Утверждены Приказом Министра по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан от 21 января 2009 года №9

Правила промышленной безопасности технологические внутри промысловые трубопроводы

1. Общие положения

1.1. Требования Правил промышленной безопасности по эксплуатации технологических трубопроводов (далее - Правил) распространяются на трубопроводы для внутри промыслового сбора и транспорта нефти, сопутствующих газов и пластовой воды с содержанием сероводорода в газе в концентрации, обуславливающей при рабочем давлении парциальное давление сероводорода до 10 000 Па, или в жидкости, находящейся в равновесии с сероводородсодержащим газом под давлением, обуславливающим парциальное давление сероводорода до 10 000 Па, или в жидкости, содержащей растворенный сероводород в количестве, соответствующем его растворимости при парциальном давлении до 10 000 Па.

В состав трубопроводов входят:

а) выкидные трубопроводы от скважин для транспортирования продукции нефтяных скважин до замерных установок;

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

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

г) нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или разгазированной, обводненной или безводной нефти от пунктов сбора нефти и дожимных насосных станций до центральных пунктов сбора;

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

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

ж) трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов;

з) водоводы поддержания пластового давления для транспорта пресной, пластовой и подтоварной воды на КНС (далее - кустовой насосной станции);

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

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

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

м) внутриплощадочные трубопроводы, транспортирующие продукт на объектах его подготовки.

Границами внутриплощадочных промысловых трубопроводов являются ограждения соответствующих площадок, а при отсутствии ограждения - пределы отсыпки соответствующих площадок.

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

1.2. Правила не распространяются:

на магистральные трубопроводы независимо от транспортируемого продукта;

тепловые сети, линии водоснабжения и канализации;

трубопроводы из неметаллических материалов (в том числе бронированные стальными трубами);

промысловые трубопроводы, транспортирующие среды с содержанием сероводорода, обуславливающим его парциальное давление свыше 10 000 Па.

1.3. Срок службы трубопроводов различного назначения, определенный на основе обобщения статистических данных по замене их в процессе эксплуатации для различных регионов отрасли, приведен в таблице №1.

Таблица №1

Фактические сроки службы промысловых трубопроводов

Назначение трубопровода, транспортируемая среда	Фактические сроки службы по регионам добычи, годы
1	2
Нефтегазосборные трубопроводы для транспорта продукции нефтяных скважин до центральных пунктов сбора и дожимных насосных станций (выкидные линии, нефтегазосборные коллекторы, газопроводы, внутри-площадочные трубопроводы) при содержании сероводорода до 300 Па.	8
Те же трубопроводы, но при содержании сероводорода в продукции скважин свыше 300 Па.	4
Трубопроводы пресных вод.	15
Нефтепроводы, газопроводы для транспортирования товарной нефти и газа от центральных пунктов сбора до сооружений магистрального транспорта, газопроводы для транспортирования газа к эксплуатационным скважинам при газлифтном способе добычи, газопроводы для подачи газа в продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи.	20

2. Термины и определения

В настоящих Правилах применяются следующие термины и определения:

Безопасность труда — состояние защищенности работников, обеспеченное комплексом мероприятий, исключающих воздействие вредных и (или) опасных производственных факторов на работников в процессе трудовой деятельности.

Испытание на прочность - состоит в том, что во время испытания в трубопроводной системе создается давление жидкости, превышающее рабочее. При этом в материале трубопровода возникают повышенные напряжения, которые, при наличии дефектов, концентрируются в районах расположения этих дефектов и разрушают поврежденную часть конструкции.

Испытание на плотность - в трубопроводе создается рабочее давление жидкости, при котором производится осмотр трубопровода с целью выявления неплотности системы.

Испытание на герметичность - заключается в том, что в испытуемом трубопроводе воздухом или инертным газом создается рабочее давление, затем трубопровод отглушается и выдерживается под этим давлением не менее 24 часов. О герметичности трубопровода судят по величине падения давления за время испытания. Этот вид испытания позволяет выявить мельчайшие неплотности в системе.

Рабочее давление - наибольшее избыточное давление, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации арматуры и деталей трубопроводов.

Сварка - технологический процесс получения неразъемного соединения элементов конструкции посредством межмолекулярного взаимодействия между свариваемыми частями.

Трубопровод - сооружение из труб, соединенных сварными, фланцевыми, резьбовыми и прочими стыками для транспортировки жидкостей, газов, суспензий и пр. под действием разности давлений (напоров) в различных сечениях. В зависимости от вида транспортируемого продукта трубопроводы называют также газопроводами, нефтепроводами, нефтепродуктопроводами и т.д.

Труба - полые (пустотелые) цилиндрические или профильные изделия, имеющие большую по сравнению с сечением длину. При относительно небольшой массе трубы обладают большим моментом сопротивления изгибу и скручиванию.

Условное давление - наибольшее избыточное давление при температуре среды 20°С, при котором допустима длительная работа арматуры и деталей трубопровода, имеющих заданные размеры, обоснованные расчетами на прочность при конкретных материалах и характеристиках их прочности, соответствующих температуре 20°С.

3. Сокращения

В настоящих Правилах использованы следующие сокращения:

АВБ	-	аварийно-восстановительная бригада;
БПО	-	база производственного обслуживания;
ВМ	-	взрывчатые материалы;
ГСМ	-	горюче-смазочные материалы;
ГЗУ	-	групповая замерная установка;
ГПЗ	-	газоперерабатывающий завод;
ДУ	-	диаметр условный;
ДНС	-	дожимная насосная станция;
КиПиА	-	контрольно-измерительные приборы и автоматика;
КНС	-	кустовая насосная станция;
КСП	-	комплексный сборный пункт;
ЛЭП	-	линия электропередачи;
НС	-	насосная станция;
НПС	-	нефтеперекачивающая станция;
НТД	-	нормативно-техническая документация;
ОВОС	-	оценка воздействия на окружающую среду;
ППД	-	поддержание пластового давления;
ППР	-	планово-предупредительный ремонт;
ПОС	-	проект организации строительства;
ПУЭ	-	правила устройства электроустановок;
ПТ	-	промысловые трубопроводы;
ПДК	-	предельно допустимая концентрация;
ПДВК	-	предельно допустимая взрывоопасная концентрация;
ПДВ	-	предельно допустимые выбросы;
ПАВ	-	поверхностно-активные вещества;
Ризб	-	давление избыточное;
Ру	-	давление условное;
Рраб	-	давление рабочее;
СВБ	-	сероводородвосстанавливающие бактерии;
ТрККН	-	труборез кумулятивный кольцевой наружный;
ТрККС	-	труборез кумулятивный кольцевой седлообразный;
ЦПС	-	центральный пункт сбора;
ЦДУ	-	центральное диспетчерское управление;
ЦППН	-	центральный пункт подготовки нефти;
ШКЗ	-	шнуровой кумулятивный заряд;
ЭХЗ	-	электрохимическая защита;
ЦДНГ	-	цех добычи нефти и газа.

4. Классификация трубопроводов

См. Классификацию трубопроводов

5. Основные требования к проектированию

5.1. Требования к обеспечению качества сооружения

5.1.1. Конструкция промысловых трубопроводов и способ их прокладки обеспечивают:

безопасную и надежную эксплуатацию в пределах нормативного срока службы;

ведение технологии промыслового сбора и транспорт продукции скважин в соответствии с проектными параметрами;

производство монтажных и ремонтных работ;

возможность контроля за техническим состоянием трубопроводов;

защиту трубопроводов от коррозии, воздействия атмосферного и статического электричества;

предотвращение образования ледяных, гидратных и других пробок.

