных переходов

II

II

II

II

II

II

-

-

-

-

-

-

17. Узлы подключения трубопроводов к межпромысловому коллектору длиной не менее 15 м в каждую сторону от границ монтажного узла и участки между охранными кранами УКПГ, КС, дкс, гс, ПХГ

I

I

I

I

I

I

-

-

-

-

-

-

18. Пересечения с воздушными линиями электропередачи высокого напряжения

В соответствии с требованиями ПУЭ

19. Трубопроводы, прокладываемые по морской эстакаде

I

I

I

I

I

I

I

I

I

I

-

-

20. морские подводные трубопроводы

в

в

в

в

в

В

В

В

в

в

I

II

21. Трубопровода ввода-вывода, транзитные трубопроводы

в

в

в

в

в

в

-

-

-

-

-

-

22. Трубопровода обвязки куста скважин

в

в

в

в

в

в

-

-

-

-

-

-

Примечания ж таблице 2:

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

2. Тип болот следует принимать в соответствии с требованиями СНиП III-42-80 и Приложением 5 настоящих Норм.

3. Испытания участков трубопроводов, прокладываемых через водные преграды с зеркалом воды в межень менее 10 м, предусматривать в составе смонтированного трубопровода в один этап.

4. Действующие трубопроводы, находящиеся в удовлетворительном техническом состоянии (по заключению представителей заказчика строящегося трубопровода, эксплуатационной организации и соответствующего органа государственного надзора), при пересечении их проектируемыми трубопроводами, линиями электропередачи, а также подземными коммуникациями, указанными в позиции 10 не подлежат замене трубопроводами более высокой категории.

5. Действующие трубопроводы, пересекаемые строящимися железными и автомобильными дорогами, подлежат реконструкции в соответствии с позицией 3.

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

7. 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 I,г) и I,д) для газопроводов не требуется.

3. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРАССАМ ТРУБОПРОВОДОВ

3.1. Основные требования к трассам трубопровода определяются положениями данного раздела и соответствующей главы СНиП 2.05.06-85.

3.2. Выбор трасс трубопроводов должен производиться с помощью математических методов проектирования по одному или нескольким критериям оптимальности. В качестве критериев оптимальности следует принимать приведенные затраты, металлоемкость, конструктивные схемы сбора газа и нефти, заданное время строительства, очередность ввода скважин на месторождении или ПХГ и др.

Основным способом прокладки трубопроводов рекомендуется укладка их в технических коридорах (группами).

3.3. Земельные участки для строительства трубопроводов следует выбирать в соответствии с требованиями, предусмотренными действующим законодательством Союза ССР и союзных республик. При выборе трасс следует учитывать: условия строительства с тем, чтобы обеспечить применение наиболее эффективных, экономичных и высокопроизводительных методов производства строительно-монтажных работ, а также эксплуатационную надежность трубопроводов и сооружений и максимальную сохранность окружающей среды.

3.4. При выборе трасс трубопроводов необходимо учитывать перспективное развитие месторождения, условия строительства и обслуживания трубопроводов в период его эксплуатации (существующие, строящиеся и проектируемые здания и сооружения, мелиорация, ирригация пустынных и других районов и т.д.).

3.5. Минимальные расстояния от оси подземных трубопроводов различного назначения до объектов, зданий и сооружений следует принимать в соответствии с таблицей 3.

Минимальные расстояния от оси подземных трубопроводов систем заводнения и захоронения пластовых и сточных вод следует принимать в соответствии с требованиями ВНТП 3-85.

3.6. Минимальные расстояния от трубопроводов нестабильного конденсата не содержащего сероводород до объектов, не относящихся к промыслу, принимать в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85.

3.7. Выбор трассы трубопроводов, прокладываемых в зоне вечномерзлых грунтов, должен выполняться в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85. При невозможности обойти участки с подземными льдами, распространения наледей и бугров пучения, проявлений термокарста, косогоров с льдонасыщенными, глинистыми и переувлажненными пылевыми грунтами следует разрабатывать специальные мероприятия (выбор типа прокладки, теплоизоляции и др.), обеспечивающие надежность строительства и эксплуатации трубопроводов.

3.8. Прокладка трубопроводов через населенные пункты не допускается. Расстояния до объектов, отсутствующие в настоящих Нормах, следует принимать в соответствии с нормативными документами или по согласованию с заинтересованными организациями и органами Государственного надзора в установленном порядке.


МИНИМАЛЬНЫЕ РАССТОЯНИЯ В М ОТ ТРУБОПРОВОДОВ РАЗЛИЧНОГО НАЗНАЧЕНИЯ ДО ОБЪЕКТОВ, ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ

Таблица 3.

Наименование объектов, зданий и сооружений

От оси выкидных нефтегазосборных трубопроводов и нефтепроводов

От оси трубопроводов, транспортирующих газ, не содержащий сероводород

От оси трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащий газ

условный диаметр, мм

класс

Р>10 МПа

I класс

10³Р>4,0 МПа

II класс

4,0³Р>2,5 МПа

III класс

2,5³Р>1,2 МПа

IV класс

Р£1,2 МПа

V класс

Р>10 МПа

I класс

10³Р>4 МПа

II класс

4³Р>2,5 МПа

III класс

2,5³Р>1,2 IV класс

Р£1,2 V класс

I Æ 700 и более

II Æ менее 700 до 300

III Æ менее 300

300 и менее

Свыше 300 до 600

Свыше 600 до 800

Свыше 800 до 1000

1000 и более

300 и менее

Свыше 300 до 600

Свыше 600 до 800

Свыше 800 до 1000

1000 и более

300 и менее

Свыше 300 до 600

Свыше 600 до 800

Свыше 800

300 и менее

Свыше 300

300 и менее

Свыше 300

300 и менее

Свыше 300 до 600

Свыше 600 до 800

Свыше 800 до 1000

1000 и более

300 и менее

Свыше 300 до 600

Свыше 600 до 800

Свыше 800 до 1000

1000 и более

300 и менее

Свыше 300 до 600

Свыше 600 до 800

Свыше 800

300 и менее

Свыше 300

300 и менее

Свыше 300

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

29

30

31

32

33

34

35

36

37

38

39

40

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 (школы, больницы, клубы, детские сады, ясли, вокзалы и т.д.); жилые здания в три этажа и более; железнодорожные станции, аэропорты, морские и речные порты 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 и горючих 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 СССР и других ведомств, а также телевизионные баши.

150

100

75

150

200

300

350

700

100

150

200

250

350

75

125

150

200

75

125

20

50

400

600

800

800

1000

200

300

400

500

700

150

250

300

400

150

250

40

100

2. Железные дороги общей сети (на перегонах) и автодороги I, II, III категории, параллельно которым прокладывается трубопровод; отдельно стоящие: 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.

50

35

35

100

150

200

250

350

75

125

150

200

300

75

100

125

150

75

100

10

20

200

300

400

500

700

150

250

300

400

500

150

200

250

300

150

200

20

40

3. Отдельно стоящие нежилые и подсобные строения, устья одной или куста бурящихся и эксплуатирующихся нефтяных, газовых и артезианских скважин, гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев при количестве машин 20 и менее, автомобильные дороги IV, V, III-п и IV-п категорий, параллельно которым прокладывается газопровод, канализационные сооружения, не относящиеся к промыслу и СПХГ, железные дороги промышленных предприятий.

20

20

20

75

125

150

200

250

30

50

100

150

200

30

50

75

100

30

50

10

20

150

250

300

400

500

50

75

150

200

250

50

75

100

200

50

75

15

30

4. Территории УКПГ, УППГ, КС, ДКС и других технологических установок подготовки нефти и газа.

