• Текст документа
  • Статус
  • Сканер копия
Оглавление
Поиск в тексте
Действующий


СП 284.1325800.2016

     
     
СВОД ПРАВИЛ

ТРУБОПРОВОДЫ ПРОМЫСЛОВЫЕ ДЛЯ НЕФТИ И ГАЗА

Правила проектирования и производства работ


ОКС 75.200

Дата введения 2017-06-17

Предисловие


Сведения о своде правил

1 ИСПОЛНИТЕЛЬ - Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (научно-исследовательский университет) имени И.М.Губкина@

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 465 "Строительство"

3 ПОДГОТОВЛЕН К УТВЕРЖДЕНИЮ Департаментом градостроительной деятельности и архитектуры Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации (Минстрой России)

4 УТВЕРЖДЕН приказом Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации (Минстрой России) от 16 декабря 2016 г. N 978/пр и введен в действие с 17 июня 2017 г.

5 ЗАРЕГИСТРИРОВАН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)

6 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ


В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего свода правил соответствующее уведомление будет опубликовано в установленном порядке. Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте разработчика (Минстрой России) в сети Интернет

Введение


Настоящий свод правил разработан в соответствии с федеральными законами: от 29 декабря 2004 г. N 190-ФЗ "Градостроительный кодекс Российской Федерации", от 30 декабря 2009 г. N 384-ФЗ "Технический регламент о безопасности зданий и сооружений".

Настоящий свод правил разработан РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М.Губкина (д-р техн. наук Г.Г.Васильев, д-р техн. наук С.Г.Иванцова, д-р техн. наук С.И.Сенцов) и ООО "Трансэнергострой" (канд. хим. наук И.В.Вьюницкий, М.А.Комаров, С.А.Артемьева, А.В.Фомин).

1 Область применения


Настоящий свод правил устанавливает минимальные необходимые требования к промысловым стальным трубопроводам и распространяется на проектирование, производство и приемку строительно-монтажных работ при сооружении, реконструкции и капитальном ремонте промысловых стальных трубопроводов (далее - трубопроводы) номинальным диаметром до 1400 мм включительно с избыточным давлением среды не выше 32,0 МПа нефтяных, газовых, газоконденсатных месторождений.

Настоящий свод правил распространяется на промысловые трубопроводы:

- для газовых и газоконденсатных месторождений - газопроводы-шлейфы до входного крана на площадке промысла или сборного пункта (до зданий переключающей арматуры, полимерно-панельных анкерующих устройств или установок подготовки шлама);

- газосборных коллекторов от обвязки газовых скважин, газопроводы неочищенного газа, трубопроводы стабильного и нестабильного газового конденсата, независимо от их протяженности;

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

- трубопроводов сточных вод давлением более 10 МПа для подачи их в скважины для закачки в поглощающие пласты;

- метанолопроводов;

- ингибиторопроводов;

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

- нефтегазосборных трубопроводов (нефтегазопроводы) для транспортирования продукции нефтяных скважин от замерных установок до пунктов первой ступени сепарации нефти;

- газопроводов для транспортирования нефтяного газа от установок сепарации нефти до установок комплексной подготовки газа, установок предварительной подготовки или до потребителей;

- нефтепроводов для транспортирования газонасыщенной или разгазированной обводненной или безводной нефти от пункта сбора нефти и дожимной насосной станции до центрального пункта сбора;

- газопроводов для транспортирования газа к эксплуатационным скважинам при газлифтном способе добычи;

- газопроводов для подачи газа в продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи;

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

- нефтепроводов для транспортирования товарной нефти от центрального пункта сбора до сооружения магистрального транспорта;

- газопроводов для транспортирования газа от центрального пункта сбора до сооружения магистрального транспорта газа;

- ингибиторопроводов для подачи ингибиторов к скважинам или другим объектам обустройства нефтяных месторождений;

- газопроводов подземных хранилищ газа - трубопроводы между площадками отдельных объектов подземных хранилищ газа.

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.

Настоящий свод правил не распространяется:

- на трубопроводы из полимерных, композитных материалов и чугуна; трубопроводы для магистрального транспортирования товарного продукта;

- трубопроводы для транспортирования продукции с высоким содержанием сероводорода (парциальное давление выше 1,0 МПа);

- трубопроводы для транспортирования продуктов температурой выше 100°С;

- водоводы поддержания пластового давления для транспортирования пресной, пластовой и подтоварной воды на кустовую насосную станцию;

- технологические внутриплощадочные трубопроводы (трубопроводы, расположенные на площадках скважин и кустов скважин, установок предварительной подготовки газа, установок комплексной подготовки газа, дожимных компрессорных станций, дожимных насосных станций, головных компрессорных станций, головных насосных станций, головных сооружений, газоизмерительных станций, пунктов сбора, газоперерабатывающих заводов, станций подземного хранения газа и других промысловых объектов).

2 Нормативные ссылки


В настоящем своде правил использованы нормативные ссылки на следующие документы:

ГОСТ 9.304-87 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия газотермические. Общие требования и методы контроля

ГОСТ 9.315-91 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия алюминиевые горячие. Общие требования и методы контроля

ГОСТ 9.602-2005 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ 12.1.004-91 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.3.009-76 Система стандартов безопасности труда. Работы погрузочно-разгрузочные. Общие требования безопасности

ГОСТ 1412-85 Чугун с пластинчатым графитом для отливок. Марки

ГОСТ 6996-66 (ИСО 4136-89, ИСО 5173-81, ИСО 5177-81) Сварные соединения. Методы определения механических свойств

ГОСТ 7512-82 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод

ГОСТ 9238-2013 Габариты железнодорожного подвижного состава и приближения строений

ГОСТ 15140-78 Материалы лакокрасочные. Методы определения адгезии

ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

ГОСТ 25225-82 Контроль неразрушающий. Швы сварных соединений трубопроводов. Магнитографический метод

ГОСТ 26775-97 Габариты подмостовые судоходных пролетов мостов на внутренних водных путях. Нормы и технические требования

ГОСТ 27751-2014 Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения

ГОСТ 28302-89 Покрытия газотермические защитные из цинка и алюминия металлических конструкций. Общие требования к типовому технологическому процессу

ГОСТ 30732-2006 Трубы и фасонные изделия стальные с тепловой изоляцией из пенополиуретана с защитной оболочкой. Технические условия

ГОСТ 31443-2012 Трубы стальные для промысловых трубопроводов. Технические условия

ГОСТ 31448-2012 Трубы стальные с защитными наружными покрытиями для магистральных газонефтепроводов. Технические условия

ГОСТ EN 826-2011 Изделия теплоизоляционные, применяемые в строительстве. Методы определения характеристик сжатия

ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ Р 55724-2013 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые

СП 14.13330.2014 "СНиП II-7-81* Строительство в сейсмических районах" (с изменением N 1)

СП 18.13330.2011 "СНиП II-89-80* Генеральные планы промышленных предприятий" (с изменением N 1)

СП 20.13330.2011 "СНиП 2.01.07-85* Нагрузки и воздействия"

СП 22.13330.2011 "СНиП 2.02.01-83* Основания зданий и сооружений"

СП 25.13330.2012 "СНиП 2.02.04-88 Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах" (с изменением N 1)

СП 28.13330.2012 "СНиП 2.03.11-85 Защита строительных конструкций от коррозии" (с изменениями N 1, N 2)

СП 31.13330.2012 "СНиП 2.04.02-84* Водоснабжение. Наружные сети и сооружения" (с изменениями N 1, N 2)

СП 32.13330.2012 "СНиП 2.04.03-85 Канализация. Наружные сети и сооружения" (с изменением N 1)

СП 36.13330.2012 "СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы" (с изменением N 1)

СП 45.13330.2012 "СНиП 3.02.01-87 Земляные сооружения, основания и фундаменты"

СП 47.13330.2012 "СНиП 11-02-96 Инженерные изыскания для строительства. Основные положения"

СП 61.13330.2012 "СНиП 41-03-2003 Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов" (с изменением N 1)

СП 86.13330.2014 "СНиП III-42-80* Магистральные трубопроводы" (с изменением N 1)

СП 121.13330.2012 "СНиП 32-03-96 Аэродромы"

СП 131.13330.2012 "СНиП 23-01-99* Строительная климатология" (с изменением N 2)

СП 245.1325800.2015 Защита от коррозии линейных объектов и сооружений в нефтегазовом комплексе. Правила производства и приемки работ

Примечание - При пользовании настоящим сводом правил целесообразно проверить действие ссылочных документов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте федерального органа исполнительной власти в сфере стандартизации в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный документ, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого документа с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого документа с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего свода правил в ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку. Сведения о действии сводов правил целесообразно проверить в Федеральном информационном фонде стандартов.

3 Термины и определения


В настоящем своде правил применены термины в соответствии с требованиями [1], а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 анодное заземление: Устройство, обеспечивающее стекание защитного тока катодной защиты в землю и состоящее из одного или нескольких анодных заземлителей.

3.2 балластировка трубопровода: Установка на трубопроводе устройств, обеспечивающих его проектное положение на обводненных участках трассы.

3.3 заглубление трубопровода: Расстояние от верха трубы до поверхности земли; при наличии балласта - расстояние от поверхности земли до верха балластирующей конструкции.

3.4 защитное покрытие: Материал и (или) конструкция, изолирующая наружную или внутреннюю поверхность трубопровода от внешней или внутренней среды.

3.5 защитный потенциал: Катодный потенциал, обеспечивающий требуемое торможение коррозионного процесса.

3.6 защитный футляр: Постоянное заглубленное сооружение, предназначенное для защиты трубопроводов от неблагоприятных нагрузок и воздействий при пересечении естественных и искусственных преград.

3.7 изолирующее соединение: Вставка между двумя участками трубопровода, нарушающая его электрическую непрерывность.

3.8 испытание на прочность: Испытание трубопроводов (труб, арматуры, соединительных деталей, узлов и оборудования) внутренним давлением, превышающим рабочее давление, устанавливаемое проектной документацией, для подтверждения возможности эксплуатации объекта при допустимом превышении рабочего давления.

3.9 категория трубопровода (участка): Показатель, требующий для рассматриваемого трубопровода (участка) выполнения определенных условий по прочности, объему неразрушающего контроля и значению испытательного давления.

3.10 катодная защита: Торможение скорости коррозионного процесса посредством сдвига потенциала оголенных участков трубопровода в сторону более отрицательных значений, чем потенциал свободной коррозии этих участков.

3.11 катодная станция: Комплекс электротехнического оборудования, предназначенный для создания постоянного электрического тока между анодным заземлителем и подземным сооружением (трубопровод, резервуар и др.) при катодной защите его от коррозии.

3.12 компенсатор: Конструктивное решение, предназначенное для восприятия перемещений трубопровода от температурных деформаций.

3.13 нормативная нагрузка: Воздействие на трубопровод, регламентируемое соответствующими нормативными документами или проектом.

3.14 охранная зона трубопровода: Территория или акватория с особыми условиями использования, установленная вдоль трубопровода для обеспечения его безопасности.

3.15 подводный переход трубопровода: Участок трубопровода, прокладываемый под руслом реки, канала, озера и т.д.

3.16 полоса отвода: Полоса на трассе трубопровода, отведенная для производства строительно-монтажных и транспортных работ на период строительства.

3.17 промысловый трубопровод: Трубопровод с устройствами на нем для транспортирования газообразных и жидких продуктов под действием напора (разности давлений) от скважин до места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспортированию товарной продукции.

3.18 протектор: Автономное средство электрохимической защиты - гальванический элемент (электрод), собственный электрохимический потенциал которого более отрицателен, чем у трубной стали.

3.19 соединительные детали: Элементы трубопровода, предназначенные для изменения направления его оси, ответвления от него, изменения его диаметра.

3.20 технологический задел: Линейное опережение (в единицах длины) предыдущей технологической операции, необходимое для выполнения последующей технологической операции.

3.21 технологический разрыв: Участок между несоединенными частями одного трубопровода (плети не соединены между собой), обеспечивающий продольную и поперечную податливость прилегающих концов плетей при монтаже и укладке в проектное положение.

3.22 упругий изгиб трубопровода: Изменение направления оси трубопровода (в вертикальной или горизонтальной плоскости) без применения отводов.

4 Сокращения


В настоящем своде правил применены следующие сокращения:

АГРС - автоматизированная ГРС;

АУЗК - автоматический ультразвуковой контроль;

ВМГ - вечномерзлые грунты;

ГВВ - горизонт высоких вод;

ГПЗ - газоперерабатывающий завод;

ГРС - газораспределительная станция;

ГС - головные сооружения;

ДКС - дожимная компрессорная станция;

ДНС - дожимная насосная станция;

КИП - контрольно-измерительный пункт;

КС - компрессорная станция;

ЛЭП - линия электропередачи;

НПС - нефтеперерабатывающая станция;

ПОС - проект организации строительства;

ППР - проект производства работ;

ПХГ - подземное хранилище газа;

СВД - сварка вращающейся дугой;

СДТ - соединительные детали трубопроводов;

СКЗ - станция катодной защиты;

СОП - стандартные образцы предприятия;

ТУ - технические условия;

УКПГ - установка комплексной подготовки газа;

УППГ - установка предварительной подготовки газа;

ЦПС - центральный пункт сбора;

ЭХЗ - электрохимическая защита от коррозии.

5 Общие положения

5.1 Безопасность промысловых трубопроводов, а также связанных с ними процессов проектирования (включая изыскания), строительства, монтажа, наладки, эксплуатации и утилизации (сноса) должна быть обеспечена посредством установления проектных значений параметров и качественных характеристик в течение всего жизненного цикла трубопроводов, реализации указанных значений и характеристик в процессе строительства, реконструкции, капитального ремонта (далее - строительство) и поддержания состояния таких параметров и характеристик на требуемом уровне в процессе эксплуатации, консервации и сноса в соответствии с требованиями [2].

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

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

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

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

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

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

I - трубопроводы номинальным диаметром 600 мм и более;

II - трубопроводы номинальным диаметром менее 600 до 300 мм включительно;

III - трубопроводы номинальным диаметром менее 300 мм.

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

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

5.6 Граница промыслового трубопровода - запорная арматура, установленная на входе трубопровода на технологическую площадку или на выходе с технологической площадки. При отсутствии запорной арматуры границы промысловых трубопроводов - ограждения соответствующих площадок, а при отсутствии ограждения - в пределах бровки отсыпки соответствующих площадок или условной границы участка.

5.7 Температура сред, поступающих в трубопровод, должна устанавливаться исходя из возможности их транспортирования и требований, предъявляемых к сохранности изоляционных покрытий, прочности, устойчивости и надежности трубопровода, максимальной сохранности грунтов оснований в естественном состоянии, допустимых техногенных воздействий на окружающую среду.

5.8 При проектировании трубопроводов следует применять материалы, изделия и оборудование, прошедшие процедуру эксплуатационных испытаний и разрешенные к применению в установленном порядке.

5.9 Трубопроводы и их сооружения следует проектировать с учетом максимальной индустриализации строительно-монтажных работ за счет увеличения степени заводской готовности строительных конструкций и применения конструкций в блочно-комплектном исполнении.

5.10 Диаметр трубопроводов должен определяться гидравлическим расчетом и соотноситься с сортаментом выпускаемых труб. При этом диаметр нефтегазосборных трубопроводов, транспортирующих влажный газ, должен рассчитываться из условия исключения образования застойных зон водных скоплений. Диаметр водоводов должен назначаться из условия предотвращения образования в них осадков взвешенных частиц. Не допускается устройство трубопроводов, транспортирующих продукцию со скоростями ниже критических, при которых из продукции выделяются подстилающий слой воды или твердые осадки.

5.11 Гидравлический и тепловой расчеты промысловых трубопроводов осуществляются в соответствии с требованиями норм технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений.

Гидравлический расчет промысловых трубопроводов с внутренним покрытием должен учитывать:

- наличие внутреннего покрытия, влияющего на абсолютное значение эквивалентной шероховатости;

- наличие втулок внутренней защиты сварных швов соединений труб, перекрывающих часть проходного сечения трубопровода.

5.12 Промысловые трубопроводы, транспортирующие жидкие углеводороды, должны быть оснащены системами постоянного контроля их герметичности. Допускается применять как технологии обнаружения утечки по технологическим параметрам перекачки (с применением средств АСУ ТП и КИП), так и технологии обнаружения утечки на основе других физических параметров (с применением дополнительных аппаратных средств).

6 Обеспечение необходимого уровня надежности и безопасности

6.1 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.

6.2 Промысловые трубопроводы и их участки подразделяются на категории, которые определяются их назначением и характеризуются объемом неразрушающего контроля сварных соединений и параметрами испытательного давления, приведенными в разделах 19, 24.

Категории трубопроводов и их участков должны приниматься по таблицам 1 и 2.


Таблица 1 - Категории трубопроводов в зависимости от их назначения

Назначение трубопроводов

Категория трубопроводов

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 мСП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ/т и более, трубопроводы систем заводнения, транспортирующие пластовые и сточные воды давлением 10 МПа и более, трубопроводы систем увеличения нефтеотдачи пластов давлением 10 МПа и выше

II

2 Выкидные трубопроводы нефтяных скважин, нефтегазопроводы I класса с газовым фактором менее 300 мСП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ/т, II класса с газовым фактором 300 мСП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ/т и более, газопроводы II и III классов, трубопроводы нестабильного конденсата III класса, газопроводы-шлейфы III класса, трубопроводы систем заводнения, транспортирующих пресную воду давлением 10 МПа и более, транспортирующих пластовые и сточные воды давлением менее 10 МПа, нефтепроводы I класса.

Трубопроводы нестабильного конденсата IV класса, газопроводы-шлейфы IV класса, нефтегазопроводы II класса с газовым фактором менее 300 мСП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ/т и III класса независимо от газового фактора, нефтепроводы II и III классов, трубопроводы систем заводнения, транспортирующие пресную воду 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 2 - Категории участков трубопроводов

Наименование участков трубопроводов

Категория участков

метаноло-
проводов, трубопроводов, транспор-
тирующих вредные вещества (кроме транспор-
тирующих вещества с содержанием СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ)

газопроводов и трубопроводов нестабильного конденсата для транспортировки сероводород-
содержащих продуктов

газопроводов и трубопроводов нестабильного конденсата для транспорта бессернистых продуктов

выкидных трубопроводов нефтяных скважин, нефтегазо-
проводов, конденсато-
проводов стабильного конденсата для транспорти-
ровки как бессернистых, так и сероводород-
содержащих продуктов

трубопро-
водов систем завод-
нения при СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ10 МПа

при категории трубопровода

II

II

II

III

II

III

III

Переходы через водные преграды

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

Несудоходные шириной зеркала воды в межень до 25 м в русловой части, оросительные и деривационные каналы

I

-

-

II

-

II

-

Горные потоки (реки) при подземной прокладке и поймы рек по горизонту высоких вод 10% обеспеченности

-

-

-

II

-

II

-

Участки протяженностью 1000 м от границ горизонта высоких вод 10% обеспеченности

-

-

-

-

-

II

-

Переходы через болота

-

-

Тип II

-

-

-

II

-

II

-

Тип III

I

-

-

II

-

II

II

Переходы через железные и автомобильные дороги

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 I-а, I-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

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 автомобильные дороги промышленных предприятий, дороги I-л, II-л, III-л, IV-л категорий, внутрихозяйственные автомобильные дороги I-с категории, включая участки по обе стороны дороги длиной 25 м каждый от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги

-

-

-

II

-

-

-

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; узлы подключения трубопровода к межпромысловому коллектору и примыкающие к ним участки длиной не менее 15 м в каждую сторону от границ монтажного узла; участки между охранными кранами УКПГ, КС, ДКС, ГС, ПХГ

-

-

-

II

-

-

-

Трубопроводы, прокладываемые по поливным и орошаемым землям хлопковых и рисовых плантаций

I

-

-

II

-

II

-

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 рыбохозяйственного значения, а также выше населенных пунктов и промышленных предприятий на расстояние от них до:

-

-

-

-

-

II

-

300 м - при номинальном диаметре труб 700 мм и менее

500 м - при номинальном диаметре труб до 1000 мм включительно;

1000 м - при номинальном диаметре труб более 1000 мм

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*

-

-

-

II

-

II

-

________________
* Текст документа соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.

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

Пересечения с воздушными линиями электропередачи высокого напряжения

в соответствии с требованиями [3]

Трубопроводы ввода - вывода, транзитные трубопроводы

I

I

I

I

-

-

-

Трубопроводы обвязки куста скважин

I

I

I

I

-

-

-

Примечания

1 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.

2 Действующие трубопроводы, пересекаемые строящимися железными и автомобильными дорогами, подлежат реконструкции в соответствии с таблицей 7.

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

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

6.3 Значения коэффициента надежности по назначению трубопровода СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ и коэффициента условий работы трубопровода СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ должны приниматься по таблицам 3 и 4.


Таблица 3

Номинальный диаметр трубопровода, мм

Значение коэффициента надежности по назначению трубопровода при давлении, МПа


СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ7,5

7,5СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ10

10СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ15

15СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ20

20СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ32

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 4

Категория трубопровода и его участка

Значение коэффициента условий работы трубопровода СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ

I

0,6

II

0,75

III

0,90

6.4 Значения коэффициентов надежности по материалу СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ и по нагрузке СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ должны приниматься по таблицам 5 и 6.


Таблица 5

Характеристика труб

Значение коэффициента надежности по материалу СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ

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;

сварные, изготовленные из спокойных сталей с содержанием в химсоставе углерода не более 0,10% и серы не более 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

1,34

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

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 непрерывно-литой заготовки, прошедшие 100%-ный контроль металла неразрушающими методами

1,40

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

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

1,47

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

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

бесшовные, прошедшие выборочный контроль металла неразрушающими методами

1,55

Примечания

1 Минусовой допуск по толщине стенки для всех труб по пункту 1 и сварных труб по пункту 2 не должен превышать 5% 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 применении специальных технологий производства, позволяющих получить качество труб, соответствующее указанному значению коэффициента СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ.



Таблица 6

Нагрузка и воздействие

Способ прокладки трубопроводов

Значение коэффициента надежности по нагрузке СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ

вид

характеристика

подземный

надземный


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.)

+

+

1,5

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; дреформации просадочных грунтов при замачивании или вечномерзлых при оттаивании и др.)

+

+

1,0

Обозначения: "+" - нагрузки и воздействия следует учитывать, "-" - не следует учитывать.

Примечания

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

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

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

6.6 Значения расстояний 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 таблице 7.

