Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов

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

СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

2. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

3. МАТЕРИАЛЫ И ИЗДЕЛИЯ

4. ОБЕСПЕЧЕНИЕ НЕОБХОДИМОГО УРОВНЯ НАДЕЖНОСТИ И БЕЗОПАСНОСТИ

5. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРАССАМ ТРУБОПРОВОДОВ

6. КОНСТРУКТИВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРУБОПРОВОДАМ

7. ПЕРЕХОДЫ ТРУБОПРОВОДОВ ЧЕРЕЗ ЕСТЕСТВЕННЫЕ И ИСКУССТВЕННЫЕ ПРЕГРАДЫ

8. РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ НА ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ Рис. 1. График для определения значений коэффициента Рис. 2. График для определения значений коэффициента

9. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

10. ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ

11. ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА СТРОИТЕЛЬСТВА ТРУБОПРОВОДОВ

12. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ НА ОБЪЕКТАХ

13. СТРОИТЕЛЬСТВО ВРЕМЕННЫХ ДОРОГ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЕЗДОВ Рис. 3. Дорожная одежда для временных дорог и технологических проездов, прокладываемых на болотах

14. ТРАНСПОРТИРОВКА И СКЛАДИРОВАНИЕ ТРУБ

15. СВАРКА ТРУБОПРОВОДОВ Рис. 4. Формы подготовленных кромок Рис. 5. Регламентируемые варианты обработки торцов стыкуемых разнотолщинных элементов

16. КОНТРОЛЬ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ

17. ЗЕМЛЯНЫЕ РАБОТЫ

18. ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ И КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА

19. ТЕХНОЛОГИЯ НАНЕСЕНИЯ ТЕПЛОИЗОЛЯЦИОННЫХ ПОКРЫТИЙ В БАЗОВЫХ УСЛОВИЯХ

20. УСТАНОВКА СВАЙНЫХ ОПОР

21. МОНТАЖ НАДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

22. ТЕХНОЛОГИЯ УКЛАДКИ НАДЗЕМНОГО ТРУБОПРОВОДА Рис. 6. Схема монтажа опорных ложементов со смещениями на ригелях подвижных опор Рис. 7. Схема монтажа вылета компенсатора со смещениями на ригелях опор

23. УКЛАДКА ПОДЗЕМНОГО ТРУБОПРОВОДА Рис. 8. Укладка трубопровода предварительно выложенного на строительной полосе с помощью трубозаглубительной машины

24. СТРОИТЕЛЬСТВО ТРУБОПРОВОДА НА ПЕРЕХОДАХ

25. ОЧИСТКА ПОЛОСТИ И ИСПЫТАНИЯ

26. МОНТАЖ СРЕДСТВ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ

27. ВЫПОЛНЕНИЕ ПРИРОДООХРАННЫХ МЕРОПРИЯТИЙ

28. ПРИЕМКА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ЗАКОНЧЕННЫХ СТРОИТЕЛЬСТВОМ ТРУБОПРОВОДОВ Приложение 1 (справочное). ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕННЫЕ НАЗВАНИЯ ПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТОВ, ПРИВЕДЕННЫХ В НАСТОЯЩИХ НОРМАХ Приложение 2 (обязательное). БУКВЕННЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ ВЕЛИЧИН Приложение 3 (справочное). ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ Приложение 4 (справочное). Перечень действующих нормативных документов, рекомендуемых к использованию при проектировании и строительстве промысловых трубопроводов Приложение 5 (справочное). ПОДРАЗДЕЛЕНИЕ БОЛОТ НА ТИПЫ

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+» .

" 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 °C 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 °C, 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

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 °C для изделий северного исполнения и минус 40 °C 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

3.11 Ударная вязкость сварных соединений для труб, выполненных дуговой сваркой, на образцах с острым надрезом (Шарпи) при температуре 0 °C должна быть не ниже 39,2 Дж/см² (4,0 кгс· м/см²). Образцы Шарпи для сварного соединения должны иметь сечение 1010 мм² для труб номинальной толщиной стенки свыше 12 мм и 510 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 12 821–80 (4 изменения). Сопротивление изолирующих фланцев (в сборе) во влажном состоянии должно быть не менее 10³ Ом.

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

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

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

Сварочные материалы

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

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

Таблица 3

Типы электродов

Примечание:

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

2. Для сварки промысловых газопроводов IV класса с нормативным значением временного сопротивления до 46 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 10 157–79;

смесь из углекислого газа и аргона.

3.31 Для газокислородной сварки должны применяться:

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

технический ацетилен.

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

Изделия для закрепления трубопроводов против всплытия

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

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

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

Номинальная масса утяжеляющего бетонного груза устанавливается проектом.

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

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

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

Материалы противокоррозионных покрытий

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

Таблица 4

Материалы для защитных покрытий

Примечания:

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 нефтеи 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

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

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

Примечания:

Согласно РД 39−147 103−362−86 «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

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

Примечание:

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