50

30

30

100

150

200

250

300

75

125

150

200

250

75

100

125

150

75

125

10

20

150

200

250

300

400

75

125

150

200

250

75

100

125

150

75

125

10

20

5. Мосты железных дорог промышленных предприятий, автомобильных дорог III, IV, V, III-п и IV-п категорий с отверстием свыше 20 м (при прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению)

100

70

50

100

150

200

250

300

75

125

150

200

250

75

100

125

150

75

125

10

20

150

200

300

400

500

100

200

250

300

350

100

150

200

250

100

150

15

30

6. Магистральные оросительные каналы и коллекторы, реки и водоемы, водозаборные сооружения и станции оросительных систем, параллельно которым прокладывается газопровод

100

75

50

50

100

125

150

200

25

25

25

25

25

25

25

25

25

25

25

25

25

75

150

200

250

300

40

40

40

40

50

40

40

40

40

40

40

40

40

7. Специальные предприятия, сооружения, площадки, 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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

8. Воздушные линии электропередачи высокого напряжения, параллельно которым прокладывается трубопровод, и пересечения трассы трубопровода с ЛЭП.

В соответствии с требованиями ПУЭ Минэнерго СССР

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

9. Воздушные линии электропередачи высокого напряжения, параллельно которым прокладывается трубопровод в стесненных условиях трассы

В соответствии с требованиями ПУЭ Минэнерго СССР

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

10. 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 Минэнерго СССР

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

11. Территория ГРС, АГРС, в том числе шкафного типа, предназначенных для обеспечения газом:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

а) городов, населенных пунктов, предприятий, отдельных зданий, сооружений и других потребителей;

25

25

25

75

100

125

150

200

50

75

100

125

150

50

75

100

125

50

75

10

10

75

100

125

150

200

50

75

100

125

150

50

75

100

125

50

75

10

10

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

25

25

25

25

25

25

25

25

25

25

25

12. Закрытые подземные емкости для хранения и разгазирования конденсата при узлах пуска и приема очистных устройств, кроме изготовляемых из труб конденсатоприемников, входящих в состав узлов, для которых расстояние определяется конструктивно

10

10

10

10

75

75

75

150

50

50

50

50

100

50

50

50

50

30

30

30

30

75

75

75

75

200

50

50

50

50

50

50

50

50

50

30

30

30

30

13. Земляной амбар для аварийного выпуска нефти и конденсата (продукта) из трубопровода

10

10

10

75

75

75

75

150

50

75

75

75

100

50

50

50

50

50

50

25

25

75

75

75

75

200

50

75

75

75

75

50

50

50

50

50

50

25

25

14. Кабели междугородней связи и силовые электрические кабели

10

10

10

10

10

10

10

20

10

10

10

10

15

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

15. Мачты (башни) и сооружения необслуживаемой малоканальной радиорелейной связи трубопроводов, термоэлектрогенераторы

15

15

15

15

15

15

15

30

15

15

15

15

20

15

15

19

15

15

15

15

15

15

15

15

15

30

15

15

15

15

20

15

15

15

15

15

15

15

15

16. Необслуживаемые усилительные пункты кабельной связи в подземных термокамерах

10

10

10

10

10

10

10

20

10

10

10

10

15

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

20

10

10

10

10

15

10

10

10

10

10

10

10

10

17. Притрассовые дороги, предназначенные только для обслуживания трубопроводов.

не менее 10 м

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

18. Замерные сепарационные установки, нефтяные насосные станции, газозамерные газорегулировочные пункты, установки предварительного сброса пластовой воды и др.

5

5

5

50

50

75

75

150

30

30

50

50

100

20

20

30

30

5

9

3

5

50

50

75

75

150

30

30

50

50

100

20

20

30

30

5

9

3

5

19. Резервуарные парки для нефти, канализационные насосные станции.

5

5

5

50

50

75

75

150

30

30

50

50

100

20

20

30

30

9

15

5

9

50

50

75

75

150

30

30

50

50

100

20

20

30

30

9

15

5

9

20. Насосные станции водоснабжения, очистные сооружения, кустовые насосные станции для поддержания пластового давления, градирни, котельные и др. вспомогательные и производственные здания категории Д.

30

30

30

50

50

75

10

150

30

40

50

75

100

20

20

30

30

10

10

10

10

50

50

75

100

150

30

40

50

75

100

20

20

30

30

10

10

10

10

21. Открытые емкости для парафина, нефтеловушки, отстойные пруды и др.

30

20

15

40

40

50

50

100

30

30

40

40

75

20

20

30

30

18

30

9

15

40

40

50

50

100

30

30

40

40

75

20

20

30

30

18

30

9

15

22. Электроподстанция и электрораспределительные устройства, предназначенные:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1) для питания объектов промысла

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

а) открытые;

52

50

50

75

75

100

100

200

50

50

60

60

100

40

40

50

50

30

30

15

15

75

75

100

100

200

50

50

60

60

100

40

40

50

50

30

30

15

15

б) закрытые

25

25

25

40

40

50

50

100

25

25

30

30

50

20

20

25

25

15

15

9

9

40

40

50

50

100

25

25

30

30

50

20

20

25

25

15

15

9

9

2) для питания объектов не относящихся к промыслу

В соответствии с требованиями ПУЭ Минэнерго СССР

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

23. Подъездные железнодорожные пути (до подошвы насыпи или бровки выемки)

10

10

10

12

12

15

15

30

10

10

12

12

15

9

9

10

10

90

9

89

8

12

12

15

15

30

10

10

12

12

15

9

9

10

10

9

9

8

8

24. Подъездные внутрипромысловые дороги (II, V категорий) и подъезды на территории нефтяного месторождения (от подошвы насыпи земляного полотна)

10

10

10

15

15

20

20

40

12

12

15

15

20

10

10

12

12

9

9

9

9

15

15

20

20

40

12

12

15

15

20

10

10

12

12

9

9

9

9

25. Вертодромы и посадочные площадки без базирования на них вертолетов

100

50

50

100

50

150

20

250

50

50

100

150

200

50

50

100

200

50

50

50

50

100

100

150

200

250

100

100

100

150

200

200

50

75

100

50

50

50

50

26. Административно-хозяйственные блоки газовых и нефтяных промыслов

18

15

9

100

150

200

200

200

75

125

150

150

150

75

75

75

75

15

15

15

15

100

150

200

200

200

75

125

150

150

150

75

75

75

75

15

15

15

15

27. Конструируемый 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

15

15

15

15

15

15

15

15

28. Железнодорожные сливо-наливные устройства

50

30

18

50

75

75

75

75

40

50

50

50

50

20

20

20

20

15

15

15

15

50

75

75

75

75

40

50

50

50

50

20

20

20

20

15

15

15

15

29. Резервуары конденсата, гликолей, метанола, этаноломинов и других горючих жидкостей.

25

25

25

75

100

125

150

200

50

75

100

125

150

50

75

100

125

50

75

10

10

75

100

125

150

200

50

75

100

125

150

50

75

100

125

50

75

10

10

Примечание к табл. 3:

1) Расстояния, указанные в таблице, следует принимать:

а) для городов и других населенных пунктов - от проектной городской черты на расчетный срок 20 лет;

б) для промышленных предприятий - от границ, отведенных им территории, с учетом их развития;

в) для железных дорог - от подошвы насыпи или бровки выемки со стороны трубопровода, но на расстояния не менее 10 м от границы полосы отвода дороги;

г) для автомобильных дорог - от подошвы насыпи земляного полотна;

д) для всех мостов - от подошвы конусов;

е) для отдельно стоящих зданий и строений - от ближайших выступающих их частей.

2) Минимальные расстояния от мостов железных и автомобильных дорог с отверстием 20 м и менее следует принимать так же, как от соответствующих дорог.

3) Если отметка основания зданий и сооружений выше отметки трассы трубопроводов, транспортирующих нефть или другие горючие жидкости, то допускается уменьшение расстояний, указанных в позициях 1, 2, 5 до 25%, без изменения категории трубопровода.