При размещении трубопроводов нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов на отметках земли выше зданий и сооружений при прохождении их вблизи этих объектов к значениям минимальных расстояний, приведенным в таблице 7, исходя из местных условий и норм технологического проектирования, должны быть предусмотрены дополнительные проектные решения по обеспечению безопасности объектов, в том числе за счет увеличения значений минимальных расстояний, установки дополнительных запорных устройств с дистанционным управлением, отключающим их в случае утечек продукта, заключения трубопровода в защитный футляр и пр.


Таблица 7

Объект, здание и сооружение

Минимальное расстояние, м, для

газопроводов

нефте- и продуктопроводов

класса

I

II

III

IV

I

II

III

номинальным диаметром, мм

300 и менее

св. 300 до 600

св. 600 до 800

св. 800 до 1400

300 и менее

св. 300 до 600

св. 600 до 800

св. 800 до 1400

300 и менее

св. 300 до 600

св. 600 до 800

св. 800 до 1400

300 и менее

св. 300 до 1400

св. 700 до 1200

св. 300 до 700

300 и менее

1 Города и другие 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 водопроводные станции, не относящиеся к промыслу; мосты железных дорог общей сети и автомобильных дорог I и II категорий с пролетом св. 20 м (при прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ниже мостов по течению); склады легковоспламеняющихся жидкостей и газов с объемом хранения св. 1000 мСП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, автозаправочные станции; мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии технологической связи трубопроводов, мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии связи Министерства связи РФ и других ведомств, а также телевизионные башни

200
400

250
600

300
700

350
800

150
300

200
400

250
500

300
600

100
200

150
250

200
300

250
400

75
150

125
200

150

100

75

2 Железные дороги общей сети (на перегонах) и автомобильные дороги 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 канализационные сооружения

75
150

125
200

150
300

200
400

50
100

75
150

100
200

150
250

30
50

50
75

75
100

100
200

20
50

50
75

30

20

20

4 Территории УКПГ, УППГ, КС, ДКС, ГС, ПХГ, СП и других технологических установок подготовки нефти и газа

100
150

150
200

200
250

250
300

75
75

125
125

150
150

200
200

75
75

100
100

125
125

150
150

75
75

125
125

50

30

30

5 Устья одной или куста бурящихся и эксплуатирующихся нефтяных, газовых и артезианских скважин

50
50

100
100

100
100

100
100

50
50

100
100

100
100

100
100

30
30

50
50

50
50

50
50

15
15

15
15

50

30

30

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

100
150

150
200

200
300

250
400

75
100

125
150

150
200

200
250

75
100

100
150

125
200

150
250

75
100

125
150

100

70

50

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

50
100

100
150

125
200

150
250

25
75

50
100

75
100

100
150

25
40

25
60

50
80

75
100

25
40

25
60

100

70

50

8 Специальные предприятия, сооружения, площадки, охраняемые зоны, склады взрывчатых и взрывоопасных веществ, карьеры полезных ископаемых, добыча на которых производится с применением взрывных работ, склады сжиженных горючих газов

По согласованию с заинтересованными организациями и соответствующими органами Государственного надзора

9 Воздушные линии электропередачи высокого напряжения, параллельно которым прокладывается трубопровод, пересечения трассы трубопровода с ЛЭП; опоры воздушных линий электропередачи высокого напряжения при пересечении их трубопроводом, открытые и закрытые трансформаторные подстанции и закрытые распределительные устройства напряжением 35 кВ и более

В соответствии с требованиями [3]

10 Территории ГРС, АГРС, в том числе шкафного типа, предназначенных для обеспечения газом:

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

75
100

100
150

125
200

150
250

70
75

75
100

100
125

125
150

50
50

75
75

100
100

125
125

50
50

50
75

25

25

25

- объектов промыслов и газопроводов (пунктов учета расхода газа, групповых сборных пунктов, ЦПС и т.п.)

25
25

25
25

25
25

25
25

25
25

25
25

25
25

25
25

25
25

25
25

25
25

25
25

25
25

25
25

15

10

10

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

75
75

75
75

75
100

100
150

50
50

50
75

50
75

75
100

50
50

50
50

50
75

75
100

30
50

30
50

15

10

10

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

75
75

75
75

75
100

100
150

50
50

75
75

75
75

75
100

50
50

50
50

50
75

75
100

50
50

50
50

15

10

10

13 Кабели междугородной связи и силовые электрические кабели

10
10

10
10

10
10

15
15

10
10

10
10

10
10

10
10

10
10

10
10

10
10

10
10

10
10

10
10

10

10

10

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

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15

15

15

15 Необслуживаемые усилительные пункты кабельной связи в подземных термокамерах

10
10

10
10

10
10

15
15

10
10

10
10

10
10

10
10

10
10

10
10

10
10

10
10

10
10

10
10

10

10

10

16 Притрассовые дороги, предназначенные только для обслуживания трубопроводов

Не менее 10 во всех случаях

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

50
50

50
50

75
75

75
75

30
30

30
30

50
50

50
50

20
20

20
20

30
30

30
30

5
5

9
9

5

5

5

18 Резервуарные парки для нефти, канализационные насосные станции

50
50

50
50

75
75

75
75

30
30

30
30

50
50

50
50

20
20

20
20

30
30

30
30

9
9

15
15

10

8

5

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

50
50

50
50

75
75

100
100

30
30

40
40

50
50

75
75

20
20

20
20

30
30

30
30

10
10

10
10

30

30

30

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

40
40

40
40

50
50

50
50

30
30

30
30

40
40

40
40

20
20

20
20

30
30

30
30

20
20

30
30

30

20

15

21 Электростанции и распределительные устройства, предназначенные для питания:

- объектов промысла:

открытых

75
75

75
75

100
100

100
100

50
50

50
50

60
60

60
60

40
40

40
40

50
50

50
50

30
30

30
30

50

50

50

закрытых

40
40

40
40

50
50

50
50

25
25

25
25

30
30

30
30

20
20

20
20

25
25

25
25

15
15

15
15

25

25

25

- объектов, не относящихся к промыслу

В соответствии с требованиями [3]

22 Подъездные железнодорожные пути (до подошвы насыпи или бровки выемки)

12
12

12
12

15
15

20
20

10
10

10
10

12
12

15
15

9
9

9
9

10
10

10
10

9
9

9
9

15

15

15

23 Подъездные внутрипромышленные дороги (IV, V категорий) и подъезды на территории нефтяного месторождения

15
15

15
15

20
20

20
20

12
12

12
12

15
15

15
15

10
10

10
10

12
12

12
12

9
9

9
9

10

10

10

24 Вертодромы и посадочные площадки (без базирования на них вертолетов)

50
100

100
150

150
200

200
300

50
100

50
100

100
150

150
200

50
75

50
100

100
150

150
200

50
50

50
75

100

50

50

25 Административно-хозяйственные блоки газовых и нефтяных промыслов

100
150

150
200

200
250

250
300

75
100

125
150

150
200

200
250

75
75

100
125

125
150

150
200

50
75

25
50

20

15

10

26 Контрольный пункт телемеханики блок-бокс

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15
15

15

15

15

27 Железнодорожные сливоналивные устройства

50
50

75
75

75
75

75
75

40
40

50
50

50
50

50
50

20
20

20
20

20
20

20
20

15
15

15
15

50

30

20

28 Резервуары конденсата, гликолей, метанола, эталоминов и других горючих жидкостей

75
75

100
100

125
125

150
150

50
50

75
75

100
100

125
125

50
50

75
75

100
100

125
125

50
50

75
750

30

25

25

Примечания

1 Значения, указанные над чертой, относятся к трубопроводам, транспортирующим газ, не содержащий сероводород, под чертой - газ с содержанием сероводорода.

2 Расстояния, указанные в таблице, должны приниматься для: городов и других населенных пунктов - от проектной городской черты на расчетный срок 25 лет; промышленных предприятий - от границ отведенных им территорий, с учетом их развития; железных дорог - от подошвы насыпи или бровки выемки со стороны трубопровода, но на расстоянии не менее 10 м от границы полосы отвода дороги; автомобильных дорог - от подошвы насыпи земляного полотна; всех мостов - от подошвы конусов; отдельно стоящих зданий и строений - от их ближайших выступающих частей.

3 Минимальные расстояния от мостов с пролетом 20 м и менее железных и автомобильных дорог следует принимать такими же, как от соответствующих дорог.

4 При соответствующем обосновании допускается сокращать указанные для пунктов 1-3, 5-10, 15-16, 19, 21, 24-26 расстояния от газопроводов III категории, не содержащих сероводород (указанные над чертой) не более чем на 30% при условии отнесения участков трубопроводов ко II категории и не более чем на 50% - при повышении их категории до I.

5 Расстояния от промысловых объектов до трубопроводов, транспортирующих нестабильный конденсат, следует принимать как для трубопроводов, транспортирующих газ.

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

7 При наличии между газопроводами и железной или автомобильной дорогой лесной полосы шириной не менее 10 м соответствующие расстояния допускается сокращать, но не более чем на 30%.

8. При надземной прокладке газопроводов расстояния, указанные в таблице, должны приниматься с коэффициентом: 2,0 - для пункта 1; 1,5 - для пункта 2; 1,0 - для остальных пунктов.

9 Минимальные расстояния от трубопроводов систем заводнения до зданий и сооружений должны приниматься в соответствии с требованиями СП 31.13330.

10 Расстояния между устьем скважин ПХГ и месторождений и подземно прокладываемыми газопроводами-шлейфами от других скважин номинальным диаметром до 300 мм и давлением до 15 МПа включительно допускается уменьшать до 30 м, а при давлении больше 15 МПа - до 75 м при условии отнесения таких трубопроводов к категории не ниже II. Указанные расстояния допускается сокращать на 50% при условии отнесения участков газопроводов к категории I. При уплотненной сетке размещения скважин при обустройстве ПХГ и месторождений допускается уменьшение расстояний между устьем скважин и подземно прокладываемыми газопроводами-шлейфами до расстояний, обеспечивающих нормальные условия монтажа, ремонта и эксплуатации трубопроводов и оборудования скважин, но не менее 9 м от ограждений площадки эксплуатируемой скважины. Участки трубопроводов в границах минимально допустимых расстояний должны быть отнесены к категории I, а скважины - оборудованы клапанами-отсекателями.

Расстояния до объектов, отсутствующих в настоящих нормах, должны приниматься по согласованшо с заинтересованными организациями и соответствующими органами государственного надзора.

7 Полоса отвода и территориальные зоны с особыми условиями использования

7.1 Для размещения трубопровода и необходимых сопутствующих сооружений, в составе проекта должна быть предусмотрена полоса отвода в соответствии с требованиями законодательства о градостроительной деятельности.

7.2 В проектной документации на строящиеся или реконструируемые промысловые трубопроводы ширина полосы отвода должна быть принята как для магистральных трубопроводов [4].

7.3 Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения трубопроводов для них должны быть установлены охранные зоны по аналогии с магистральными трубопроводами [5].

8 Основные требования к трассам трубопроводов

8.1 Трасса трубопроводов должна выбираться на основе вариантной оценки экономической целесообразности и экологической допустимости из нескольких возможных вариантов. При выборе трасс трубопроводов необходимо учитывать перспективное развитие месторождения, условия строительства трубопроводов и их обслуживания в период эксплуатации.

8.2 Не допускается прокладка трубопроводов по территории населенных пунктов, вахтовых жилых комплексов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, аэродромов, морских и речных портов, пристаней и других аналогичных объектов.

8.3 При взаимном пересечении промысловых трубопроводов расстояние между ними в свету должно приниматься не менее 350 мм, а пересечение выполняться под углом не менее 60°. При взаимном пересечении газопроводы должны располагаться над трубопроводами, транспортирующими жидкие углеводороды. При пересечении с водопроводами питьевого назначения водопроводы питьевого назначения должны располагаться выше промысловых трубопроводов. Допускается располагать промысловые трубопроводы выше трубопроводов, транспортирующих воду питьевого назначения, при условии прокладки водопроводов питьевого назначения в защитных футлярах, при этом концы футляра должны быть выведены на расстояние не менее 10 м от точки пересечения.

8.4 Пересечения трубопроводов с другими инженерными сетями должны проектироваться в соответствии с требованиями СП 18.13330, [3].

8.5 При совместном расположении в одном коридоре трубопроводов, ЛЭП, линий связи и автомобильных дорог любого назначения: ЛЭП и линий связи необходимо размещать по одну сторону автомобильной дороги, а трубопроводы - по другую, причем ближе к дороге укладываются водоводы, далее - нефтепроводы и последними - газопроводы.

8.6 Число трубопроводов, укладываемых в одну траншею или на общих опорах, определяется проектной документацией исходя из условий надежности и безопасности эксплуатации трубопроводов и удобства выполнения строительно-монтажных и ремонтных работ.

8.7 Расстояния между параллельными промысловыми трубопроводами должны приниматься из условий обеспечения сохранности действующего трубопровода при строительстве нового трубопровода, безопасности при проведении работ и надежности объектов в процессе эксплуатации, но не менее значений, приведенных в таблице 8.


Таблица 8 - Расстояния между трубопроводами

Способ прокладки параллельных трубопроводов

Минимальное расстояние между осями трубопроводов, м, при номинальном диаметре, мм

первого

второго

до 150 включ.

св. 150 до 300 включ.

св. 300 до 600 включ.

св. 600 до 1400 включ.

1 При отсутствии вечномерзлых грунтов

подземный

подземный

5

8

11

14

наземный в насыпи

наземный в насыпи

надземный на опорах

надземный на опорах

15

25

40

50

2 На вечномерзлых грунтах, теряющих при оттаивании несущую способность

подземный

подземный

20

30

40

50

наземный в насыпи

наземный в насыпи

надземный на опорах

надземный на опорах

25

35

50

60

Примечание - При комбинированной прокладке расстояния между трубопроводами принимаются как для способа подземный - подземный.

8.8 При прокладке промысловых трубопроводов параллельно магистральным трубопроводам транспортирующим углеводороды расстояния между ними должны приниматься по СП 36.13330, как расстояния между двумя магистральными трубопроводами с заданными характеристиками.

9 Конструктивные требования к трубопроводам

9.1 Общие требования

9.1.1 Диаметр трубопроводов должен определяться расчётом в соответствии с нормами технологического проектирования.

9.1.2 Трубопроводы должны быть сварены встык с установкой на них соединительных деталей (отводов, тройников, переходников и др.) и стальной запорной арматуры равнопроходного сечения (кранов, задвижек, вентилей и т.д.).

9.1.3 На трубопроводах следует применять приварную стальную запорно-регулирующую арматуру.

9.1.4 Фланцевые соединения допускаются в местах подключения трубопроводов к аппаратам, арматуре, контрольно-измерительным приборам и другому оборудованию с ответными фланцами на участках трубопроводов, требующих периодической разборки, а также в качестве изолирующих в зонах с блуждающими токами.

9.1.5 Не допускается непосредственная приварка к трубопроводам усиливающих элементов. Узлы, в состав которых входят трубы (или соединительные детали) и другие стальные конструкции, должны быть заводского изготовления.

9.1.6 Допустимые радиусы изгиба трубопроводов в горизонтальной и вертикальной плоскостях должны определяться расчетом из условия прочности, местной устойчивости стенок труб и устойчивости положения трубопровода под воздействием внутреннего давления, собственного веса и продольных сжимающих усилий, возникающих в результате изменения температуры металла труб в процессе эксплуатации, а также разностью температур при строительстве и эксплуатации трубопроводов.

Радиусы изгиба отводов для участков трубопроводов, на которых предусматривается проход очистных устройств, должны быть не менее пяти диаметров трубопровода.

Угол поворота сектора сварных отводов не должен превышать 6°.

9.1.7 Длина патрубков (прямых вставок), ввариваемых в трубопровод, должна быть не менее диаметра трубопровода. Для трубопроводов номинальным диаметром 300 мм и менее с рабочим давлением до 2,5 МПа длину прямых вставок допускается принимать не менее 100 мм.

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

9.1.9 На трубопроводах должны предусматриваться узлы запуска и приема очистных и диагностических устройств, конструкция и расположение которых определяется проектом.

9.1.10 Все элементы трубопроводов в пределах одного очищаемого участка должны быть равнопроходными (трубы, линейная арматура, камера приема и запуска очистных устройств и т.п.).

9.1.11 При проектировании узлов равнопроходных ответвлений от основного трубопровода, а также неравнопроходных ответвлений, номинальный диаметр которых более 0,3 номинального диаметра основного трубопровода, должны предусматриваться проектные решения, исключающие возможность попадания очистного устройства в ответвление.

9.1.12 При проектировании трубопроводов, предназначенных для транспортирования сред, оказывающих коррозионные воздействия на металл труб, сварные соединения, а также запорно-регулирующую арматуру, необходимо предусматривать технические решения, обеспечивающие защиту трубопроводов от коррозионного и стресс-коррозионного воздействий транспортируемого продукта, а также мониторинг скорости внутренней коррозии.

9.1.13 Необходимость внешней тепловой изоляции трубопроводов и ее конструктивное оформление определяются теплотехническими расчетами, требованиями промышленной безопасности, свойствами транспортируемой среды, способом прокладки трубопровода, требованиями технологического процесса и техники безопасности.

9.1.14 Трубопроводы нефтесбора нефтяных месторождений, 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, а также трубопроводы, транспортирующие среду, вызывающую внутреннюю коррозию со скоростью 0,2 мм/год и выше должны выполняться из труб с внутренним антикоррозионным покрытием.

9.2 Размещение запорной и другой арматуры

9.2.1 На трубопроводах надлежит предусматривать установку запорной арматуры на расстоянии, определяемом расчетом из условия обеспечения безопасности и охраны окружающей среды, но не более (не дальше друг от друга по оси трубопровода):

- 15 км - для трубопроводов газа, нефти и нефтепродуктов, не содержащих сероводород;

- 5 км - для указанных сред, содержащих сероводород;

- 10 км - для трубопроводов конденсата и метанола, трубопроводов, транспортирующих пластовые и сточные воды.

Кроме того, установку запорной арматуры необходимо предусматривать:

- в начале каждого ответвления на расстоянии, допускающем установку монтажного узла, его ремонт и безопасную эксплуатацию;

- на входе и выходе газопроводов из УКПГ, УППГ, КС, ДКС, ГС, ПХГ, ГПЗ и НС на расстоянии от границ территории площадок для трубопроводов не менее:

номинальным диаметром 1000 мм и более - 750 м;

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

номинальным диаметром менее 700 мм до 300 мм включительно - 300 м;

номинальным диаметром менее 300 мм - 100 м;

- дополнительная установка запорной арматуры не обязательна при наличии в пределах этих расстояний камер приема-пуска очистных, разделительных и диагностических устройств;

- на обоих концах перехода трубопровода через водные преграды в зависимости от рельефа трассы, с каждой стороны перехода - для исключения поступления транспортируемого продукта в водоем, при этом запорная арматура должна быть установлена на отметках выше ГВВ 10%-ной обеспеченности;

- на обоих концах участков нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и конденсатопроводов, проходящих на отметках выше населенных пунктов, зданий и сооружений, в т.ч. железных дорог, на расстоянии, устанавливаемом проектной документацией в зависимости от рельефа местности и необходимости обеспечения безопасности объектов;

- на обоих берегах болот III типа протяженностью 500 м.

Для контроля давления в трубопроводе с обеих сторон запорной арматуры следует устанавливать манометры.

9.2.2 Запорная арматура, устанавливаемая на трубопроводах подключения к площадкам УКПГ, УППГ, ГС, ПХГ, ДНС, ГПЗ, ЦПС, ПС, а также нефтепроводах, нефтепродуктопроводах и конденсатопроводах I и II классов, при переходе их через водные преграды и при прокладке выше отметок зданий и сооружений должна быть оборудована устройствами, обеспечивающими дистанционное управление и сигнализацию в случае утечек продукта. Запорная арматура с дистанционным и автоматическим управлением для аварийного перекрытия трубопровода должна быть оборудована ручным дублером.

9.2.3 При параллельной прокладке двух или более трубопроводов узлы линейной запорной арматуры должны быть смещены на расстояние не менее 50 м друг от друга. При соответствующем обосновании допускается уменьшение указанного расстояния, исходя из возможности монтажа, ремонта и безопасной эксплуатации.

9.2.4 На обоих концах участков газопроводов между запорной арматурой, узлах запуска и приема очистных устройств, узлах подключения следует предусматривать установку продувочных свечей на расстоянии не менее 15 м от запорной арматуры при номинальном диаметре газопровода до 1000 мм и не менее 50 м при номинальном диаметре газопровода 1000 мм и более. Диаметр продувочной свечи и ее высоту следует определять на основании расчета рассеивания выбрасываемого из свечи вредного вещества при условии опорожнения участка трубопровода между запорной арматурой за время не более 2 ч, при этом высота вытяжной свечи от уровня земли должна быть не менее 5 м, а расстояние от свечи до зданий и сооружений, не относящихся к конкретному трубопроводу, должно приниматься в соответствии с таблицей 7. На газопроводах-шлейфах допускается продувочные свечи не устанавливать.

9.2.5 На обоих концах участков конденсатопроводов между запорной арматурой для аварийного сброса продукта следует предусматривать вместо продувочных свечей специальные ответвления. Каждое ответвление длиной не менее 10 м должно быть оснащено запорным устройством, выступать на 0,5 м над поверхностью земли и заканчиваться фланцевой заглушкой.

9.3 Подземная прокладка трубопроводов

9.3.1 Заглубление трубопроводов до верха трубы должно быть, м, не менее:

на непахотных землях вне постоянных проездов:

- 0,8 - при номинальном диаметре менее 1000 мм;

- 1,0 - при номинальном диаметре 1000 мм и более;

- 1,0 - на пахотных и орошаемых землях;

- 0,6 - в скальных грунтах и болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельскохозяйственных машин;

- 1,1 - при пересечении оросительных и осушительных каналов от предельной глубины профиля очистки дна канала;

при пересечении автомобильных дорог:

- 1,4 - от верха покрытия дороги до верхней образующей защитного футляра;

- 0,5 - от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа до верхней образующей защитного футляра (при размещении дорожного полотна на нулевых отметках или в выемках).

9.3.2 Заглубление трубопроводов, транспортирующих среды, замерзающие при отрицательной температуре, должно быть для:

- пресной воды - согласно СП 31.13330;

- пластовых и сточных вод - в зависимости от минерализации (солености) и температуры воды, почвенных и климатических условий согласно СП 32.13330 и [6].

