Пользовательского поиска

СП 34-116-97

 

 

ВЕДОМСТВЕННЫЕ СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ

 

 

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ, СТРОИТЕЛЬСТВУ И РЕКОНСТРУКЦИИ

ПРОМЫСЛОВЫХ НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ

 

Instructions For Design,

Construction and Redesign of Field Oil and Gas Pipelines

 

 

Дата введения 1998-04-01

 

 

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. 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+".

 

 

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".

 

 

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 осуществляется 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 Шарпи 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

 

Наружный диаметр труб, мм

Рабочее давление, МПа

Среднеарифметические значения ударной вязкости и вязкой составляющей в изломе при минимальной эксплуатационной температуре стенки трубопровода, не менее

 

 

KCU на образцах типа 11-13

ГОСТ 9454-78 (1 изменение), Дж/см2 (кгс·м/см2)

Вязкая составляющая в изломе образцов ДВТТ, %

1

2

3

4

До 426

До 25 вкл.

29,4(3,0)

-

 

Св.25

34,8(3,5)

-

Св. 426 до 630 вкл.

До 16 вкл.

29,4(3,0)

50

 

Св.16

39,2 (4,0)

50

Св. 630 до 820 вкл.

До 12 вкл.

29,4(3,0)

50

 

Св. 12 до 16

39,2(4,0)

50

 

Св. 16

49,0(5,0)

60

Св. 820 до 1020 вкл.

До 7,5 вкл.

39,2(4,0)

60

 

Св. 7,5 до 12 вкл.

58,8(6,0)

70

 

Св. 12

78,5(8,0)

80

Св. 1020 до 1400 вкл.

До 7,5 вкл.

78,5(8,0)

80

 

Св. 7,5 до 12 вкл.

108(11,0)

85

  

Св. 12

118(12,0)

85

 

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.

 

Таблица 2

 

Требования к ударной вязкости KCU

 

Номинальная толщина

Среднеарифметическое значение ударной вязкости, не менее, Дж/см2 (кгс·м/см2)

1

2

От 6 до 12 включительно

34,3 (3,5)

Свыше 12 до 25 включительно

39,2 (4,0)

Свыше 25

44,1(4,5) 

 

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 Шарпи для сварного соединения должны иметь сечение 10´10 мм2 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.

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 или р металла труб и изделий независимо от состояния поставки по формулам:

 

                (1)

 

,                       (2)

 

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

Величины С и р 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 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 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 требованиям 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 х 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

 

Нормативное значение временного сопротивления металла труб, кгс/мм2

Назначение электрода

Тип электрода (по ГОСТ 9467-75) вид электродного покрытия (по ГОСТ 9466-75)

1

2

3

До 55 включит.

От 55 до 60 включит.

Для сварки первого (корневого) слоя шва неповоротных стыков труб

Э42-Ц

Э42-Ц, Э50-Ц

До 55 включит.

От 55 до 60 включит.

Для сварки "горячего" прохода неповоротных стыков труб

Э42-Ц; Э50-Ц

Э42-Ц, Э50-Ц, Э60-Ц

До 50 включит.

От 50 до 60 включит.

Для сварки и ремонта сваркой корневого слоя шва поворотных и неповоротных стыков труб

Э42А-Б, Э46А-Б

Э50А-Б, Э60-Б5*

До 50 включит.

От 50 до 60 включит.

Для подварки изнутри трубы

Э42А-Б, Э46А-Б

Э50А-Б

До 50 включит.

От 50 до 55 включит.