5.1.2. Трассы трубопроводов выбираются на основе технико-экономических исследований. В качестве критериев оптимальности вариантов принимаются приведенные затраты при сооружении, техническом обслуживании и ремонте, включая затраты на мероприятия по охране окружающей среды, металлоемкость, безопасность, заданное время строительства, наличие дорог и другие.

Земельные участки для строительства трубопроводов выбираются в соответствии с законодательством Республики Казахстан.

При выборе трассы по возможности избегать (обходить): водоохранные зоны, леса первой группы, места обитания животных и птиц; участки просадочных и пучинистых грунтов обходить с низовой стороны; участки с сильно пересеченной местностью; болота, озера; трасса трубопроводов имеет минимальное количество переходов через водные преграды, железные автомобильные дороги и другие естественные и искусственные препятствия, позволяет вести обслуживание и ремонт трубопроводов в любое время года.

5.1.3. Для уменьшения площади земель, изымаемых под строительство и эксплуатацию системы промысловых трубопроводов, при выборе трасс максимально использовать принцип коридорной прокладки линейных коммуникаций (трубопроводы, автодороги, ЛЭП и линии связи).

5.1.4. При коридорной прокладке ЛЭП и линий связи размещать по одну сторону автодороги, а трубопроводы - по другую, причем ближе к дороге укладываются водоводы, далее - нефтепроводы и последними - газопроводы.

5.1.5. Технологическая схема и конструктивное оформление трубопроводов сбора нефти, газа и утилизации воды выбираются из условия эффективного применения технологических методов борьбы с коррозией (обеспечения эмульсионного течения, использования ингибиторов коррозии) трубопроводов, замораживанием (достаточного заглубления, использования теплоизоляционных материалов), отложениями песка (пескоуловители), парафина (очистка пропуском очистных устройств, пропарка), скоплениями пластовой воды и газа в них (обеспечение скорости выноса водных и газовых скоплений).

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

Гидравлический расчет трубопроводов, транспортирующих газожидкостные смеси рекомендуется проводить в соответствии с таблицей №3, в зависимости от рельефа местности, вязкости транспортируемой жидкости и расходного газосодержания.

Если проектная организация для выполнения гидравлического расчета использует другие методы, она обеспечивает качество выполнения работ.

Таблица №3

Рекомендуемые методики гидравлического расчета трубопроводов (номер методики указан в квадратных скобках)

5.1.7. В проекте разрабатывается на все время эксплуатации трубопроводов план мероприятий, обеспечивающий равномерную загрузку трубопроводов путем очередности разбуривания скважин, организации регулируемого сброса попутно добываемых воды и газа на кустах скважин и дожимных насосных станциях, переключения потоков нефти, газа и воды на трубопроводы соответствующего диаметра в моменты реконструкции систем сбора с тем, чтобы обеспечить эмульсионный режим движения продукции по трубопроводам, утилизацию воды.

5.1.8. Трубы, фасонные детали, запорная арматура для трубопроводов сбора нефти, газа и воды, их качество и материал выбираются в соответствии с рекомендациями раздела 4 настоящих Правил в зависимости от свойств транспортируемых сред, с учетом изменения этих свойств в течение всего периода эксплуатации трубопроводов.

5.1.9. Трубопроводы защищаются от внутренней коррозии путем применения технологических методов защиты, внутренних покрытий, ингибиторов коррозии, средств очистки трубопроводов от скоплений воды, твердых отложений. Целесообразность того или иного способа защиты (или их сочетание) на различных этапах эксплуатации трубопроводов подтверждается технико-экономическим расчетом.

Целесообразность применения средств борьбы с наружной коррозией путем использования антикоррозионных изоляционных материалов, средств электрохимической защиты в каждом конкретном случае определяется технико-экономическим расчетом.

5.1.10. В проекте обустройства месторождения на трубопроводах сбора нефти, газа и воды предусматриваются пункты наблюдения за скоростью внутренней коррозии, оснащенные датчиками и вторичными приборами контроля.

5.1.11. В проекте обустройства месторождения на всех этапах производства строительных работ предусматриваются мероприятия по:

контролю за качеством поступающих труб, фасонных деталей, арматуры, сварочных материалов;

операционному контролю за качеством подготовительных, земляных, транспортных и разгрузочных, противокоррозионных, сварочно-монтажных, укладочных, рекультивационных работ.

Диагностике и опрессовке трубопроводов при сдаче в эксплуатацию.

5.1.12. Толщина стенки трубопроводов определяется прочностным расчетом в зависимости от категории участка трубопровода, параметров транспортируемой среды и конструктивного решения.

5.1.13. Трубопроводы свариваются встык с установкой на них соединительных деталей (отводов, тройников, переходников и других) и стальной равнопроходного сечения запорной арматуры (кранов, задвижек, вентилей и т. д.), согласно расчетному давлению в трубопроводе.

Фланцевые соединения допускаются в местах подключения трубопроводов к аппаратам, арматуре и другому оборудованию, имеющему ответные фланцы на участках трубопроводов, требующих периодической разборки, в качестве изолирующих стыков в зонах с блуждающими токами.

5.1.14. Допустимые радиусы изгибов трубопроводов в горизонтальной и вертикальной плоскостях определяются 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 трубы в процессе эксплуатации, разностью температур строительства и эксплуатации трубопроводов.

Отводы для участков трубопроводов, где предусматривается проход очистных устройств, имеют радиусы изгиба не менее 5 диаметров трубопровода. У сварных отводов угол поворота сектора не более 6°.

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

5.1.16. В местах разветвления системы трубопроводов, около мест запуска и приема очистных устройств, в местах установки технологических узлов запорной и регулирующей арматуры, на переходах, выполненных с использованием круто изогнутых отводов, и в других случаях, где возможны значительные осевые перемещения от температурного перепада и внутреннего давления, определяется величина этих перемещений, которые учитывают как воздействие при расчете на прочность указанных элементов системы.

Эти узлы и элементы системы конструктивно защищаются от осевых деформаций примыкающих к ним подземных трубопроводов с помощью открытых или закрытых компенсаторов, компенсаторов-упоров, неподвижных опор, связей, ограничивающих деформации узлов и т. д.

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

5.1.18. На газоконденсатных, газовых, нефтяных месторождениях предусматривается подземная прокладка труб. Надземная (наземная) прокладка применяется на отдельных участках в малонаселенных районах на неустойчивых грунтах, на переходах через водные преграды, овраги, балки, на участках пересечения коридора подземных коммуникаций и других. В каждом конкретном случае надземная (наземная) прокладка имеет обоснование.

Надземная прокладка трубопроводов систем заводнения не допускается.

В сейсмоопасных районах при выборе конструкции промысловых трубопроводов учитываются сейсмические воздействия.

5.1.19. Тепловая изоляция трубопроводов и ее конструктивное оформление определяются теплотехническими расчетами, свойствами транспортируемой среды, способом прокладки трубопровода, требованиями технологического процесса, техники безопасности и пожарной безопасности.

5.1.20. Запорная арматура промысловых трубопроводов устанавливается на расстояниях, определяемых расчетом, исходя из условия обеспечения безопасности участков и охраны окружающей среды.

Запорная арматура устанавливается в соответствии с проектом, учитывающим рельеф местности, в начале каждого ответвления от трубопровода протяженностью более 500 м, на входе и выходе трубопровода из установок подготовки нефти, на обоих берегах водных преград, на участках нефтегазопроводов, проходящих на отметках выше городов и населенных пунктов.

5.1.21. Заглубление трубопроводов определяется условиями их сохранности, режимом транспортировки и свойствами транспортируемых сред.