9.3.3 Заглубление нефтепроводов, в дополнение к указанным требованиям, должно определяться с учетом оптимального режима перекачки и свойств перекачиваемых продуктов в соответствии с указаниями, изложенными в нормах технологического проектирования.

9.3.4 Глубина прокладки подземного трубопровода в районах вечномерзлых грунтов определяется принятым конструктивным решением, обеспечивающим надежность работы трубопровода с учетом требований охраны окружающей среды.

9.3.5 В одной траншее допускается прокладка не более четырех трубопроводов одного или различных назначений, номинальным диаметром не более 300 мм.

9.3.6 Прокладка трубопроводов сжатого воздуха или газа для КИП, ингибитора коррозии и гидратообразования должна предусматриваться в одной траншее совместно с газопроводами-шлейфами, выкидными и нефтегазосборными трубопроводами с разрывом между ними в свету не менее 350 мм.

9.3.7 Ширина траншеи по дну при прокладке одного трубопровода должна выбираться в соответствии с требованиями СП 36.13330.

9.3.8 Ширина траншеи по дну при прокладке в одной траншее нескольких трубопроводов должна увеличиваться на значение

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, (1)


где СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - число трубопроводов, прокладываемых совместно с первым;

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - наружные диаметры трубопроводов, м;

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - расстояния между трубопроводами, м.

9.3.9 При прокладке трубопроводов по направлению уклона местности свыше 20% следует предусматривать устройство противоэрозионных экранов и перемычек как из естественного грунта (например, глинистого), так и из искусственных материалов.

9.3.10 При проектировании трубопроводов, укладываемых на косогорах, необходимо предусматривать устройство нагорных канав для отвода поверхностных вод от трубопровода.

9.3.11 При наличии вблизи трассы действующих оврагов и провалов, оказывающих влияние на безопасную эксплуатацию трубопроводов, следует предусматривать мероприятия по их укреплению.

9.3.12 На трассе трубопроводов следует предусматривать установку постоянных реперов на расстоянии не более 5 км друг от друга по сетке по всей площади месторождения или по трассе трубопровода, проложенного отдельно. Опознавательные знаки устанавливаются на расстоянии не более 500 м друг от друга. Помимо этого, знаки устанавливаются на углах поворота в горизонтальной плоскости, на переходах трубопроводов через препятствия.

9.4 Наземная (в насыпи) прокладка трубопроводов

9.4.1 Наземная (в насыпи) прокладка трубопроводов должна применяться на участках трассы с резко пересеченным рельефом местности, в заболоченных местах, на участках, длительное время залитых водой.

9.4.2 Поперечный профиль насыпи устанавливается в зависимости от типа грунтов и должен быть:

- по верху насыпи - не менее 1,5 внешнего диаметра трубопровода;

- высотой над трубопроводом - 0,8 м;

- с откосами - не менее углов естественного откоса грунта, но не менее чем 1:1,25.

9.4.3 Земляные насыпи должны выполняться с тщательным послойным уплотнением и поверхностным закреплением грунта. Для повышения устойчивости насыпи вокруг трубопроводов следует применять искусственное закрепление грунтов.

9.4.4 При наземной прокладке должны быть исключены процессы размыва, осыпания, сползания насыпи с трубы, или ограничено тепловое воздействие трубопроводов на грунты оснований, обеспечено устройство сооружений для пропуска постоянных и периодически действующих водотоков.

9.4.5 При пересечении водотоков в теле насыпи должны быть предусмотрены водопропускные сооружения. Дно водопропускных сооружений и примыкающие к ним откосы насыпи должны быть укреплены железобетонными плитами или камнем. Число и размеры водопропускных сооружений определяются расчетом с учетом рельефа местности, площади водосбора и интенсивности стока поверхностных вод.

9.5 Надземная прокладка трубопровода

9.5.1 При балочной надземной прокладке трубопроводов допускается параллельная прокладка нескольких трубопроводов-шлейфов на одних и тех же опорах (ригелях). Расстояние в свету между рядом расположенными трубопроводами должно быть не менее 500 мм при диаметре труб до 325 мм включительно и не менее диаметра трубопровода при диаметре более 325 мм, при этом, для теплоизолированных трубопроводов в качестве диаметра принимается диаметр вместе с изоляцией.

9.5.2 Высоту прокладки надземного трубопровода от поверхности земли до низа трубопровода (или пролетных строительных конструкций высоких эстакад) следует принимать не менее 0,5 м, а в местах предназначенных для прохода людей - 2,5 м, на путях миграции животных - 3,0 м и при пересечении автомобильных дорог - согласно СП 18.13330.

9.5.3 Высота прокладки трубопроводов над землей на участках вечномерзлых грунтов должна назначаться из условия обеспечения вечномерзлого состояния грунта под опорами и трубопроводом.

9.5.4 Теплоизоляцию трубопроводов, в том числе для горючих газов, легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, допускается выполнять из горючих материалов с устройством противопожарных вставок из негорючих материалов, ширина вставки при этом должна быть не менее 0,5 м, а расстояние между вставками не более 24 м.

9.5.5 Конструкциями опор надземных трубопроводов и методами их сооружения должно быть обеспечено проектное положение трубопроводов в процессе эксплуатации. Опоры должны проектироваться из негорючих материалов, быть электроизолированы от трубопровода.

9.5.6 В местах установки (на трубопроводе) арматуры необходимо предусматривать стационарные площадки для ее обслуживания. Площадки должны быть искробезопасными, несгораемыми и иметь конструкцию, исключающую скопление на них мусора и снега.

9.5.7 На начальном и конечном участках перехода трубопровода от подземной к надземной прокладке необходимо предусматривать постоянные ограждения из металлической сетки высотой не менее 2,2 м.

9.5.8 При проектировании надземных переходов необходимо учитывать продольные перемещения трубопроводов в местах их выхода из грунта. Для уменьшения значений продольных перемещений в местах выхода трубопроводов из грунта допускается применение подземных компенсирующих устройств или устройство поворотов вблизи перехода (компенсатора-упора) для восприятия продольных перемещений подземного трубопровода на участке, примыкающем к переходу.

9.5.9 При прокладке трубопроводов через естественные препятствия расстояние от низа трубы или пролетного строения должны приниматься не менее:

- 0,5 м до уровня воды при 5%-ной обеспеченности - при пересечении оврагов и балок;

- 0,5 м до уровня воды при 1%-ной обеспеченности и наивысшего горизонта ледохода - при пересечении несудоходных, несплавных рек и больших оврагов, где возможен ледоход;

- значения, установленного ГОСТ 26775 - при пересечении судоходных и сплавных рек.

9.5.10 На переходах трубопровода над железными дорогами общей сети расстояние от низа трубы или пролетного строения до головки рельсов должны приниматься в соответствии с требованиями габарита С по ГОСТ 9238.

Расстояние в плане от крайней опоры надземного трубопровода должно быть, м, не менее:

5 - до подошвы откоса насыпи;

3 - до бровки откоса выемки;

10 - до крайнего рельса железной дороги.

9.5.12 Для мест надземных переходов трубопроводов через ручьи, овраги и другие препятствия в проекте должны предусматриваться конструктивные решения, обеспечивающие надежную защиту от тепловых и механических воздействий соседних трубопроводов при возможном разрыве на одном из них.

9.6 Прокладка трубопроводов на многолетнемерзлых грунтах

9.6.1. Выбор принципа использования ММГ в качестве оснований должен проводиться в соответствии с требованиями СП 25.13330, на основании результатов инженерных изысканий, выполненных в соответствии с СП 47.13330 с учетом мерзлотно-грунтовых условий, способа и конструктивного решения прокладки трубопровода, режима его эксплуатации, прогноза локальных и общих изменений инженерно-геокриологических условий и свойств грунтов основания, мероприятий по охране окружающей среды.

Выбранный способ прокладки и конструктивные решения должны обеспечивать работоспособность и ремонтопригодность трубопроводов в течение всего периода эксплуатации.

9.6.2. При расчете трубопроводов на прочность и устойчивость при прокладке трубопроводов с применением грунтового основания по II принципу в соответствии с СП 25.13330 должны учитываться дополнительные напряжения от изгиба, вызванные неравномерной осадкой основания.

9.6.3. Категории трубопроводов, прокладываемых на ВМГ, должны приниматься в зависимости от категории просадочности ВМГ при оттаивании и способа прокладки трубопроводов в соответствии с таблицей 9.

Категории просадочности однородных грунтов должны приниматься в зависимости от относительной осадки грунта при оттаивании в соответствии с таблицей 10. При отсутствии характеристики относительной осадки грунта допускается принимать категорию просадочности грунта в зависимости от значения суммарной влажности грунтов.


Таблица 9

Категория просадочности трубопроводов, прокладываемых на ВМГ

Категория участков

газопроводов при прокладке

нефтепроводов при прокладке

водоводов при прокладке

подземной

надземной

подземной

надземной

подземной

надземной

I

III

III

III

III

III

III

II

II (III)

III

II

III

II

III

III

II

III

II

III

II

III

IV

II

II

II

II

II

II

V

II

II

-

II

-

II

Примечание - В скобках указана категория участков для одиночных "холодных" трубопроводов.



Таблица 10

Наименование грунта по просадочности

Категория проса-
дочных
одно-
родных грунтов

Относи-
тельная осадка при оттаи-
вании

Суммарная влажность грунта, дол.ед.

Зона распространения категории просадочности

песок мелко-
зерни-
стый

песок пыле-
ватый, супесь легкая

супесь, сугли-
нок, глина

торф, затор-
фован-
ный грунт

Непросадочный (без ледяных включений)

I

0,00-0,01

Менее 0,18

Менее 0,20

Менее 0,20

-

Островное распространение ВМГ

Малопросадочный (малольдистый)

II

0,01-0,10

0,18-0,25

0,20-0,40

0,20-0,40

Менее 2

Островное и массивно-островное распространение

Просадочный (льдистый)

III

0,10-0,4*

Более 0,25

Более 0,40

0,4-1,10

2,0-12,0

Прерывистое распространение ВМГ

Сильнопроса-
дочный (сильнольдистый)

IV

0,4-0,60*

-

-

Более 1,10

Более 12

Сплошное распространение ВМГ

Чрезмерно-
просадочный (с крупными включениями подземного льда)

V

Более 0,60*

-

-

Более 1,10**

Более 12

Сплошное распространение ВМГ

* Для минерального грунта просадочность без нагрузки, для торфа - под нагрузкой 0,04 МПа.

** Влажность грунта между крупными ледяными включениями.

9.6.4 При укладке трубопроводов на косогорах с поперечным уклоном более 8° должна предусматриваться срезка или подсыпка грунта и устройство полок. При этом срезку ВМГ допускается предусматривать только на непросадочных или малопросадочных участках при отсутствии мерзлотных процессов. На участках ВМГ, где возможно развитие мерзлотных процессов, необходимо предусматривать устройство полок только путем подсыпки грунта с проведением специальных мероприятий по повышению устойчивости полок.

9.7 Прокладка трубопроводов в просадочных и пучинистых грунтах

9.7.1 Проектирование подземных трубопроводов для районов распространения просадочных грунтов II типа необходимо выполнять с учетом требований СП 22.13330.

Для просадочных грунтов I типа по СП 22.13330 проектирование трубопроводов ведется как для условий непросадочных грунтов.

При невозможности избежать возникновения просадки основания под трубопроводами при расчете трубопровода на прочность и устойчивость следует учитывать дополнительные напряжения от изгиба, вызванные просадкой основания.

9.7.2 При прокладке трубопроводов на свайных основаниях в проектной документации необходимо предусматривать выполнение мероприятий, препятствующих просадке свай.

9.7.3 Для уменьшения напряжения в трубопроводе при его непрерывных осадках должны предусматриваться специальные мероприятия: устройство теплоизоляции, замена грунта, укладка трубопровода с учетом ожидаемой деформации, применение опор для фиксации положения трубопровода, применение геотекстильных материалов, охлаждение грунта или перекачиваемого продукта, прокладка по типу "труба в трубе" и др.

9.7.4 При пересечении участков пучинистых грунтов расчет на прочность, устойчивость и деформативность должен производиться с учетом дополнительных воздействий, вызванных морозным пучением грунтов. Расчет "холодных" трубопроводов должен производиться определением размеров зоны промерзания вокруг трубопровода, параметров пучения в зависимости от положения фронта промерзания и оценкой прочности и устойчивости трубопровода вследствие его взаимодействия с грунтом.

9.7.5 Для уменьшения воздействия морозного пучения на трубопроводы или на их опоры (сваи) должны предусматриваться мероприятия: замена грунта, устройство компенсационных участков, техническая мелиорация грунтов, прокладка трубопроводов с учетом ожидаемых деформаций, применение противопучинистых устройств для обеспечения устойчивости положения трубопроводов.

9.8 Прокладка трубопроводов в сейсмических районах

9.8.1 Трубопроводы, предназначенные для прокладки в районах с сейсмичностью свыше шести баллов для надземных и свыше восьми баллов для подземных трубопроводов, должны проектироваться с учетом сейсмических воздействий.

9.8.2 При выборе трассы трубопроводов в сейсмических районах при всех прочих равных условиях, предпочтение следует отдавать участкам трассы с однородными свойствами грунтов в плане и по глубине, при этом необходимо избегать косогорные участки, участки с неустойчивыми и просадочными грунтами, территории горных выработок и активных тектонических разломов, а также участки, сейсмичность которых превышает девять баллов.

9.8.3 Площадки строительства с крутизной склонов более 15°, близостью плоскостей сбросов, сильной нарушенностью пород геологическими процессами, просадочностью грунтов, осыпями, обвалами, плывунами, оползнями, карстом, горными выработками, селями - неблагоприятные в сейсмическом отношении. Следует избегать таких площадок при выборе трассы промысловых трубопроводов.

9.8.4 При прохождении участка трассы с грунтами, резко отличающимися друг от друга сейсмическими свойствами, необходимо предусматривать возможность свободного перемещения трубопровода.

9.8.5 Конструкциями опор надземных трубопроводов должна быть обеспечена возможность перемещений трубопроводов, возникающих во время землетрясения.

9.8.6 Расчет на прочность и устойчивость участков трубопроводов, проектируемых для строительства в сейсмических районах, должен выполняться на основные и особые сочетания нагрузок с учетом расчетной сейсмической нагрузки.

9.8.7 На наиболее опасных, в сейсмическом отношении, участках трассы должна предусматриваться автоматическая система контроля и отключения аварийных участков трубопроводов.

10 Конструктивные требования к переходам трубопроводов через естественные и искусственные препятствия

10.1 Общие требования

10.1.1 К естественным и искусственным препятствиям относят реки, водохранилища, каналы, озера, пруды, ручьи, протоки и болота, овраги, балки, железные и автомобильные дороги.

10.1.2 Прокладка переходов трубопроводов через естественные и искусственные препятствия должна выполняться траншейным и бестраншейным способами: методами наклонно-направленного бурения, микротоннелирования, тоннелирования с применением щитовой проходки, "труба в трубе", надземной прокладкой.

Выбор способа прокладки должен быть обоснован технико-экономическими расчетами.

10.2 Переходы трубопроводов через водные преграды

10.2.1 Переходы трубопроводов через водные преграды следует проектировать на основании результатов гидрологических, инженерно-геологических и топографических изысканий с учетом опыта эксплуатации ранее построенных подводных переходов в том же районе, существующих и проектируемых гидротехнических сооружений, влияющих на режим водной преграды в месте перехода, перспективных дноуглубительных и выправительных работ в заданном районе пересечения трубопроводом водной преграды и требований по охране рыбных ресурсов и окружающей среды. Не допускается проектирование переходов по материалам изысканий, срок давности которых превышает два года, без производства дополнительных изысканий. Место перехода следует согласовывать с соответствующими уполномоченными органами государственной власти и заинтересованными организациями.

10.2.2 Границы основной и резервной ниток подводного перехода трубопровода, определяющие длину перехода:

- участок, ограниченный запорной арматурой, установленной на берегах;

- участок, ограниченный горизонтом высоких вод (ГВВ), не ниже отметок 10%-ной обеспеченности - для перехода, не имеющего запорной арматуры, установленной на берегах.

В границы воздушного (надводного) перехода трубопровода через водную преграду входят надземная часть и участки подземного трубопровода длиной 50 м каждый от места выхода трубопровода из земли.

10.2.3 Створы переходов через реки должны выбираться на прямолинейных устойчивых плесовых участках с пологими неразмываемыми берегами русла при минимальной ширине заливаемой поймы. Створ подводного перехода должен быть максимально приближен к 90°, но не менее 60° к динамической оси потока, избегая участков, сложенных скальными грунтами. Не допускается устройство переходов на перекатах траншейным способом. Створы подводных переходов должны располагаться за пределами первых поясов зон санитарной охраны источников питьевого водоснабжения.

10.2.4 Переходы нефтепроводов через реки и каналы следует предусматривать подводным способом ниже по течению от мостов, промышленных предприятий, пристаней, речных вокзалов, гидротехнических сооружений, водозаборов и других аналогичных объектов, а также нерестилищ и мест массового обитания рыб. При соответствующем технико-экономическом обосновании допускается располагать переходы нефтепроводов через реки и каналы выше по течению от указанных объектов. При этом должны разрабатываться дополнительные мероприятия, обеспечивающие надежность работы и безопасность переходов.

10.2.5 Минимальные расстояния от оси подводных переходов трубопроводов до мостов, пристаней и других объектов должны приниматься по таблице 7 как для подземной прокладки.

10.2.6 Прокладка подводных переходов должна предусматриваться с заглублением в дно пересекаемых водных преград. Заглубление трубопровода на участках подводных переходов должно определяться с учетом характера водной преграды, прогнозируемых деформаций русла, берегов, поймы в период эксплуатации перехода, перспективного дноуглубления и гидротехнического строительства.

При проектировании подводных переходов отметка верха забалластированного трубопровода должна назначаться не менее чем на 0,5 м ниже прогнозируемого предельного профиля размыва русла реки, определяемого на основании инженерных изысканий, с учетом возможных деформаций русла в течение 25 лет после окончания строительства перехода, но не менее 1,0 м от естественных отметок дна водоема.

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

10.2.7 Проектные отметки верха трубопровода на переходе с применением наклонно-направленного бурения должны быть ниже предельного профиля деформации русла и берегов более 2 м и не менее 6 м от естественных отметок дна, при этом прогноз деформаций должен составляться на период не менее 60 лет после окончания строительства перехода. Рабочие котлованы входа и выхода трубопровода при бурении наклонной скважины под преградой должны располагаться на расстоянии не менее 200 м от границ меженного уровня преграды.

10.2.8 При параллельной прокладке двух трубопроводов через преграду с применением наклонно-направленного бурения расстояние в плане между осями этих трубопроводов должно быть не менее 10 м.

10.2.9 Толщина стенки труб рабочего трубопровода при строительстве с использованием наклонно-направленного бурения должна определяться с учетом дополнительных усилий, прикладываемых к трубопроводу при его укладке.

10.2.10 При пересечении водных преград расстояние между параллельными подводными трубопроводами должно назначаться исходя из инженерно-геологических и гидрологических условий, а также из условий производства работ по устройству подводных траншей, возможности укладки в них трубопроводов и сохранности трубопровода при аварии на параллельно проложенном. Минимальное расстояние между осями газопроводов номинальным диаметром 1400 мм, заглубляемых в дно водоема с зеркалом воды в межень шириной свыше 25 м, должно быть не менее 30 м.

10.2.11 Минимальное расстояние между параллельными трубопроводами, прокладываемыми на пойменных участках подводного перехода, следует принимать такими же, как для линейной части трубопровода.

10.2.12 Подводные трубопроводы на переходах в границах ГВВ не ниже 1%-ной обеспеченности должны рассчитываться против всплытия.

10.2.13 Ширину подводных траншей по дну следует назначать с учетом режима водной преграды, методов их разработки, необходимости водолазного обследования и водолазных работ рядом с уложенным трубопроводом, способа укладки и условиями прокладки кабеля конкретного трубопровода.

Крутизну откосов подводных траншей следует назначать в соответствии с требованиями СП 86.13330.

10.2.14 Профиль трассы трубопровода следует принимать с учетом допустимого радиуса изгиба трубопровода, рельефа русла реки и расчетной деформации (предельного профиля размыва), геологического строения дна и берегов, необходимой нагрузки и способов укладки подводного трубопровода.

Кривые искусственного гнутья в русловой части подводных переходов допускается предусматривать в особо сложных топографических и геологических условиях. Применение сварных отводов в русловой части не допускается.

Кривые искусственного гнутья на переходах должны располагаться за пределами прогнозируемого размыва этих участков.

10.2.15 Запорная арматура, устанавливаемая на подводных переходах трубопроводов, должна размещаться на обоих берегах на отметках не ниже отметок ГВВ 10%-ной обеспеченности и выше отметок ледохода.

На берегах горных рек запорную арматуру следует размещать на отметках не ниже отметок ГВВ 2%-ной обеспеченности.

10.2.16 У трубопровода в границах перехода должен быть постоянный номинальный диаметр и равнопроходная линейная арматура, на внутренней поверхности трубопровода не должно быть выступающих узлов и деталей.

Применяемые на переходе тройники должны быть с решетками, исключающими попадание средств очистки и диагностики в ответвления.

10.2.17 Запорная арматура, устанавливаемая на переходах через водные преграды, должна быть электрифицирована и телемеханизирована, с дублирующим ручным приводом.

10.2.18 Проектной документацией должны предусматриваться мероприятия по укреплению берегов в местах прокладки подводного перехода и по предотвращению стока воды вдоль трубопровода (устройства нагорных канав, глиняных перемычек, струенаправляющих дамб и т.д.). На участке перехода должно предусматриваться крепление откосов берегов до отметки, возвышающейся не менее чем на 0,5 м над расчетным горизонтом высоких вод не ниже 2%-ной обеспеченности.

На затопляемых берегах, кроме откосной части, должен укрепляться пойменный участок, прилегающий к откосу, длина которого должна определяться в зависимости от гидрологических условий, но не менее 5 м.

Ширина укрепляемой полосы берега должна определяться проектной документацией в зависимости от геологических и гидрологических условий, но не менее ширины раскрытия траншеи в урезе с запасом по 10 м в каждую сторону от оси.

10.2.19 При ширине водных преград при меженном горизонте 75 м и более в местах пересечения водных преград трубопроводом должна предусматриваться прокладка резервной нитки. Для многониточных систем трубопроводов необходимость строительства дополнительной резервной нитки независимо от ширины водной преграды устанавливается проектом.