Для сварки и ремонта заполняющих и облицовочного слоев шва (после "горячего" прохода электродами Ц или после корневого слоя шва, выполняемого электродами Б)

Э42А-Б, Э46А-Б

Э50-Б, Э55-Ц

 

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 кгc/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

 

 

 

 

Толщина защитного покрытия, мм, не менее

 

Условия нанесения покрытия

Номер конструкции

Конструкция (структура) защитного покрытия

для труб диаметром (мм)

не более

Максимальная температура эксплуатации

 

 

 

273

530

820

1420

 

1

2

3

4

5

6

7

8

 

1. Защитные покрытия усиленного типа

 

Заводское или

1

Трехслойное полимерное:

2,0

2,2

2,5

3,0

333(60)

базовое

 

- грунтовка на основе термореактивных смол;

- термоплавкий полимерный подслой;

 

 

 

 

 

 

 

- защитный слой на основе экструдированного полиолефина

 

 

 

 

 

Заводское или базовое

2

Двухслойное полимерное:

- термоплавкий полимерный подслой;

2,0

2,2

2,5

3,0

333(60)

 

 

- защитный слой на основе экструдированного полиолефина;

 

 

 

 

 

Заводское, базовое или трассовое

4

На основе полиуретановых смол

1,5

2,0

2,0

2,0

353(80)

Заводское или базовое

5

На основе порошковых эпоксидных красок

0,35

для труб диаметром не более 820 мм

353(80)

Заводское или базовое

6

Стеклоэмалевые:

- однослойные;

 

0,3

 

0,3

 

-

 

-

 

423(150)

 

 

- двухслойные

0,4

0,4

-

-

423(150)

Заводское или

базовое

7

Комбинированные на основе мастики и экструдированного полиолефина:    

2,5

3,0

-

-

313(40)

 

 

грунтовка битумная или битумно-полимерная;

 

 

 

 

 

 

 

- мастика битумная или асфальто-смолистая, модифицированная, толщиной не менее 0,5 мм; - защитный слой из экструдированного полиолефина

 

 

 

 

 

Заводское или базовое

8

Комбинированное на основе полимерной ленты и экструдированного полиолефина:

2,2

2,5

2,8

3,5

313(40)

 

 

- грунтовка полимерная;

 

 

 

 

 

 

 

- лента изоляционная липкая, толщиной не менее 0,45 мм в один слой;

- защитный слой на основе экструдированного полиолефина

 

 

 

 

 

Заводское или базовое

9

На основе термоусаживающихся материалов

1,2

1,8

2,0

2,4

373(100)

Базовое

10

Ленточное полимерное:

- грунтовка полимерная;

- лента изоляционная, липкая, толщиной не менее 0,6 мм;

- обертка защитная полимерная, липкая, толщиной не менее 0,6 мм

1,2

1,8

2,4

-

313(40)

Базовое

11

Ленточное полимерное, термостойкое:

1,2

1,8

2,4

-

353(80)

 

 

- грунтовка полимерная;

- лента изоляционная термостойкая полимерная, толщиной не менее 0,6 мм;

 

 

 

 

 

 

 

- обертка защитная термостойкая, толщиной не менее 0,6 мм или армированная стеклотканью с липким слоем

 

 

 

 

 

Базовое

12

Мастичное полимерное армированное:

5,0

 

313(40)

 

 

грунтовка полимерная;

для всех диаметров труб до 1020 мм включительно

 

 

 

- мастика изоляционная битумно-полимерная, толщиной не менее 2,0 мм;

 

 

 

 

 

 

 

- нитепрошивная стеклосетка, пропитанная битумно-полимерной мастикой, толщиной не менее 1,8 мм;

 

 

 

 

 

 

 

- лента изоляционная липкая, толщиной не менее 0,6 мм;

 

 

 

 

 

 

 

- обертка защитная полимерная, толщиной не менее 0,6 мм в один слой

 

 

 

 

 

Трассовое

13

Мастичное:

6,0

313(40)

или базовое

 

- грунтовка битумная или битумно-полимерная;

для всех диаметров труб не более 820 мм

 

 

 

- мастика изоляционная битумная, битумно-полимерная или на основе асфальто-смолистых соединений, толщиной не менее 3,0 мм;

 

 

 

 

 

 

 

- рулонный армирующий материал;

 

 

 

 

 

 

 

- мастика изоляционная битумная, битумно-полимерная или на основе асфальто-смолистых соединении, толщиной не менее 3,0 мм

 

 

 

 

 

 

 

- рулонный армирующий материал;

 

 

 

