СП 483.1325800.2020 Действует

ГОСТ 30546.1–98 Общие требования к машинам, приборам и другим техническим изделиям и методы расчета их сложных конструкций в части сейсмостойкости

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

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

ГОСТ Р 57430–2017 Трубы, соединительные части из высокопрочного чугуна с шаровидным графитом и их соединения для промысловых нефтепроводов. Технические условия

ГОСТ ISO 2531–2012 Трубы, фитинги, арматура и их соединения из чугуна с шаровидным графитом для водо- и газоснабжения. Технические условия

ISO 16134:2006 Землетрясения и конструкция чугунных труб, устойчивая к оседанию

СП 14.13330.2018 «СНиП II-7-81 Строительство в сейсмических районах»

СП 16.13330.2017 «СНиП II-23-81* Стальные конструкции» (с изменением № 1)

СП 18.13330.2011 «СНиП II-89-80* Генеральные планы промышленных предприятий» (с изменением № 1)

СП 20.13330.2016 «СНиП 2.01.07-85* Нагрузки и воздействия» (с изменением № 1)

СП 22.13330.2016 «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 изменениями № 1, № 2)

СП 28.13330.2017 «СНиП 2.03.11-85 Защита строительных конструкций от коррозии» (с изменением № 1)

СП 31.13330.2012 «СНиП 2.04.02-84* Водоснабжение. Наружные сети и сооружения» (с изменениями № 1, № 2, № 3)

СП 35.13330.2011 «СНиП 2.05.03-84* Мосты и трубы» (с изменением № 1)

СП 36.13330.2012 «СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы» (с изменением № 1)

СП 45.13330.2017 «СНиП 3.02.01-87 Земляные сооружения, основания и фундаменты» (с изменением № 1)

СП 47.13330.2016 «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 № 1)

СП 66.13330.2011 Проектирование и строительство напорных сетей водоснабжения и водоотведения с применением высокопрочных труб из чугуна с шаровидным графитом (с изменениями № 1, № 2)

СП 68.13330.2017 «СНиП 3.01.04-87 Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов. Основные положения»

СП 72.13330.2016 «СНиП 3.04.03-85 Защита строительных конструкций и сооружений от коррозии»

СП 86.13330.2014 «СНиП III-42-80* Магистральные трубопроводы» (с изменениями № 1, № 2)

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

СП 341.1325800.2017 Подземные инженерные коммуникации. Прокладка горизонтальным направленным бурением.

Примечание– При пользовании настоящим сводом правил целесообразно проверить действие ссылочных документов в информационной системе общего пользования – на официальном сайте федерального органа 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.

В настоящем своде правил применены термины по ГОСТ 24856, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1высокопрочный чугун с шаровидным графитом; ВЧШГ: Тип чугуна, в котором графит присутствует преимущественно в шаровидной форме.

3.2

номинальный диаметр DN: Параметр, применяемый для трубопроводных систем в качестве характеристики присоединяемых частей арматуры. П р и м е ч а н и е – Номинальный диаметр приблизительно равен внутреннему диаметру присоединяемого трубопровода, выраженному в миллиметрах и соответствующему ближайшему значению из ряда чисел, принятых в установленном порядке. [ГОСТ 24856–2014, пункт 6.1.3]

3.3труба чугунная (или из ВЧШГ): Отливка с равномерным каналом, с прямой осью, имеющая раструбные, охватываемые или фланцевые концы.

3.4

соединительные детали: Элементы трубопровода, предназначенные для изменения направления его оси, ответвления от него, изменения его диаметра. [СП 284.1325800.2016, пункт 3.19]

3.5фитинг: Соединительная деталь, предназначенная для соединения труб между собой или с техническими устройствами в процессе монтажа трубопроводов, имеющая различное конструктивное исполнение в зависимости от способа соединения.