Для защиты от механических повреждений и передачи внешних нагрузок заглубление трубопроводов до их верхней образующей обеспечивается не менее:

на непахотных землях вне постоянных проездов при условном диаметре 300 мм и менее - 0,6 м; при условном диаметре более 300 мм, но менее 1000 мм - 0,8 м; при условном диаметре 1000 мм и более - 1,0 м;

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

на пахотных и орошаемых землях - 1,0 м;

при пересечении строительных и осушительных каналов, местных (промысловых) автомобильных дорог - 1,1 м.

Глубина заложения трубопроводов, транспортирующих среды, замерзающие при отрицательных температурах, принимается на 0,5 м ниже глубины промерзания грунта.

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

При разновременной укладке трубопроводов в траншее как одного, так и различного назначения расстояния между ними принимается с учетом обеспечения сохранности действующего трубопровода при производстве строительно-монтажных работ и безопасности производства работ, но не менее указанных в таблице №4.

Таблица №4

Минимальные расстояния между трубопроводами

Условный диаметр проектируемого трубопровода, мм	Минимальное расстояние между осями проектируемого и действующего трубопроводов, м
1	2
До 100 включительно	5
Свыше 100 до 300 включительно	8
Свыше 300 до 600 включительно	11
Свыше 600	14

 

5.1.23. Наземная прокладка трубопроводов в насыпях применяется на участках с низкой несущей способностью грунтов на болотах и обводненных участках.

Допускается совмещение насыпи, отсыпаемой для трубопроводов, с насыпью для внутрипромысловой эксплуатационной дороги. При этом осуществляются мероприятия по защите трубопровода от повреждения тяжелой техникой.

5.1.24. Наземная прокладка трубопроводов без обвалования грунтом с компенсацией осевых деформаций допускается на трассах, проходящих по малонаселенной местности со спокойным рельефом, при отсутствии бугров пучения, оползней и других условий, которые могут вызвать недопустимые горизонтальные и вертикальные перемещения трубопроводов.

5.1.25. Надземная прокладка трубопроводов применяется на участках, где грунты обладают низкой несущей способностью, на участках с пересеченным рельефом местности, при наличии большого количества водотоков, оврагов, озер и рек, на переходах трубопроводов через водные преграды, русла селевых потоков, при пересечении оползневых участков и участков с просадочными и пучинистыми грунтами, при скальных грунтах, и в других случаях, когда подземная прокладка недостаточно надежна, сложна и экономически нецелесообразна.

5.1.26. Допускается надземная прокладка нескольких трубопроводов на одних опорах в один - два яруса с обеспечением доступа к ним для выполнения ремонтных работ, работ по нанесению и восстановлению противокоррозионных покрытий. Расстояние в свету между расположенными рядом, на одном уровне, трубопроводами не менее 250 мм при условном диаметре труб до 250 мм включительно и не менее диаметра трубопровода при трубах с условным диаметром более 250 мм.

5.1.27. Высота прокладки надземного трубопровода от поверхности земли принимается в зависимости от рельефа местности и грунтовых условий, климатических условий района, теплового воздействия трубопровода на грунты, обеспечения проездов транспорта, миграции крупных животных и т.д. Расстояние от низа трубопровода до поверхности земли не менее 0,25 м, в местах свободного прохода людей - не менее 2,5 м, на путях миграции крупных животных - не менее 3,0 м и при пересечении автомобильных дорог - не менее 5,5 м (по согласованию с организациями, эксплуатирующими их).

5.1.28. Надземные трубопроводы строятся с учетом продольных перемещений от температурных воздействий, испытания их внутренним давлением, пропуска очистных устройств и устойчивости в ветровом потоке.

5.1.29. Устойчивое положение трубопроводов против всплытия и выпирания при прохождении на обводненных и заболоченных участках при отсутствии в них транспортируемого продукта, в тех случаях, когда грунт не обладает удерживающей способностью или его удерживающая способность недостаточна, обеспечивается заменой и закреплением грунта, закреплением трубопроводов с помощью балластирующих устройств, анкерных креплений или другими способами, выполняемыми, согласно расчету.

5.1.30. В качестве балластирующих устройств могут применяться: сплошное бетонирование трубопровода; сплошное покрытие трубопровода сборными железобетонными скорлупами; установка штучных железобетонных грузов различной конструкции с использованием только массы грузов или массы грузов с расположенным на них грунтом; укладка над трубопроводом плит или ящиков с грунтом, расстилка над трубопроводом нетканых материалов, удерживающих определенную массу грунта, засыпка, закрепление грунта и другие методы.

В качестве анкерных устройств допускается применять: винтовые анкеры, анкеры с раскрывающимися лопастями, забивные сваи и другие виды анкерных устройств.

5.1.31. Внутриплощадочные трубопроводы и металлические защитные покрытия теплоизоляции трубопроводов, проложенные надземно, защищаются от воздействия атмосферного и статического электричества.

5.1.32. Для свободного проезда транспорта и беспрепятственного прохода людей на воздушных переходах минимальная высота до нижней части трубопроводов или пролетных строительных конструкций высоких эстакад, м:

над железнодорожными путями (от головки рельсов) - 6,0;

над автодорогами и проездами - 5,5;

над пешеходными проходами - 2,5.

5.1.33. При пересечении высокими эстакадами железнодорожных путей и автодорог расстояние по горизонтали от грани ближайшей опоры эстакады не менее: м:

до оси железнодорожного пути нормальной колеи - 2,45;

до бордюра автодороги - 1,0.

5.1.34. Пересечения эстакад с воздушными линиями электропередачи выполняются в соответствии с "Правилами устройства электроустановок Республики Казахстан", утверждены приказом Министра энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан от 26 августа 2004 года №189.

Воздушные линии электропередачи на пересечениях с эстакадами проходят только над трубопроводами. Минимальное расстояние по вертикали от верхних технологических трубопроводов эстакады до линий электропередачи (нижних проводов с учетом их провисания) принимается в зависимости от напряжения (таблица №5).

Таблица №5

Минимальное расстояние по вертикали от верхних технологических трубопроводов эстакады до линий электропередачи

Напряжение, кВ	До 1,0	От 1 до 20	От 35 до 110	150	220
Расстояние над трубопроводом, м	1,0	3,0	4,0	4,5	5,0

 

При определении вертикального и горизонтального расстояний между воздушными линиями электропередачи и внутриплощадочными трубопроводами всякого рода защитные ограждения, устанавливаемые над ними в виде решеток галерей, площадок, рассматриваются как части трубопроводов.

5.1.35. Размещать арматуру, фланцевые, резьбовые соединения, линзовые, волнистые компенсаторы и дренажные устройства на трубопроводах, расположенных над железнодорожными путями, автодорогами и пешеходными дорожками, не допускается.

5.1.36. Транзитная прокладка любых трубопроводов под зданиями и над ними не допускается.

5.1.37. Внутриплощадочные трубопроводы прокладываются с уклоном, обеспечивающим возможно полное опорожнение их в цеховую аппаратуру и емкости. Уклоны не менее:

для легкоподвижных жидких веществ - 0,002;

для газообразных веществ - 0,003;

для высоковязких и застывающих веществ - 0,020.

Допускается прокладывать трубопроводы с меньшим уклоном или без него, при этом предусматриваются меры по их опорожнению.

5.1.38. В местах прохождения через стены, перекрытия, перегородки внутриплощадочные трубопроводы заключаются в стальные гильзы из труб, внутренний диаметр которых на 10-20 мм больше наружного диаметра трубопроводов или тепловой изоляции. Зазор между трубопроводом и гильзой с обоих концов заполняется несгораемым материалом, допускающим продольное перемещение трубопровода.

Гильзы жестко закреплены в строительной конструкции. Размещать сварные стыки трубопровода внутри гильз не допускается.

5.1.39. Внутриплощадочные трубопроводы и арматура размещаются с учетом обеспечения проходов. Трубопроводы, прокладываемые вдоль стен зданий, не пересекают оконных и дверных проемов.