 

 

 

 

- обертка защитная

 

 

 

 

 

Трассовое

14

Комбинированные, на

4,0

313(40)

 

 

основе мастики или полимерной ленты:

для всех диаметров труб не более 820 мм

 

 

 

- грунтовка битумно-полимерная;

 

 

 

 

 

 

 

- мастика изоляционная на основе битума или асфальто-смолистых соединений;

 

 

 

 

 

 

 

- лента полимерная, толщиной не менее 0,4 мм;

 

 

 

 

 

 

 

- обертка защитная полимерная, толщиной не менее 0,5 мм

 

 

 

 

 

Трассовое

15

На основе термоусаживающихся материалов

1,2

1,2

1,2

2,0

373(100)

Трассовое

16

Ленточное полимерное:

1,2

313(40)

 

 

- грунтовка полимерная;

для всех диаметров труб не более 820 мм

 

 

 

- лента изоляционная полимерная, липкая, толщиной не менее 0,6 мм;

 

 

 

 

- обертка защитная полимерная, липкая, толщиной не менее 0,6 мм

 

 

 

 

 

Трассовое

17

Ленточное полимерное:

1,8

1,8

1,8

1,8

313(40)

 

 

- грунтовка полимерная;

 

 

 

 

 

 

 

- лента изоляционная полимерная, липкая, толщиной не менее 0,6 мм в два слоя;

 

 

 

 

 

 

 

- обертка защитная полимерная, липкая, толщиной не менее 0,6 мм

 

 

 

 

 

Трассовое

18

Ленточное полимерное, термостойкое:

1,2

1,2

1,2

-

353(80)

 

 

- грунтовка полимерная;

 

 

 

 

 

 

 

- лента изоляционная термостойкая, полимерная, толщиной не менее 0,6 мм;

 

 

 

 

 

 

 

- обертка защитная термостойкая, толщиной не менее 0,6 мм или армированная стеклотканью с липким слоем

 

 

 

 

 

Трассовое

19

Ленточное полимерно-битумное:

3,0

3,0

3,0

3,6

313(40)

 

 

- грунтовка битумно-полимерная;

 

 

 

 

 

 

 

- лента полимерно-битумная, толщиной не менее 1,5 мм в два слоя;

 

 

 

 

 

 

 

- обертка защитная полимерная, липкая, толщиной не менее 0,6 мм

 

 

 

 

 

Трассовое

20

Ленточное полимерное с вулканизирующим слоем (адгезивом):

1,2

1,2

1,2

1,8

313(40)

 

 

- грунтовка полимерная вулканизирующая;

 

 

 

 

 

 

 

- лента изоляционная полимерная с вулканизирующим слоем, толщиной не менее 0,6 мм в один или два слоя;

 

 

 

 

 

 

 

- обертка защитная полимерная липкая, толщиной не менее 0,6 мм в один слой

 

 

 

 

 

 

2. Защитные покрытия нормального типа

 

Трассовое

21

Ленточное:

1,2

303(30)

 

 

- грунтовка полимерная или битумно-полимерная;

для всех диаметров труб не более 820 мм

 

 

 

- лента изоляционная полимерная, липкая в один или два слоя, общей

 

 

 

 

 

 

 

толщиной не менее 0,7 мм;

 

 

 

 

 

 

 

- обертка защитная полимерная, толщиной не менее 0,5 мм

 

 

 

 

 

Трассовое

22

Ленточное полимерно-битумное:

2,0

2,0

2,0

-

313(40)

 

 

- грунтовка битумно-полимерная;

 

 

 

 

 

 

 

- лента полимерно-битумная, толщиной не менее 1,5 мм;

 

 

 

 

 

 

 

- обертка защитная полимерная, толщиной не менее 0,5 мм

 

 

 

 

 

Трассовое

23

Мастичное:

4,0

303(30)

 

 

- грунтовка битумно-полимерная;

для всех диаметров труб не более 820 мм

 

 

 

- мастика изоляционная на основе битумов или мастика изоляционная битумно-полимерная, толщиной не менее 2,0 мм;

 

 

 

 

 

 

 

- рулонный армирующий материал;

 

 

 

 

 

 

 

- мастика изоляционная на основе битумов или мастика изоляционная битумно-полимерная, толщиной не менее 2,0 мм;

 

 

 

 

 

 

 

- обертка защитная

 

 

 

 

 

 

Примечания:

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

 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.