При ширине заливаемой поймы более 500 м по уровню горизонта высоких вод при 10%-ной обеспеченности и продолжительности подтопления паводковыми водами свыше 20 дней, а также при пересечении горных рек и соответствующем обосновании в проекте резервную нитку допускается предусматривать при пересечении водных преград шириной до 75 м.

Диаметр резервной нитки определяется проектной документацией.

При необходимости транспортирования по трубопроводу вязких нефти и нефтепродуктов, временное прекращение подачи которых не допускается, следует предусматривать прокладку нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через водные преграды в две нитки.

10.2.20 При проектировании подводных переходов, прокладываемых на пересечении водных преград глубиной свыше 20 м, должна производиться проверка устойчивости поперечного сечения трубы на воздействие гидростатического давления воды с учетом изгиба трубопровода.

10.2.21 Для воздушных переходов трубопроводов должны предусматриваться конструктивные решения, обеспечивающие надежную защиту от тепловых и механических воздействий проложенных параллельно трубопроводов при возможном разрыве на одном из них. Опоры (включая основания и фундаменты) и опорные части должны воспринимать нагрузки, передаваемые на них трубопроводом и вспомогательными конструкциями. При этом должна учитываться система прокладки и компенсации продольных деформаций трубопровода, включая возможность восприятия перемещений нефтепроводов, возникающих во время землетрясения, просадок и пучения грунтов. Береговые опоры на переходах через реки должны размещаться за пределами прогнозируемых плановых деформаций русла, поймы, берегов и защищаться берегоукрепительными конструкциями.

10.2.22 На обоих берегах судоходных и лесосплавных рек и каналов при пересечении их трубопроводами должны предусматриваться сигнальные знаки согласно [5] и [11].

10.2.23 Способ наклонно-направленного бурения (ННБ) должен применяться при условии отсутствия на дне преграды следующих геологических структур:

- гравийно-галечных грунтов (гравия и гальки 30%);

- грунтов с включением валунов и булыжника;

- материковой прочной скалы (доломиты, базальт, диабаз, гранит и т.д.);

- карстообразующих пород (без предусмотренных проектом мероприятий по исключению или стабилизации карстообразования в зоне пород, примыкающих к проложенному ННБ трубопроводу).

10.3 Переходы через болота и заболоченные участки

10.3.1 Подземная прокладка трубопроводов на болотах и заболоченных участках должна предусматриваться непосредственно в торфяном слое или на минеральном основании.

Как исключение, при соответствующем обосновании допускается укладка трубопроводов на поверхности болота в теле насыпи (наземная прокладка) или на опорах (надземная прокладка). При этом должна быть обеспечена прочность трубопровода, общая устойчивость его в продольном направлении и против всплытия, а также защита от теплового и ударного воздействий в случае разрыва одной из ниток (при параллельной прокладке трубопроводов).

10.3.2 Размеры насыпи при укладке в ней трубопровода с расчетным перепадом положительных температур на конкретном участке следует определять расчетом, учитывающим воздействие внутреннего давления и продольных сжимающих усилий.

При проектировании насыпи должно быть предусмотрено устройство водопропускных сооружений: лотков, открытых канав или труб. Прилегающие откосы и дно водопропускных сооружений должны быть укреплены.

10.3.3 При соответствующем обосновании при подземной прокладке трубопроводов через болота II и III типов длиной более 500 м допускается предусматривать прокладку резервной нитки.

10.3.4 Прокладку трубопроводов на болотах следует предусматривать максимально прямолинейной с минимальным числом поворотов.

10.3.5 В местах поворота должен применяться упругий изгиб трубопроводов. Надземную прокладку на болотах следует предусматривать в соответствии с требованиями, изложенными в 9.5.

10.3.6 Участки трубопроводов, прокладываемых в подводной траншее через болота или заливаемые поймы, а также в обводненных районах, должны быть рассчитаны против всплытия (на устойчивость положения) по СП 36.13330. Для обеспечения устойчивости положения следует предусматривать специальные конструкции и устройства для балластировки и закрепления.

10.3.7 В условиях болот II и III типов, обводненной местности строительство разрешено производить в зимний строительный период, когда грунты проходимы для строительной техники без устройства технологического проезда.

10.4 Переходы трубопроводов через железные и автомобильные дороги

10.4.1 Переходы трубопроводов через железные и автомобильные дороги должны предусматриваться в местах прохождения дорог по насыпям или в местах с нулевыми отметками и, в исключительных случаях при соответствующем обосновании, в выемках дорог. Прокладка трубопровода через тело насыпи не допускается.

10.4.2 Угол пересечения трубопровода с железными и автомобильными дорогами должен быть максимально приближен к 90°, но не менее 60°.

10.4.3 Участки трубопроводов, прокладываемых на переходах через железные дороги и автомобильные дороги всех категорий с усовершенствованным покрытием капитального и облегченного типов, должны предусматриваться в защитном футляре из стальных труб или в тоннеле, диаметр которых определяется из условия производства работ и конструкции переходов и должен быть больше наружного диаметра трубопровода не менее, чем на 200 мм.

Концы футляра должны выводиться на расстояние:

а) при прокладке трубопроводов через железные дороги:

- 50 м от подошвы откоса насыпи или бровки откоса, выемки, а при наличии водоотводных сооружений - от крайнего водоотводного сооружения;

б) при прокладке трубопровода через автомобильные дороги:

- 25 м от бровки земляного полотна, но не менее 2 м от подошвы насыпи.

Концы футляров, устанавливаемых на участках переходов нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через автомобильные дороги III, IV и V категорий, должны выводиться на 5 м от бровки земляного полотна.

10.4.4 Кабель связи трубопровода на участках его перехода через железные и автомобильные дороги должен прокладываться в отдельной трубе или совместно с трубопроводом в защитном футляре.

10.4.5 На подземных переходах газопроводов через железные и автомобильные дороги концы защитных футляров должны быть с уплотнением из диэлектрического материала.

На одном из концов кожуха или тоннеля следует предусматривать вытяжную свечу на расстоянии по горизонтали, м, не менее:

- 50 от подошвы откоса насыпи или бровки откоса выемки, а при наличии водоотводных сооружений - от крайнего водоотводного сооружения - для железных дорог;

- 25 от подошвы земляного полотна - для автомобильных дорог.

Высота вытяжной свечи должна быть не менее 5 м от уровня земли.

10.4.6 Заглубление участков трубопроводов, прокладываемых под железными дорогами общей сети, должно быть не менее 2 м от подошвы рельса до верхней образующей защитного футляра, а в выемках и на нулевых отметках, кроме того, не менее 1,5 м от дна кювета, лотка или дренажа. При прокладке перехода методом прокола или горизонтального бурения - не менее 3,0 м от подошвы рельса.

Заглубление участков трубопроводов, пересекающих земляное полотно, сложенное пучинистыми грунтами, на переходах через железные дороги общей сети и промышленных предприятий колеи 1524 мм, следует определять расчетом из условий, при которых исключается влияние тепловыделений или стока тепла на равномерность морозного пучения грунта. При невозможности обеспечения заданного температурного режима за счет заглубления трубопроводов следует предусматривать другие необходимые меры.

Заглубление участков трубопроводов, прокладываемых под автомобильными дорогами всех категорий, должно приниматься не менее 1,4 м от верха покрытия дороги до верхней образующей защитного футляра, а в выемках и на нулевых отметках, кроме того, не менее 0,4 м от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа.

10.4.7 Пересечение трубопроводов с рельсовыми путями электрифицированного транспорта под стрелками и крестовинами, а также в местах присоединения к рельсам отсасывающих кабелей не допускается.

10.4.8 Минимальное расстояние по горизонтали в свету от подземного трубопровода в местах его перехода через железные дороги общей сети должно приниматься, м:

- до стрелок и крестовин железнодорожного пути и мест присоединения отсасывающих кабелей к рельсам электрифицированных дорог:

20 - для газопроводов;

10 - для прочих трубопроводов;

- 20 - до стрелок крестовин железнодорожного пути при пучинистых грунтах;

- до труб, тоннелей и других искусственных сооружений:

100 - для газопроводов;

30 - для прочих трубопроводов.

10.4.9 Положение трубопровода в защитном футляре должно быть зафиксировано опорно-центрирующими устройствами с диэлектрическим покрытием обеспечивающими сохранность изоляционного покрытия труб по всей длине перехода.

10.4.10 При прокладке в защитном футляре трубопровода с положительной температурой транспортируемого продукта в районе распространения ВМГ необходимо предусматривать мероприятия, исключающие растепление грунта - теплоизоляцию футляра, устройство двух вытяжных свечей, термостабилизаторы и др.

10.4.11 Необходимо предусматривать возможность отвода из полости защитного футляра транспортируемого продукта при разрыве рабочего трубопровода и образования утечек внутри футляра.

10.4.12 При пересечении трубопроводами, транспортирующими сероводородсодержащие жидкости, автомобильных и железных дорог общего пользования и подъездных дорог к промышленным предприятиям, следует предусматривать герметичную закрытую дренажную систему для полного слива этих жидкостей.

10.5 Требования к системе противокоррозионной защиты

10.5.1 Противокоррозионная защита, независимо от способа прокладки трубопроводов, должна обеспечивать их безаварийную (по причине внутренней и наружной коррозии) работу в течение эксплуатационного срока.

10.5.2 Защита промысловых трубопроводов подземной и наземной прокладки от наружной коррозии осуществляется следующими методами:

- нанесением защитных противокоррозионных покрытий (противокоррозионной изоляции);

- сооружением систем электрохимической защиты.

На нефтегазопромысловых трубопроводах (кроме нефтепроводов для транспортирования товарной нефти, газопроводов транспортирования газа на объекты магистрального трубопроводного транспорта, а также трубопроводов, транспортирующих углеводороды любого назначения с установленным в проекте сроком службы 15 лет) допускается не применять электрохимическую защиту и (или) защитные покрытия при условии технико-экономического обоснования с учетом коррозионной агрессивности грунтов и срока службы объекта при обеспечении безопасной эксплуатации и исключении экологического ущерба.

Промысловые трубопроводы, температура стенок которых в период эксплуатации ниже 268 К (минус 5°С), не подлежат электрохимической защите в случае отсутствия негативного влияния блуждающих токов источников переменного и постоянного тока.

10.5.3 Тип, конструкция, материал защитных покрытий и средства электрохимической защиты трубопроводов от коррозии должны быть определены в проектной документации нового или реконструируемого трубопровода.

10.5.4 Защитные покрытия промысловых трубопроводов должны соответствовать требованиям безопасности и защиты окружающей среды, обеспечивать эксплуатационную эффективность и надежность трубопровода на заданный период эксплуатации в соответствии с требованиями СП 245.1325800.

10.5.5 Материалы и изделия, применяемые при проведении работ по нанесению защитных покрытий, определяются в проектной документации и должны соответствовать требованиям нормативно-технической документации. Изоляционные покрытия промысловых трубопроводов должны изготавливаться из современных эффективных экологически безопасных материалов, которые в процессе эксплуатации не выделяют вредные и токсичные вещества.

10.5.6 К средствам электрохимической защиты промысловых трубопроводов относятся:

- установки катодной защиты;

- установки протекторной защиты;

- установки дренажной защиты;

- диодно-резисторные блоки;

- контактные узлы и кабельные линии;

- контрольно-измерительные пункты, оснащенные медно-сульфатными и вспомогательными электродами сравнения;

- изолирующие фланцы/вставки;

- средство коррозионного мониторинга;

- электроснабжение (в том числе ВЛ, альтернативные источники и пр.).

10.5.7 Система электрохимической защиты промысловых трубопроводов должна обеспечивать в течение всего срока эксплуатации непрерывную во времени катодную поляризацию защищаемых промысловых трубопроводов на всем протяжении (и на всей поверхности) таким образом, чтобы значения потенциалов "труба-земля" на трубопроводах (по абсолютным значениям) были не менее минимального и не больше максимального допустимых значений по ГОСТ Р 51164.

10.5.8 Для промысловых трубопроводов и кожухов на переходах в грунтах средней и низкой коррозионной агрессивности по ГОСТ 9.602 допускается минимальный поляризационный защитный потенциал более положительный, чем минус 0,85 В (с омической составляющей минус 0,90 В), при условии обеспечения назначенного проектного срока их службы, что должно быть подтверждено технико-экономическим обоснованием в проектной документации и положительным заключением специализированной независимой организации.

10.5.9 Для промысловых трубопроводов, с сопротивлением изоляции менее 200 Ом·м, находящихся в грунтах средней и низкой коррозионной агрессивности, допускается использовать в качестве критериев защиты катодное смещение поляризационного потенциала (поляризацию) на 100 мВ или смещение разности потенциалов "труба-земля" (потенциала с омической составляющей) на 300 мВ при технико-экономическом обосновании в проектной документации и положительном заключении экспертизы промышленной безопасности специализированной независимой организации, оформленном в надлежащем порядке.

10.5.10 При строительстве новых трубопроводов в зонах влияния установок катодной защиты действующих трубопроводов, а также при строительстве коридора новых трубопроводов рекомендуется применение совместной электрохимической защиты нескольких трубопроводов. Совместная катодная защита осуществляется устройством перемычек между всеми трубопроводами, включенными в систему совместной защиты, оборудованием общего анодного заземления и установкой общей катодной станции.

10.5.11 Вредным влиянием катодных установок защищаемого трубопровода на соседние трубопроводы считается:

- уменьшение (по абсолютной величине) минимального или увеличение (по абсолютной величине) максимального допустимого защитного потенциала на соседних металлических трубопроводах с катодной поляризацией более чем на 0,1 В.

- появление опасности коррозии на соседних подземных металлических трубопроводах, ранее не требовавших защиты.

Вредное влияние может быть в следующих случаях, при:

- параллельном пролегании защищаемого и уже защищенного трубопроводов;

- сближении анодного заземления катодной установки, оборудованной на одном трубопроводе, с другим трубопроводом, защищенным или незащищенным;

- пересечении защищенного трубопровода с незащищенным.

10.5.12 В качестве анодных заземлений следует использовать сосредоточенные анодные заземления: подповерхностные и глубинные. При невозможности обеспечения необходимого уровня потенциала защищаемого трубопровода и отсутствии вредного влияния на соседние сооружения при применении электродов указанных типов следует применять протяженные анодные заземления.

Сосредоточенные анодные заземления следует размещать на максимально возможном удалении от защищаемых трубопроводов и в грунтах с минимальным удельным электросопротивлением ниже уровня их промерзания.

Срок службы анодного заземления (включая линию постоянного тока и контактные узлы) независимо от условий эксплуатации для строящихся трубопроводов - не менее 15 лет с момента ввода в эксплуатацию, а для эксплуатируемых трубопроводов - не менее 10 лет с момента ввода в эксплуатацию.

10.5.13 Установки протекторной защиты применяются, в случае, если применение катодной защиты технически или экономически невозможно/нецелесообразно. Протекторные установки должны быть подключены к защищаемому трубопроводу через контрольно-измерительные пункты. При отключении от трубопровода протектор не должен самопассивироваться и при подключении должен восстанавливать прежнюю силу защитного тока.

10.5.14 Дренажные установки должны непрерывно обеспечивать требуемые защитные потенциалы в зонах действия блуждающих токов. Дренажные установки должны быть подключены к рельсовой цепи только через отсасывающие фидеры и средние точки путевых дросселей трансформаторов.

10.5.15 Во всех случаях при выборе мест установки изолирующих фланцев необходимо учитывать условия местности, а также наличие пересекающих и близко расположенных трубопроводов, рек и ручьев, служащих обходным путем тока, шунтирующего изолирующий фланец (в соответствии с СП 245.1325800).

10.5.16 На промысловых трубопроводах, оборудованных системами ЭХЗ должна быть предусмотрена установка стационарных контрольно-измерительных и (или) контрольно-диагностических пунктов интервалом не более 1000 м (не реже, чем через 500 м при пересечении трубопроводом зоны действия блуждающих токов или грунтов с высокой коррозионной агрессивностью). Дополнительно КИП должны быть установлены в следующих местах:

- в пунктах подключения кабеля к трубопроводам от СКЗ или протекторных установок;

- на концах расчетных зон защиты;

- в местах пересечения трубопроводов со смежными подземными сооружениями;

- у крановых площадок;

- при многониточной системе трубопроводов контрольно-измерительные пункты устанавливают на каждом трубопроводе на одном поперечнике;

- в местах пересечения коммуникаций.

Допускается не устанавливать контрольно-измерительные пункты в вышеназванных местах (кроме точек дренажа установок катодной, протекторной и дренажной защиты), если обеспечена возможность электрического контакта с трубопроводом (максимальное расстояние до точки контакта, на котором КИП не устанавливается, определяется согласно требованиям СП 245.1325800). Если проектируемые трубопроводы пересекаются между собой или с существующими трубопроводами, то на всех этих объектах необходимо обеспечивать оборудование КИП опознавательными надписями, указывающими к какому трубопроводу они принадлежат.

10.5.17 Для защиты трубопроводов от коррозии при надземной (на опорах) прокладке должны применяться атмосферостойкие покрытия, устойчивые к нагрузкам, возникающим в результате перепадов температур в процессе эксплуатации и обеспечивающие защиту в промышленной атмосфере различных макроклиматических районов по ГОСТ 15150 в условиях коррозионной агрессивности окружающей среды, определяющейся комплексным воздействием температуры, относительной влажности воздуха, солнечной радиации, суточными перепадами температур в процессе эксплуатации, осадками и наличием загрязнений в атмосфере (диоксид серы, диоксид азота и другие коррозионно-активные газы).

10.5.18 Защита трубопроводов от внутренней коррозии обеспечивается технологическими методами, применением коррозионно-стойких материалов, внутренних защитных антикоррозионных покрытий или ингибиторов коррозии.

10.5.19 Защита трубопроводов от коррозии технологическими методами предусматривает:

- поддержание в системе нефтесбора гидродинамического режима движения продукции скважин, препятствующего выпадению свободной воды из нефтяного потока;

- сброс избыточного количества свободной воды на кустах скважин для утилизации ее путем закачки в пласт;

- регулирование гидродинамического движения продукции скважин во времени с учетом изменения в процессе эксплуатации свойств продукции, ее обводненности, газового фактора и дебита;

- в газопроводах - выявление границ конденсации и удаление жидкого конденсата из них;

- очистку трубопроводов от механических примесей и продуктов коррозии.

Для предупреждения увеличения коррозионной агрессивности среды запрещается:

- совместный сбор продукции скважин, содержащих и не содержащих сероводород;

- смешивание пластовой воды, содержащей сероводород, с водой, содержащей ионы железа, кроме тех случаев, когда их совместная подготовка предусмотрена проектной документацией;

- смешивание пластовых и сточных вод, содержащих сероводород с водой, содержащей кислород.

На месторождениях, в продукции которых отсутствует реликтовый сероводород, для предупреждения заражения продуктивных горизонтов сероводородвосстанавливающими бактериями (СВБ) и появления сероводорода биогенного происхождения при заводнении должны применяться источники водоснабжения, не содержащие СВБ. При отсутствии таковых должно проводиться обеззараживание воды бактерицидами.

10.5.20 Ингибиторной защите от внутренней коррозии подлежат все трубопроводы, в которых возможен контакт коррозионно-агрессивной жидкости с внутренней незащищённой поверхностью стенки в т.ч., например:

- нефтепроводы, в которых происходит расслоение транспортируемой жидкости на фазы (нефть, воду, газ), а также транспортирующие эмульсию типа "нефть в воде";

- промысловые газопроводы.

Процесс ингибирования осуществляется в соответствии с технологией, учитывающей режим течения жидкости в трубопроводе и свойства применяемого ингибитора коррозии.

10.5.21 Нанесение внутренних антикоррозионных покрытий возможно для трубопроводов, транспортирующих коррозионно-активные среды. Для внутренней изоляции труб возможно применение лакокрасочных материалов на основе эпоксидных, модифицированных эпоксидных и фенолформальдегидных смол и порошковых полимеров. Для трубопроводов предназначенных для перекачки воды для внутренней изоляции труб возможно применение цементно-песчаной смеси. Кроме того, могут применяться защитные покрытия других типов, стойкие к воздействию транспортируемой среды и обладающие необходимой адгезией к защищаемой внутренней поверхности трубопровода.

10.5.22 Применение коррозионно-стойких материалов осуществляется в соответствии с проектными решениями и на основе оценки опасности коррозии.

11 Требования к материалам и изделиям


Материалы и изделия, применяемые для строительства промысловых трубопроводов, должны соответствовать требованиям технических регламентов, действующих стандартов, технических условий и других нормативных документов, утвержденных в установленном порядке, а также требованиям настоящего свода правил.

Применение материалов и изделий без сопроводительного документа, подтверждающего соответствие их требованиям технических регламентов, действующих стандартов или технических условий, не допускается.

При строительстве, ремонте и реконструкции промысловых стальных трубопроводов не допускается применение бывших в употреблении (эксплуатации) стальных труб, соединительных деталей и запорной арматуры.

11.1 Трубы и соединительные детали

11.1.1 Для промысловых трубопроводов должны применяться трубы: стальные бесшовные, сварные прямошовные и спиральношовные изготовленные из спокойных и полуспокойных сталей по нормативным документам, утвержденным в установленном порядке:

трубы большого диаметра (наружным диаметром от 530 до 1420 мм):

- прямошовные, изготовленные с применением электродуговой сварки, с одним или двумя продольными сварными швами;

- спиральношовные, изготовленные с применением электродуговой сварки;

- прямошовные, изготовленные с применением электроконтактной сварки токами высокой частоты;

трубы малого диаметра (наружным диаметром от 20 до 426 мм):

- прямошовные, изготовленные с применением электроконтактной сварки токами высокой частоты;

- спиральношовные, изготовленные с применением электродуговой сварки;

- бесшовные;

соединительные детали:

штампованные бесшовные и штампосварные тройники с решетками и без решеток;

сварные тройники с усиливающими накладками и без усиливающих накладок, с решетками и без решеток;

крутоизогнутые отводы из бесшовных или электросварных труб;

крутоизогнутые отводы штампосварные;

гнутые отводы из бесшовных или электросварных труб;

концентрические штампованные бесшовные и штампосварные переходы;

штампованные эллиптические днища, заглушки;

переходные кольца из труб (бесшовных или электросварных) и вальцованных обечаек.

11.1.2 При выборе материала труб и соединительных деталей следует руководствоваться требованиями на бесшовные и сварные стальные трубы для промысловых трубопроводов для нефтяной и газовой промышленности, эксплуатируемых при температуре до минус 60°С, установленными ГОСТ 31443.