4) При соответствующем обосновании допускается сокращение минимальных расстояний по позициям 3, 5, 6, 19 приведенных в графах 5+22 при повышении категорийности от категорий IV, III, II до категории II, I, В соответственно не более чем на 30% от категорий IV и III до категории В не белее чем на 60%.

5) Указанные в позициях 1, 5, 7 расстояния для нефтепроводов допускается сокращать не более, чем на 30% при условии увеличения толщины стенки труб на такую величину в процентах, на которую сокращается расстояние, и контроля сварных соединений физическими методами, согласно СНиП III-42-80.

6) Расстояния от промысловых объектов до трубопроводов, транспортирующих нестабильный конденсат, не содержащий сероводород, принимать в соответствии с графами 5+22.

7) Расстояния от промысловых объектов до трубопроводов, транспортирующих нестабильный конденсат, содержащий сероводород, принимать в соответствии с графами 23+40.

8) Под отдельно стоящим зданием (строением) следует понимать здание (строение), расположенное вне населенного пункта на расстоянии не менее чем 50 м от ближайших к нему зданий (строений).

9) При наличии между газопроводом и железной или автомобильной дорогой лесной полосы шириной не менее 10 м соответствующие расстояния допускается принимать с коэффициентом 0,7.

10) При надземной прокладке газопроводов расстояния, указанные в таблице, должны приниматься с коэффициентом: позиция 1 - 2,0; позиция 2 - 1,5; по остальным позициям - 1,0.

11) Минимальные расстояния от трубопроводов систем заводнения до объектов, зданий и сооружений принимаются в соответствии с СНиП 2.04.02-84 и СНиП II-II.1-71*.

12) При уплотненной сетке размещения скважин при обустройстве подземных хранилищ газа (ПХГ) допускается уменьшение расстояний между устьем скважины и подземно прокладываемым шлейфом до расстояний, обеспечивающих нормальные условия монтажа, ремонта и эксплуатации трубопроводов и оборудования скважин, но не менее 9 м от ограждения площадки эксплуатируемой скважины. При этом участки трубопроводов в границах минимально допустимых расстояний, установленных позицией 3 таблицы 3 должны быть отнесены к категории В, а скважины оборудованы клапанами-отсекателями.

п.12 (Введен дополнено. Изм. №1).


4. КОНСТРУКТИВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРУБОПРОВОДАМ

4.1. При проектировании трубопроводов надлежит соблюдать требования СНиП 2.05.06-85 и указания настоящих Норм.

Диаметр трубопроводов должен определяться гидравлическим расчетом в соответствии с рекомендуемым приложением 2 настоящих Норм, ОНТП 51-1-85 и ВНТП 3-85. При этом диаметр нефтегазосборных трубопроводов, транспортирующих обводненную продукцию, должен назначаться из условия исключения образования застойных зон водных скоплений. Не допускается проектирование трубопроводов, транспортирующих обводненную нефть со скоростями ниже критических, при которых выделяется слой подстилающей воды.

4.2. Толщина стенки трубопроводов принимается по расчету, в соответствии с разделами 8 и 9 и рекомендуемым приложением 3 настоящих Норм в зависимости от категории участка трубопроводов, параметров транспортируемой среды и конструктивного решения.

4.3. Применяемые для трубопроводов трубы, арматура, соединительные детали и сварочные материалы должны отвечать требованиям, изложенным в разделе 8.

4.4. Трубопроводы следует проектировать сварными в стык с установкой на них соединительных деталей (отводов, тройников, переходников и др.) и стальной запорной арматуры (краны, задвижки, вентили и т.д.) равнопроходного сечения, рассчитанной на расчетное давление в трубопроводе.

Все монтажные сварные швы на участках трубопроводов, транспортирующих газ и конденсат, содержащий H2S, категории В должны подвергаться при соответствующем обосновании снятию сварочных напряжений путем термической обработки швов. Режим термической обработки должен оговариваться проектом или ТУ на сварку.

Необходимость термической обработки сварных швов морских трубопроводов на участках категории "В" с целью снятия сварочных напряжений определяется проектом.

4.5. Продольный профиль подземного трубопровода в необходимых случаях определяется методом оптимального профилирования с использованием ЭВМ. Оптимальным является профиль, удовлетворяющий требованиям по прочности и устойчивости подземного трубопровода. При этом в качестве критерия оптимальности следует принимать параметр учитывающий затраты на устройство траншей, установку отводов искусственного гнутья, укладку трубопровода в траншее, а также требования надежности при эксплуатации и охраны окружающей среды.

4.6. Допустимые радиусы изгиба трубопроводов в горизонтальной и вертикальной плоскостях должны определяться расчетом из условия прочности, местной устойчивости стенок труб и устойчивости положения трубопровода под воздействием внутреннего давления, собственного веса и продольных сжимающих усилий, возникающих в результате изменения температуры металла труб в процессе эксплуатации. Отводы для участков трубопроводов, где предусматривается проход очистных устройств, должен иметь радиус изгиба не менее 5Д. У сварных отводов угол поворота сектора не должен превышать 6°.

4.7. Длина патрубков (прямых вставок), ввариваемых в трубопровод, должна быть равна диаметру трубы, но не менее 250 мм. Для трубопроводов диаметром 300 мм и менее и рабочем давлении до 2,5 МПа длину прямых вставок допускается принимать не менее 100 мм.

4.8. На трубопроводах условным диаметром 200 мм и более, требующих периодической очистки с помощью поршней или шаров должны предусматриваться узлы запуска и приема очистных и разделительных устройств, конструкция и расположение которых определяются проектом.

4.9. Узлы запуска и приема очистных устройств трубопроводов природного газа должны быть оборудованы приборами, регистрирующими прохождение очистных устройств.

Необходимость оснащения узлами для запуска и приема очистных устройств на выкидных трубопроводах от нефтяных скважин, нефтегазосборных трубопроводах, нефтепроводах и трубопроводах нефтяного газа определяется проектом.

4.10. Все элементы трубопроводов, оснащенных узлами для запуска и приема очистных устройств должны быть равнопроходными.

Примечание: на трубопроводах, не требующих периодической очистки с помощью поршней или шаров, допускается установка линейной арматуры, внутренний диаметр которой может быть меньше диаметра основного трубопровода, но не более чем на 20%.

4.11. В местах подключения трубопроводов к существующим или проектируемым трубопроводам, около мест запуска и приема очистных устройств, в местах установи перемычек, на подходах шлейфов к скважинам и УППГ, УКПГ, СПХГ, ДНС, ЦПС, на переходах через естественные и искусственные преграды и в других случаях, где возможны значительные перемещения трубопроводов, следует определять величину продольных перемещений примыкающих участков трубопроводов от воздействия внутреннего давления и изменения температуры металла труб. Величина продольных перемещений как воздействие должна учитываться при расчете указанных выше конструктивных элементов, присоединяемых к трубопроводу.

С целью уменьшения продольных перемещений трубопроводов и усилий от трубопроводов на примыкающие к ним узлы и конструктивные элементы следует предусматривать специальные мероприятия, в том числе остановку открытых или закрытых компенсаторов, неподвижных опор, установку компенсаторов-упоров и т.д.

4.12. При транспортировании по трубопроводу влажных или конденсирующихся продуктов должны предусматриваться меры, предупреждающие образование ледяных и гидратных пробок (ввод метанола ингибитора, укладка трубопровода ниже глубины промерзания, путевой подогрев трубопровода и другие). Выбор метода определяется на основании технико-экономических расчетов.

4.13. Очистка внутренней поверхности трубопроводов от грязе-парафиновых отложений должна предусматриваться с помощью очистных устройств, пропарка острым паром.

4.14. Давление насыщенных паров продукта при установлении рабочего (нормативного) давления трубопровода должно приниматься, исходя из максимально возможной температуры продукта в условиях транспортирования.

При транспортировании нестабильных газонасыщенных жидкостей рабочее давление во всех точках трубопровода должно быть выше давления насыщения транспортируемого продукта не менее чем на 0,5 МПа. За рабочее (нормативное) давление принимается наибольшее давление, которое может быть в трубопроводе, определяемое при проектировании на основании характеристик источника давления и условий эксплуатации.