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

 Для труб диаметром более 114 мм допускается толщина 2,2 мм.

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

 Данная конструкция допускается к применению на нефте- и нефтепродуктопроводах.

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

 Под максимальной температурой эксплуатации понимается максимальная температура транспортируемого продукта.

 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

 

№№

п/п

Наименование показателя

Единица измерения

Метод испытаний

Норма

Номер (№) конструкции покрытия по таблице 4

1

2

3

4

5

6

1.

Прочность при разрыве, не менее, при температуре:

 

 

-

-

 

- 293 К (20 °С)

МПа

ГОСТ 11262-80

12,0

1, 2, 9, 15

 

- 293 К (20 °С)

МПа

ГОСТ 11262-80

10,0

7, 8

 

- 293 К (20 °С)

МПа

ГОСТ 14236-81

18,0

10, 11, 16, 17, 18, 20

 

-333 К (60 °С)

МПа

ГОСТ 11262-80

10,0

1, 2, 9, 15

 

- 353 К (80 °С)

МПа

ГОСТ 14236-81

10,0

11, 18

 

- 383 К (110 °С)

МПа

ГОСТ 11262-80

8,0

9, 15

2.

Относительное удлинение при разрыве, не менее, при температуре:

 

 

 

 

 

- 293 К (20 °С)

%

ГОСТ 11262-80

200

1, 2, 7, 8, 9, 15

 

- 233 К (минус 40 °С)

 

ГОСТ 11262-80

100

1, 2, 7, 8, 9, 15

 

- 293 К (20°С)

 

ГОСТ 14236-81

200

10, 11, 16, 17, 18, 20

 

- 233 К (минус 40 °С)

 

ГОСТ 14236-81

100

10, 11, 16, 17

 

- 293 К (20 °С)

 

ГОСТ 18299-72

5

5

3.

Изменение относительного удлинения при разрыве, после выдержки при 383 К (110 °С) в течение 2400 час.

%

-

25

1, 2, 7, 8, 9, 10, 11, 15, 16, 17, 18, 20

4.

Температура хрупкости, не выше

К(°С)

ГОСТ 16783-71

213

(-60)

10,11,15,16,17, 18,20

5.

Морозостойкость мастичного слоя, не выше

К(°С)

ГОСТ 2678-94

253 (-20)

263 (-10)

7, 12, 19

13, 14

6.

Стойкость к растрескиванию при температуре 323 К (50 °С), не менее

час.

ГОСТ 13518-68

1000

Для покрытий с толщиной полиолефинового слоя не менее 1 мм:

(1, 2, 7, 8, 9, 15)

7.

Стойкость к воздействию УФ-радиации в потоке 600 кВт·час/м при температуре 323 К (50 °С), не менее

час.

ГОСТ 16337-77

500

1, 2, 7, 8, 9, 10, 11

8.

Прочность, при ударе, не менее, при температуре:

 

 

 

Для всех покрытий заводского нанесения (кроме 1,2),

 

- от 233 К (минус 40 °С)

до 313 К (40 °С)

Дж

ГОСТ 25812-83

 

для труб диаметром:

 

 

 

 

10,0

1020 мм и выше;

 

 

 

 

8,0

630-820 мм;

 

 

 

 

6,0

325-530 мм;

 

 

 

 

4,0

до 273 мм

 

 

 

 

4,0

Для всех покрытий трассового нанесения

 

-293 К (20 °С)

 

 

5,0

1, 2 (для труб диаметром до1220 мм)

9.