11.1.3 Каждая партия труб должна быть обеспечена сертификатами качества, соединительные детали трубопровода - техническими паспортами предприятий-производителей с указанием приемо-сдаточных характеристик.

До начала сварочных работ трубы и соединительные детали трубопровода должны пройти входной контроль в порядке, установленном в организации, выполняющей сварочные работы. В сертификатах качества (паспортах) должны быть приведены сведения о химическом составе и механических свойствах.

11.1.4 Геометрические параметры заводской разделки кромок торцов труб для сборки под сварку устанавливают предприятия - изготовители труб, специальными требованиями в ТУ или спецификациями к контракту на поставку труб. Кромки соединительных деталей под сварку должны быть обработаны механическим способом, при этом геометрические параметры наружной и внутренней разделок и скоса кромок должны назначаться в зависимости от наружного диаметра и толщины стенки трубы соединительных деталей, наружного диаметра и толщины стенки свариваемых труб и регламентироваться ТУ предприятия - изготовителя труб, специальными требованиями в ТУ или спецификациями к контракту на поставку.

11.1.5 Концы труб, соединительных деталей трубопровода должны быть обработаны механическим способом и защищены обечайками от механических повреждений, а также для предотвращения попадания внутрь труб и соединительных деталей трубопровода влаги, снега и других загрязняющих веществ при транспортировании их концы должны быть закрыты инвентарными заглушками. После обрезки концов труб, подготовленные под сварку кромки должны пройти контроль магнитными методами неразрушающего контроля или контроль проникающими веществами на отсутствие расслоений.

11.2 Сварочные материалы

11.2.1 Для сварки трубопроводов следует применять:

- электроды с основным и целлюлозным видом покрытия для ручной дуговой сварки;

- проволоки сплошного сечения для механизированной, автоматической сварки в защитных газах и автоматической сварки под флюсом;

- порошковые проволоки для автоматической сварки в защитных газах;

- самозащитные порошковые проволоки для механизированной сварки;

- плавленые и керамические (агломерированные) флюсы для автоматической сварки проволокой сплошного сечения;

- горючие газы для газовой сварки;

- защитные газы (углекислый газ, аргон) и их смеси для ручной дуговой сварки неплавящимся электродом, механизированной и автоматической сварки проволокой сплошного сечения и порошковой проволокой.

11.2.2 Сварочные материалы (электроды, проволоки, флюсы, защитные газы и их смеси, горючие газы) должны изготавливаться в соответствии с требованиями НД и быть аттестованы в соответствии с требованиями НД в области аттестации (сертификации) сварочных материалов и иметь свидетельство об аттестации с областью применения для сварки трубопроводов.

11.2.3 Сварочные материалы должны пройти входной контроль на соответствие требованиям НД, проверку сварочно-технологических свойств по сертификатам качества и обеспечивать:

сварочно-технологические свойства:

- качественное формирование металла шва при сварке во всех пространственных положениях и направлениях;

- стабильность горения дуги;

- легкое удаление шлака, образующегося в процессе сварки, в т.ч. при сварке в разделку кромок;

металлургические свойства наплавленного металла:

- гарантированное содержание основных легирующих элементов;

- допустимое содержание вредных примесей (СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ и др.) и диффузионного водорода;

- отсутствие дефектов металлургического характера (поры, горячие трещины и др.).

механические свойства наплавленного металла с гарантированными значениями:

- временного сопротивления разрыву;

- предела текучести;

- относительного удлинения;

- относительного сужения;

- ударной вязкости.

11.2.4 Выбор и назначение сварочных материалов выполняется исходя из:

- способа и технологии сварки;

- классов прочности и номинальных размеров (диаметр, толщина стенки) свариваемых элементов;

- сварочно-технологических свойств и производительности наплавки;

- схемы организации сварочно-монтажных работ.

11.2.5 При сварке соединений труб, труб и соединительных деталей, запорной и регулирующей арматуры из сталей различных классов прочности сварочные материалы назначаются:

- для соединений стенок одной толщины - по меньшему классу прочности;

- для соединений стенок разной толщины - по большему классу прочности.

11.2.6 Сварочные материалы, до производства сварочных работ на трубопроводах, должны пройти квалификационные испытания в объеме аттестации тех технологий (способов) сварки, для которых эти сварочные материалы предназначены.

11.3 Изделия для закрепления трубопроводов на проектных отметках

11.3.1 На русловых участках подводных переходов для балластировки трубопроводов, строящихся траншейным способом, применяются сплошные (бетонные) покрытия (обетонированные трубы) или специальные грузы кольцевого типа (чугунные, бетонные), конструкцией которых должно быть обеспечено надежное их крепление к трубопроводу для укладки трубопровода способом протаскивания по дну.

На пойменных и прибрежных участках подводных переходов применяют отдельные бетонные грузы (кольцевые, клиновидные и т.д.) или анкерные устройства различной конструкции.

Способ балластировки трубопровода, тип конструкций балластных грузов и их количество определяется в проекте, исходя из диаметра трубопровода и расчетных нагрузок, действующих на него, геологической характеристики дна водной преграды, участка перехода (русло, пойма, прибрежная часть), технологии укладки трубопровода, непрерывности доставки грузов на переход и других условий.

11.3.2 Балластировка труб со сплошным бетонным покрытием конструктивно представляет собой утяжеляющее армированное бетонное покрытие, нанесенное на трубу с наружным антикоррозионным полимерным покрытием для обеспечения отрицательной плавучести трубопровода. Толщина покрытия варьируется в зависимости от диаметра трубы, условий прокладки и назначения трубы

11.3.3 Железобетонные и чугунные утяжелители кольцевого типа для балластировки трубопроводов применяются круглогодично - на переходах через болота различных типов, на обводненных участках, в поймах рек и на вечномерзлых грунтах, за исключением участков трубопроводов, получающих в процессе эксплуатации продольные перемещения более 40 мм, а при использовании мягких силовых поясов - более 50 мм.

11.3.4 Железобетонный утяжелитель типа УБК представляет собой конструкцию седловидного типа с клиновидной внутренней поверхностью, образованной двумя цилиндрическими взаимно пересекающимися поверхностями с радиусом, превышающим радиус трубопровода. Надлежащая устойчивость утяжелителей типа УБК в процессе эксплуатации трубопровода обеспечивается лишь при наличии минеральных грунтов в основании траншеи. При мощности торфяной залежи, превышающей глубину траншеи, такие грузы не применяются.

11.3.5 В случаях применения утяжелителей в сильно агрессивных грунтах при их изготовлении должны учитываться повышенные требования к бетону в зависимости от вида и степени засоленности грунтов, а также необходимость их вторичной защиты - нанесения покрытий по бетону и металлическим элементам конструкции в соответствии с требованиями СП 28.13330.

11.3.6 Закрепление трубопроводов анкерными устройствами осуществляют в условиях обводненной и заболоченной местности с подстилающими минеральными грунтами, обеспечивающими надежное закрепление анкера. При закреплении трубопровода анкерными устройствами лопасть анкера не должна находиться в слое торфа, заторфованного грунта или лесса, пылеватого песка или других подобных грунтов, не обеспечивающих надежное закрепление анкера, а также в слое грунта, структура которого может быть подвержена разрушению или нарушению связности в результате оттаивания, размывов, выветривания, подработки или других причин.

Не допускается установка анкерных устройств на участках трубопроводов, получающих в процессе эксплуатации продольные перемещения.

11.3.7 Закрепление трубопроводов с помощью вмораживаемых анкерных устройств следует применять на участках вечной мерзлоты (преимущественно в низкотемпературных, твердомерзлых песчаных и глинистых, устойчивых в реологическом отношении грунтах), включая болота с мощностью торфа не более глубины траншеи, при условии, что несущие элементы вмораживаемых анкеров должны находиться в вечномерзлом грунте в течение всего срока их эксплуатации.

Длина части вмораживаемого анкера, взаимодействующая с вечномерзлым грунтом в процессе эксплуатации трубопровода, должна быть не менее двух метров.

Не допускается установка анкерных устройств на участках трубопроводов, получающих в процессе эксплуатации продольные перемещения свыше 40 мм для поясов из технических синтетических тканей или лент.

Анкерные устройства изготавливаются из материалов, обеспечивающих механическую прочность и возможность соединения их между собой.

11.3.8 Балластировка трубопроводов минеральными, склонными к самоуплотнению и самоупрочнению, грунтами засыпки траншеи может осуществляться на участках прогнозируемого обводнения, обводненных и заболоченных территориях, а также на переходах через болота мощностью торфяной залежи, не превышающей глубины траншеи.

Использование для балластировки трубопроводов больших диаметров минеральных грунтов засыпки траншеи возможно при условиях:

- применения гибких полотнищ из нетканых синтетических материалов в сочетании с минеральным грунтом засыпки;

- применения закрепленных грунтов;

- применения комбинированных методов балластировки минеральным грунтом с железобетонными утяжелителями различных конструкций или анкерных устройств.

11.3.9 При использовании грунтовой засыпки устройств, выполненных из полотнищ нетканых синтетических материалов и полимерных контейнеров для заполнения должен применяться только минеральный грунт без примесей торфа и снега. Балластировка трубопроводов минеральными грунтами засыпки или комбинированными методами, включая применение устройств, выполненных из полотнищ нетканых синтетических материалов и полимерных контейнеров, производится после укладки трубопровода на проектные отметки, при условии отсутствия воды в траншее в процессе производства работ.

11.3.10 Балластировка трубопроводов минеральными грунтами в сочетании с полотнищами из нетканых синтетических материалов допускается на уклонах микрорельефа более 3° при условии выполнения противоэрозионных мероприятий, в том числе установки противоэрозионных ловушек для грунта.

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

11.3.12 Утяжеляющие и обетонированные трубы должны изготавливаться в виде изделий из бетонов, особо тяжелых бетонов и железобетона плотностью не менее 2200 кг/мСП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ (для особо тяжелых бетонов не менее 2900 кг/мСП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ), чугуна марки не ниже Сч15 по ГОСТ 1412, нетканых синтетических и полимерных материалов, обладающих стабильными физико-механическими характеристиками устойчивости материалов к внешним воздействиям, способности выдерживать проектные виды нагрузок в течение проектного срока эксплуатации.

Каждый железобетонный или чугунный утяжелитель подлежит маркировке масляной краской с указанием массы, грузы, предназначенные для укладки в агрессивную среду, маркируются дополнительным индексом.

11.3.13 Шаг расстановки, номинальная масса утяжеляющих балластирующих устройств, несущая способность анкера устанавливаются в проектной документации.

11.3.14 Допускается балластировка трубопроводов комбинированными методами, включающими закрепление трубопроводов грунтом в сочетании с утяжеляющими одиночными грузами, сплошным обетонированием, а также геотекстильными материалами при соответствующем расчетном обосновании.

11.4 Теплоизоляционные покрытия

11.4.1 Тепловая изоляция независимо от способа прокладки трубопроводов, типа и метода нанесения теплоизоляционного покрытия должна обеспечивать свою функцию в течение эксплуатационного срока трубопровода и применяется для:

- защиты окружающей среды от теплового воздействия трубопроводов;

- обеспечения заданного распределения температуры по длине трубопровода и снижения тепловых потерь при перекачке вязких нефтей;

- предотвращения изменения проектного положения трубопровода, уложенного на вечномерзлых грунтах.

11.4.2 Теплоизолированные трубы и соединительные детали для промысловых трубопроводов изготавливают в виде конструкции "труба в трубе", в которой в качестве противокоррозионного защитного покрытия применяют покрытия нормального или усиленного типа по ГОСТ Р 51164, ГОСТ 31448, а также на основе термореактивных смол. В качестве теплоизоляции используют монолитный жесткий пенопласт - пенополиуретан (ГОСТ ЕН 826*), а в качестве гидрозащитного покрытия - полимерную или металлополимерную оболочку для подземной прокладки, и стальной кожух для надземной прокладки.
________________
* Вероятно, ошибка оригинала. Следует читать: ГОСТ EN 826-2011. - Примечание изготовителя базы данных.


Для центровки защитной оболочки относительно трубы и обеспечения номинальной толщины теплоизоляционного слоя следует применять центраторы. Допускается применение технологий изготовления труб с теплоизоляцией без центраторов.

11.4.3 Толщина теплоизоляционного покрытия выбирается на основе теплотехнических расчетов из условий обеспечения необходимой температуры трубопровода в процессе его эксплуатации. Толщина тепловой изоляции рассчитывается с учетом:

- теплофизических характеристик транспортируемого продукта;

- условий прокладки трубопроводов (надземная, подземная, подводная);

- климатических условий в регионе прокладки трубопровода;

- технологических режимов работы трубопровода;

- температурного режима по длине трубопровода;

- максимально допустимых сроков остановки работы трубопровода;

- наличия путевого обогрева трубопровода и характеристик путевых подогревателей;

- теплофизических свойств теплоизоляционного материала;

- гидродинамических характеристик трубопровода;

- технико-экономического расчета;

- дополнительных специальных требований.

При проектировании тепловой изоляции промысловых трубопроводов необходимо руководствоваться требованиями ГОСТ 30732, СП 61.13330 для конкретных условий строительства, эксплуатации и температурного режима работы трубопровода.

Теплоизоляционное покрытие холодного трубопровода, укладываемого в траншею в пучинистых грунтах, должно быть рассчитано исходя из условия недопущения промерзания окружающего талого грунта вблизи трубопровода, транспортирующего продукт при отрицательных температурах.

11.4.4 Тепловая изоляция трубопроводов должна проектироваться с применением готовых к монтажу теплоизолированных труб, секций, узлов и деталей, изготовленных в условиях предприятия-изготовителя.

11.4.5 До начала производства работ по нанесению тепловой изоляции проводится входной контроль качества применяемых материалов, который включает в себя проверку:

- наличия сертификатов на изоляционные материалы;

- заключение специализированных организаций, определяющих область применения материалов.

11.4.6 Тепловая изоляция трубопроводов должна обладать прочностью на сжатие не менее 0,5 МПа при 10%-ной линейной деформации.

Допускается, в местах опор трубопровода, применять дополнительные элементы для повышения несущей способности теплоизоляционной конструкции без ухудшения теплоизоляционных характеристик покрытия.

11.4.7 При прокладке подземных трубопроводов в районах многолетнемерзлых грунтов допускается применять сборные теплоизоляционные конструкции, а также теплоизоляционные экраны из влагоненасыщаемых материалов, обладающих высокими прочностными показателями и достаточными теплофизическими характеристиками.

Тепловая защита стыков, арматуры, переходных элементов, отводов, компенсаторов и других элементов, а также трубопровода в местах расположения опор и участков для измерений и контроля поверхности нефтепровода может выполняться как с применением сборных и съемно-разъемных теплоизоляционных конструкций, изготовленных в условиях предприятия-изготовителя или баз, так и методом нанесения монолитного теплоизоляционного (напыление, заливка в обечайку и т.п.) покрытия в трассовых условиях.

Сборные теплоизоляционные конструкции должны наноситься на трубы с антикоррозионным покрытием.

11.5 Геосинтетические материалы

11.5.1 Геосинтетические материалы и изделия, изготовленные в виде полотна, полосы или трехмерной структуры, применяемой в контакте с грунтом и/или другими материалами для создания дополнительных слоев (прослоек) различного назначения (армирующих, защитных, фильтрующих, дренирующих, гидроизолирующих, теплоизолирующих, балластных) рекомендуются к применению в трубопроводном строительстве в конструкциях для балластировки подземных трубопроводов, защитных, противоэрозионных и дренажных конструкциях, конструкциях вдольтрассовых дорог и технологических проездов и площадок. Для этого применяют армирующие, дренирующие, разделительные и защитные геосинтетические материалы и изделия: геотекстиль, объемные георешетки, геосетки, геомодули, геоматы, геомембраны, геокомпозиты, полимерные контейнеры, скальный лист.

11.5.2 Все геосинтетические материалы и изделия, применяемые при строительстве трубопроводов, должны обладать химической и механической стойкостью по отношению к воздействиям среды, в которой их устанавливают.

11.5.3 Применение геосинтетических материалов и изделий должно иметь соответствующее технико-экономическое обоснование в проекте.

11.5.4 Допускается применение геосинтетических материалов, прошедших соответствующие испытания в установленном порядке и рекомендованных к применению. Применяемые геотекстильные материалы должны соответствовать требованиям действующих нормативных документов.

11.6 Термостабилизаторы

11.6.1 Температурный режим грунтов, заключающийся в понижении температур высокотемпературных мерзлых и в промораживании талых грунтов, регулируется с помощью охлаждающих устройств сезонного и круглогодичного действия - термостабилизаторов различных типов. Термостабилизаторы необходимо применять при прокладке трубопроводов в условиях криолитозоны для обеспечения несущей способности грунтовых и свайных оснований фундаментов зданий промышленных площадок, крановых узлов, узлов пуска и приема внутритрубных устройств, вдольтрассовых ЛЭП, опор мостов, а также при сооружении и эксплуатации вдольтрассовых дорог, для создания "мерзлотных стенок" и противофильтрационных завес, дамб, ледовых островов, дорог и переправ.

11.6.2 Необходимость применения мероприятий по термостабилизации грунтов и схемы расположения термостабилизаторов должны быть определены по результатам теплотехнических и деформационных расчетов, а также расчетов несущей способности опор, в зависимости от типа инженерно-геокриологического разреза и нагрузок на грунтовые и свайные основания.

11.7 Материалы и конструкции противокоррозионных покрытий трубопроводов

11.7.1 Материалы, входящие в состав покрытия, должны соответствовать требованиям нормативных документов на эти материалы и обеспечивать эксплуатационные свойства наружного покрытия труб в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51164 и ГОСТ 31448.

11.7.2 Тип противокоррозионных покрытий выбирается на этапе проектирования в зависимости от конкретных условий прокладки и эксплуатации трубопроводов. Противокоррозионные покрытия, наносимые на зоны сварных, монтажных стыков труб, монтажных и крановых узлов выполняется материалами, уровень показателей свойств которых должен соответствовать аналогичным показателям основного покрытия труб.

11.7.3 Для противокоррозионной защиты трубопроводов должны применяться конструкции покрытия и материалы, приведенные в таблице 11. Выбор конструкции для противокоррозионной защиты трубопроводов должно иметь соответствующее технико-экономическое обоснование в проекте*.
________________
* Текст документа соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.


Таблица 11

Конструкция покрытия

Назначение

Диаметр труб, мм

Температура эксплуатации, °С

Заводское трехслойное полиэтиленовое

Для подземных трубопроводов, прокладываемых в климатических районах I, II, III по СП 131.13330

До 1420

От минус 40 до плюс 60

Заводское трехслойное полиэтиленовое

Для подземных трубопроводов, прокладываемых в климатических районах IV по СП 131.13330 или имеющих температуру продукта более 60°С

До 1420

От минус 50 до плюс 80

Заводское трехслойное полиэтиленовое

Для участков трубопроводов, прокладываемых методом наклонно-направленного бурения, микротоннелирования и протаскивания

До 1420

От минус 60 до плюс 60

Заводское двухслойное полиэтиленовое

Для трубопроводов подземной прокладки

До 820

От минус 50 до плюс 60

Заводское трехслойное полипропиленовое

Для строительства трубопроводов методами закрытой прокладки, на участках подводных переходов, в скальных грунтах и на "горячих" участках

До 1420

От минус 20 до плюс 80

Заводское двухслойное полипропиленовое

Для трубопроводов подземной прокладки с повышенной температурой продукта

До 820

От минус 10 до плюс 110

Заводское однослойное эпоксидное

Для трубопроводов подземной прокладки для трубопроводов с теплоизоляционным ППУ покрытием - без ограничения по диаметрам труб

До 820

От минус 20 до плюс 80

Заводское однослойное эпоксидное

Для трубопроводов с теплоизоляционным ППУ покрытием

До 1420

От минус 20 до плюс 110

Полиуретановые или эпокси-полиуретановые покрытия заводского и трассового нанесения

Покрытия для наружной изоляции фасонных деталей, гнутых отводов и задвижек трубопроводов

До 1420

От минус 20 до плюс 110

Защитные покрытия трассового нанесения на основе полимерных термоусаживающихся лент

Покрытия для изоляции сварных стыков трубопроводов

До 1420

От минус 60 до плюс 110

Атмосферостойкие лакокрасочные покрытия заводского и трассового нанесения

Покрытия предназначены для противокоррозионной защиты надземных трубопроводов, свай

По проекту

По проекту

Защитные покрытия трассового нанесения на основе полимерных или битумно-полимерных лент

Покрытия предназначены для изоляции в трассовых условиях трубопроводов при капитальном ремонте методом переизоляции

До 820

От минус 20 до плюс 40°С

12 Нагрузки и воздействия

12.1 При проектировании трубопроводов должны быть учтены:

- нормативные нагрузки от собственного веса трубопровода, арматуры и обустройств изоляции, от веса и давления грунта, от веса транспортных средств на пересечениях с автомобильными дорогами и железными дорогами;

- нормативное значение воздействия от предварительного напряжения трубопровода (упругий изгиб по заданному профилю, предварительная растяжка компенсаторов при надземной прокладке и др.);

- нормативное значение давления транспортируемой среды;

- нормативная нагрузка от веса транспортируемой среды на единицу длины трубопровода;

- нормативный температурный перепад в трубопроводе;

- нормативная снеговая нагрузка на единицу длины надземного трубопровода;

- нормативная нагрузка от обледенения на единицу длины надземного трубопровода;

- нормативная ветровая нагрузка на единицу длины надземного трубопровода;

- нормативные значения нагрузок и воздействий, возникающих при транспортировании отдельных секций, при сооружении трубопровода, испытании и пропуске очистных устройств;

- сейсмические воздействия на надземные и подземные трубопроводы;

- нагрузки и воздействия, вызываемые резким нарушением процесса эксплуатации, временной неисправностью и поломкой оборудования следует устанавливать в проектной документации в зависимости от особенностей технологического режима эксплуатации;

- нагрузки и воздействия от неравномерных деформаций грунта (осадок, пучения, селевых потоков, оползней, воздействий горных выработок, карстов, замачивания просадочных грунтов, оттаивания вечномерзлых грунтов и т.д.).

12.2 При действии на конструкцию нескольких видов нагрузок, усилия в ней определяются при самых неблагоприятных сочетаниях, с применением коэффициентов сочетаний.

12.3 Расчетное значение нагрузки следует определять, как произведение ее нормативного значения на коэффициент надежности по нагрузке, принимаемый по таблице 6 и соответствующий рассматриваемому предельному состоянию.