4.15. Расчетное давление трубопроводов, подключенных к источнику давления (скважина, сепаратор, колонна и т.д.), оснащенному предохранительным устройством, принимается равным рабочему (нормативному) давлению трубопровода, помноженному на соответствующий коэффициент перегрузки по СНиП 2.05.06-85.

При этом расчетное давление трубопровода не должно быть ниже максимально возможного давления срабатывания предохранительных устройств.

При отсутствии устройства автоматически ограничивающего давление источника за расчетное - принимается максимально возможное давление источника.

С целью сокращения расхода металла при проектировании трубопроводов, примыкающих к скважинам, как правило, следует предусматривать мероприятия, обеспечивающие ограничение внутреннего давления.

4.16. Расчетное давление участков трубопроводов, расположенных ниже геодезической отметки источника давления, должно приниматься с учетом гидростатического давления столба перекачиваемой жидкости или газа.

Размещение запорной и других видов арматуры

4.17. На трубопроводах надлежит предусматривать установку запорной арматуры на расстоянии, определяемом расчетом, но не более 30 км для трубопроводов, транспортирующих нефть и газ, не содержащие сероводород, и не более 5 км для трубопроводов, транспортируют сероводородосодержащие газы и конденсат. На трубопроводах ШФЛУ, конденсата и метанола арматура должна устанавливаться на расстоянии не более 10 км. Кроме того, установку запорной арматуры необходимо предусматривать:

- в начале каждого ответвления от трубопровода протяженностью более 500 м;

На входе и выходе трубопроводов из УКПГ, УППГ, КС, ДКС, ГС, ПХТ, ГПЗ, ДНС, ЦПС, ПС на расстоянии не менее:

для трубопроводов диаметром 1400 мм - 1000 м:

- диаметром менее 1400 мм до 1000 мм включительно - 750 м:

- диаметром менее 1000 мм до 700 мм включительно - 500 м;

- диаметром менее 700 мм до 300 мм включительно - 300+500 м;

- диаметром менее 300 мм - 100+300 м от территории площадок;

- на обоих берегах водных преград при их пересечении трубопроводами в две и более ниток;

- на нефтепроводах и нефтепродуктопроводах при пересечении водных преград в одну нитку следует предусматривать установку запорной арматуры с учетом рельефа земной поверхности, примыкающей к переходу, и предотвращения поступления транспортируемого продукта в водоем;

- на одном или обоих концов участков нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, проходящих на отметках выше городов и других населенных пунктов и промышленных предприятий на расстоянии, устанавливаемом проектом в зависимости от рельефа местности.

На однониточных подводных переходах газопроводов через водные преграды, а также на морских подводных трубопроводах необходимость установки запорной арматуры определяется проектом.

Газопроводы-коллекторы следует секционировать на участки длиной до 10 км.

На подключении шлейфов (выкидных трубопроводов) и ингибиторе проводов к (от) УПГ, УППГ, ПХГ, ЦПС отключающая арматура, как правило, за пределами площадки не устанавливается.

На трубопроводах систем заводнения и захоронения пластовых и сточных вод запорная арматура не устанавливается.

4.18. Узлы установки запорной арматуры должны проектироваться из унифицированных заготовок. Толщина стенок участков трубных заготовок определяется, исходя из условий обеспечения прочности, требуемой для участков II категории, если этот участок не относится к категории В или I.

4.19. Запорная арматура, устанавливаемая на трубопроводах подключения к площадкам УКПГ, УППГ, ГС, КС, ПХГ, ДНС, ГПЗ, ЦПС, ПС, а также нефтепроводах, нефтепродуктопроводах I и II классов, трубопроводах ШФЛУ и нестабильного конденсата при переходе их через водные преграды должна быть оборудована устройствами, обеспечивающими дистанционное управление.

Установка запорной арматуры с дистанционным управлением на морских трубопроводах определяется проектом.

4.20. При параллельной прокладке двух иди более трубопроводов узлы линейной запорной арматуры должны быть смещены на расстояние на менее 50 м друг от друга по длине трубопровода. При соответствующем обосновании допускается уменьшение указанного расстояния, исходя из возможности монтажа, ремонта и безопасности эксплуатации.

4.21. Трубопроводы и арматура обвязки линейной запорной арматуры, находящейся под давлением, байпасы, продувочные линии и перемычки следует предусматривать, как правило, в подземном исполнении с краном бесколодезной установки. Доступ должен предусматриваться к приводу арматуры. Проектные решения должны исключать неравномерную осадку трубопроводов и арматуры.

4.22. На обоих концах участков газопроводов между запорной арматурой следует предусматривать установку продувочных свечей на расстоянии не менее 15 м от запорной арматуры при диаметре трубопровода до 1000 мм и не менее 60 м при диаметре газопровода 1000 мм и более. Диаметр продувочной свечи и ее высоту следует определять на основании расчета рассеивания выбрасываемого из свечи вредного вещества при условии опорожнения участка трубопровода между запорной арматурой за время не более 2 часов, а расстояние от свечи до зданий и сооружений не относящихся к данному трубопроводу, должно приниматься в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85.

4.23. На обоих концах участков трубопроводов ШФЛУ и конденсата между запорной арматурой для аварийного сброса продукта следует предусматривать вместо продувочных свечей специальные ответвления. Каждое ответвление должно быть оснащено запорным органом и иметь длину не менее 10 м, выступать на 0,5 м над поверхностью земли и заканчиваться фланцевой заглушкой.

В комплекте аварийных средств проектом должны быть предусмотрены два разборных трубопровода длиной не менее 60 м каждый, предназначенные к использованию при опорожнении поврежденных участков трубопровода для отвода из них продукта в сооружаемые в земле амбары, в которых на безопасном расстоянии от трубопровода и других объектов сбрасываемый продукт подлежит утилизации или сжиганию.

4.24. В качестве линейной запорной арматуры на трубопроводах должна использоваться арматура бессальниковой конструкции, предназначенная для бесколодезной установки.

На промысловых трубопроводах нефтяных месторождений допускается применять линейную сальниковую и фланцевую арматуру, но в этом случае она должна размещаться надземно на опорах.

Применение фланцевой арматуры допускается для подключения трубопроводов к оборудованию и устройствам.

5. ПРоклАДКА ТРУБОПРОВОДОВ

Прокладка трубопроводов на суше

5.1. Прокладка трубопроводов на суше осуществляется с учетом требований данного раздела и соответствующей главы СНиП 2.05.06-85.

5.2. На газоконденсатных, газовых, нефтяных месторождениях и ПХГ следует предусматривать подземную прокладку труб. Надземная (наземная) прокладка применяется на отдельных участках в малонаселенных районах, на неустойчивых грунтах, на переходах через водные преграды, овраги, балки, на участках пересечения коридора подземных коммуникаций и др. В каждом конкретном случае надземная (наземная) прокладка должна иметь соответствующее обоснование.

Наземная прокладка трубопроводов систем заводнения и захоронения пластовых и сточных вод не допускается.

Глубина заложения нефтепроводов и нефтепродуктопроводов должна определяться с учетом оптимального режима перекачки и свойств перекачиваемых нефтепродуктов в соответствии с указаниями, изложенными в нормах технологического проектирования.

5.3. Глубина заложения трубопроводов сжиженного углеводородного газа должна быть не менее 1,0 м. Глубина заложения трубопроводов, транспортирующих среды, замерзающие при отрицательной температуре, принимается на 0,5 м ниже глубины промерзания грунта. Глубина заложения трубопроводов, транспортирующих пресную воду, устанавливается в соответствии со СНиП 2.04.02-84, глубину заложения трубопроводов, транспортирующих пластовые и сточные воды, следует принимать в зависимости от минерализации (солености) и температуры воды, почвенных и климатических условий в соответствии с ВНТП 3-85.