Адгезия в нахлесте при температуре 293 К (20 °С), не менее:

Н/см

ГОСТ 25812-83

 

 

 

- ленты к ленте

 

 

7,0

10, 11, 16, 17, 18, 19

 

 

 

 

35,0

9, 15, 20

 

- обертки к ленте

 

 

5,0

10, 11, 16, 17, 18, 19

 

- слоя экструдированного полиолефина к ленте

 

 

15,0

8 (для труб диаметром 530 мм и выше)

10

Адгезия к стали, не менее, при температуре:

- 293 К (20 °С)

Н/см

ГОСТ 411-77 (Метод Б)

70,0

1,2 (для труб диаметром 1020 мм)

 

- 293 К (20 °С)

Н/см

ГОСТ 411-77 (Метод Б)

50,0

1,2 (для труб диаметром 820-1020 мм)

 

-293 К(20 °С)

Н/см

ГОСТ 411-77 (Метод Б)

35,0

1, 2, 9, 15

 

- 293 К (20 °С)

Балл

ГОСТ 15140-78

1

5

 

- 293 К (20 °С)

Н/см

ГОСТ 25812-83 или ГОСТ 411-77 (Метод А)

20,0

8, 10, 11, 16, 17, 18

 

- 293 К (20 °С)

Н/см

ГОСТ 25812-83 ГОСТ 411-77 (Метод А)

25,0

20

 

- 293 К (20 °С)

- 293 К (20 °С)

МПа2 МПа2

ГОСТ 25812-83

ГОСТ 14759-69

0,2

0,1

12, 13

7, 14, 19

 

- 313 К (40 °С)

Н/см

ГОСТ 411-77 (Метод Б)

20,0

1, 2, 9, 15, 20

 

- 313 К (40 °С)

Н/см

ГОСТ 411-77 (Метод А)

10,0

8, 10, 16, 17

 

- 333 К (60 °С)

Н/см

ГОСТ 411-77 (Метод Б)

9,0

1,2 (для труб диаметром до 1020 мм)

 

- 333 К (60 °С)

Н/см

ГОСТ 411-77 (Метод Б)

9,0

9, 15

 

- 353 К (80 °С)

Н/см

ГОСТ 411-77 (Метод А)

1,5

11, 18

 

- 258 К (минус 15 °С)

МПа2

ГОСТ 14759-69

0,2

7, 14,19

11.

Адгезия к стали (не менее) после выдержки в воде 1000 час при температуре:

 

 

 

 

 

- 293 К (20 °С)

Н/см

ГОСТ 411-77 (Метод Б)

35,0

1, 2, 20 (для труб диаметром 820 -1020 мм)

 

- 293 К (20 °С)

Н/см

ГОСТ 411-77 (Метод Б)

30,0

1, 2, 9, 15, 20

 

- 293 К (20 °С)

Н/см

ГОСТ 411-77 (Метод А)

15,0

10, 11, 16, 17, 18

 

- 313 К (40 °С)

Н/см

ГОСТ 411-77 (Метод Б)

35,0

1,2 (для труб диаметром 820-1020 мм)

 

- 313 К (40 °С)

Н/см

ГОСТ 411-77 (Метод Б)

30,0

1, 2, 9, 15

 

- 313 К (40 °С)

Н/см

ГОСТ 411-77 (Метод А)

15,0

8, 10, 16, 17

 

- 353 К (50 °С)

Балл

ГОСТ 15140-78

1

5

 

- 333 К (60 °С)

Н/см

ГОСТ 411-77 (Метод Б)

35,0

1,2 (для труб диаметром 820-1020 мм)

 

- 333 К (60 °С)

Н/см

ГОСТ 411-77 (Метод Б)

30,0

1, 2, 9, 15

 

- 371 К (98 °С)

Н/см

ГОСТ 411-77 (Метод А)

15,0

11, 18

12.

Адгезия к стали после выдержки на воздухе 1000 час при температуре 373 К (100°С), не менее

Н/см

ГОСТ 411-77 (Метод А)

20,0

8, 10, 11, 15, 17, 18

13.

Грибостойкость, не менее

Балл

ГОСТ 9048-9050, 9052

2

Для всех покрытий усиленного типа

14.