12.4 Нагрузки и воздействия, вызываемые резким нарушением процесса эксплуатации, временной неисправностью и поломкой оборудования, неравномерными деформациями грунта следует устанавливать в проектной документации в зависимости от особенностей технологического режима эксплуатации трубопровода на основе анализа возможных непроектных режимов функционирования конструкции трубопровода. Нагрузки и воздействия при непроектных режимах эксплуатации трубопровода должны учитываться при оценке рисков аварий и их последствий.

12.5 Расчетные нагрузки, воздействия и их возможные сочетания необходимо определять в соответствии с требованиями СП 20.13330.

Нагрузки и воздействия, действующие на трубопроводы, различаются на:

- силовые нагружения - внутреннее давление среды, собственный вес трубопровода, обустройств и транспортируемой среды, давление (вес) грунта, гидростатическое давление воды, снеговая, ветровая и гололедная нагрузки, нагрузки, возникающие при испытании и пропуске очистных устройств;

- деформационные нагружения - температурные воздействия, воздействия предварительного напряжения трубопровода (упругий изгиб, растяжка компенсаторов и т.д.), воздействия неравномерных деформаций грунта (морозное растрескивание, селевые потоки и оползни, деформации земной поверхности в районах горных выработок и карстовых районах, просадки, пучение, термокарстовые процессы), сейсмические воздействия.

По длительности действия нагрузки различаются на: постоянные, временные длительные, кратковременные и особые.

Коэффициенты надежности по нагрузке СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ должны приниматься по таблице 6.

12.6 Нормативные нагрузки от собственного веса трубопровода, арматуры и обустройств, изоляции, от веса и давления грунта необходимо принимать в соответствии с требованиями СП 20.13330.

Нормативное значение воздействия от предварительного напряжения трубопровода (упругий изгиб по заданному профилю, предварительная растяжка компенсаторов при надземной прокладке и др.) надлежит определять по конструкции трубопровода, принятой в проекте.

Нормативное значение давления транспортируемой среды устанавливается проектной документацией.

Нормативная нагрузка от веса транспортируемой среды на единицу длины трубопровода должна определяться по формулам:

для жидкой среды

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ; (2)


для газообразной среды

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, (3)


где СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - рабочее (нормативное) давление транспортируемой среды, МПа;

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - наружный диаметр труб и соединительных деталей, см;

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - номинальная толщина стенки труб и соединительных деталей, см;

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - объемный вес жидкой среды, Н/мСП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ.

Нормативный температурный перепад в трубопроводе надлежит принимать равным разнице между максимальной или минимальной возможной температурой стенок трубопровода в процессе эксплуатации и наименьшей или наибольшей температурой, при которой фиксируется расчетная схема трубопровода.

Нормативная снеговая нагрузка на единицу длины горизонтальной проекции надземного трубопровода СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ должна определяться по формуле

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, (4)


где СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - толщина изоляционного покрытия трубопровода, см.

Нормативная снеговая нагрузка СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, Н/мСП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, должна приниматься по СП 20.13330.

Нормативная нагрузка от обледенения на единицу длины надземного трубопровода СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ должна определяться по формуле

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, (5)


где СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - толщина слоя, см;

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - объемный вес гололеда, Н/мСП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, необходимо принимать по СП 20.13330.

Нормативная ветровая нагрузка на единицу длины надземного трубопровода СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, действующая перпендикулярно к его осевой вертикальной плоскости, должна определяться по формуле

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, (6)


где СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ и СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - статическая и динамическая составляющие ветровой нагрузки, Н/мСП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, должны определяться по СП 20.13330, при этом значение СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ необходимо определять как для сооружения с равномерно распределенной массой и постоянной жесткостью.

Нормативные значения нагрузок и воздействий, возникающих при транспортировании отдельных секций, при сооружении трубопровода, испытании и пропуске очистных устройств должны устанавливаться проектной документацией в зависимости от способов производства этих работ и проведения испытаний.

Сейсмические воздействия на надземные трубопроводы должны приниматься согласно СП 14.13330.

Нагрузки и воздействия, вызываемые резким нарушением процесса эксплуатации, временной неисправностью и поломкой оборудования должны устанавливаться проектной документацией в зависимости от особенностей технологического режима эксплуатации.

Нагрузки и воздействия от неравномерной деформации грунта (осадок, пучения, селевых потоков, оползней, воздействий горных выработок, карстов, замачивания просадочных грунтов, оттаивания вечномерзлых грунтов и т.д.) должны определяться на основании анализа грунтовых условий и их возможного изменения в процессе эксплуатации трубопровода.

Нормативные нагрузки и коэффициенты надежности по нагрузке от подвижного состава железных и автомобильных дорог должны определяться согласно СП 20.13330.

13 Расчет трубопроводов и соединительных деталей на прочность и устойчивость

13.1 Расчет трубопроводов на прочность и устойчивость должен включать в себя определение толщин стенок труб и соединительных деталей, проведение поверочного расчета принятой в проекте конструкции трубопровода на неблагоприятные сочетания нагрузок и воздействий с оценкой прочности и устойчивости рассматриваемого трубопровода, включая оценку устойчивости положения (против всплытия).

Прочность и устойчивость трубопровода должна быть обеспечена также и на стадиях сооружения и испытания.

13.2 Расчетные значения толщины стенок труб и соединительных деталей СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, мм, должны определяться по формуле

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, (7)


где СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - рабочее (нормативное) давление транспортируемой среды (МПа);

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - наружный диаметр труб и соединительных деталей (мм);

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - коэффициент надежности по нагрузке;

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - коэффициент несущей способности труб и соединительных деталей;

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - напряжение материала стенки трубы, МПа, определяется:

для трубопроводов, транспортирующих продукты, не содержащие сероводород

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, (8)


для трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие продукты

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, (9)


где СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - минимальное значение временного сопротивления материала, МПа;

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - минимальное значение предела текучести материала, МПа;

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - коэффициент условий работы трубопровода;

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - коэффициент надежности по материалу труб и соединительных деталей;

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - коэффициент надежности по назначению трубопровода;

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - коэффициент условий работы трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие продукты.

При назначении номинальной толщины стенки труб и соединительных деталей должны учитываться временные факторы (возможность коррозионных, сейсмических и других воздействий).

Нормативные сопротивления СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ и СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ должны приниматься равными минимальным значениям соответственно временного сопротивления и предела текучести материала труб и соединительных деталей по НД на трубы и соединительные детали.

Расчетные сопротивления сварных швов, соединяющих между собой трубы и соединительные детали, выполненных любым видом сварки и прошедших контроль качества неразрушающими методами, должны приниматься равными меньшим значениям соответствующих расчетных сопротивлений соединяемых элементов.

При отсутствии этого контроля расчетные сопротивления сварных швов, соединяющих между собой трубы и соединительные детали, принимаются с понижающим коэффициентом 0,85.

Значения коэффициентов: надежности по назначению трубопроводов СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, условий работы трубопровода СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, надежности по материалу СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ и надежности по нагрузке СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ должны приниматься по таблицам 3-6.

Значения коэффициентов условий работы трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие продукты СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ должны приниматься по таблице 12.


Таблица 12 - Значения коэффициентов условий работы трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие продукты

Категория трубопровода и его участка

Значение СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ при содержании сероводорода

среднем

низком

I

0,4

0,5

II

0,5

0,6

III

0,6

0,65


Значения коэффициентов несущей способности труб и соединительных деталей СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ должны приниматься равными:

1 - для труб, заглушек и переходов;

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - для тройниковых соединений и отводов,

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - для тройниковых соединений,

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - для отводов,

где СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ; СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - наружный диаметр магистральной части и ответвления тройникового соединения соответственно, мм;

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - радиус кривизны гнутого отвода, мм;

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ и СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - коэффициенты, значения которых должны приниматься:

по таблице 13 - для тройниковых соединений,

по таблице 14 - для отводов.


Таблица 13 - Значения коэффициентов СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ и СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ для тройниковых соединений

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ

Сварные трубы без усиливающих элементов

Бесшовные и штампосварные трубы


СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ

От 0,00 до 0,15

0,00

1,00

0,22

1,00

От 0,15 до 0,50

1,60

0,76

0,62

0,94

От 0,50 до 1,00

0,10

1,51

0,40

1,05



Таблица 14 - Значения коэффициентов СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ и СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ для отводов

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ

Значения коэффициентовСП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ и СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ

От 1,0 до 2,0

-0,3

1,6

Более 2,0

0,0

1,0


Для обеспечения условий поперечной (местной) устойчивости толщина стенки труб должна приниматься не менее СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, но не менее 3 мм для труб номинальным диаметром до 200 мм включительно и не менее 4 мм для труб номинальным диаметром свыше 200 мм.

Для подземных трубопроводов, имеющих отношение СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ0,01 или укладываемых на глубину более 3 м, или менее 0,8 м, должно соблюдаться условие

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, (10)


где СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - расчетное усилие в продольном сечении трубы единичной длины, МН/м;

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - расчетный изгибающий момент в продольном сечении трубы единичной длины, МН/м.

Значения СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ и СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ должны определяться в соответствии с методами строительной механики с учетом отпора грунта от совместного воздействия давления грунта, нагрузок над трубой от подвижного состава железнодорожного и автомобильного транспорта, возможного вакуума и гидростатического давления грунтовых вод.

13.3 Поверочный расчет трубопровода на прочность должен производиться после выбора его основных размеров с учетом всех расчетных нагрузок и воздействий для всех расчетных случаев, возникающих при сооружении, испытании и эксплуатации.

13.4 Усилия от расчетных нагрузок и воздействий, возникающих в отдельных элементах трубопроводов, необходимо определять методами строительной механики - расчета статически неопределимых стержневых систем.

13.5 Расчетная схема трубопровода должна отражать действительные условия его работы.

13.6 В качестве расчетной схемы трубопровода должны рассматриваться статически неопределимые стержневые системы переменной жесткости с учетом взаимодействия трубопровода с окружающей средой.

13.7 Значение коэффициента повышения гибкости гнутых отводов СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ должно определяться по таблице 15.


Таблица 15 - Значение коэффициента повышения гибкости гнутых отводов СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ

Центральный угол отвода СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ

Коэффициент повышения гибкости гнутого отвода СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ

От 0° до 45°

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ

От 45° до 90°

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ


Значение СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ (коэффициента повышения гибкости гнутых отводов) принимается по рисунку 1 в зависимости от значений СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ и внутреннего давления СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ.

Значения СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ и СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ должны определяться по формулам:

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, (11)


СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ; (12)


где СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - номинальная толщина стенки труб и соединительных деталей, мм.

Рисунок 1 - График для определения значений коэффициента повышения гибкости гнутых отводов для магистральной части тройникового соединения

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ


Рисунок 1 - График для определения значений коэффициента СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ для магистральной части тройникового соединения

13.8 Коэффициент гибкости тройниковых соединений должен приниматься равным единице.

13.9 Арматура, расположенная на трубопроводе (краны, задвижки, обратные клапаны и т.д.), должна рассматриваться в расчетной схеме как твердое недеформируемое тело.

13.10 В каждом поперечном сечении трубопровода для номинальной толщины стенки трубы и соединительных деталей должны выполняться условия:

- в точках поперечного сечения, где фибровые продольные напряжения, определенные от расчетных нагрузок СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ сжимающие:

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, (13)*

________________
* Формула соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.


- в точках поперечного сечения, где СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ растягивающие:

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ. (14)


Значения СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ должны приниматься:

1,2СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - при действии всех нагрузок силового нагружения;

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ; (15)


- при совместном действии всех нагрузок силового нагружения и нагрузок деформационного нагружения (кроме сейсмических, пучения и морозобойного растрескивания);

1,5СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - при совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружения, включая сейсмические воздействия, пучение и морозобойное растрескивание.

При оценке прочности соединительных деталей должны учитываться еще и местные мембранные и изгибные напряжения, определенные от всех нагрузок силового и деформационного нагружений. Значение СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ в этом случае должно приниматься равным СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ.

Для трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие продукты должно* определяться по формуле (9).
________________
* Текст документа соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.

13.11 Для предотвращения недопустимых пластических деформаций подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов проверку продольных напряжений необходимо производить по условиям:

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ; (16)


СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, (17)


где СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий, МПа, определяемые согласно 13.13;

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления, МПа, определяемые согласно 13.12;

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб; при растягивающих продольных напряжениях (СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ0) принимаемый равным единице, при сжимающих (СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ0) - определяемый по формуле

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ. (18)

13.12 Расчет кольцевых напряжений от нормативного (рабочего) давления определяются по формуле

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, (19)


где СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - внутренний диаметр, мм;

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - номинальная толщина стенки, мм;

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - рабочее внутреннее давление, МПа.

13.13 Максимальные суммарные продольные напряжения определяются от всех (с учетом их сочетаний) нормативных нагрузок и воздействий с учетом поперечных и продольных перемещений трубопровода в соответствии с правилами строительной механики. При определении жесткости и напряженного состояния отвода следует учитывать условия его сопряжения с трубой и влияние внутреннего давления. В частности, для прямолинейных и упруго-изогнутых участков трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений трубопровода, просадок и пучения грунта максимальные суммарные продольные напряжения от нормативных нагрузок и воздействий - внутреннего давления, температурного перепада и упругого изгиба, определяются по формуле

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, (20)


где СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - переменный коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона);

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - переменный параметр упругости (модуль Юнга), МПа;

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании, °С;

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода, см.

Переменные коэффициенты рассчитываются по формулам:

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ; (21)


СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, (22)


где СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - интенсивность напряжений, определяемая через главные напряжения. Для конкретного случая СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ определяется по формуле

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, (23)


где СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - интенсивность деформаций, определяемая по интенсивности напряжений в соответствии с диаграммой деформирования, рассчитываемой по нормированной диаграмме растяжения СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ по формулам:

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, (24)


СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, (25)


СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - коэффициент поперечной деформации в упругой области;

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - модуль упругости, МПа.

13.14 Значения коэффициентов интенсификации продольных напряжений должны приниматься равными:

1 - для прямой трубы;

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - для отводов, определяются по формуле

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ. (26)


Для ответвления тройникового соединения СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ.

Значение СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ для отводов принимается по рисунку 2 в зависимости от СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ и СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, определяемых по формулам (11) и (12).

Рисунок 2 - График для определения значений коэффициента интенсификации продольных напряжений

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ


Рисунок 2 - График для определения значений коэффициента СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ


Примечание - При определении значений параметров магистральной части тройникового соединения СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ и СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ используются первые индексы, ответвления тройникового соединения СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ и СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - вторые индексы.


Значения СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ для магистральной части и ответвления тройникового соединения принимаются по рисунку 2 в зависимости от параметров тройникового соединения, определяемых по формулам:

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, (27)


СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ. (28)

13.15 Общая устойчивость трубопроводов в продольном направлении должна проверяется по условию

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, (29)


где СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ- эквивалентное продольное осевое усилие, определяется от расчетных нагрузок и воздействий с учетом продольных и поперечных перемещений трубопровода, МПа;

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - продольное критическое усилие определяется с учетом принятого конструктивного решения трубопровода, МПа.

13.16 Устойчивость положения (против всплытия) трубопроводов, прокладываемых на обводненных участках трассы, должна проверяться по условию

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, (30)


где СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - суммарная расчетная нагрузка на трубопровод, действующая вверх, включая упругий отпор при прокладке свободным изгибом, Н/м;

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - коэффициент надежности устойчивого положения.

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - суммарная расчетная нагрузка, действующая вниз (включая собственный вес), Н/м.

Значения коэффициента надежности устойчивого положения СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ должны определяться по таблице 16.


Таблица 16

Характеристики участка трубопровода

Коэффициент надежности устойчивого положения СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ

Обводненные и пойменные, за границами производства подводно-технических работ, участки трассы

1,05

Русловые участки трассы через реки шириной до 200 м по среднему меженному уровню, включая прибрежные участки в границах производства подводно-технических работ

1,10

Участки трассы через реки и водохранилища шириной свыше 200 м, а также горные реки

1,15

13.17 Надземные трубопроводы должны проверяться на прочность, продольную устойчивость и выносливость при колебаниях в ветровом потоке.

13.18 Продольные усилия и изгибающие моменты в надземных трубопроводах должны определяться в соответствии с методами строительной механики. При этом трубопровод рассматривается как статически неопределимая стержневая система переменной жесткости.

13.19 При определении продольных усилий и изгибающих моментов в надземных трубопроводах следует учитывать изменения расчетной схемы в зависимости от метода монтажа трубопровода. Изгибающие моменты в бескомпенсаторных переходах трубопроводов необходимо определять с учетом продольно-поперечного изгиба. Надземные трубопроводы должны рассчитываться с учетом перемещений трубопровода на примыкающих подземных участках трубопроводов.

13.20 Балочные системы надземных трубопроводов должны рассчитываться с учетом трения на опорах, при этом применяется меньшее или большее из возможных значений коэффициента трения в зависимости от того, что опаснее для конкретного расчетного случая.

При наличии изгибающих моментов в вертикальной и горизонтальной плоскостях расчет должен производиться по их равнодействующей. В расчетах необходимо учитывать геометрическую нелинейность системы.

13.21 В каждом поперечном сечении надземного трубопровода для номинальной толщины стенки трубы и соединительных деталей должны выполняться условия указанные в формулах (13) и (14).

Значения коэффициентов интенсификации напряжений для отводов и тройниковых соединений должны приниматься согласно 13.14.

13.22 При скоростях ветра, вызывающих колебание трубопровода с частотой, равной частоте собственных колебаний, необходимо производить поверочный расчет трубопроводов на резонанс.

Расчетные усилия и перемещения трубопровода при резонансе должны определяться как геометрическая сумма резонансных усилий и перемещений, а также усилий и перемещений от других видов нагрузок и воздействий, включая расчетную ветровую нагрузку, соответствующую критическому скоростному напору.

При расчете на выносливость (динамическое действие ветра) значение СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ понижается согласно указаниям СП 20.13330.

13.23 Основания фундаментов и опор должны рассчитываться по потере несущей способности (прочности и устойчивости положения) или непригодности к нормальной эксплуатации, связанной с разрушением их элементов или недопустимо большими деформациями опор, опорных частей, элементов пролетных строений или трубопровода.

13.24 Опоры (включая основания и фундаменты) и опорные части должны рассчитываться на передаваемые трубопроводом и вспомогательными конструкциями вертикальные и горизонтальные (продольные и поперечные) усилия и изгибающие моменты, определяемые от расчетных нагрузок и воздействий в наиболее невыгодных их сочетаниях с учетом возможных смещений опор и опорных частей в процессе эксплуатации.

При расчете опор должна учитываться глубина промерзания или оттаивания грунта, деформаций грунта (пучение и просадка), а также возможные изменения свойств грунта (в пределах восприятия нагрузок) в зависимости от времени года, температурного режима, осушения или обводнения участков, прилегающих к трассе и других условий.

13.25 Нагрузки на опоры, возникающие от воздействия ветра и от изменений длины трубопроводов под влиянием внутреннего давления и изменения температуры стенок труб, должны определяться в зависимости от принятой системы прокладки и компенсации продольных деформаций трубопроводов с учетом сопротивлений перемещениям трубопровода на опорах.

На уклонах местности и на участках со слабонесущими грунтами должны применяться системы прокладок надземных трубопроводов с неподвижными опорами, испытывающими минимальные нагрузки, например, прокладку змейкой с неподвижными опорами, расположенными в вершинах звеньев по одну сторону от воздушной оси трассы.

13.26 Нагрузки на неподвижные (мертвые) опоры надземных балочных систем трубопроводов должны приниматься равными сумме усилий, передающихся на опору от примыкающих участков трубопровода, если эти усилия направлены в одну сторону, и разности усилий, если эти усилия направлены в разные стороны. В последнем случае меньшая из нагрузок принимается с коэффициентом равным 0,8.

13.27 Продольно-подвижные и свободно-подвижные опоры балочных надземных систем трубопроводов должны рассчитываться на совместные действия вертикальной нагрузки и горизонтальных сил или расчетных перемещений (при неподвижном закреплении трубопроводов к опоре, когда его перемещение происходит за счет изгиба стойки). При определении горизонтальных усилий на неподвижные опоры необходимо принимать максимальное значение коэффициента трения.

В прямолинейных балочных системах без компенсации продольных деформаций необходимо учитывать возможное отклонение трубопровода от прямой. Возникающее в результате этого расчетное горизонтальное усилие от воздействия температуры и внутреннего давления, действующее на промежуточную опору перпендикулярно к оси трубопровода, должно приниматься равным 0,01 значения максимального эквивалентного продольного усилия в трубопроводе.

13.28 Напряжения от сейсмических воздействий в подземных трубопроводах и трубопроводах, прокладываемых в насыпи, должны определяться как результат воздействия сейсмической волны, направленной вдоль продольной оси трубопровода.

Значение этих напряжений должно определяться по формуле

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, (31)


где СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - коэффициента защемления трубопровода в грунте;

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - коэффициент ответственности трубопровода;

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - коэффициент повторяемости землетрясений;

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - скорость распространения продольной сейсмической волны, м/с;

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - значение расчетного сейсмического ускорения, м/сСП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ;

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - преобладающий период сейсмических колебаний грунтового массива.

Значения коэффициентов СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ и СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ должны приниматься по таблицам 17-19.

Значения сейсмического ускорения СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ и скорости распространения продольной сейсмической волны СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ должны приниматься по таблицам 17 и 20.

Значения преобладающего периода сейсмических колебаний грунтового массива СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ должны определяться при изысканиях.

13.29 При совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружения, включая сейсмическое воздействие, напряжение от которого определяется по формуле (31), значение* в условиях (13)-(14) должно удовлетворять условию СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ*
________________
* Текст документа соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.

13.30 Расчет надземных трубопроводов на сейсмические воздействия должен производиться с оценкой прочности по условиям, указанным в формулах (13) и (14).


Таблица 17

Тип грунта

Коэффициент защемления трубопровода в грунте СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ

Скорость распространения продольной сейсмической волны СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, м/с

Насыпные, рыхлые пески, супеси, суглинки и другие, кроме водонасыщенных

0,50

120

Песчаные маловлажные

0,50

150

Песчаные средней влажности

0,45

250

Песчаные водонасыщенные

0,45

350

Супеси и суглинки

0,60

300

Глинистые влажные, пластичные

0,35

500

Глинистые, полутвердые и твердые

0,70

2000

Лесс и лессовидные

0,50

400

Торф

0,20

100

Низкотемпературные мерзлые (песчаные, глинистые, насыпные)

1,00

2200

Высокотемпературные мерзлые (песчаные, глинистые, насыпные)

1,00

1500

Гравий, щебень и галечник

Следует принимать по грунту засыпки

1100

Известняки, сланцы, песчаники (слабо выветренные и сильно выветренные)

1500

Скальные породы (монолиты)

2200

Примечание - В таблице приведены наименьшие значения СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, которые следует уточнять при изысканиях.