5.4. Прокладку трубопроводов сжатого воздуха или газа для приборов КиП, ингибитора коррозии и гидратообразования следует предусматривать в одной траншее совместно со шлейфами, выкидными и нефтегазосборными трубопроводами с разрывом между ними в свету не менее 0,2 м.

Допускается совместная (в одной траншее) прокладка трубопроводов одного назначения условным диаметром 300 мм и менее. Количество трубопроводов, укладываемых в одной траншее, определяется проектом. При одновременной прокладке трубопроводов расстояние между ними применяется из условия качественного и безопасного производства работ при их сооружении и ремонте, но не менее 0,5 м в свету.

При разновременной укладке трубопроводов как одного, так и различного назначения в траншеи расстояния между ними следует принимать из условий обеспечения сохранности действующего трубопровода при производстве строительно-монтажных работ и безопасности производства работ, но не менее расстояний, указанных в таблице 4.

5.5. Пересечения между трубопроводами и другими инженерными сетями должны проектироваться в соответствии с требованиями СНиП II-П.1-71* и СНиП 2.05.06-85.

При взаимном пересечении газопровода с нефтепроводом или водоводом, газопровод должен располагаться над ним. При невозможности соблюдения вышеуказанного требования проектируемый трубопровод должен заключаться в защитный футляр с выводом концов на расстояние не менее 5 м в обе стороны от оси пересекаемой коммуникации.

5.6. Переходы трубопроводов через железные и автомобильные дороги следует проектировать в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85.

5.7. Трубопроводы перед установками подготовки газа (УППГ, УКПГ) должны оборудоваться пунктами переключения арматуры (ППА) и обводными трубопроводами.

Таблица 4

Условный диаметр проектируемого трубопровода, мм

минимальное расстояние между осями проектируемого и действующего трубопровода, м

до 100 включительно

5

свыше 100 до 300 включительно

8

свыше 300 до 600 включительно

11

свыше 600

14

5.8. Пересечения трубопроводов с линиями электропередач должны осуществляться в соответствии с ПУЭ Минэнерго СССР.

5.9. Пересечения трубопроводов между собой и с линиями электропередач высокого напряжения следует предусматривать под углом не менее 60°.

5.10. Проектирование трубопроводов, прокладываемых в районах распространения вечномерзлых грунтов, необходимо осуществлять в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85, специальных ведомственных нормативных документов, утвержденных или согласованных Госстроем СССР и дополнительными указаниями настоящих Норм.

5.11. По трассе трубопроводов следует предусматривать установку опознавательных знаков на расстоянии не более 1 км друг от друга. Помимо этого, знаки устанавливаются на углах поворота в горизонтальной плоскости, на переходах трубопроводов через препятствия.

Прокладка трубопроводов морских месторождений*

______________

* Границами морских трубопроводов являются: для трубопровода, прокладываемого по эстакаде - запорная арматура, устанавливаемая на берегу перед выходом на эстакаду и на эстакаде - перед стояком подводного трубопровода; для подводного трубопровода - запорная арматура, устанавливаемая на гидротехническом сооружении и берегу.

5.12. Категорийность трубопроводов морских месторождений определяется по таблице 2.

5.13. При проектировании трассы трубопроводов участки дна моря с сильно пересеченным рельефом, с оползнями, с грязевыми вулканами и газовыми проявлениями следует обходить.

5.14. Допускаемое волнение моря, при котором разрешается проводить работы по прокладке подводных переходов с плавучих средств, устанавливаются в зависимости от типа применяемых плавсредств, а также от направления движения волны по отношению к плавсредству и должно указываться в проекте.

5.15. При проектировании подводных трубопроводов в районах расположения морской эстакады или стационарной платформы расстояние между ними и трубопроводом должно быть не менее 100 м.

5.16. Вывод подводного трубопровода на гидротехническое сооружение должен производиться в зоне свободной от судов. Расположение стояков на гидротехническом сооружении и конструкции крепления их к сооружению определяется проектом.

5.17. Пересечение подводных трубопроводов, а также пересечение подводными трубопроводами других инженерных коммуникаций допускается при принятии соответствующих мер безопасности. Условия пересечения определяются проектом.

5.18. Трасса подводного трубопровода в районе воздушной ЛЭП должна проходить от ее опор на расстоянии не менее длины опоры плюс десять метров.

5.19. Допустимый радиус изгиба трубопроводов в горизонтальной и вертикальной плоскостях должен определяться согласно расчету по СНиП 2.05.06-85.

5.20. При проектировании газопроводов на морских эстакадах должны предусматриваться дренажные устройства в пониженных точках трассы. Места установки дренажных устройств определяются проектом.

5.21. Необходимость тепловой изоляции, ее тип и толщина определяется проектом.

5.22. Опорами для трубопроводов, прокладываемых по морской эстакаде, служат специальные конструкции. На внешних концах опор должны быть прикреплены ограничители против соскальзывания труб. Сварные стыки трубопроводов должны быть на расстоянии не менее 0,5 м от опоры.

5.23. Трубопроводы должны располагаться, как правило, не ниже уровня настила эстакады за исключением случаев пересечения эстакад.

5.24. Пересечение трубопроводов с эстакадами должно быть выполнено без сварных стыков.

Примечание: В исключительных случаях допускается сварной стык на трубопроводе, проложенном под эстакадой при условии, что этот участок трубопровода заключен в защитный кожух с уплотнением на концах и с вытяжной свечой высотой не менее 5 м от уровня проезжей части эстакады.

5.25. Прокладка трубопроводов по эстакаде должна обеспечивать возможность их осмотра и ремонта.

Расстояние в свету между трубопроводами должно быть не менее 200 мм для труб с условным диаметром 200 мм и более и 100 мм во всех стальных случаях.

5.26. Допускается прокладывать трубопроводы за перильным ограждением эстакады в два яруса. Расстояние в свету между трубопроводами верхнего и нижнего ярусов должно быть не менее 1000 мм.

Опоры верхнего яруса запрещается опирать на трубопроводы нижнего яруса.

5.27. Переплетение трубопроводов по эстакаде не допускается.

5.28. К местам расположения арматуры должны быть предусмотрены проходы со стороны эстакады.

Для удобства обслуживания, осмотра и ремонта у мест установки задвижек должны быть предусмотрены площадки с перильным ограждением высотой не менее 1,2 м и бортом высотой не менее 0,15 м.

5.29. Трубопроводы с коррозионно-активными жидкостями должны располагаться в нижнем ярусе на расстоянии не менее 250 мм от газопровода. Фланцевые соединения или раздаточные стояки на них должны быть снабжены защитными козырьками, предотвращающими попадание коррозионных жидкостей на трубопроводы.

5.30. Совместная прокладка на одних опорах трубопроводов и электролиний (временных иди постоянных) допускается только для электросетей, предназначенных для обслуживания трубопроводов (кабелей диспетчеризации, сигнализации, электроприводов задвижек газопроводов) при условии, что электропроводка будет выполнена в стальных трубах или бронированным кабелем. Электропроводка должна прокладываться на самостоятельных кронштейнах или подвесках.

Газопроводы должны располагаться выше электролиний.

5.31. Расстояние по вертикали между надэстакадными газопроводами и воздушными линиями электропередач в случае пересечения при наибольшей стреле их провеса должны приниматься в соответствии с ПУЭ Минэнерго СССР.

5.32. На газопроводах не разрежается устанавливать арматуру, сборники конденсата и другие устройства ближе 10 м в обе стороны от места пересечения с линиями электропередач.

5.33. Расположение трубопроводов на эстакадах, приэстакадных и базовых площадок должно производиться с учетом будущего обустройства месторождения с целью обеспечения безопасности разрывов.

5.34. На трубопроводе должны быть установлены опознавательные знаки через каждые 100 м.

5.35. В местах прохождения трубопроводов над эстакадой свободная высота над проезжей частью эстакады должна быть не менее 4,5 м.