5.1.40. При расположении и креплении внутриплощадочных трубопроводов в зданиях учитывается возможность свободного перемещения подъемно-транспортных устройств.

5.1.41. Не допускается прокладывать внутриплощадочные трубопроводы внутри административных, бытовых, хозяйственных помещений, в помещениях электрораспределительных устройств, камер, тепловых пунктов, на путях эвакуации персонала (лестничных клетках, коридорах и т. д.).

5.1.42. Внутриплощадочные трубопроводы с условным проходом до 100 мм допускается прокладывать по наружной поверхности глухих стен вспомогательных помещений.

Внутриплощадочные трубопроводы с условным проходом до 200 мм допускается прокладывать по несгораемым участкам несущих стен производственных зданий. Такие трубопроводы располагаются на 0,5 м ниже или выше оконных или дверных проемов (за исключением зданий, имеющих сплошное остекление).

Не допускается прокладка трубопроводов по стенам и ограждающим конструкциям, сбрасываемым при воздействии взрывной волны.

Не допускается размещение арматуры, фланцевых и резьбовых соединений и дренажных устройств на трубопроводах, проложенных под оконными и дверными проемами.

Расстояния между прокладываемыми параллельно трубопроводами, между трубопроводом и строительными конструкциями, как по горизонтали, так и по вертикали выбирается с учетом возможности сборки, осмотра, нанесения тепловой изоляции и ремонта трубопроводов, а также смещения трубопроводов при температурной деформации, согласно приложению №2.

5.1.43. Прокладка промысловых нефтегазоконденсатопроводов в одной траншее с кабельными линиями не допускается.

5.1.44. Параллельная прокладка трубопроводов, пересечение их с кабелем производится в соответствии с "Правилами устройства электроустановок", утвержденными приказом Министра энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан от 26 августа 2004 года №189 [1].

5.1.45. При прокладке кабельных линий параллельно с нефте-, газо- и конденсатопроводами расстояние по горизонтали между кабелем и газоконденсатопроводом не менее 1 м.

Кабели, находящиеся от нефте-, газо- и конденсатопровода на меньшем расстоянии (но не менее 0,25 м), на всем протяжении сближения прокладываются в трубах.

Параллельная прокладка кабелей над и под нефте-, газо- и конденсатопроводом в вертикальной плоскости не допускается.

5.2. Переходы трубопроводов через естественные и искусственные препятствия

5.2.1. Переходы трубопроводов через реки, каналы, озера, ручьи, овраги, болота, автомобильные и железные дороги выполняются надземным или подземным способами. Выбор способа сооружения перехода производится на основании технико-экономических расчетов.

Принятые решения согласовываются с организациями, в ведении которых находятся пересекаемые системы.

Подводные переходы трубопроводов через водные преграды

5.2.2. Подводные переходы трубопроводов проектируются на основании данных гидролого-морфологических, инженерно-геологических и топографических изысканий с учетом условий эксплуатации ранее построенных подводных переходов в районе строительства, проектируемых и действующих гидротехнических сооружений, влияющих на режим водной преграды в месте перехода, перспективных дноуглубительных и выправительных работ, условий судоходства и требований к охране окружающей среды и рыбных ресурсов.

5.2.3. Местоположение участка подводного перехода определяется с учетом направления трассы трубопровода и согласовывается в установленном порядке.

Створы переходов через реки выбираются на наиболее устойчивых против размыва участках русел с минимальной шириной заливаемой поймы в направлении перпендикулярно динамической оси потока.

Прокладка подводных переходов осуществляются с заглублением в дно водоема на 0,5 м ниже прогнозируемого профиля дна реки до верха забалластированного трубопровода, определяемого на основании инженерных изысканий, но не менее 1,0 м от естественных отметок дна водоема.

На переходах через несудоходные и непромерзающие до дна закрытые водоемы при соответствующем обосновании допускается укладка трубопроводов на дно водоема с заглублением в грунт не менее чем на 0,5 м от верха забалластированного трубопровода до дна водоема.

При замерзании водоема расстояние от нижней поверхности льда до верха балластировки трубопровода не менее 0,5 м.

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

5.2.4. При ширине водных преград 75 м и более в местах пересечения водных преград промысловыми коллекторами газа (нефти), нефтегазосборными трубопроводами, нефтепроводами и водоводами пластовых и сточных вод предусматривается прокладка резервной нитки. При соответствующем обосновании резервную нитку допускается предусматривать и при пересечении водных преград шириной до 75 м при ширине заливаемой поймы более 500 м по уровню воды при 10% обеспеченности и продолжительности подтопления паводковыми водами более 20 дней.

Необходимость прокладки резервной нитки для выкидных линий скважин, метанолопроводов к скважинам, трубопроводов систем заводнения устанавливается проектом на основании технико-экономического обоснования.

5.2.5. На подводных переходах диаметр трубопровода и диаметр резервной нитки принимаются равными диаметру основной магистрали.

Расстояние между параллельными нитками подводных трубопроводов на русловых участках назначается исходя из инженерно-геологических и гидрогеологических условий, возможности производства строительных и ремонтных работ, исключающих повреждение соседних трубопроводов. Минимальные расстояния между осями газопроводов, заглубленных в дно водоема, составляет 30 м при диаметре труб до 1000 мм включительно и 50 м - для трубопроводов диаметром свыше 1000 мм.

На многониточных переходах трубопроводов, транспортирующих жидкие продукты, допускается прокладка основных ниток трубопровода в общей траншее.

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

5.2.7. Подводные переходы в границах горизонта высоких вод не ниже 1% обеспеченности закрепляются против всплытия. В русловой части перехода применяются кольцевые грузы или обетонирование, обеспечивающие их надежную устойчивость против смещений при возможных изменениях русла.

5.2.8. На переходах через водные преграды расчет балластировки промысловых нефтепроводов производится из условия его полного опорожнения, т. е. без учета веса продукта.

5.2.9. На переходах через глубокие болота и озера при соответствующем технико-экономическом обосновании для предотвращения всплытия трубопроводов диаметром до 250 мм допускается применять вместо балластирующих устройств трубы с увеличенной толщиной стенки, обеспечивающей отрицательную плавучесть.

5.2.10. На подземных переходах через водотоки предусматриваются берегоукрепительные меры.

5.2.11. На переходах через нерестовые реки и ручьи трубопроводы прокладываются надземно на опорах с целью исключения воздействия на условия обитания ценных пород рыб, при этом трубы располагаются выше 1% уровня горизонта высоких вод на величину не менее 1,0 м., предусматриваются мероприятия по защите выходов труб из грунта от ледохода.

5.2.12. В случае максимальной глубины промерзания воды на внутриболотных озерах глубина заложения трубопроводов обеспечивает исключение вмерзания балластировочных грузов в лед.

Надземные переходы трубопроводов

5.2.13. При устройстве надземных переходов через естественные и искусственные препятствия используется несущая способность самого трубопровода. При обосновании для прокладки трубопроводов применяются мосты. Прокладка трубопроводов по автодорожным мостам допускается при проектировании трубопровода категории В и получении разрешения владельца моста.

Наиболее простыми в исполнении являются балочные системы переходов (простые и усиленные). В тех случаях, когда по условиям рельефа местности, режима преграды, сложности устройства промежуточных опор или по другим соображениям величина расстояния между опорами больше той, которая может быть перекрыта балочными системами, применяются висячие системы (вантовые, одноцепные и другие) или арочные конструкции.

Арочные конструкции переходов применяются там, где по условиям эксплуатации дороги или водной преграды трубопровод приподнят на значительную высоту.