Таблица 18

Характеристика трубопровода

Коэффициент ответственности трубопровода СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ

1 Газопроводы I и II класса, нефте,- продуктопроводы* I класса

1,5

2 Газопроводы III класса, нефте,- продуктопроводы* II класса

1,2

3 Газопроводы IV класса, нефте,- продуктопроводы* III класса

1,0

Примечание - При сейсмичности 9 баллов и выше, значение коэффициента СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ для трубопроводов, указанных в пункте 1, умножается дополнительно на коэффициент 1,5.

___________________
* Текст документа соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.


Таблица 19

Повторяемость землетрясений 1 раз

в 100 лет

в 1000 лет

в 10000 лет

Коэффициент повторяемости СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ

1,15

1,0

0,9



Таблица 20

Сила землетрясения, баллы

7

8

9

10

Сейсмическое ускорение СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, м/сСП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ

1,0

2,0

4,0

8,0

14 Требования по охране окружающей среды

14.1 Выбор трассы, конструктивных, технологических и природоохранных решений, прокладка трубопроводов должны осуществляться в строгом соответствии с действующим федеральным законодательством, нормативными документами в этой области и требованиями настоящего свода правил.

14.2 Технические решения, принимаемые по прокладке трубопровода, должны обеспечивать сохранение условий поверхностного стока, минимальное нарушение почвенно-растительного покрова и предусматривать рекультивацию земель в полосе строительства.

При проектировании рекультивации должны быть определены условия размещения, хранения, и возвращения плодородного слоя на полосу строительства.

14.3 Противоэрозионные мероприятия необходимо проектировать для зоны влияния трубопровода на участках пересечения им постоянных и временных малых водотоков, водоемов, береговых участков крупных водотоков, склонов различных форм рельефа, оврагов, ложбин и балок. Выбор противоэрозионных мероприятий осуществляется в зависимости от вида эрозионных нарушений и местных закономерностей развития эрозии.

14.4 Проектируемые мероприятия для защиты объектов животного мира в местах строительства и эксплуатации трубопроводов должны исключать нарушения путей массовой миграции животных; попадание их в водозаборные сооружения, объекты хранения шламов и отходов; под движущийся транспорт; столкновение с проводами. Животные должны быть ограждены от воздействий: электромагнитных полей, электрических полей, шума, вибрации.

При установлении сроков строительства должны быть учтены ограничения на проведение строительных работ в периоды массовой миграции объектов животного мира, в местах их размножения и линьки, выкармливания молодняка; нереста, нагула и ската молоди рыбы.

При наличии путей миграции животных по трассе трубопровода необходимо конкретизировать мероприятия по защите животного мира.

14.5 Ущерб животному и растительному миру от реализации проекта должен компенсироваться суммами выплат, заложенными в капитальных вложениях на строительство. Компенсационные выплаты должны быть направлены на восстановление или обновление ресурсов растительного и животного мира (по согласованию с природоохранными органами).

14.6 При пересечении рек и других водных объектов рыбохозяйственного назначения, должны быть предусмотрены рыбоохранные и компенсационные мероприятия.

14.7 Прокладка трубопроводов должна быть запрещена на участках водоемов, имеющих особую ценность для воспроизводства рыбных запасов (нерестилища, зимовальные ямы и т.д.), для защиты рыбохозяйственных водоемов и сохранения рыбных запасов.

15 Требования к организации строительства

15.1 Строительство трубопроводов должно вестись методом, обеспечивающим высокую производительность и требуемое качество строительства, благодаря непрерывности производства всех видов работ в строгой технологической последовательности.

15.2 При любом методе организации строительства для обеспечения требуемого качества должны строго соблюдаться технологии производства работ, предусмотренные проектной документацией и проектом производства работ. Любое изменение в процессе строительства утвержденных технологий производства работ должно быть согласовано с заказчиком и с разработчиками проектной документации.

15.3 Сооружение переходов через крупные естественные и искусственные препятствия следует выполнять специализированными подразделениями (бригадами) по отдельному ППР. Проект производства работ должен быть согласован с владельцем искусственного сооружения, а по естественным препятствиям - с местной администрацией или ведомством, ответственным за эксплуатацию (охрану) природного объекта.

15.4 Характеристики машин и технологической оснастки, их число и расстановка в строительном потоке должны соответствовать диаметру трубопровода, природным условиям строительства и принятой технологии производства работ.

15.5 В состав типового технологического потока входят бригады:

- по расчистке строительной полосы от леса;

- по планировке строительной полосы, снятию плодородного слоя почвы;

- по установке свайных опор;

- по сооружению временных дорог и технологических проездов;

- погрузочно-разгрузочных и транспортных работ;

- по сварке поворотных стыков;

- по изоляции стыков;

- по гнутью труб на трубогибочной установке - звено;

- по сооружению переходов;

- по монтажу сложных узлов;

- по разработке траншеи и котлованов;

- по заготовке грунта в карьерах;

- по сварке неповоротных стыков;

- по изоляции трубопровода;

- по теплоизоляции трубопровода;

- по укладке и балластировке;

- по монтажу углов поворота и захлестов;

- производственного контроля качества работ;

- по засыпке и рекультивации;

- по монтажу средств электрохимзащиты;

- по очистке полости и испытанию трубопровода.

15.6 При сооружении трубопроводов следует применять преимущественно индустриальные методы монтажа: использование труб и деталей с заводским антикоррозионным и теплоизоляционным покрытием: труб с заводским бетонным (балластирующим или защитным) покрытием, укрупненных узлов (модулей, блоков) запорной арматуры и т.п.

15.7 Все строительно-монтажные машины и технологическая оснастка, применяемые при сооружении трубопроводов, должны выбираться с учетом обеспечения сохранности при производстве работ, как самих труб, так и нанесенных на них покрытий (антикоррозионных, теплоизоляционных, защитных, балластирующих).

15.8 ППР на строительство трубопроводов параллельно действующим и на пересечениях с ними должен предусматривать меры, предотвращающие повреждения действующих трубопроводов.

15.9 Линейные (трассовые) работы по сооружению трубопроводов на вечномерзлых грунтах должны осуществляться в период отрицательных температур.

16 Подготовительные работы

16.1 Подготовительные работы на объекте разделяются на трассовые и внетрассовые работы.

16.2 Внетрассовые подготовительные работы включают в себя устройство вертолетных площадок и причалов, обустройство временных жилых городков, строительство временных дорог, монтаж сварочных баз и ремонтных мастерских, создание текущих, страховых и сезонных запасов труб и других материалов, а также выполнение работ в базовых условиях. Внетрассовые подготовительные работы осуществляются в соответствии с проектной документацией.

16.3 Площадки для приема вертолетов должны устраиваться при жилых городках, около строительных площадок (переходы рек, узлы подключения КС и НС), по трассе трубопровода согласно проекту организации строительства. Взлетно-посадочные площадки для вертолетов должны сооружаться в соответствии с требованиями СП 121.13330.

16.4 Причалы должны быть приспособлены для приемки поступающих на строительство техники и материалов водным путем. Конструкция и технология сооружения причалов должны устанавливаться проектной документацией.

16.5 Сварочные базы должны располагаться вблизи пунктов разгрузки труб, а при наличии ограничений по вывозке секций непосредственно на трассе.

16.6 Формирование текущих и страховых запасов материальных ресурсов должно быть увязано с графиком строительства.

16.7 Сезонные запасы материальных ресурсов создаются в районах с ограниченным периодом функционирования транспортной системы. Сезонные запасы должны обеспечивать выполнение заданных объемов работ в период перерыва в поставках.

16.8 Для хранения наиболее объемных строительных грузов-труб, трубных секций и железобетонных пригрузов должны устраиваться временные, на период строительства, склады, которые располагаются в пунктах разгрузки (станционные, причальные), при сварочно-изоляционных базах (базовые), в различных точках трассы (трассовые склады). Число и местоположение складов различных видов должны быть обоснованы транспортной схемой в составе проекта организации строительства.

16.9 Для транспортирования материалов должна быть использована существующая дорожная сеть, а в необходимых случаях построены временные дороги.

16.10 В зимний период для подъезда к строительным площадкам должны быть оборудованы временные дороги в соответствии с транспортной схемой.

На временные дороги должна быть разработана документация с указанием объемов работ, технологии работ, используемых конструкций и правил эксплуатации.

16.11 Подготовительные работы, выполняемые в базовых условиях, включают в себя следующие работы:

- сварку труб в секции на трубосварочных базах и заготовку крановых узлов;

- изоляцию труб, секций, трубной арматуры и деталей;

- гидро- и теплоизоляцию одиночных труб, секций труб, криволинейных вставок, фитингов, деталей крановых узлов и т.п.;

- холодное гнутье труб, изготовление укрупненных конструкций трубных блоков, свайных опор, ригелей, вмораживаемых анкеров, балластных конструкций и т.п.

16.12 Трассовые подготовительные работы включают в себя:

- разбивку и закрепление пикетажа, детальную геодезическую разбивку горизонтальных и вертикальных углов поворота, разметку строительной полосы, выноску пикетов за ее пределы;

- расчистку строительной полосы от леса и кустарника;

- снятие плодородного слоя земли;

- планировку строительной полосы, уборку валунов;

- осушение строительной полосы, ее промораживание или защиту от промерзания в зависимости от грунтовых условий;

- строительство временных дорог и технологических проездов;

- устройство защитных ограждений, обеспечивающих безопасность производства работ.

16.13 Заказчик строительства предоставляет строительно-монтажной организации геодезическую разбивочную основу для строительства трубопровода.

Закрепленные на трассе пункты и знаки геодезической разбивочной основы должны включать в себя:

- знаки закрепления углов поворота трассы;

- створные знаки углов поворота трассы - не менее двух на каждое направление угла в пределах видимости;

- створные знаки на прямолинейных участках трассы, установленные попарно в пределах видимости, но не реже чем через 1000 м;

- створные знаки закрепления прямолинейных участков трассы на переходах через реки, речки, овраги, дороги и другие естественные и искусственные преграды - не менее двух с каждой стороны перехода;

- высотные реперы, установленные не реже, чем через 5000 м вдоль трассы;

- высотные реперы, установленные на обоих берегах водной преграды;

- знаки, отмечающие пересечения трубопровода с подземными коммуникациями и сооружениями.

Техническая документация на геодезическую разбивочную основу должна включать в себя:

- пояснительную записку, абрисы расположения знаков и их чертежи;

- каталог координат и отметок пунктов геодезической основы.

- чертеж геодезической разбивочной основы - следует составлять в масштабе генерального плана газопровода.

Среднеквадратические погрешности при построении геодезической разбивочной основы допускаются в следующих пределах:

- плюс-минус 2 минуты - угловые измерения;

- 1:1000 - линейные измерения;

- плюс-минус 50 мм - определение отметок.

16.14 Перед началом строительства строительно-монтажная организация должна выполнить на трассе следующие работы:

- провести контроль геодезической разбивочной основы с точностью линейных измерений не менее 1/500, угловых 2° и нивелирования между реперами с точностью 50 мм на 1 км трассы. Трасса принимается от заказчика по акту, если измеренные длины линий отличаются от проектных не более чем на 1/300 длины, углы - не более чем на 3° и отметки знаков, определенные из нивелирования между реперами, - не более 50 мм;

- установить дополнительные знаки (вехи, столбы и пр.) по оси трассы и по границам строительной полосы;

- вынести в натуру горизонтальные кривые естественного (упругого) изгиба через 10 м, а искусственного изгиба - через 2 м;

- разбить пикетаж по всей трассе и в ее характерных точках (в начале, середине и конце кривых, в местах пересечения трасс с подземными коммуникациями). Створы разбиваемых точек должны закрепляться знаками вне зоны строительно-монтажных работ; установить дополнительные реперы через 2 км по трассе. При геодезическом закреплении трассы в вечномерзлых грунтах необходимо обозначить места с залеганием жильных и подземных льдов, участки морозного пучения и т.д. в соответствии с проектной документацией.

Приемка-сдача трассы и технической документации на геодезическую разбивочную основу должна оформляться актом.

16.15 Сохранность и устойчивость принятых знаков геодезической разбивочной основы в процессе строительства должны быть под наблюдением строительно-монтажной организации. После планировки строительной полосы знаки разбивки оси трассы должны быть восстановлены.

16.16 До начала строительно-монтажных работ подрядная организация должна выполнить работы по подготовке строительной полосы, включающие себя:

- расчистку полосы отвода трубопровода от леса, кустарника, валунов, снега;

- удаление на косогорах нависших скал, камней, деревьев, угрожающих падением на строительную полосу;

- срезку крутых продольных уклонов;

- разработку полок на косогорах;

- осуществление противооползневых мероприятий;

- осуществление мероприятий по стабилизации температуры мерзлых грунтов;

- осуществление мероприятий по минимизации промерзания грунта на сухих участках;

- осуществление мероприятий по промерзанию грунта на заболоченных участках;

- сооружение технологических проездов для прохода строительных бригад;

- устройство водопропускных, водоотводных и осушительных сооружений;

- устройство монтажных площадок для строительства;

- выполнение мероприятий по защите подземных сооружений, пересекаемых строящимся трубопроводом;

- вертикальную планировку строительной полосы;

- снятие плодородного слоя почвы на участках рекультивации и его перемещение для временного хранения.

16.17 На протяжении трассы трубопровода сооружаются временные здания и сооружения, к которым относятся:

- передвижные домики для полевого жилого городка строителей;

- складские помещения для хранения строительных материалов, конструкций, технологического оборудования;

- здания для ремонта и технического осмотра строительной и транспортной техники;

- временные дороги;

- временные причалы и вертолетные площадки;

- системы электроснабжения строителей;

- системы водообеспечения и водоотведения;

- сооружения системы связи на время строительства;

- временные ограждения полевого городка и рабочих площадок на трассе;

- полевые сварочные базы.

Состав временных зданий и сооружений, размещаемых на территории полевого городка строителей и на трассе, должен быть определен в проекте.

16.18 Полевой городок строителей должен быть организован в соответствии с проектной документацией, которая согласовывается с надзорными органами и органами местного самоуправления в установленном порядке.

16.19 Устройство временных дорог допускается в тех случаях, когда невозможно или экономически нецелесообразно использовать для нужд строительства существующие постоянные и временные дороги. Необходимость устройства временных дорог должна быть определена в проекте.

16.20 Площадки для складирования должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.3.009, ГОСТ 12.1.004 и иметь ровную горизонтальную поверхность с твердым (бетонным, асфальтовым) или земляным (хорошо утрамбованным) основанием. Открытые площадки должны быть с уклоном не более 3° с учетом стока поверхностных вод, а зимой очищены от снега и льда. Кроме того, должен быть предусмотрен водоотвод поверхностных вод.

16.21 Временные пристани и причалы устраивают по отдельным проектным решениям. Строительство осуществляется после получения решения о предоставлении водного объекта в пользование.

16.22 Расчистка строительной полосы от лесорастительности на лесных участках, предоставленных в пользование для строительства трубопроводов должна осуществляться в соответствии с проектом освоения лесов. Порядок использования лесов для строительства линейных объектов устанавливается в соответствии с [7]. Порядок осуществления вырубок лесных насаждений определяется правилами заготовки древесины, санитарной и пожарной безопасности в лесах.

16.23 Монтажно-транспортная полоса должна быть спланирована исходя из условия прохода монтажно-укладочной колонны, сварки длинномерных плетей, укладки плетей, а также проезда трубовозов и раскладки труб (секций). Вдольтрассовый проезд, должен быть обеспечен вертикальной планировкой, а на грунтах со слабой несущей способностью выполнено ее повышение. Для выравнивания рельефа местности вертикальную планировку следует выполнять подсыпкой низинных мест привозным грунтом. На участках трассы с подземными льдами и грунтами с льдистостью СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ0,4 подсыпку выполняют с возможностью стока поверхностных вод. Для подсыпки следует применять легко уплотняемые грунты. При этом необходимо предусматривать меры, исключающие возможность фильтрации воды через подсыпку или ее основание и проникновение в зону разработки траншеи и в тело насыпи временной дороги. Каждый слой подсыпки уплотняют проходом груженных грунтом автосамосвалов.

Часть полосы отвода, предназначенная под траншею, должна быть спланирована исходя из условия обеспечения разработки траншеи проектной глубины и конфигурации экскаватором.

Защита строительной полосы от заноса снегом, расчистка или задержание снега осуществляется на основании данных о розе ветров и интенсивности снегопереноса.

Расчищать трассу от снега следует в два этапа: сначала - полосы для проезда машин, развозки и раскладки труб и трубных секций, свайных опор, затем - оставшейся части строительной полосы непосредственно перед выполнением сваебойных и земляных работ.

16.24 Для участков трассы, подверженных воздействию неблагоприятных природных явлений и геологических процессов (сели, лавины, оползни, обвалы, карст и т.п.) в проекте должны быть разработаны мероприятия по предупреждению в период строительства аварийных ситуаций, связанных с развитием указанных процессов при прогнозируемом воздействии природных и (или) техногенных факторов.

17 Строительство временных дорог и технологических проездов

17.1 Тип, конструкция и ширина всех временных дорог, включая подъездные дороги, связывающие пункты приема строительных грузов с базами их хранения и трассой трубопровода, а также участки строительства с карьерами и объектами промышленной индустрии, вдольтрассовые и технологические дороги, определяются в проектной документации и уточняются в ППР в зависимости от нагрузок на оси применяемых автотранспортных средств, способов прокладки трубопроводов и с учетом сезонности производства строительно-монтажных работ, несущей способности естественного основания, наличия местных дорожно-строительных материалов.

17.2 Временные дороги, предусматриваемые для технологических целей должны строиться с учетом периода и условий их эксплуатации для различных условий строительства. Конструкции временных дорог выбираются в зависимости от несущей способности грунтов, типа болот, мощности торфяной залежи и ее сжимаемости, а также от расчетных значений удельных и осевых нагрузок, с учетом грузооборота и грузонапряженности дороги, сроков строительства, наличия местных дорожно-строительных материалов и транспортно-эксплуатационного значения дороги.

17.3 Конструкцией временных дорог и существующих дорог, используемых для нужд строительства в качестве временных дорог, должно быть обеспечено движение строительной техники и перевозка автотранспортом предусмотренных тяжелых грузов (по массе и габаритам). При обосновании проектных решений временных автомобильных дорог необходимо учитывать, что они должны соответствовать следующим требованиям:

- выдерживать эксплуатационные нагрузки;

- быть устойчивыми и прочными в заданные сроки службы;

- сооружаться с применением местных дорожно-строительных материалов.

17.4 Временные дороги должны иметь следующие минимальные технические параметры:

- ширина проезжей части однополосных дорог принимается не менее 4,5 м, при движении в двух направлениях - 6 м;

- при использовании тяжелых машин грузоподъемностью 25-30 т и более ширина проезжей части дороги увеличивается до 9 м;

- основания следует устраивать шире покрытия на 0,2-0,3 м с каждой стороны или на ширину укрепленных полос.

17.5 Используемые дороги по допустимой нагрузке должны соответствовать полной массе применяемых транспортных средств.

17.6 Повороты в плане и продольный профиль дорог должны обеспечивать провоз по ним длинномерных и пространственных конструкций, негабаритного оборудования.

17.7 Максимальные удельные давления на грунт не должны превышать несущую способность временных дорог.

17.8 При расчете конструкции временных дорог учитываются следующие нормативные нагрузки:

- колесная;

- осевая;

- гусеничная.

Если несущая способность грунта выше, чем давление от массы насыпи и транспортной нагрузки, отсыпка насыпи ведется непосредственно на материковый грунт. Если же несущая способность ниже, чем давление указанной массы и транспортной нагрузки, то устраивают искусственное основание.

17.9 Конструкция дорожной одежды временных дорог должна назначаться из расчета обеспечения проезда в течение всего срока службы дороги при допущении образования колеи и других деформаций, не препятствующих нормальному режиму движения.

17.10 Выбор конструкции лежневых дорог и конструкции с использованием геотекстильных материалов и покрытий переходного и облегченного типов производится в проектной документации.

При значительных объемах перевозок в сложных грунтово-гидрологических условиях допускается устраивать временные дороги с применением сборно-разборных покрытий, с учетом возможности их повторного использования.

17.11 Не допускаются для сооружения насыпей следующие грунты:

- глинистые избыточно засоленные;

- глинистые с влажностью, превышающей допустимую;

- торф, ил, мелкий песок и глинистые грунты с примесью ила и органических веществ;

- верхний почвенный слой, содержащий в большом количестве корни растений, - для насыпей высотой до 1 м;

- тальковые, грунты и трепелы - для насыпей на мокром основании;

- грунты, содержащие гипс в количествах, превышающих пределы, установленные для II-IV дорожно-климатических зон, - для насыпей на участках со следующими основаниями: с сухими и сырыми - 40%, мокрыми - 30% по массе.

Для сооружения насыпей в условиях вечной мерзлоты должны максимально применяться скальные или песчаные грунты.

При облегченном и переходном типах дорожной одежды наименьший коэффициент уплотнения грунтов составляет 0,95-0,98.

17.12 На болотах и обводненных участках для предохранения дорожной полосы от размывов и разрушений и обеспечения устойчивости земляного полотна в процессе эксплуатации до начала сооружения временных дорог необходимо устраивать водоотводные сооружения.

Конструкции водоотводных сооружений зависят от конкретных гидрогеологических условий, их размеры назначают на основании гидравлических расчетов. При переходе дорог через болотистые участки предусматривают водоотводные канавы, которые размещают на расстоянии 3-4 м от кромки проезжей части дороги. Крутизну откосов канав в торфах с ненарушенной структурой следует принимать 1:1, а глубину канав и ширину их по дну - не менее 0,8 м. Продольный уклон канав должен быть не менее 0,1%.

17.13 Минимальную высоту насыпей следует устанавливать по условиям незаносимости снегом, а также предохранения от перелива воды на участках подтопления. При проектировании вновь строящихся или реконструируемых дорог следует предусматривать меры по обеспечению снегонезаносимости дорог. К ним относятся:

- проектирование продольного профиля со снегонезаносимыми насыпями с рабочими отметками больше руководящей рабочей отметки по условию снегонезаносимости;

- проектирование поперечных профилей выемок, позволяющих уменьшить или замедлить их снегозаносимость;

- проектирование обоснованной снегозащиты.