3.6

давление рабочее: Наибольшее избыточное давление, возникающее при нормальном протекании рабочего процесса, без учета гидростатического давления среды и допустимого кратковременного повышения давления во время действия предохранительного клапана, максимальное избыточное давление при нормальных условиях эксплуатации. [ГОСТ 24856–2014, пункт А.12.1]

Примечание – Под нормальным протеканием рабочего процесса следует понимать условия (давление, температуру), при сочетании которых обеспечивается безопасная работа (ГОСТ 24856–2014, пункт А.12.2).

3.7

давление расчетное: Максимальное избыточное давление в оборудовании или трубопроводах, используемое при расчете на прочность при выборе основных размеров, при котором предприятием-изготовителем допускается работа данного оборудования или трубопровода при расчетной температуре при нормальных условиях эксплуатации. [ГОСТ 24856–2014, пункт А.13.1]

3.8

номинальное давление PN: Наибольшее избыточное давление, выраженное в кгс/см2, при температуре рабочей среды 20 °С, при котором обеспечивается заданный срок службы (ресурс) корпусных деталей арматуры, имеющих определенные размеры, обоснованные расчетом на прочность при выбранных материалах и характеристиках прочности их при температуре 20 °С. [ГОСТ 24856–2014, пункт 6.1.2]

3.9класс толщины стенок (К): Коэффициент обозначения толщины стенки трубы или соединительной детали, выбираемый из ряда целых чисел – 9, 10, 11, 12.

4.1 Сокращения

В настоящем своде правил применены следующие сокращения:

АСПО – асфальтосмолопарафиновые отложения;

ВИС – внутритрубный инспекционный снаряд;

ГВВ – горизонт высоких вод (ГВВ 10 %-ной обеспеченности означает, что такой уровень достигается раз в 10 лет);

ГЖС – газожидкостная смесь;

ГНБ – горизонтальное направленное бурение;

КИП – контрольно-измерительный пункт;

КИПиА – контрольно-измерительные приборы и автоматика;

КСС – контрольное сварное соединение;

ЛЭП – линия электропередачи;

НГДУ – нефтегазодобывающее управление;

НС – насосная станция;

НПС – нефтеперекачивающая станция;

СВБ – сульфатвосстанавливающие бактерии;

ЭХЗ – электрохимическая защита.

Обозначения

В настоящем своде правил применены следующие обозначения:

BPC – конфигурация уплотнительного резинового кольца;

DN – номинальный диаметр труб и соединительных деталей, мм;

PN – номинальное давление, МПа;

НВ – твердость металла по Бринеллю;

RJ – раструбно-замковое соединение труб и соединительных деталей;

TYTON – конфигурация уплотнительного резинового кольца.

5.1Настоящий свод правил устанавливает требования к проектированию, строительно-монтажным и ремонтным работам, эксплуатации промысловых трубопроводов нефтегазовых месторождений, с применением труб из ВЧШГ номинальным диаметром от 80 до 500 мм, с номинальным давлением до 6,4 МПа. Зависимость номинального давления от номинального диаметра трубопровода представлена в таблице 5.1.

Таблица 5.1 – Зависимость номинального давления от номинального диаметра промыслового трубопровода из ВЧШГ

Таблица 5.1DN, мм | PN, МПа, не более От 80 до 200 включ. | 6,4 250 | 5,6 300 | 5,4 350 | 5,0 От 400 до 500 включ. | 4,0

5.2Состав промысловых трубопроводов нефтегазовых месторождений, на которые распространяется действие настоящего свода правил:

- выкидные линии трубопроводов от нефтяных скважин для транспортирования продукции скважин до замерных установок;

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

-нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или разгазированной обводненной или безводной нефти от дожимной насосной станции (установка предварительного сбора, установка предварительного сбора воды, нефтесборный пункт, установка подогрева нефти) до центрального пункта сбора (установка подогрева нефти, нефтесборный пункт);

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

- водоводы поддержания пластового давления для транспорта пресных, пластовых и сточных вод на кустовую насосную станцию, от кустовой насосной станции и водозаборных сооружений;

- нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от центрального пункта сбора до головных сооружений магистральных нефтепроводов;

-продуктопроводы (трубопроводы для перекачки мазута, дизельного топлива и бензинов);

-ингибиторопроводы для подачи ингибиторов к скважинам или другим объектам обустройства нефтегазовых месторождений;

-деэмульгаторопроводы для подачи деэмульгатора к объектам дожимных насосных станций и установок предварительного сброса воды.