Площадь отслаивания покрытия при катодной поляризации, не более, при температуре:

 

 

 

 

 

- 293 К (20 °С)

см2

Аналогично ASTMG-8

5,0

Для всех покрытий труб диаметром до 1020 мм

 

 

 

 

5,0

9,15

 

- 293 К (40 °С)

см2

-"-

10,0

Для всех покрытий труб диаметром до 1020 мм

 

 

 

 

10,0

9, 15

 

- 333 К (60 °С)

см

-"-

15,0

Для всех покрытий труб диаметром до 1020 мм

 

 

 

 

15,0

9, 15

 

- 353 К (80 °С)

см2

-"-

20,0

11, 18

 

-353 К (80 °С)

см2

-"-

8,0

4, 5

15.

Сопротивление изоляции на законченных строительством и засыпанныx участках трубопровода при температуре выше 273 К (0°С), не менее

Ом·м2

ГОСТ 25812-83

3·10

1, 2, 9, 15, 20

 

 

 

 

1·10

5, 7, 8, 11, 14, 16, 17, 18

 

 

 

 

5·10

12, 13, 19

  16.

Диэлектрическая сплошность. Отсутствие пробоя при электрическом напряжении

кВ/мм

-

5

Все покрытия, кроме 5, 6

17.

Водопоглощение ленты или обертки в течение 1000 часов при температуре 293 К (20°С), не более

%

ГOCT 4650-80

0,5

8, 10, 11, 16, 17, 18, 20

 

Примечания:

 

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

 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.

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

 До 01.01.1999 г. настоящий показатель для лент допускается принимать 5 Н/см, а для оберток - 3 Н/см.

 По согласованию с заказчиком и потребителем допускается балл 3.

 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.

 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.

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

 

Таблица 6

 

Требования к покрытиям нормального типа

 

№№ п/п

Наименование показателя

Единица измерения

Метод испытаний

Норма

1

2

3

4

5

1.

Прочность при разрыве, не менее

Н/см

ГОСТ 14236-81

 

 

- обертки

 

 

70

 

- ленты изоляционной

 

 

50

2.

Относительное удлинение при разрыве ленты, обертки, не менее

%

 

100

3.

Изменение относительного удлинения при разрыве ленты, обертки, после выдержки при температуре 373 К (100°C) в воде в течение 1000 час., не более

%

ГОСТ 14236-81

10 

4.

Адгезия к стали, не менее, для покрытий:

- ленточных

Н/см

ГОСТ 25812-83

ГОСТ 411-77 (Метод А)

10 

 

- мастичных

МПа

ГОСТ 25812-83

0,2

5.

Грибостойкость

Балл

ГОСТ 9048-9050, 9052

2 

6.

Водопоглощение ленты и обертки, не более, в течение 1000 час. при температуре 293 К (20°С)

%

ГОСТ 4650-80

0,5

7.

Сопротивление изоляции на законченных строительством участках трубопровода при температуре выше 273 К (0°С), не менее

Ом·м2

ГОСТ 25820-83

5·10 

8.

Диэлектрическая сплошность. Отсутствие пробоя электрическим током при напряжении

кВ/мм толщины

-

5

9.

Площадь отслаивания покрытия при катодной поляризации, не более, при температуре 293 К (20°С)

см

ASTMG-8

10

10.

Температура хранения, не выше

К(°С)

ГОСТ 16783-71

253 К

(-20°С)

 

Примечания:

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

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

 По согласованию с заказчиком и потребителем допускается балл 3.