Исходными для расчета объемов снегоприноса к дороге являются данные наблюдений на Государственной сети метеостанций:

- дата прохождения метели;

- продолжительность метели;

- скорость и направление ветра, вид метели;

- температура воздуха при прохождении метели.

Руководящая рабочая отметка по условию снегонезаносимости СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, м, определяется по формуле

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ, (32)


где СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - расчетная высота снежного покрова в конкретной местности, принимаемая с расчетной вероятностью превышения 5%, м;

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ - возвышение бровки земляного полотна над расчетной высотой снежного покрова, обеспечивающее сдувание снега с полотна, м.

При отсутствии указанных данных допускается упрощенное определение СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ с использованием метеорологических справочников. СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ принимается для дорог V технической категории равным 0,4 м, IV категории - 0,5 м, III категории - 0,6 м, II категории - 0,7 м, I категории - 1,2 м. Насыпи, не соответствующие приведенному условию, заносятся снегом при метелях и должны ограждаться снегозащитой.

17.14 Переезд автотранспортной и гусеничной техники через действующий трубопровод и другие коммуникации допускается только в специально оборудованных местах - переездах. Места расположения и конструкции переезда определяются в проектной документации.

Для устройства переезда через трубопровод следует выбирать сухие участки трассы, на которых трубопровод имеет проектное заглубление и нет поворотов в горизонтальной и вертикальной плоскостях.

Высота насыпи из минерального грунта над верхней образующей трубопровода должна быть не менее 1,5 м.

Грунт насыпи послойно трамбуют и уплотняют проходами гусеничной техники. Непосредственно над трубопроводом и на расстоянии до 2 м в обе стороны от него грунт утрамбовывают вручную.

Сверху насыпи устраивается покрытие, позволяющее распределить нагрузку от проезжающих транспортных средств. В качестве покрытия используются: железобетонные плиты, мобильные дорожные покрытия, бревенчатый настил. Поперечный стык между плитами покрытия временного переезда не должен располагаться над коммуникацией.

Сооружение переездов через действующие трубопроводы должно производиться в присутствии ответственного представителя организации, эксплуатирующей трубопровод.

18 Транспортирование и складирование труб

18.1 Транспортная схема доставки труб, деталей, пригрузов и других материалов для строительства трубопровода должна быть разработана с учетом сроков строительства и сложившейся транспортно-дорожной системы конкретного района.

18.2 Для обеспечения строительства трубопровода материалами, конструкциями и оборудованием для уменьшения отрицательного воздействия на окружающую среду района строительства следует максимально использовать существующую сеть автомобильных и железных дорог. Все используемые дороги по допустимой нагрузке должны соответствовать полной массе применяемых транспортных средств, а также, при необходимости, должны обеспечивать провоз по ним труб необходимой длины, пространственных конструкций и негабаритного оборудования.

18.3 Для движения автотранспорта и механизмов вдоль трассы трубопровода при производстве работ используется временный вдольтрассовый проезд, сооружаемый в полосе временного отвода земель. Движение механизмов вне полосы отвода запрещается. Для проведения транспортных работ, кроме устройства вдольтрассового проезда, предусматривается:

- строительство временных съездов - в местах примыкания (пересечения) вдольтрассового проезда к существующим автодорогам;

- строительство временных переездов из сборных конструкций - в местах пересечения маршрутов транспортирования труб, грунта, строительных грузов действующих коммуникаций или при пересечении действующих коммуникаций вдольтрассовым проездом;

- строительство дороги с усилением основания (лежневые дороги или проезды из геомодулей) - при прохождении трассы трубопровода по болотам и обводненным участкам трассы (если работы ведутся в летнее время и на незамерзающих участках в зимнее время);

- строительство водопропусков из труб с последующей разборкой - на переездах через водные преграды.

18.4 Длина заднего свеса труб и трубных секций при транспортировании не должна превышать установленной паспортом трубовозов (плетевозов). При транспортировании труб и секций по строительной полосе расстояние от следа движения транспортного средства до бровки разработанной траншеи должно быть не менее 3 м.

18.5 Трубы малых диаметров (до 219 мм) следует перевозить в пакетах - для сокращения времени погрузки-выгрузки, обеспечения сохранности покрытия, исключения провисания труб между тягачом и прицепом и повышения безопасности.

18.6 Для хранения труб, трубных секций, железобетонных пригрузов и других элементов должны устраиваться временные, на период строительства, склады, которые располагаются в пунктах разгрузки (прирельсовые), при сварочных базах (базовые), в различных точках трассы (трассовые склады). Число складов различных видов должно быть обосновано транспортной схемой в составе проекта. Для обеспечения безопасности движения транспортных и грузоподъемных средств площадки должны иметь сквозной или круговой проезд шириной не менее 4,5 м, радиус поворота проездов должен быть не менее 15 м и между смежными штабелями труб должны быть оставлены проходы шириной 1 м и более. Для выполнения работ в темное время суток освещенность проездов, проходов и мест складирования должна быть не менее 10 лк. В случаях организации освещения больших площадей допускается применять прожекторное освещение.

18.7 Погрузочно-разгрузочные работы выполняются с применением грузоподъемного оборудования, технические параметры которого соответствуют весу и габаритам труб и сохраняют их качество.

Полувагоны и платформы подаются под разгрузку локомотивом. Запрещается применять для перемещения вагонов тракторы, автомобили, трубоукладчики или другой нерельсовый транспорт и оборудование.

Выгрузку труб из железнодорожных вагонов следует осуществлять по двум схемам: вагон-склад-автомобиль или вагон-автомобиль.

18.8 При разгрузке и погрузке труб с заводским изоляционным или теплоизоляционным покрытием особое внимание следует уделять сохранности покрытия. Не допускается применение канатов, цепей и других грузозахватных устройств, вызывающих повреждения покрытия. Все грузоподъемные средства (их рабочие органы) должны быть оборудованы защитными устройствами.

18.9 При разгрузке труб с заводскими покрытиями и их погрузке на транспортные средства, а также при складировании труб с помощью трубоукладчиков должны использоваться траверсы с торцевыми захватами. Для исключения повреждений торцов труб паз крюка должен быть снабжен вкладышами из мягкого материала.

18.10 При перемещении трубоукладчиком на короткие расстояния труб и трубных секций с наружным покрытием должны применяться мягкие полотенца или торцевые захваты с мягкими вкладышами. При этом стрела крана-трубоукладчика обшивается эластичными накладками.

18.11 При выполнении погрузочно-разгрузочных работ с обетонированными трубами следует применять торцевые захваты специальной конструкции (широкие), снижающие давление на кромки труб; коники трубовозов необходимо оборудовать эластичными подкладками.

18.12 При складировании труб запрещается:

- укладывать в один штабель трубы разного диаметра;

- укладывать трубы верхнего ряда до закрепления труб нижнего ряда;

- совместное складирование изолированных и неизолированных труб;

- укладывать трубы в наклонном положении с опиранием одной стороны труб на нижележащие трубы.

18.13 Высота штабеля труб ограничивается требованиями безопасности, условиями сохранения геометрической формы сечения трубы и целостности покрытия.

18.14 Сезонное хранение труб, трубных узлов и арматуры производится с выполнением консервации, обеспечивающей их защиту от коррозии и сохранность покрытия.

18.15 При хранении труб, трубных секций, трубной арматуры и деталей их внутренняя полость должна быть защищена от засорения и загрязнения.

18.16 Складирование труб осуществляется на подготовленных площадках, на которых должны быть устроены водоотводы поверхностных вод. Трубы с торцов должны быть защищены инвентарными заглушками во избежание попадания снега в их полости.

18.17 Складирование труб не должно приводить к повреждению противокоррозионных покрытий. В процессе хранения не должно наблюдаться отслаивания покрытия по торцам на глубину более 2 мм.

18.18 При складировании труб следует обеспечивать устойчивость штабелей труб от раскатывания установкой ложементов и боковых упоров под нижний ярус труб.

19 Сварка трубопроводов

19.1 Аттестация технологии

19.1.1 Технология сварки, планируемая к применению на каждом конкретном промысловом трубопроводе, должна быть аттестована в соответствии с требованиями в области промышленной безопасности. Применение неаттестованных технологий при изготовлении, монтаже, ремонте и реконструкции промысловых трубопроводов не допускается. Аттестация технологий сварки подразделяется на исследовательскую - при подготовке к применению новых (ранее не аттестованных) технологий сварки и производственную - для подтверждения, что организация, занимающаяся изготовлением, монтажом, ремонтом или реконструкцией технических устройств, оборудования и сооружений, применяемых на опасных производственных объектах, обладает техническими, организационными возможностями и квалифицированными кадрами для производства сварки по аттестованным технологиям, а также проверки того, что сварные соединения, выполненные в условиях конкретного производства по аттестуемой технологии, обеспечивают соответствие требованиям к опасным производственным объектам общих и специальных технических регламентов, нормативных документов, проектной и технологической документации.

19.1.2 Аттестация путем производственного испытания технологии сварки должна быть проведена до начала производства в условиях, предстоящего производства. Аттестация технологии сварки производится в соответствии с программой аттестации технологий сварки или техническим заданием на проведение аттестации технологии сварки и технологической картой, в которой регламентируются:

- технологический процесс сварки, предъявляемый к аттестации;

- перечень рабочих операций, выполняемых в технологическом процессе сварки стыка;

- размеры труб (диаметры и толщины стенок), класс прочности труб, марка стали (тип для импортных труб), обозначение НД на поставку труб;

- требования к подготовке кромок свариваемых труб (форма и размеры разделки кромок, способ их обработки, качество зачистки);

- требования к сборке стыков (тип применяемого центратора (наружный или внутренний), способ закрепления труб, параметры сборки);

- применяемые сварочные материалы (тип электрода, вид покрытия, марка электрода и/или сварочной проволоки, диаметр электрода и/или сварочной проволоки, марка флюса, вид и состав защитного газа), обозначение НД на их поставку, требования к условиям их хранения и подготовки к сварке;

- параметры сварочного процесса (род тока, полярность, значения тока и напряжения на дуге, направление сварки, диапазон допустимых скоростей сварки, вылет и угол наклона электрода, время оплавления, давление осадки, метод удаления внутреннего и наружного грата и др.);

- положение труб в процессе сварки, число и расположение прихваток; последовательность сварки слоев и допустимый временной интервал между их выполнением;

- необходимость предварительного подогрева, сопутствующего нагрева и послесварочной термообработки, а также их параметры, средства и условия контроля температуры;

- другие характеристики, соблюдение которых требуется при выполнении операций;

- условия выполнения ремонта дефектных сварных швов;

- параметры, требующие регистрации в процессе сварки;

- геометрические параметры сварного соединения.

19.1.3 Аттестация технологии сварки организуется подрядчиком и производится в соответствии с действующими нормативными документами.

19.1.4 В процессе сварки стык подвергают операционному контролю, готовые сварные соединения подвергают контролю неразрушающими физическими методами, а также испытанию механических свойств сварного соединения.

19.1.5 Результаты аттестационных испытаний технологии сварки распространяются только на те условия сварки, которые регламентированы технологической картой.

19.1.6 В случае одного или более перечисленных ниже изменений условий сварки должны быть проведены новые аттестационные испытания:

- изменение процесса (или сочетания процессов) сварки и способа(ов) его выполнения;

- изменение материала труб: НД на поставку, класса прочности (таблица 21), состояния поставки;

- изменение диаметра свариваемых труб за пределы групп, приведенных в таблице 22;

- изменение толщины стенки трубы за пределы групп, приведенных в таблице 23;

- изменение разделки кромок за пределы допусков, регламентированных технологической инструкцией;

- изменение типа сварочных материалов за пределы принятого технологией прочностного класса, типа электродов, вида электродного покрытия, вида сердечника порошковой проволоки, типа флюса;

- изменение рода тока (переменный, постоянный), полярности (обратная, прямая);

- изменение положения труб в процессе сварки и направления сварки (снизу вверх, сверху вниз);

- изменение числа слоев шва (в сторону уменьшения) и временного интервала между их выполнением (в сторону увеличения);

- изменение типа центратора (внутренний, наружный) и условий его удаления;

- изменение параметров предварительного и сопутствующего подогревов и послесварочной термообработки.


Таблица 21

Группа

Класс прочности труб

Нормативное значение временного сопротивления разрыву металла, МПа (кгс/ммСП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ)

1

Менее К50

Менее 490 (50)

2

К50-К54

490 (50)-529 (54)

3

К55-К60

539 (55)-588 (60)



Таблица 22

Группа

Диаметр труб, мм

1

89 и менее

2

Св. 89 до 426

3

Св. 426



Таблица 23

Группа

Толщина стенки трубы, мм

1

12,5 и менее

2

>12,5-19,0

3

>19,0

19.1.7 Аттестацию технологии ремонта дефектных стыков целесообразно проводить по способу ремонта со сквозной и несквозной разделкой одновременно с аттестацией технологии сварки трубопровода предпочтительно на том же стыке. При проведении аттестации технологии ремонта производят ремонт участков сварного шва длиной не менее 300 мм в потолочной части стыка, при диаметре трубы меньше 426 мм - не менее 1/6 периметра трубы. В случае, если ремонт сварного шва выполняется теми же сварочными материалами и тем же методом сварки, которые предусмотрены аттестованной технологией, разрешается аттестовать технологию ремонта по результатам неразрушающего контроля ремонтного участка шва.

19.1.8 Технология сборки и сварки захлестов и другие специальные сборочно-сварочные работы должны быть аттестованы самостоятельно.

19.2 Аттестация сварщиков

19.2.1 Для выполнения сварки допускаются сварщики, аттестованные в соответствии с правилами аттестации, действующими в области промышленной безопасности и выдержавшие испытания по сварке допускных стыков. Допускные испытания сварщиков проводятся путем сварки допускных стыков непосредственно перед началом сварочных работ. Цель допускных испытаний сварщиков (операторов) - определение способности сварщика выполнить качественное сварное соединение при использовании технологического процесса сварки, прошедшего аттестацию на основании операционной технологической карты для производства сварочных работ по аттестованной технологии.

19.2.2 В процессе допускных испытаний сварщик должен выполнять все требования операционной технологической карты по аттестованной технологии сварки, использовать оборудование, соблюдать технику сварки и скорость выполнения всех операций, которые будут использоваться в дальнейшем при сварке или ремонте сварных стыков трубопровода.

Катушки труб, подготовленные для сварки допускных стыков, должны быть изготовлены из тех же труб, т.е. того же класса прочности, толщины стенки и разделки кромок, что и трубы, используемые для сооружения трубопровода.

Длина катушки для допускных испытаний по ручной и механизированной сварке должна составлять не менее 125 мм. Для проведения допускных испытаний по автоматической сварке длина катушки устанавливается исходя из возможности обеспечения всех требований операционной технологической карты.

19.2.3 Допускной стык должен выполняться в условиях, тождественных с условиями сварки на трассе в присутствии представителя службы независимого строительного надзора при обеспечении непрерывного пооперационного контроля и последовательной оценки качества операций. Сварку допускного стыка следует выполнять в том положении, в каком будет выполняться производственный стык. Для угловых соединений также выполняется допускной стык.

19.2.4 Повторные допускные испытания сварщика, в том числе при работе в составе бригады, назначают в случаях:

- перерыва в работе сварщика более трех месяцев;

- внесения в содержание технологической карты изменений, влекущих необходимость проведения новой производственной аттестации технологии сварки (осуществляется сварка труб из новых марок сталей или с применением новых сварочных материалов, технологии и оборудования; изменился диаметр труб под сварку (переход от одной группы диаметров к другой: трубы номинальным диаметром до 400 мм включительно; трубы номинальным диаметром от 400 до 1000 мм; трубы номинальным диаметром 1000 мм и более); изменена форма разделки кромок труб под сварку).

19.2.5 Допускные испытания сварщиков для выполнения ремонта дефектных сварных швов осуществляются по каждому виду ремонта, регламентируемому настоящим сводом правил и соответствующей технологической картой. Длина участка шва для каждого вида ремонта должна составлять не менее 200 мм.

19.2.6 Допускной стык подвергают:

- пооперационному контролю в процессе сварки;

- визуальному осмотру с определением геометрических параметров сварного соединения;

- радиографическому контролю;

- контролю размеров швов и наличия недопустимых дефектов по макрошлифам (в случае двухсторонней автоматической сварки под флюсом);

- механическим испытаниям на растяжение, статический изгиб (для механизированной и автоматической сварки в среде защитных газов) и на излом с надрезом - выполняются после радиографического контроля допускного стыка.

Образцы для испытания на излом с усилением шва должны быть длиной около 230 мм и шириной около 20 мм. Вырезать образцы следует газовой резкой, фрезой или другим аналогичным инструментом с последующей механической обработкой. Образцы должны быть с надрезами, выполненными ножовкой в центральной части сварного шва (со стороны наружного усиления) и по бокам шва.

19.2.7 Сварной шов считается годным, если он соответствует требованиям по визуальному, радиографическому контролю и механическим испытаниям. В этом случае сварщик признается выдержавшим испытания, что должно быть подтверждено протоколом допускных испытаний, и получает допуск к работе по сварке трубопровода.

19.2.8 Если результаты контроля не удовлетворяют требованиям к допускным стыкам, то разрешается выполнять сварку и контроль двух других допускных стыков. В случае получения при повторном контроле неудовлетворительных результатов хотя бы на одном из стыков, сварщик признается не выдержавшим испытание. К повторному испытанию сварщик может быть допущен только после дополнительного обучения.

19.2.9 По результатам допускных испытаний на каждого сварщика оформляется допускной лист, а также составляется список сварщиков для выполнения работ на строительстве трубопровода.

19.2.10 Срок действия аттестационных испытаний сварщиков определяется продолжительностью строительства конкретного объекта, если соблюдены следующие условия:

- сварщик в течение всего этого времени выполняет только ту работу, по которой он прошел аттестационные испытания;

- перерыв в работе за этот период не превышает трех месяцев.

Если сварщик за время работы нарушает технологическую дисциплину и допускает брак в работе, представитель генерального подрядчика или заказчика имеет право отстранить его от работы и потребовать сварки нового допускного стыка или переаттестации.

19.3 Подготовка кромок и сборка стыков

19.3.1 Сварочные работы должны выполняться в соответствии с технологической документацией по сварке, оформленной в виде технологических инструкций на процесс сварки в составе раздела по сварке в проекте производства работ.

В технологических инструкциях подробно описываются основные и вспомогательные операции в строго определенной последовательности, в соответствии с нормативной документацией по сварке и в зависимости от назначения сварной конструкции.

Технологическая инструкция по сварке должна иметь наименование и обозначение (шифр) и содержать следующие разделы:

- область применения;

- нормативные ссылки;

- подготовка сварочного производства;

- требования безопасности при производстве сварочных работ;

- сборка под сварку;

- требования к сварке;

- требования к термической обработке;

- контроль сварочных работ и сварных соединений;

- исправление дефектов сварных соединений;

- технологические карты сварки.

Технологические карты разрабатываются на все однотипные сварные соединения, должны иметь соответствующие обозначения (шифры) и содержать следующие сведения:

- способ сварки;

- вид свариваемых деталей;

- размеры свариваемых деталей;

- свариваемый материал (группа, марка, класс);

- сварочные материалы (марка);

- тип шва;

- тип соединения;

- вид соединения;

- условное обозначение соединения по нормативному документу;

- положение при сварке;

- эскизы соединения (конструкция собранного соединения, конструктивные элементы шва, порядок сварки шва);

- метод подготовки и очистки кромок;

- способ сборки;

- требования к прихваткам;

- сварочное оборудование (вид, марка);

- требования к подогреву;

- технологические параметры сварки (например, номера слоев, род и полярность тока, диаметр проволоки, значения силы тока, напряжения, скорости подачи проволоки, скорости сварки, расхода защитного газа);

- дополнительные технологические требования к сварке;

- требования к термообработке;

- требования к контролю (метод контроля, объем контроля, нормативный документ на методику контроля, нормативный документ по оценке качества).

19.3.2 Трубы, детали трубопроводов, арматура и сварочные материалы должны пройти входной контроль в установленном порядке. До начала производства работ следует проверить наличие сертификатов (паспортов) на трубы, соединительные детали трубопроводов, запорную арматуру и сварочные материалы, которые будут использованы для сооружения объекта, а также соответствие маркировки обозначениям, указанным в сертификатах (паспортах).

При отсутствии клейм, маркировки, сертификатов (или других документов, удостоверяющих их качество) трубы, соединительные детали трубопроводов, запорная арматура и сварочные материалы к сборке и сварке не допускаются.

19.3.3 До начала сборки трубы, детали трубопроводов и арматура должны пройти входной контроль на пригодность к сборке.

При визуальном контроле поверхности труб, включая зоны заводских продольных швов, должны быть выявлены недопустимые дефекты, регламентированные НД на поставку труб.

Трубы, детали трубопроводов и арматура с недопустимыми дефектами к сборке не допускаются.

На поверхности труб или деталей не допускаются:

- трещины, плены, рванины, закаты любых размеров;

- местные перегибы, гофры и вмятины.

19.3.4 При использовании труб с заводской разделкой кромок следует проверить соответствие формы, размеров, перпендикулярности свариваемых кромок требованиям НД поставщиков.

Точность обработки кромок под сварку и размеры разделки проверяют инструментально.

Обработку (переточку) кромок под сварку в случае несоответствия заводской разделки кромок требованиям технологии сварки следует производить механическим способом с помощью специализированных станков.

При использовании труб с обработанными специальными станками торцами следует проверить соответствие формы, размеров и качества подготовки свариваемых кромок требованиям операционной технологической карты.

Форма разделки кромок соединительных деталей трубопроводов должна удовлетворять условиям сварки и соответствовать разделке кромок привариваемых труб. При сборке стыков труб или труб с деталями трубопроводов и патрубками арматуры допускается их непосредственное соединение без дополнительной обработки кромок только в следующих случаях:

- для толщин стенок не более 12,5 мм, если разность толщин не превышает 2,0 мм;

- для толщин стенок более 12,5 мм, если разность толщин не превышает 3,0 мм - смещения стыкуемых кромок не допускаются.

Сборка труб или труб с деталями трубопроводов и запорной арматурой с большей разнотолщинностью, чем это указано, может осуществляться:

- через переходник по толщине или патрубок промежуточной толщины длиной не менее 250 мм;

- непосредственным соединением свариваемых торцов после специальной подготовки кромок изнутри и (или) снаружи более толстостенного элемента с толщиной стенки СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ до толщины свариваемого торца