Примечания

1 К нефтегазопроводам относятся трубопроводы, транспортирующие нефть с газом в свободном и растворенном состояниях (при абсолютном давлении упругости паров при 20 °С выше 0,2 МПа). К нефтепроводам относятся трубопроводы, транспортирующие дегазированную нефть.

2 Трубопроводы для подачи ингибиторов в продукцию скважин относятся к устройствам в составе установок дозирования реагентов.

3 Границей промыслового трубопровода является запорно-регулирующая арматура, установленная на входе (трубопровода) на технологическую площадку или на выходе с технологической площадки, если иное не предусмотрено внутренними документами эксплуатирующей организации.

5.3Промысловые трубопроводы (далее – трубопроводы*) могут проектироваться подземными, наземными с последующей отсыпкой насыпи, надземными на опорах. Основной вид прокладки трубопроводов – подземный.

5.4Проектируемые трубопроводы, транспортирующие одинаковые и различные жидкие среды, могут прокладываться параллельно действующим или проектируемым трубопроводам.

5.5Температура нефти (нефтепродуктов), поступающей в трубопровод, должна устанавливаться исходя из возможности транспортирования жидких сред и требований, предъявляемых к сохранности изоляционных покрытий, прочности, устойчивости и надежности трубопровода.

5.6При ведении монтажных работ трубопроводов из ВЧШГ с применением раструбно-замкового соединения типа RJ сварочные работы не применяются.

Сварка допускается:

- при изготовлении сварных соединительных деталей из ВЧШГ в заводских или базовых условиях;

- ремонте участков трубопровода (труб и соединительных деталей);

- монтаже участков трубопроводов, содержащих стальные элементы.

5.7Трубопроводы с соединениями типа RJ, как правило, монтируются в траншее. На обводненных участках применяется технология протаскивания готового участка трубопровода, смонтированного на бровке траншеи или на спусковой дорожке, в обводненную или подводную траншею.

5.8При выборе конструктивных и технологических решений необходимо учитывать, что надежность и безопасность трубопроводов определяются:

- свойствами исходных материалов (труб, соединительных деталей, арматуры, изоляционных покрытий, теплоизоляции, балластирующих устройств), соответствием их требованиям нормативных документов и технических условий предприятий-изготовителей, утвержденных в установленном порядке;

- конструктивными решениями (по толщине стенки труб, глубине заложения, радиусам изгиба, пролетам при надземной прокладке, изоляционным покрытиям), соответствием их требованиям нормативных документов и технических условий предприятий-изготовителей, утвержденных в установленном порядке;

- результатами контроля качества строительства, которые должны соответствовать требованиям нормативных документов и технических условий предприятий-изготовителей, утвержденных в установленном порядке;

- соответствием трубопроводов условиям эксплуатации по давлению и температуре;

- расстояниями от трубопроводов до зданий и сооружений, соответствием их требованиям пожарной безопасности;

- стабильностью положения трубопровода в пространстве в течение всего срока эксплуатации;

- сохранностью необходимого уровня коррозионной защиты трубопровода в течение всего срока его эксплуатации.

Методика расчета наземного трубопровода с соединением типа RJ с учетом крепления их у раструба к опорам принята для расчета поперечной стойкости как жесткая цельная труба и приведена в СП 16.13330.