5.36. Очистка полости и испытание трубопроводов зависят от способа их прокладки и в каждом отдельном случае определяются проектом.

5.37. Выход подводного трубопровода на берег должен предусматриваться с заглублением в дно. Величина заглубления устанавливается с учетом возможных переформирований дна и береговой полосы и сроком эксплуатации трубопровода.

6. ПЕРЕХОДЫ ТРУБОПРОВОДОВ ЧЕРЕЗ ЕСТЕСТВЕННЫЕ И ИСКУССТВЕННЫЕ ПРЕПЯТСТВИЯ

6.1. Переходы трубопроводов через естественные и искусственные преграды проектируются с учетом требований настоящего раздела и соответствующей главы СНиП 2.05.06-65.

6.2. Местоположение участка подводного перехода определяемся с учетом общего направления трассы трубопровода.

При выборе участков подводных переходов необходимо руководствоваться "Указаниями по выбору участков подводных переходов". Места переходов должны быть согласованы со всеми заинтересованными организациями.

При соответствующем обосновании на переходах через несудоходные и непромерзающие до дна закрытые водоемы в районах Западной Сибири и Крайнего Севера допускается укладка трубопроводов на дно водоема без разработки подводной траншеи или с частичным заглублением в грунт. При этом расстояние от нижней поверхности льда при замерзании водоема должно быть не менее 0,2 м до верха балластировки трубопровода.

6.3. При пересечении водных преград, дно которых сложено скальными грунтами, заглубление трубопровода принимается не менее 0,5 м, считая от верха забалластированного трубопровода до дна водоема.

6.4. В стесненных условиях на многониточных переходах допускается назначать расстояния между нитками, исходя из условий производства работ, но во всех случаях эта расстояние должно быть не менее расстояний, принятых на прилегающих к переходу участках.

6.5. При ширине водных преград при меженном горизонте 75 м и более в местах пересечения водных преград промысловыми коллекторами газа, металола, конденсата, нефти, нефтегазосборными трубопроводами, нефтепроводами и водоводами пластовых и сточных вод следует предусматривать прокладку резервной нитки. При соответствующем обосновании резервную нитку допускается предусматривать и при пересечении водных преград шириной до 75 м при ширине заливаемой поймы более 500 м по уровню воды при 10%-ой обеспеченности и продолжительности подтопления паводковыми водами более 20 дней.

Необходимость прокладки резервной нитки для выкидных трубопроводов, газопроводов-шлейфов, метанолопроводов к скважинам трубопроводов систем заводнения и захоронения пластовых и сточных вод устанавливается проектом на основании технико-экономического обоснования.

6.6. На подводных переходах диаметр трубопровода следует принимать равным диаметру основной магистрали.

При пересечении водных преград системой трубопроводов одного назначения на каждые две-три нитки трубопроводов следует предусматривать одну резервную нитку, если это позволяет гидравлический режим трубопровода.

Диаметр резервной нитки определяется проектом.

6.7. Выбор способа прокладки трубопровода на участках перехода через каналы и арыки оросительной системы устанавливается на основании сравнения технико-экономических показателей вариантов и согласований, полученных от организаций, в ведении которых находится система.

6.8. Прокладку подземных трубопроводов на переходах через каналы и арыки оросительной системы следует предусматривать с заглублением ниже дна водотока на глубину не менее 1,0 м, считая от верха забалластированного трубопровода.

6.9. На участках пересечения с оросительной системой трубопроводы, транспортирующие сильнодействующие ядовитые среды, следует заключать в защитный футляр.

Переходы трубопроводов через болота

6.10. Способ прокладки трубопроводов должен назначаться после технико-экономического обоснования в зависимости от инженерно-геологических условий, типа торфяного основания в соответствии с таблицей рекомендуемого приложения 5, а также возможных методов производства работ, определяемых типом болот по проходимости строительной техники, согласно СНиП III-42-80.

6.11. Прокладку промысловых трубопроводов на болотах и заболоченных участках следует производить преимущественно коридорным методом, при котором все линейные сооружения прокладываются полосой с минимально допустимыми разрывами между ними.

Трубопроводы должны, как правило, укладываться подземно: непосредственно в торфяном слое на минеральное основание или в специальной технологической насыпи, создаваемой в пределах болота. Возможность использования торфа в качестве основания под трубопровод определяется таблицей рекомендуемого Приложения 5.

В исключительных случаях при соответствующем обосновании может быть применена наземная прокладка по поверхности болота с последующей отсыпкой насыпи или надземная прокладка на опорах.

6.12. В районах Западной Сибири на озерах и болотах нефтяных месторождений допускается прокладывать трубопроводы совмещенно с насыпью промысловой автомобильной дороги, причем трубопроводы укладываются в откосной части или в присыпной берме.

Расстояние между бровкой автодороги и крайним трубопроводом должно быть не менее 1 м, глубина, заложения определяется расчетом, но не менее 0,8 м. Расстояние между параллельно прокладываемыми трубопроводами в свету не менее 0,5 м.

6.13. Прокладка резервной нитки через болота III типа по проходимости строительной техники предусматривается в соответствии с требованиями, изложенными в СНиП 2.05.06-85.

Переходы через железные и автомобильные дороги

6.14. Переходы через железные и автомобильные дороги следует проектировать в соответствии со СНиП 2.05.06-85.

В местах пересечения промысловых трубопроводов с автозимниками и лежневыми дорогами должны предусматриваться защитные мероприятия, исключающие повреждения трубопроводов.

Места переезда должны быть обозначены специальными знаками.

615. На трубопроводах I и II группы при диаметре труб более 500 мм один из концов защитного футляра должен иметь выход в отводной колодец.

На трубопроводах III группы и I группы при диаметре труб менее 300 мм, трубопроводах II группы при диаметре труб менее 500 мм на обоих концах защитного футляра должны быть предусмотрены уплотнения, обеспечивающие герметичность межтрубного пространства.

7. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЩЕЙ СРЕДЫ

7.1. Мероприятия по охране окружающей среды следует разрабатывать в соответствии с требованиями данного раздела и СНиП 2.05.06-85.

7.2. Прокладка трубопроводов должна осуществляться, по возможности, на малоценных или непригодных для сельскохозяйственных целей землях и лесах малоценных пород.

7.3. Размещение трубопроводов должно осуществляться в коридорах с минимально необходимыми расстояниями между трубопроводами с привязкой к существующим трассам.

7.4. Переходы следует выбирать в местах, где невозможно разрушение берегов в результате эрозионных процессов, а также развития оползневых явлений и активного карстообразования.

7.5. Для предотвращения утечек транспортирующих продуктов в атмосферу следует предусматривать максимальную герметизацию оборудования трубопроводов и запорно-регулирующей аппаратуры.

7.6. Для предотвращения утечек транспортируемых жидких продуктов ответвления, предназначенные для аварийного сброса, должны заканчиваться герметичными фланцевыми заглушками.

7.7. На переходах через водные преграды для предотвращения загрязнения водоемов, для охраны вод и рыбных запасов следует предусматривать устройство защитных футляров на трубопроводах 3 группы в пределах русловой и пойменной части. Установка защитных футляров в пойменной части должна определяться условиями подтопляемости поймы в паводковый период по горизонту высоких вод 10%-ой обеспеченности.

7.8. В целях сохранения природных комплексов и предотвращения дефляции (выдувания) почв необходимо предусматривать мероприятия, обеспечивающие сохранность ландшафта. При этом технология ведения строительных работ должна предусматривать минимальное нарушение естественных ландшафтов.

7.9. По окончании строительных работ нарушенный почвенный покров подлежит рекультивации в соответствии с "Основными положениями о рекультивации земель, нарушенных при разработке месторождений полезных ископаемых и торфа, проведении геологоразведочных, строительных и других работ".