Величина перекрываемого пролета и конструктивная схема перехода устанавливаются в зависимости от характера препятствия, требований заинтересованных организаций, охраны окружающей среды, надежности эксплуатации и технико-экономических соображений.

5.2.14. При надземном пересечении оврагов, балок, ущелий, каналов, рек и других водных преград расстояние от низа трубы или конструкций пролетного строения принимается:

при пересечении оврагов, балок, малых водотоков, а также стоячих озер - не менее 0,5 м до уровня воды при 5% обеспеченности;

при пересечении несудоходных, несплавных рек, больших оврагов, где возможен ледоход, и озер с поворотным течением воды и перемещением льда - не менее 0,2 м до уровня воды при 1% обеспеченности и от наивысшего горизонта ледохода;

при пересечении судоходных и сплавных рек - не менее величины, установленной нормами проектирования подмостовых габаритов и требованиями проектирования мостов.

При наличии сплава и корчехода учитывается возможность образования заломов и заторов и расстояние до уровня воды при 1% обеспеченности увеличивать до 1 м.

5.2.15. Пролеты надземных балочных переходов систем трубопроводов допускается увеличить за счет помещения рабочего трубопровода в трубу большего диаметра, совместной работы двух труб, устройства шпренгелей и других. Непосредственная приварка к рабочему трубопроводу усиливающих элементов не допускается.

5.2.16. Совместная прокладка на одних опорах групповых надземных переходов трубопроводов и электролиний допускается для сетей, предназначенных для обслуживания трубопроводов (кабелей сигнализации, диспетчеризации, электропривода задвижек).

При этом электропроводка располагается в трубах ниже трубопроводов на самостоятельных кронштейнах или подвесках.

5.2.17. Па переходах через водные преграды по технологическим мостам допускается совместная прокладка газопроводов и трубопроводов с жидкими горючими средами, если указанные трубопроводы относятся к одному технологическому узлу.

5.2.18. При прокладке надземных трубопроводов в затопляемых поймах рек и водоемов, вне границ ледохода допускается временное затопление их водой при обеспечении условий, предотвращающих всплытие опор и самих трубопроводов. Изоляция таких участков усилена.

Переходы трубопроводов через железные и автомобильные дороги

5.2.19. Переходы трубопроводов через железные дороги, вне-промысловые автомобильные дороги I-IV категорий и промысловые автомобильные дороги с усовершенствованным покрытием проектируют в местах прохождения дорог в насыпях или в нулевых отметках, угол пересечения трубопровода с дорогами 90°. Все пересечения согласовываются с владельцем транспортных магистралей. Прокладка трубопроводов через тело насыпи не допускается.

В местах пересечения трубопровода с автодорогами V категории, промысловыми автодорогами без усовершенствованных покрытий, предусматриваются защитные мероприятия, исключающие повреждения трубопроводов. Места переезда обозначаются специальными знаками.

5.2.20. Участки трубопроводов в местах пересечения железных и автомобильных дорог заключаются в защитные футляры из стальных или железобетонных труб, в тоннели, диаметр которых определяется условиями производства работ и конструкцией перехода, но в любом случае больше наружного диаметра трубы не менее чем на 200 мм.

Концы футляра выводятся на расстояние:

на переходах через железные дороги - на 25 м от осей крайних путей, но не менее чем на 5 м от подошвы откоса насыпи и на 3 м - от бровки откоса выемки или водоотводных сооружений (кювета, нагорной канавы и т. п.);

на переходах через автомобильные дороги - на 10 м от бровки земляного полотна, но не менее чем на 2 м от подошвы насыпи. На нефтепроводах и нефте-, продуктопроводах, пересекающих автодороги III и IV категорий, расстояние от бровки земляного полотна допускается сократить до 5 м.

5.2.21. На обоих концах защитного кожуха предусматриваются уплотнения, обеспечивающие герметичность межтрубного пространства в целях охраны окружающей среды. На трубопроводах I и II категорий диаметром более 500 мм один из концов защитного кожуха имеет выход в отводной колодец или на трап с факелом.

5.2.22. Заглубление трубопроводов на переходах под железными дорогами не менее 2 м от подошвы рельса до защитного футляра и не менее 0,5 м до него от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа. Заглубление трубопроводов под автомобильными дорогами не менее 1,4 м от верха покрытия дорог (проезжей части) до защитного футляра, а при его отсутствии - до верхней образующей трубопровода и не менее 0,4 м от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа.

На переходах через железные и автомобильные дороги, проложенные на пучинистых и неустойчивых грунтах, предусматриваются конструктивные мероприятия для исключения неравномерных пучений (осадок) основания дорог.

5.2.23. Места пересечения трубопроводов с железными дорогами удалены (по горизонтали) от стрелок и крестовин не менее чем на 10 м. При пучинистых и неустойчивых грунтах это расстояние увеличивается до 20 м.

5.3. Защитные зоны

5.3.1. Защитные зоны создаются с целью предотвращения отрицательных воздействий трубопроводов на объекты, расположенные по границам этих зон, деятельности различных организаций на сохранность и безопасность работы самих трубопроводов.

5.3.2. Определяющие величину защитных зон минимальные расстояния от оси подземных, наземных и надземных трубопроводов различного назначения до объектов, зданий и сооружений устанавливаются проектом.

5.3.3. В пределах защитных зон не допускается строительство каких-либо объектов без согласования с эксплуатирующей организацией.

5.3.4. Фактический материал по трубопроводу (исполнительная съемка), оформленный в установленном порядке строительно-монтажными организациями и заказчиком, передаётся в органы исполнительной власти на местах для нанесения его на районные карты землепользования.

5.3.5. Отвод земельных участков под строительство зданий и сооружений и прокладку коммуникаций в непосредственной близости от защитных зон осуществляется в порядке, установленном действующим законодательством Республики Казахстан.

5.3.6. В проекте организации работ по проведению приемочных гидравлических испытаний промысловых трубопроводов в случае строительства трубопровода в пределах населенного пункта или в непосредственной близости от него для обеспечения безопасности населения предусматривается оповещение населения через местное радио и прессу по заявке эксплуатирующей организации о проводимых испытаниях с выдачей письменного предупреждения территориальной администрации и землепользователям о недопустимости появления населения в защитной зоне во время испытаний.

5.3.7. До начала заполнения трубопровода транспортируемой продукцией выполняются все работы, предусмотренные проектом.

5.3.8. При производстве в защитной зоне работ, связанных с использованием энергии взрыва, порядок организации работ согласовывается с эксплуатирующей трубопровод организацией.

5.4. Средства контроля, регулирования, противоаварийной защиты

5.4.1. Средства автоматизации контроля и регулирования обеспечивают:

контроль (местный и дистанционный) за ходом технологических процессов транспорта нефти и газа;

контроль состояния и режимов работы технологического оборудования;

измерение текущих параметров (давления, температуры, расхода, уровня, качества продукции);

возможность получения информации по отдельным контролируемым параметрам, их предельным величинам или отклонениям от установленных значений;

поддержание заданного технологического режима;

местное и дистанционное управление работой технологического оборудования.

5.4.2. Средства противоаварийной защиты предусматривают:

аварийную сигнализацию при выходе технологических параметров за предельные значения;

управление объектами систем сбора в целях предупреждения, определения, локализации и ликвидации аварий;

автоматическую блокировку оборудования, действующую независимо от других устройств управления.

5.4.3. Средства контроля, регулирования и противоаварийной защиты при опрессовке промысловых трубопроводов (ПТ) производят:

контроль давления на участке опрессовки и за отсекающей задвижкой;

контроль состояния задвижек и заглушек, отсекающих участок опрессовки;

сигнализацию (предупреждающую и аварийную) при предельных значениях давления на участке опрессовки;

аварийную остановку насоса;

местное и дистанционное управление запорной арматурой на участке опрессовки;

регулирование технологических параметров насоса.