5.9Трубопроводы из ВЧШГ должны быть спроектированы и построены таким образом, чтобы была обеспечена надежная и безопасная их эксплуатация в течение всего срока службы. Нормативный срок службы – не менее 35 лет при условии соблюдения требований настоящего свода правил в процессе проектирования, строительно-монтажных работ и эксплуатации.

Срок службы трубопровода из ВЧШГ определен согласно полученным данным по опытной эксплуатации труб на нефтепромысловых трубопроводах и выбран по стойкости эксплуатационной надежности уплотнительных колец с коэффициентом запаса равным 2,5.

5.10При проектировании трубопроводов из ВЧШГ, предназначенных для транспортирования продуктов, оказывающих коррозионные воздействия на металл труб, соединительные детали и арматуру, необходимо предусматривать защиту от коррозионного воздействия и сероводородного растрескивания в соответствии с 6.9 и другими нормативными документами в области противокоррозионной защиты трубопроводов.

5.11Трубопроводы из ВЧШГ, смонтированные из труб и соединительных деталей, изготовленных по ГОСТ Р 57430, согласно классификации СП 284.1325800.2016 (пункт 5.3) относятся к классам II и III.

6.1 Общие требования

6.1.1Материалы и изделия, применяемые для строительства трубопроводов, должны соответствовать требованиям нормативных документов и технических условий предприятий-изготовителей, утвержденных в установленном порядке.

Применение материалов и изделий, не имеющих сопроводительных документов, подтверждающих соответствие их требованиям технических регламентов и других нормативных документов, не допускается.

6.1.2Вид покрытия трубопроводов выбирается в зависимости от степени коррозионного воздействия перекачиваемой среды. Степень коррозионного воздействия среды по отношению к металлу трубы определяют по глубине проникновения коррозии, приведенной в таблице 6.1.

Таблица 6.1 – Определение степени коррозионного воздействия среды по отношению к материалу труб и деталей

Таблица 6.1Коррозионное проникновение, мм/год | Скорость коррозии по образцам-свидетелям, г/(мм-ч) | Степень агрессивного воздействия среды От 0 до 0,01 включ. | От 0 до 0,02 включ. | Неагрессивная Св. 0,01 до 0,1 включ. | Св. 0,02 до 0,05 включ. | Слабоагрессивная Св. 0,1 до 0,5 включ. | Св. 0,05 до 0,25 включ. | Среднеагрессивная Св. 0,5 | Св. 0,25 | Сильноагрессивная

6.1.3Приближенные данные по степени агрессивного воздействия нефтепромысловых водных сред по отношению к трубам из ВЧШГ приведены в таблице 6.2. При наличии в перекачиваемой среде нескольких агрессивных компонентов, концентрация каждого из которых находится в пределах, указанных в таблице 6.2, степень агрессивного воздействия среды на материал трубы повышается на одну ступень. Также степень агрессивного воздействия повышается на одну ступень в каждом из следующих случаев:

- при увеличении скорости потока свыше 1,5 м/с;

- при увеличении содержания взвешенных частиц свыше 150 мг/дм3;

- при повышении температуры среды свыше 60 °С.

Приближенные данные по степени воздействия нефтяных сред на нефтепромысловые трубопроводы из ВЧШГ в зависимости от концентрации агрессивных компонентов приведены в таблице 6.3. Присутствие в среде нескольких агрессивных компонентов в пределах указанных концентраций увеличивает степень воздействия на одну ступень.