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

 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

 

Условия нанесения покрытия

Тип защитного покрытия

Кол-во слоев

Суммарная толщина покрытия

Степень агрессивности транспортируемой среды 

1

2

3

4

5

Базовое

Лакокрасочные покрытия на основе двухкомпонентных эпоксидных, модифицированных эпоксидных и фенольных материалов, содержащих растворитель

2-5

125-300

1, 2, 4

Базовое

Лакокрасочные покрытия на основе двухкомпонентных эпоксидных, модифицированных эпоксидных материалов:

 

300-500

1, 2, 3

 

- с высоким (>70%) содержанием сухого остатка;

1-2

 

 

 

- не содержащих растворитель

1

 

 

Базовое

Порошковые покрытия на  основе полимерных эпоксидных и модифицированных эпоксидных материалов, наносимых по жидкой адгезионной грунтовке (праймеру)

1

(праймер)

1

(порошок)

300-500

1, 2, 3, 4

Базовое

Стеклоэмалевые покрытия

 

 

 

 

- безгрунтовое

1

300

1,2,3

 

- покровное

2

400

1,2,3,4

 

Примечания:

 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.

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

 

№№

п/п

Назначение трубопроводов

Категория трубопроводов

1

2

3

1.

Метанолопроводы и трубопроводы, транспортирующие вредные среды, трубопроводы, транспортирующие среды с парциальным давлением сероводорода более 300 Па

Трубопроводы нестабильного конденсата I и II классов, ингибиторопроводы, газопроводы-шлейфы I и II классов, газовые и 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

2.

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 классов, трубопроводы нестабильного конденсата III класса, газопроводы-шлейфы III класса, трубопроводы систем заводнения, транспортирующих пресную воду с давлением 10 МПа и более, транспортирующих пластовые и сточные воды с давлением менее 10 МПа, нефтепроводы I класса

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

III

 

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 так же, как для трубопроводов со средами, не содержащими сероводорода.

 

Таблица 8

 

Категории участков трубопроводов

 

 

 

Категории участков

№№ п/п

Наименование участков трубопроводов

метанолопроводов,

трубопроводов, транспортирующих вредные вещества (кроме транспортирующих вещества с содержанием H S

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 сероводород- содержащих продуктов

трубопроводов систем заводнения при >10 МПа

 

 

при категории трубопроводов

 

 

II

II

II

III

II

III

III

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1.

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-б, 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:

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

-

-

-

-

-

II

-

7.

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 электропередач и 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, пересекаемые строящимися 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 необязательно.

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 () и коэффициентов условий работы трубопровода () должны приниматься по табл. 9 и 10.

 

Таблица 9

 

Значения коэффициентов надежности по назначению трубопровода

 

Диаметр трубопровода

Давление, МПа

условный, мм

<7,5

7,5<10

10<15

15<20

20<32

1

2

3

4

5

6

300 и менее

1,00

1,00

1,00

1,00

1,05

400-500

1,00

1,00

1,00

1,05

1,10

600-700

1,00

1,00

1,05

1,10

1,15

800-1000

1,00

1,05

1,10

1,15

-

1200

1,05

1,10

1,15

-

-

1400

1,10*

1,15*

-

-

-

 

* Только для газопроводов.

 

Таблица 10

 

Значения коэффициентов условий работы трубопровода

 

Категория трубопровода и его участка

Коэффициент условий работы трубопровода,

1

2

I

0,6

II

0,75

III

0,90

 

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

 

Таблица 11

 

Значения коэффициентов надежности по материалу

 

№№ п/п

Характеристика труб

Коэффициент надежности по материалу,

1

2

3

1.

Сварные, изготовленные из низколегированных сталей двухсторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву и прошедшие 100%-ный контроль на сплошность основного металла и сварных соединений неразрушающими методами;

1,34

 

Сварные, изготовленные из спокойных сталей с содержанием в химсоставе углерода не более 0,10% и серы не болеe 0,006% сваркой токами высокой частоты с автоматическим контролем параметров нагрева и сварки кромок, термической обработкой сварного соединения, основной металл и сварные соединения которых прошли 100%-ный контроль неразрушающими методами;

Бесшовные, изготовленные из катаной или кованой заготовки, прошедшие 100%-ный контроль на сплошность металла неразрушающими методами

 

2.