5.5. Средства очистки

5.5.1. Очистка внутренней полости промысловых трубопроводов предусматривается с целью восстановления их пропускной способности путем удаления парафина, песка, водяных и газовых скоплений и различных механических примесей, с целью снижения скорости коррозии труб за счет удаления скопления воды и механических примесей.

Узлы запуска и приема очистных устройств предусматриваются на трубопроводах диаметром 200 мм и более.

5.5.2. Выбор метода очистки (механический, химический, термический, комбинированный) и оснащения участка трубопровода комплексом оборудования для очистки его внутренней полости подтверждается технико-экономическим расчетом.

Очистку телескопических трубопроводов допускается производить термическим или химическим (в том числе гелями) способами, скребками для труб переменного диаметра.

5.5.3. Участки трубопровода, подвергающиеся механическим методам очистки, удовлетворяют следующим требованиям:

участок трубопровода сварен из труб одного диаметра с учетом возможности пропуска очистного устройства на всем его протяжении;

величины овальности труб, вмятин и гофр находятся в допустимых пределах;

участок не имеет подкладных колец, устройств, выступающих во внутреннюю полость трубопровода;

радиусы кривых вставок на участке не менее пяти диаметров трубопровода;

участок трубопровода оснащен полнопроходной запорной арматурой;

участок выдерживает нагрузки от пропуска очистных устройств.

5.5.4. Комплекс оборудования для очистки полости трубопровода обеспечивает выполнение всех технологических операций, включающих пуск и прием очистного устройства, контроль за прохождением его по участку, сбор и утилизацию выносимых из трубопровода загрязнений.

Комплекс оборудования содержит: камеры пуска и приема очистного устройства; оборудование для запасовки в камеру пуска и извлечения из камеры приема очистного устройства; технологическую обвязку камер пуска и приема с запорной арматурой; средства контроля и сигнализации за прохождением очистного устройства; сооружения для сбора и утилизации выносимых из полости трубопровода загрязнений.

5.5.5. Камеры пуска и приема очистного устройства устанавливаются на фундаментах для обеспечения их несмещаемости в процессе эксплуатации. Они рассчитаны на нагрузки от пропуска очистных устройств и осевые усилия от температурного перепада и внутреннего давления. Камеры пуска очистных устройств конструктивно защищены от осевых усилий, обусловленных воздействием примыкающих к ним подземных трубопроводов.

5.5.6. Оборудование для ввода и извлечения очистного устройства пожаровзрывобезопасно, обеспечивает механизацию подготовительных работ, удобство и надежность в эксплуатации.

5.5.7. Технологическая обвязка камер пуска и приема обеспечивает возможность перевода работы камеры на пусковой контур при приеме очистных устройств.

5.5.8. Сооружения для сбора и утилизации, выносимых из трубопровода загрязнений (парафина, песка, воды, конденсата и т.д.) рассчитаны на максимально возможный объем загрязнений. Площадки размещения сооружений для сбора и утилизации выносимых из трубопровода загрязнений имеют ограждения и находятся на безопасном расстоянии от пожароопасных объектов.

5.5.9. Средства контроля и сигнализации обеспечивают возможность определения местонахождения очистного устройства по длине очищаемого участка. Очистное устройство оборудовано сигнальным устройством для определения его местонахождения.

5.5.10. Система управления комплексом очистного оборудования предусматривает возможность дистанционного (со щита диспетчера) и местного (с площадок пуска и приема) управления процессом пуска и приема очистного устройства.

5.5.11. Комплекс устройств, применяемых для периодической очистки, обеспечивает полное удаление загрязнений из полости трубопровода, а очистные устройства - герметизацию при движении по всей длине очищаемого участка.

5.5.12. Устройства для очистки полости трубопровода удовлетворяют требованиям:

обеспечивают полную очистку стенок труб от парафина, песка, продуктов коррозии, воды и конденсата;

перемещаются по кривым вставкам с радиусом, равным пяти диаметрам трубопровода, без нарушения работы конструктивных элементов трубопровода;

удобным для ввода в камеры пуска и извлечения из камер приема, обладать минимальным весом;

обеспечивать возможность замены герметизирующих и очистных элементов в случае выхода их из строя.

5.6. Технологические регламенты

5.6.1. Технологический регламент по эксплуатации трубопроводов систем сбора нефти, газа и воды на промыслах является документом, содержащим требования к эксплуатации этих систем с целью поддержания оптимальных параметров работы трубопроводов, их согласования с параметрами работы всего месторождения, установок подготовки нефти, газа и воды, обеспечения достигнутого уровня надежности, безопасности, производственной санитарии, пожаровзрывобезопасности и охраны окружающей среды.

5.6.2. Регламенты подписываются руководителем составившей их организации, согласовываются с проектной организацией, разработавшей проект строительства трубопровода, утверждаются техническими руководителями организаций, эксплуатирующих внутрипромысловые трубопроводы.

5.6.3. Регламенты составляются на основе достижений науки в техники в данной области к моменту разработки регламента. Регламент выполняется на конкретные технические решения.

5.6.4. Регламент на систему трубопроводов сбора нефти, газа и воды содержит требования к:

техническому уровню процессов;

технической характеристике транспортируемой продукции, основных и вспомогательных материалов;

технической характеристике отходов и выбросов;

технологии сбора и транспорта продукции на весь период эксплуатации месторождения;

расчету основных технологических параметров;

физико-химическим и теплофизическим свойствам транспортируемых веществ, сред и смесей;

технической эксплуатации трубопроводов (поддержание и регулирование параметров; борьба с осложнениями - замораживанием, отложениями парафина, песка, окислов железа; борьба с коррозией; осуществление планово-предупредительных ремонтов; ликвидация аварий и т. д.);

контролю основных параметров работы и надежности трубопроводов (дистанционный контроль параметров, телемеханизация, дефектоскопия и т. д.);

технике безопасности, производственной санитарии и пожаровзрывобезопасности;

охране окружающей среды.

пуску, остановке и консервации отдельных участков трубопроводов;

5.6.5. Регламенты составляются на систему сбора в целом. Допускается разработка регламента на отдельный трубопровод. В этом случае он соответствует регламенту на систему сбора в целом.

5.6.6. Дополнения и изменения в утвержденный регламент вносятся организацией, составившей регламент. Дополненный и измененный регламент согласовывается и заново утверждается в порядке, установленном для вновь разрабатываемых регламентов.

5.7. Внесение изменений в технологическую и проектную документацию

5.7.1. Под изменением понимается любое исправление, исключение или добавление каких-либо данных.

5.7.2. Любое изменение в нормативно техническом документе, вызывающее какие-либо изменения в других нормативно технических документах, одновременно сопровождается внесением соответствующих изменений во все взаимосвязанные нормативно технические документы.

5.7.3. Извещения об изменениях в действующих нормативно технических документах производит организация - держатель подлинников этих документов.

5.7.4. Изменения выполняются организациями, применяющими нормативный технический документ.

5.7.5. Исправления нормативно технических документов, вызванные внесением ошибочных изменений, оформляются новыми извещениями об изменениях.

5.7.6. При обнаружении ошибки допускается немедленно вносить в копии, находящиеся в производстве, исправления, подписанные ответственными лицами, с последующим выпуском извещения об изменении.

5.7.7. Организация - держатель подлинников по всем поступившим от других организаций предложениям об изменении в течение месяца после их получения направляет ответ о принятии предлагаемых изменений, или об их отклонении с указанием конкретных причин отклонения или задержки предлагаемых изменений.

5.7.8. Заказчику с извещением об изменении представляют технические расчеты (отчеты по испытаниям), обосновывающие вносимые изменения.