Таблица 6.2 – Степень агрессивного воздействия водных сред на нефтепромысловые трубопроводы из ВЧШГ

Таблица 6.2Среда | рН | Содержание агрессивных компонентов | Степень агрессивного воздействия | | Минерализация, г/дм | СВБ | h2s, мг/дм3 | со2, мг/дм3 | О2, мг/дм3 | Взвешенные частицы, мг/дм3 | Вода пресная (техническая): | | | | | | | | - неаэрированная | ~7 | Менее 5 | – | – | – | Менее 0,5 | – | Неагрессивная - аэрированная | ~7 | Менее 5 | – | – | – | Более 0,5 | – | Слабоагрессивная Воды подземных горизонтов: | | | | | | | | Неаэрированные: | | | | | | | | - не содержащие H2S, СО2 | 6–8 | Любая | – | – | – | Менее 0,1 | 100 | Слабоагрессивная - содержащие H2S | Менее 7 | Любая | + | Более 1,0 | – | Менее 0,1 | 100 | Среднеагрессивная - содержащие СО2 | Менее 7 | Любая | – | – | Более 20 | Менее 0,1 | 100 | Среднеагрессивная Аэрированные: | | | | | | | | - не содержащие H2S, СО2 | 6–8 | Любая | – | – | – | Более 0,1 | 100 | Среднеагрессивная - содержащие H2S | 6–8 | Любая | + | Более 1,0 | – | Более 0,1 | 100 | Среднеагрессивная - содержащие СО2 | 6–8 | Любая | – | – | Более 20 | Более 0,1 | 100 | Среднеагрессивная Промысловые сточные воды: | | | | | | | | Неаэрированные: | | | | | | | | - не содержащие H2S, СО2 | ~7 | Любая | – | Менее 1,0 | – | Менее 0,1 | – | Неагрессивная - содержащие H2S | Менее 7 | Любая | + | Более 1,0 | – | Менее 0,1 | – (FeS) | Среднеагрессивная - содержащие СО2 | Менее 7 | Любая | – | – | Более 20 | Менее 0,1 | – | Среднеагрессивная Аэрированные: | | | | | | | | - не содержащие H2S, СО2 | Менее 7 | Любая | – | Менее 1,0 | – | Более 0,1 | – | Среднеагрессивная - содержащие H2S | Менее 7 | Любая | + | Более 1,0 | – | Более 0,1 | – (FeS) | Среднеагрессивная - содержащие СО2 | Менее 7 | Любая | – | – | Более 20 | Более 0,1 | – | Среднеагрессивная

Таблица 6.3 – Степень агрессивного воздействия нефтяных сред на нефтепромысловые трубопроводы из ВЧШГ

Таблица 6.3Среда | рН | Содержание агрессивных компонентов | Степень агрессивного воздействия | | СВБ | h2s, мг/дм3 | со2, мг/дм3 | О2, мг/дм3 | Взвешенные частицы, мг/дм3 | Устойчивые водонефтяные эмульсии: | | | | | | | - не содержащие агрессивные компоненты | ~7 | – | – | – | – | До 0,05 | Неагрессивная - содержащие агрессивные компоненты | ~7 | + | Более 1,0 в водной фазе | Более 5,0 | – | Более 0,05 | Слабоагрессивная Неустойчивые водонефтяные эмульсии: | | | | | | | - не содержащие агрессивные компоненты | ~7 | – | – | – | До 0,1 в водной фазе | – | Неагрессивная - содержащие агрессивные компоненты | Менее 7 | + | Более 1,0 | 5,0 | Более 0,1 в водной фазе | – | Среднеагрессивная Газоводонефтяные смеси: | | | | | | | - не содержащие агрессивные компоненты | ~7 | – | – | – | – | – | Неагрессивная - содержащие агрессивные компоненты | Менее 7 | + | В следовых количествах | – | – | – | Среднеагрессивная

6.1.4Более точные данные по степени агрессивного воздействия перекачиваемых сред на трубы из ВЧШГ определяются методами экспресс-анализа. Одним из наиболее эффективных методов является гравиметрический, основанный на установке образцов-свидетелей в перекачиваемую среду и измерениях потери массы за определенное время. Требования к гривиметрическому методу приведены в [20].

6.1.5Допустимая температура окружающей среды при хранении труб и соединительных деталей трубопроводов без и с нанесенными противокоррозионными покрытиями: от минус 50 °С до плюс 50 °С, от минус 60 °С до плюс 50 °С – для труб и фитингов, предназначенных для условий Крайнего Севера.