7.10. При прокладке трасс трубопроводов в пустынной зоне нарушенные участки песчаных массивов следует закрепить для предотвращения выдувания и заноса объектов песком. В качестве фиксирующего материала можно использовать механические средства защиты, валы и химические препараты. При этом применять можно только материалы, не оказывающие вреда окружающей среде.

7.11. Для предупреждения нарушений закрепленных трасс движущимися механизмами необходимо отвести определенные места для проезда и поставить по трассе указатели с обозначением мест переезда.

7.12. Запрещается применение химических соединений и других средств для укрепления откосов насыпей при возможности загрязнения ими грунтовых вод и окружающей среды.

7.13. Во избежание осушения высоких точек болота и подтопления низких канавы-резервы, образующиеся при обваловании наземных трубопроводов, делаются с разрывами через 100-200 м. Ширина разрывов принимается равной 6 м.

7.14. Под уплотняющими элементами арматуры на эстакадных трубопроводах должны предусматриваться поддоны для сбора возможных утечек нефтепродуктов.

7.15. Сброс жидкости из конденсатосборников должен осуществляться в индивидуальные передвижные или стационарные емкости.

7.16. В местах надземных переходов подземных газопроводов через ручьи, овраги и другие препятствия следует предусматривать конструктивные решения, обеспечивающие надежную защиту от тепловых и механических воздействий соседних газопроводов при возможном разрыве на одном из них.

7.17. При проектировании трубопроводов в районах распространения вечной мерзлоты необходимо руководствоваться нормами, изложенными в СНиПах П-18-76 и 2.05.06-85.

8. ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К МАТЕРИАЛАМ ТРУБ, СОЕДИНИТЕЛЬНЫМ ДЕТАЛЯМ, АРМАТУРЕ И СВАРОЧНЫМ МАТЕРИАЛАМ.

8.1. Материалы труб, соединительные детали, арматура, сварочные материалы должны удовлетворять требованиям настоящего раздела и соответствующей главы СНиП 2.05.06-85.

Трубы

8.2. Для трубопроводов должны применяться трубы стальные бесшовные, электросварные прямошовные, спиральношовные, изготовленные из спокойных и полуспокойных углеродистых и низколегированных сталей диаметром до 500 мм включительно и из спокойных и полуспокойных, как правило, низколегированных сталей диаметром более 500 мм. Требования, предъявляемые к трубам для строительства трубопроводов с условным диаметром до 500 мм независимо от давления и от 500 мм и выше при парциальном давлении сероводорода 300 Па и менее, должны соответствовать положениям "Инструкции по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности". Применение спиральношовных труб любого диаметра в пределах участков категории "В" не допускается.

Для трубопроводов (за исключением трубопроводов нефтяных месторождений), транспортирующих среды с парциальным давлением сероводорода более 300 Па должны применяться трубы из спокойных углеродистых и низколегированных сталей по ГОСТ 20295-74 и бесшовные (диаметром до 426 мм включительно) при отсутствии электросварных труб с необходимыми техническими характеристиками и прямошовные (диаметром более 426 мм) с удовлетворительной стойкостью против сероводородного растрескивания. Для трубопроводов нефтяных месторождений применяются трубы, указанные в п.8.6.

8.3. Для трубопроводов газовых и газоконденсатных месторождений, транспортирующих влажные сероводородосодержащие среды, при РH2S более 300 Па следует применить трубы с учетом п.п. 8.4-8.5, соответствующие требованиям следующих стандартов и технических условий.

Бесшовные трубы

- ТУ 14-3-460-75 (трубы стальные бесшовные для паровых котлов и трубопроводов) из стали 20 - для категорий участков трубопроводов В, I, II;

- ТУ 14-3-1071-82 (трубы стальные бесшовные горячекатанные, термообработанные из стали 20) - для категорий участков трубопроводов III, IV;

- ГОСТ 8731-74 (трубы стальные бесшовные горячедеформированные) группы В из стали 20 и из стали 10 - для категорий участков III, IV;

- ГОСТ 8733-74 (трубы бесшовные холоднодеформированные и теплодеформированные) термообработанные группы В и группы Г из стали 20 и из стали 10 - для категорий участков трубопроводов III, IV.

Примечание:

Применение труб из ст. 20 и ст. 10 по ГОСТ 8731-74 и 8733-74 в районах Северной климатической зоны не допускается. Указанные трубы разрешается использовать в других климатических зовах при условии включения дополнительных требований по ударной вязкости, неразрушающим методам контроля, предельных отклонений от геометрических размеров труб и гидравлических испытаний на уровне ТУ 14-3-1128-82, которые оговариваются при составлении заказа на трубы.

Электросварные прямошовные трубы

- TYS XSS-40-77/ЯС (трубы электросварные диаметром 1020 мм из нормализованного листа) - для транспортирования газа, содержащего сероводород до 6% объемных,

- ТУ Х46 -28/40-83 (трубы электросварные диаметром 720 мм и 1020 мм с двухсторонним сварным продольным швом);

- ТУ 28-КС-76-Т* (трубы электросварные диаметром 720 мм из нормализованного листа) для транспортирования газа, содержащего сероводород до 6% объемных;

- ТУ 28-79SХ52* (трубы электросварные диаметром 720 мм из листа регулируемой прокатки) для транспортирования газа, содержащего сероводород до 0,1% объемных;

- ТУ 40/78 H2S* - КС (трубы электросварные диаметром 720 мм и 1020 мм из листа регулируемой прокатки) для транспортирования газа, содержащего сероводород, до 6% объемных.

____________

*) Допускается использование только при ремонте действующих трубопроводов, построенных из этих труб.

8.4. Трубы бесшовные по ГОСТ 8731-74 и ГОСТ 8733-74, предназначенные для транспортирования газа, содержащего сероводород, при его парциальных давлениях более 300 Па (0,0030 кгс/см2), должны изготавливаться из катаной или кованой заготовки в соответствии с ГОСТ 1050-74 (применение литой заготовки не допускается), с испытанием механических свойств на растяжение по ГОСТ 10006-80 и испытанием на твердость по ГОСТ 9012-59, выполнением требований СНиП 2.05.06-85 по ударной вязкости и по предельным отклонениям от номинальных размеров.

8.5. Трубы бесшовные по ГОСТ 8731-74, ГОСТ 8733-74, ТУ 14-3-1071-82, соответствующие п.8.4, допускается применять для участков трубопроводов категории В, I и II при условии гидравлического испытания каждой трубы и контроля качества каждой трубы неразрушающими методами (ультразвуковой дефектоскопией).

8.6. Для строительства трубопроводов нефтяных месторождений транспортирующих продукцию нефтяных скважин (нефть, нефтяной газ и воду) при давлении до 10 МПа, и парциальных давлениях сероводорода выше 300 до 10000 Па, а также при более высоких парциальных давлениях при содержании сероводорода до 5% и давлении до 0,6 МПа, должны применяться трубы по ГОСТ 20295-74, ГОСТ 8731-74, ГОСТ 8733-74, ГОСТ 10705-80, ТУ 14-3-1073-82 (сталь 20-ЮЧ), ТУ 14-3-1074-82 (сталь 20-ЮЧ), ТУ 14-3-1190-83 (сталь 20-ЮЧ) с учетом ограничений указанных в пунктах 8.8, 8.9.

До освоения промышленностью необходимого сортамента труб по ГОСТ 20295-74 допускается применение труб по ТУ 14-3-377-75 и ГОСТ 10705-82, при этом трубы по ГОСТ 10705-82 следует применять только для участков трубопроводов II-IV категорий с условным диаметром до 400 мм включительно на рабочее давление до 2,5 МПа.

Трубы по ГОСТ 8731-74 и ГОСТ 8733-74 должны заказываться с дополнительными требованиями по ударной вязкости, гидроиспытанию, неразрушающему контролю, разделки кромки, а также по геометрии трубы из катаной или кованой (не литой) заготовки.