Сварные, изготовленные из низколегированной стали двухсторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву и прошедшие 100%-ный контроль сварных соединений неразрушающими методами;

1,40

 

Сварные, изготовленные из спокойных сталей с содержанием углерода не более 0,10% и серы не более 0,010% электроконтактной сваркой токами высокой частоты с автоматическим контролем параметров нагрева и сварки кромок, сварные соединения которых термически обработаны и прошли 100%-ный контроль неразрушающими методами;

 

 

Бесшовные, изготовленные из непрерывнолитой заготовки, прошедшие 100%-ный контроль металла неразрушающими методами

 

3.

Сварные, изготовленные из низколегированной или углеродистой стали двухсторонней электродуговой сваркой и прошедшие 100%-ный контроль сварных соединений неразрушающими методами;

1,47

 

Сварные, изготовленные из спокойных и полуспокойных сталей электроконтактной сваркой токами высокой частоты, сварные соединения которых термически обработаны и прошли 100%-ный контроль неразрушающими методами;

 

 

Бесшовные, изготовленные из слитка и прошедшие 100%-ный контроль металла неразрушающими методами

 

4.

Сварные, изготовленные из спокойных и полуспокойных сталей двухсторонней злектродуговой сваркой и прошедшие контроль сварных соединений неразрушающими методами;

1,55

 

Сварные, изготовленные из спокойных и полуспокойных сталей злектроконтактной сваркой, сварные соединения которых термообработаны;

Бесшовные, прошедшие выборочный контроль металла неразрушающими методами

 

 

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 .

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 12

 

Значения коэффициентов надежности по нагрузке

 

Нагрузки и воздействия

Способ прокладки трубопроводов

Коэффициент надежности по нагрузке,

вид

характеристика

подземный

надземный

 

1

2

3

4

5

Постоянные

Собственный вес трубопровода, арматуры и обустройств

+

+

1,1 (0,95)

 

Вес изоляции

+

+

1,2

 

Вес давления грунта (засыпки, насыпи)

+

-

1,2 (0,8)

 

Предварительное напряжение трубопровода (упругий изгиб по заданному профилю, предварительная растяжка компенсаторов и др.) и гидростатическое давление воды

+

+

1,0

Временные длительные

Внутреннее давление транспортируемой среды:

 

 

 

 

газообразной

+

+

1,1

 

жидкой

+

+

1,15

 

Вес транспортируемой среды:

 

 

 

 

газообразной

+

+

1,1 (1,0)

 

жидкой

+

+

1,0 (0,95)

 

Температурный перепад металла стенок трубопровода

+

+

1,1

 

Неравномерные деформации грунта, не сопровождающиеся изменением его структуры (осадки, пучения и др.)

+

+

l,5

Кратковременные

Снеговая

-

+

1,4

  

Гололедная

-

+

1,3

 

Ветровая

-

+

1,2

 

Транспортирование отдельных секций, сооружение трубопроводов, испытание и пропуск очистных устройств

+

+

1,0

Особые

Сейсмические воздействия

+

+

1,0

 

Нарушения технологического процесса, временные неисправности или поломки оборудования

+

+

1,0

 

Неравномерные деформации грунта, сопровождающиеся изменением его структуры (селевые потоки и оползни; деформации земной поверхности в районах горных выработок и карстовых районах; деформации просадочных грунтов при замачивании или вечномерзлых при оттаивании и др.)

+

+

1,0

 

Примечание:

 

1. 3нак "+" 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

 

 

Минимальные расстояния в м от оси

Объекты, здания и сооружения

газопроводы

нефте- и продуктопроводы

 

класса

 

I

II

III

IV

I

II

III

 

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 1400

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 нефте-продуктопроводов ниже мостов по течению); склады легковоспламеняющихся жидкостей и газов с объемом хранения свыше 1000 м3, автоза-правочные станции; мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии техноло-гической 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 категорий, 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

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 категорий, подъездные автомобильные дороги, а также автомобильные дороги от жилых поселков или вахтенных комплексов промысла; межплощадочные автомобильные дороги, технологически не связанные с промыслом предприятий; железные дороги промышленных предприятий и канализа-ционные 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 техноло-гических 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 прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению)

 

100

150

150

200

200

300

250

400

75

100

125

150