• Текст документа
  • Статус
Оглавление
Поиск в тексте
Действующий

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 N 13-754 от 02.12.97 г.
     
          Госгортехнадзором России, письмо N 10-03/723 от 04.12.97 г.
     

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

4. УТВЕРЖДЕНА И ВВЕДЕНА В ДЕЙСТВИЕ с 1 апреля 1998 года приказом Минтопэнерго России от 23.12.1997 г. N 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.     
     
     

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/смСП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов (кгс·м/смСП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов)

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


     
     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.
     
     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/смСП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов (кгс·м/смСП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов)

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/смСП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов(4,0 кгс·м/смСП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов). Образцы Шарпи для сварного соединения должны иметь сечение 10х10 ммСП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов для труб номинальной толщиной стенки свыше 12 мм и 5х10 ммСП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов 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 СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов или СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов металла труб и изделий независимо от состояния поставки, по формулам:
     

СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов (1)

СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов, (2)


где: СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов, СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов, СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов, СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов, СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов, СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов, СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов, СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов, СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов, СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов и СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов - массовые доли (%) соответственно углерода, марганца, хрома, молибдена, ванадия, титана, ниобия, меди, никеля, кремния и бора в стали.
     
     Величины СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов и СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов 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:
     

СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов, (3)


в которой значение СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов 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 СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов 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 10СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов 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 30х6 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/ммСП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов

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/ммСП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов  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/мСП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов (для особо тяжелых бетонов - не менее 2900 кг/мСП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов).
     
     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

Условия нанесения покрытия

Номер конст- рукции

Конструкция (структура) защитного покрытия

Толщина защитного покрытия, мм, не менее

Максимальная температура эксплуатации

для труб диаметром (мм)
не более

273

530

820

1420

1

2

3

4

5

6

7

8

1. Защитные покрытия усиленного типа

Заводское или базовое

1

Трехслойное полимерное:

2,0СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов

2,2СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов

2,5СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов

3,0СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов

333 (60)



- грунтовка на основе термореактивных смол;  
     
- термоплавкий полимерный подслой;
     

- защитный слой на основе экструдированного полиолефина
     

Заводское или базовое

2

Двухслойное полимерное:
     

2,0СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов

2,2СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов

2,5СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов

3,0СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов

333 (60)

- термоплавкий полимерный подслой;
     

- 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:
     

2,5СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов

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:СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов

1,2

1,8

2,4

-

313 (40)

- грунтовка полимерная;
     

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

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

Базовое

11

Ленточное полимерное, термостойкое:СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов
     

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:СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов

5,0
для всех диаметров труб до 1020 мм
включительно

313 (40)

- грунтовка полимерная;
     



- 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
или базовое

13

Мастичное:

6,0
для всех диаметров труб не более
820 мм

313 (40)

- грунтовка битумная или битумно-полимерная;
     

- 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 соединений, толщиной не менее 3,0 мм;
     






- рулонный армирующий материал;
     

- обертка защитная

Трассовое

14

Комбинированные, на

4,0
для всех диаметров труб не более
820 мм

313 (40)

основе мастики или полимерной ленты:СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов
     

- 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
для всех диаметров труб не более
820 мм

313 (40)

- грунтовка полимерная;
     



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







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





Трассовое

17

Ленточное полимерное:СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов           
                                     

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:СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов
     

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;
     

СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов

Название документа: СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов

Номер документа: 34-116-97

Вид документа: СП (Свод правил)

Принявший орган: Минэнерго России

Статус: Действующий

Опубликован: официальное издание

М.: Минтопэнерго России, 1997 год

Дата принятия: 23 декабря 1997

Дата начала действия: 01 апреля 1998
Информация о данном документе содержится в профессиональных справочных системах «Кодекс» и «Техэксперт»
Узнать больше о системах