6. Материалы промысловых стальных трубопроводов

6.1. Общие положения

6.1.1. Применяемые для промысловых стальных трубопроводов трубы, фасонные соединительные детали, фланцы, прокладки и крепежные изделия по качеству и техническим характеристикам материала отвечают требованиям настоящих Правил.

6.1.2. Материал труб и детали трубопроводов выбираются в соответствии с действующими нормативами с учетом опыта эксплуатации. Наряду со стальными допускается применять пластмассовые, полиметаллические и другие трубы.

6.2. Типы труб, область применения и требования к их качеству

6.2.1. Для трубопроводов применяются трубы стальные бесшовные, электросварные прямошовные, спиральношовные, сваренные током высокой частоты, изготовленные из спокойных и полуспокойных углеродистых и низколегированных сталей, диаметром до 500 мм включительно, из спокойных и полуспокойных, как правило, низколегированных сталей диаметром более 500 мм. Требования, предъявляемые к трубам для строительства трубопроводов с условным диаметром до 500 мм независимо от давления и от 500 мм и выше при парциальном давлении сероводорода 300 Па и менее. Применение спиральношовных труб любого диаметра в пределах участков категории В не допускается.

Для трубопроводов (за исключением трубопроводов нефтяных месторождений), транспортирующих среды с парциальным давлением сероводорода более 300 Па, применяются трубы из спокойных углеродистых и низколегированных сталей бесшовные (диаметром до 426 мм включительно) и прямошовные (диаметром более 426 мм) с удовлетворительной стойкостью против сероводородного растрескивания. Для трубопроводов нефтяных месторождений применяются трубы, указанные в п. 6.2.5.

6.2.2. Для трубопроводов газовых и газоконденсатных месторождений, транспортирующих влажные сероводородсодержащие среды, при давлении сероводорода более 300 Па применяются трубы с учетом пп. 6.2.3-6.2.4.

6.2.3. Трубы бесшовные предназначенные для транспортирования газа, содержащего сероводород, при его парциальных давлениях более 300 Па (0,0030 кгс/см2), изготавливаются из катаной или кованой заготовки (применение литой заготовки не допускается), с испытанием механических свойств на растяжение и испытанием на твердость, проверкой по ударной вязкости и по предельным отклонениям от номинальных размеров.

6.2.4. Трубы бесшовные, соответствующие п. 6.2.3, допускается применить для участков трубопроводов категорий В, I и II при условии гидравлического испытания каждой трубы и контроля качества каждой трубы неразрушающими методами (ультразвуковой дефектоскопией).

6.2.5. При определении толщин стенок трубопроводов, транспортирующих коррозионно-агрессивные сероводородсодержащие среды и рассчитанных по несущей способности, добавляются:

С1 - минусовой допуск на изготовление бесшовных труб или стального листа для сварных труб;

С2 - добавка к толщине стенки на общую коррозию, определяемая экспериментально или расчетом, исходя из расчетной скорости коррозии трубный стали в данной среде, с учетом проектируемых средств защиты (ингибиторы, осушка газа, применение покрытий и др.), их эффективности, проектируемого срока эксплуатации трубопровода.

При отсутствии возможности определения скорости общей коррозии на заданном объекте расчетным или опытным путем допускается приближенное определение добавки (02) по аналогии с другими, ранее запроектированными объектами, с близкими условиями эксплуатации труб. Во всех случаях величина такой добавки не менее 2 мм.

Толщина стенки трубопроводов систем заводнения, транспортирующих пресные воды, определяется по несущей способности без добавки на коррозию С2.

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

6.2.7. Трубы считаются пригодными по качеству при условии, что:

они соответствуют требованиям на поставку и имеют заводскую маркировку и сертификаты;

отклонения наружного диаметра труб на протяжении не менее 200 мм от торца не превышают ± 2 мм;

отклонение толщины стенки по торцам не превышает предельных значений, регламентируемых нормативно техническим документам;

овальность бесшовных труб не выводит их наружный диаметр за предельные отклонения, а сварных труб диаметром 426 мм и более - не превышает 1% номинального наружного диаметра (при этом овальность определяется как отношение разности величин наибольшего и наименьшего измеренных диаметров торца обследуемой трубы к номинальному диаметру);

кривизна труб не превышает 1,5 мм на 1 м длины, а общая кривизна - не более 0,2% длины трубы;

косина реза торцов труб не превышает 2,0 мм;

на концевых участках труб отсутствуют расслоения любого размера, выходящие на кромку или поверхность трубы;

глубина царапин, рисок и задиров на поверхности труб (деталей, арматуры) не превышает 0,2 мм; на теле и на торцах трубы отсутствуют вмятины;

в местах, пораженных коррозией, толщина стенки трубы не выходит за пределы минусовых допусков.

6.2.8. Трубы допускается подвергать ремонту, если:

глубина рисок, царапин и задиров на поверхности труб не превышает 5% от толщины стенки;

вмятины на концах труб имеют глубину не более 3,5% от внешнего диаметра;

глубина забоин и задиров фасок не более 5 мм;

на концевых участках труб имеются расслоения, которые могут быть удалены обрезкой.

6.2.9. Ремонт и заключение о пригодности труб для дальнейшего использования оформляются актом по установленной форме.

6.2.10. Патрубки запорной и распределительной арматуры, детали трубопроводов, имеющие дефекты, перечисленные в п. 7.2.8, подвергаются ремонту по разрешению завода-изготовителя.

6.2.11. Трубы признаются непригодными для сооружения нефтегазопроводов, если они не отвечают требованиям пп. 7.2.7 и 7.2.8.

6.2.12. При измерении наружного диаметра труб, деталей трубопроводов и прочих деталей диаметром до 57 мм включительно за величину диаметра принимают среднее арифметическое измерений диаметра в двух взаимно перпендикулярных направлениях. Измерения проводят штангенциркулем с погрешностью не более 1,0 мм.

6.2.13. Толщину стенки измеряют с торцов труб и деталей штангенциркулем не менее чем в пяти, равномерно распределенных по окружности, точках с погрешностью не более 0,1 мм.

6.2.14. В местах, пораженных коррозией, толщину стенки измеряют с помощью ультразвукового толщиномера с погрешностью не более 0,1 мм.

6.2.15. Применение труб из разных сталей в зависимости от температуры эксплуатации и строительства трубопроводов дано в приложении №3.

6.2.16. Размеры бесшовных и электросварных стальных труб принимаются по номенклатуре выпускаемых труб в соответствии с приложениями №4; №5.

6.2.17. Для труб и прочих деталей диаметром более 57 мм значение наружного диаметра Д, мм, вычисляют по формуле:

где П - периметр, мм, измеренный рулеткой с точностью 0,5 мм;

Т - толщина ленты рулетки, мм.

6.3. Запорная арматура

6.3.1. По способу присоединения к трубопроводу запорная арматура подразделяется на фланцевую, муфтовую и приварную. Муфтовая чугунная арматура рекомендуется только для трубопроводов с условным проходом не более 50 мм, транспортирующих негорючие нейтральные среды. Муфтовую стальную арматуру допускается применять на трубопроводах для всех сред при условном проходе не более 40 мм.

6.3.2. Маркировка наносится на корпус и содержит: товарный знак завода-изготовителя; условное давление; диаметр условного прохода; стрелку, показывающую направление потока. На арматуре, изготовленной из стали со специальными свойствами, дополнительно указывается марка материала корпуса.

6.3.3. Арматуру в зависимости от рабочих параметров и свойств транспортируемой среды рекомендуется выбирать в соответствии с приложениями №6; №7.