8.7. Сварные монтажные соединения трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды подлежат термической обработке, режимы и объемы которой назначаются проектной организацией на основании действующих нормативно-технических документов и рекомендаций научно-исследовательских организаций.

8.8. Ограничения в применении труб по ГОСТ 20295-74:

- категории участков не выше I;

- температура стенки в условиях эксплуатации не ниже минус 20°С;

- рабочее давление не выше 9,6 МПа.

8.9. Выбор труб для трубопроводов нефтяных месторождений с парциальным давлением сероводорода выше 10000 Па (независимо от давления), а также при парциальном давлении сероводорода выше 300 Па при давлении в трубопроводе выше 10 МПа следует производить в соответствии с пунктом 8.3-8.6.

Для газлифтных систем и систем обустройства промыслов, работающих под давлением до 12,0 МПа, следует применять трубы по ТУ 14-3-1128-82.

Для систем заводнения и захоронения пластовых и сточных вод следует применять: при давлении Рисп. до 20 МПа - трубы по ГОСТ 8732-78; при давлении Рисп. 20 МПа и более - трубы по ГОСТ 550-75.

8.10. При определении толщин стенок трубопроводов, транспортирующих коррозионноагрессивные сероводородсодержащие среды к толщинам стенок, рассчитанным по рекомендуемому Приложению 3, добавляется:

C1 - минусовой допуск на изготовление бесшовных труб или стального листа для сварных труб:

C2 - добавка к толщине стенок на общую коррозию, определяемая экспериментально или расчетом, исходя из расчетной скорости коррозии трубной стали в данной среде с учетом проектируемых средств защиты (ингибиторы, осушка газа, применение покрытий и др.) их эффективности, проектируемого срока эксплуатации трубопровода.

При отсутствии возможности определения скорости общей коррозии на заданном объекте расчетным или опытным путем допускается приближенно определение С2 по аналогии с другими, ранее запроектированными объектами с близкими условиями эксплуатации труб. Во всех случаях величина такой добавки С2 должна быть не менее 2 мм.

Толщина стенки трубопроводов систем заводнения, транспортирующих пресные воды, определяется по формуле 2 рекомендуемого Приложения 3 без добавки на коррозию C2.

8.11. Ударная вязкость заводских сварных соединений труб, определяемая при минимальной температуре строительства, должна удовлетворять требованиям, приведенным в СНиП 2.05.06-85.

8.12. Во всех случаях применения стальных труб для сероводородсодержащих сред при парциальном давлении сероводорода выше 300 Па должна предусматриваться защита трубопроводов от внутренней коррозии (ингибиторы, защитные покрытия и др.).

Соединительные детали

8.13. При определении толщин стенок труб и листов для изготовления деталей следует принимать толщины, исходя из условий расчета не ниже, чем для участков II категории, с учетом обеспечения такой толщины после вытяжки при изготовлении.

8.14. На трубопроводах, транспортирующих среды, содержащие сероводород, соединительные детали, применяемые на участках категорий В и I, должны иметь выкованные отштампованные концы или приварные патрубки длиной, позволяющей проведение термической обработки сварных монтажных швов.

Запорная арматура и сварочные материалы

8.15. Запорная и другая арматура, устанавливаемая на промысловых трубопроводах и трубопроводах подземных хранилищ газа, должна соответствовать требованиям действующих ГОСТов, каталогов, нормалей машиностроения или специальных технических условий.

На трубопроводах, транспортирующих сероводородосодержащие среды, устанавливается запорная и другая арматура, изготовленная из сталей, стойких к сероводородному растрескиванию под напряжением. Конструкция запорной, регулирующей и предохранительной арматуры должна обеспечивать герметичность, соответствующую I классу по ГОСТ 9544-75.

8.16. Запорная арматура диаметром 400 мм и более должна иметь опорные лапы для установки на фундамент.

8.17. Разделка концов соединительных деталей и арматура должна удовлетворять условиям сварки и требованиям действующих нормалей. При невозможности выполнения этих требований необходимо предусматривать переходные кольца.

8.18. Выбор сварочных материалов должен производиться в соответствии со СНиП 2.05.06-85.

9. РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ НА ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ

9.1. Расчет промысловых стальных трубопроводов производится в соответствии со СНиП 2.05.06-85 с учетом дополнительных положений, изложенных в настоящем разделе.

9.2. Толщина стенки трубопроводов, определяется согласно СНиП 2.05.06-85.

Для трубопроводов, сталь которых имеет отношение нормативного предела текучести к временному сопротивлению менее 0,75, дополнительно должен производиться расчет номинальной толщины стенки по формуле:

Принимается большее из полученных значений толщин стенки труб.

В формуле nи    - коэффициент, равный 1,1 - для участков III и IV категорий и 1,25 - для участков I и II категорий;

  - отношение минимально допустимой по ГОСТ или ТУ толщины стенки труб - dmin к номинальной толщине стенки труб - d.

а     - коэффициент, принимаемый равным 0,95.

В случае применения труб, испытываемых на заводе при более низких напряжениях, временно на период до 1988г. допускается для бесшовных труб коэффициент "а" принимать в соответствии с уровнем напряжений при проведении испытаний труб на заводе или гарантируемых заводом.

Другие обозначения приняты согласно СНиП 2.05.06-85.

9.3. Коэффициент надежности для трубопроводов, транспортирующих газообразные среды, принимается как для газопроводов, а транспортирующих жидкие среды - как для нефте- и нефтепродуктопроводов.

Коэффициент надежности - КН при внутреннем давлении в трубопроводе - Р более 10 МПа принимается по таблице 5.

Таблица 5.

Диаметр, мм

Значения коэффициента КН в зависимости от величины внутреннего давления в трубопроводе Р, МПа

для газопроводов при давлении Р, МПа

для нефте- и нефтепродуктопроводов при давлении Р, МПа

10<Р£15

15<Р£20

20<Р£25

25<Р£30

30<Р£35

10<Р£15

20<Р£25

30<Р£35

500 и менее

1,05

1,05

1,10

1,15

1,20

1,00

1,05

1,10

600-1000

1,10

1,10

1,15

1,20

-

1,05

1,10

1,15

1200

1,15

-

-

-

-

1,10

-

-

1400

1,20

-

-

-

-

1,15

-

-

9.4. Трубопроводы, транспортирующие газ, нефть и конденсат, содержащие сернистые примеси, изменяющие механические свойства металла труб и сварных соединений, рассчитываются с учетом положений, изложенных в рекомендуемом приложении 3 к настоящим Hopмам (при отсутствии надежных средств защиты от вредного влияния транспортируемой среды на металл труб).

10. ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ

10.1. Противокоррозионную защиту наружной поверхности трубопроводов следует осуществлять в соответствии с ГОСТ 25812-83 а также СНиП 2.05.06-85 и СНиП III-42-80.

10.2. Защита от коррозии трубопроводов должна осуществляться с минимальными затратами на их эксплуатацию при обеспечении требуемой надежности.

10.3. Необходимость защиты промысловых трубопроводов определяется по показателю В:

где Dd          - допустимое уменьшение толщины стенки из-за коррозии, мм;

V          - максимальная скорость коррозии, равная сумме скоростей внутренней и внешней коррозии, мм/год;

T           - срок службы трубопровода, лет.

Если B³0, то защита обязательна.

10.4. В первую очередь необходимо решить вопрос о защите той поверхности (внутренней или внешней), которая коррозирует с наибольшей скоростью.

10.5. Защита внутренней поверхности трубопроводов от коррозии осуществляется защитными покрытиями, ингибиторами, подготовкой перекачиваемого продукта с удалением из него агрессивных компонентов и электрохимической поляризацией.

10.6. При подземной и наземной прокладке защита от почвенной коррозии должна быть комплексной, т.е. изоляционными покрытиями и средствами электрохимической защиты.

При надземной прокладке - только изоляционными покрытиями.

В средах, засоренных нефтью и нефтепродуктами, применение битумных изоляционных покрытий недопустимо.

<