6.3.4. Материал арматуры для трубопроводов выбирать в зависимости от условий эксплуатации, параметров и физико-химических свойств транспортируемой среды. Арматуру из цветных металлов и их сплавов допускается применять лишь в тех случаях, когда стальная и чугунная арматура не может быть использована по обоснованным причинам. Пределы применения чугунной арматуры даны в приложении 8.

6.3.5. При выборе типа запорной арматуры (задвижки, вентиля, крана) следует руководствоваться диаметром трубопровода и характером перекачиваемой среды:

для трубопроводов с условным проходом свыше 50 мм в основном применяются задвижки, имеющие меньшее гидравлическое сопротивление, герметичность, согласно приложениям №9, №10, №11, №12 меньшую строительную длину и переменное направление движения среды;

для трубопроводов с условным проходом менее 50 мм рекомендуется применять вентили, имеющие значительное гидравлическое сопротивление, препятствующее их применению на трубопроводах большего диаметра.

Краны применяются, если использование задвижек или вентилей недопустимо по условиям эксплуатации.

Применение запорной арматуры в качестве регулирующей не допускается.

6.4. Фланцы

6.4.1. Фланцы и материалы для них выбираются с учетом рабочих параметров среды. Для высокоагрессивных сред и сред с температурами, материал фланцев устанавливают по приложению №13.

6.4.2. Плоские приварные фланцы допускается применять для трубопроводов, работающих при условном давлении не более 2,5 МПа и температуре среды не выше плюс 300°С.

6.4.3. Для трубопроводов, работающих при условном давлении свыше 2,5 МПа или температуре свыше 300°С, независимо от давления применяются только стальные приварные встык фланцы.

6.4.4. Применение плоских стальных приварных фланцев с условным давлением до 1,0 МПа на трубопроводах, транспортирующих горючие, токсичные и сжиженные газы, не допускается.

6.4.5. Для фланцев в зависимости от свойств транспортируемых сред и их параметров применяются прокладки.

Для фланцев, рассчитанных на Ру - 2,5 МПа, допускается применять только мягкие, спирально-навитые или металлические гофрированные с мягкой набивкой прокладки. При использовании металлических прокладок предусматривать фланцы на Ру не менее 4,0 МПа.

6.4.6. Для фланцев, рассчитанных на Ру от 6,3 МПа и более, вместо фланцев с уплотнительной поверхностью типа "выступ- впадина" допускается применять фланцы под прокладку овального сечения или с гладким соединительным выступом под зубчатую металлическую прокладку.

6.5. Прокладочные материалы

6.5.1. Прокладки и прокладочные материалы для уплотнения фланцевых соединений в зависимости от свойств транспортируемой среды и ее рабочих параметров рекомендуется выбирать в соответствии с приложением №14.

6.5.2. Кроме материалов для прокладок, указанных выше, допускается применение во фланцевых соединениях прокладок из различных пластмасс с учетом их физико-химических свойств.

Прокладки из фторопластового уплотнительного материала и фторопласта устанавливаются во фланцевых соединениях с уплотнительной поверхностью типа "шип-паз".

6.6. Фасонные детали трубопроводов

6.6.1. Фасонные детали трубопроводов в зависимости от параметров транспортируемой среды и условий эксплуатации выбираются по приложениям №15; №16; №17; №18; №19.

6.6.2. Материал деталей трубопроводов, соответствует материалу труб. При применении и сварке разнородных сталей руководствоваться указаниями раздела 11.

6.7. Сварные детали трубопроводов

6.7.1. При выборе сварных деталей трубопроводов в зависимости от агрессивности среды, температуры и давления руководствоваться настоящим правилами.

6.7.2. Сварку фасонных деталей трубопроводов, контроль качества их сварных стыков производить в соответствии с требованиями раздела 11.

Не допускается исправлять дефекты сварки подчеканкой или подваркой без предварительной вырубки дефектных мест.

6.7.3. Ответвления от трубопроводов допускается выполнять при устройстве тройниковых соединений особое внимание уделять качеству сборки под сварку и сварочных работ. Не допускается усиливать сварные швы с помощью ребер жесткости.

6.7.4. Сварные тройники применяют при давлении Ру до 10 МПа.

Изготовление тройников в полевых условиях не допускается.

6.7.5. Отводы сварные с условным проходом 150-400 мм допускается применять для трубопроводов при давлении Ру не более 6,3 МПа.

Отводы сварные с условным проходом 500-1400 мм допускается применять для трубопроводов при давлении Ру не более 2,5 МПа.

6.7.6. Сварные концентрические и эксцентрические переходы с Ду 250-400 мм допускается применять для трубопроводов при давлении Ру до 4,0 МПа, а с Ду 500-1400 мм при Ру до 2,5 МПа.

Пределы применения стальных переходов в зависимости от температуры и агрессивности среды соответствуют пределам применения присоединяемых труб, аналогичных марок стали.

Сварные швы переходов подлежат 100% контролю ультразвуковым или радиографическим методами.

6.7.7. Сварные крестовины и развилки допускается применять для трубопроводов из углеродистых сталей при рабочей температуре не выше плюс 250°С.

Крестовины и развилки из электросварных труб допускается применять при давлении не более 1,6 МПа; при этом они изготавливаются из труб, рекомендуемых для применения при Ру не менее 2,5 МПа.

Крестовины и развилки из бесшовных труб допускается применять при давлении не более 2,5 МПа при условии изготовления их из труб, рекомендуемых для применения при Ру не менее 4,0 МПа.

6.8. Гнутые и штампованные детали

6.8.1. Крутоизогнутые отводы допускается применять для трубопроводов при Ру до 10,0 МПа.

6.8.2. Гладкогнутые отводы, изготавливаемые из бесшовных труб на Ру до 10,0 МПа, применяют вместо крутоизогнутых и сварных отводов на трубопроводах с пульсирующим потоком среды, на трубопроводах при условном проходе Ду менее 40 мм в первую очередь в тех случаях, когда требуется максимально снизить гидравлическое сопротивление трубопровода.

Пределы применения гладкогнутых отводов с радиусом гиба большим или равным двум наружным диаметрам трубы из труб действующего сортамента соответствуют пределам применения труб, из которых они изготовлены. Применение отводов с радиусом меньшим двух наружных диаметров трубы обосновывается поверочными расчетами гнутых отводов на прочность.

6.8.3. Концентрические штампованные переходы и штампованные тройники допускается использовать при Ру до 10,0 МПа.

6.9. Заглушки

6.9.1. Заглушки выбираются в зависимости от рабочих параметров среды и конкретных условий эксплуатации.

6.9.2. Приварные плоские и ребристые заглушки выбирают по приложениям №20; №21.

6.9.3. Эллиптические заглушки (приложение №22) допускается устанавливать на трубопроводах при Ру до 10,0 МПа.

6.9.4. Быстросъемные заглушки применяются в соответствии с рекомендациями изготовителей.

6.9.5. Заглушки, устанавливаемые между фланцами, допускается применять для трубопроводов с Ру до 10,0 МПа (приложение №23).

6.9.6. Заглушки, устанавливаемые между фланцами, быстросъемные, не допускается применять для разделения двух трубопроводов с различными средами, смешение которых недопустимо. Обеспечивается визуальный разрыв между трубопроводами.

6.9.7. Качество материала заглушек подтверждается сертификатом. Допускается составлять один сертификат на партию заглушек. Сертификат на постоянные заглушки хранится в журнале учета установки - снятия заглушек.

На каждой заглушке (на хвостовике, а при его отсутствии - на цилиндрической поверхности) четко выбиты номер заглушки, марка стали, условное давление и условный проход.

6.9.8. Устанавливают и снимают заглушки по указанию лица контроля, обеспечивающего эксплуатацию трубопровода. Установка и снятие заглушек отмечается в журнале приложение №24.

бесплатный документ

Полный текст доступен после авторизации.

Вход Регистрация