Допустимая температура окружающей среды при проведении погрузочно-разгрузочных работ и транспортировании труб и соединительных деталей трубопроводов без и с нанесенными противокоррозионными покрытиями: от минус 40 °С до плюс 40 °С, от минус 50 °С до плюс 40 °С – для труб и фитингов, предназначенных для условий Крайнего Севера.

Транспортирование, погрузочно-разгрузочные работы и хранение труб и фитингов следует проводить в соответствии с требованиями ГОСТ 10692 и технических условий предприятия-изготовителя.

Строительно-монтажные и ремонтные работы на трубопроводах из ВЧШГ следует проводить при температурах окружающей среды от минус 30 °С до плюс 40 °С.

6.1.6Трубы и соединительные детали трубопроводов без и с нанесенными противокоррозионными покрытиями предназначены для эксплуатации в трубопроводах с температурой транспортируемой среды от 5 °С до 95 °С.

6.1.7Уплотнительные резиновые кольца должны храниться в закрытых помещениях при температуре от 0 °С до 35 °С, с соблюдением требований технических условий предприятия-изготовителя.

6.2 Трубы из высокопрочного чугуна с шаровидным графитом для сооружения трубопроводов

6.2.1Для сооружения трубопроводов применяются чугунные трубы и соединительные детали из ВЧШГ. На отдельных участках и зонах допускается использовать стальные детали и узлы (муфты, втулки, арматура, трубы и соединительные детали) при соответствующем обосновании в проекте.

Требования к стальным трубам и соединительным деталям, технологии их монтажа, правила эксплуатации приведены в СП 284.1325800 и [24].

6.2.2Чугунные трубы и соединительные детали из-за большого содержания углерода относят к группе ограниченной свариваемости материала. Для получения качественного сварного соединения необходимо оборудование для аргонно-дуговой сварки, железоникелевые или никелевые электроды, должны быть подготовлены сварщики, уровень квалификации которых соответствует А.3 (приложение А).

Сварку допускается применять:

- в заводских условиях – для изготовления соединительных деталей (отводы, тройники);

- в трассовых условиях – для исправления дефектов и при монтаже участков, содержащих стальные элементы.

6.2.3Трубы и соединительные детали из ВЧШГ должны соответствовать требованиям ГОСТ ISO 2531, ГОСТ Р 57430.

6.3 Трубы из высокопрочного чугуна с шаровидным графитом с соединением типа RJ

6.3.1Трубы из ВЧШГ изготовляют методом центробежного литья в соответствии с ГОСТ Р 57430.

6.3.2Трубы из ВЧШГ от DN 80 до DN 500 имеют гладкий конец с одной стороны и раструбную часть с другой, под раструбно-замковое соединение типа RJ с резиновым уплотнительным кольцом типа ВРС или TYTON (рисунки 6.1 и 6.2).

6.3.3Раструбные части труб под соединение типа RJ с уплотнительными резиновыми кольцами типов ВРС и TYTON конструктивно отличаются друг от друга конфигурацией посадочного места уплотнительных колец и длиной раструба l1 (см. рисунок 6.3). Трубы с различными типами уплотнительных колец эквивалентны по своим прочностным и эксплуатационным характеристикам.

d 1 – габаритный диаметр кольца; h – ширина уплотнительной части

Рисунок 6.1 – Уплотнительное резиновое кольцо типа ВРС

d1 – габаритный диаметр кольца; d2 – диаметр уплотнительной части

Рисунок 6.2 – Уплотнительное резиновое кольцо типа TYTON

l1 l1LL

Рисунок 6.3 – Раструбная труба под соединение типа RJ

6.3.4Трубопроводы из ВЧШГ с применением раструбных труб под соединение типа RJ предназначены для эксплуатации с рабочим давлением, указанным в таблице 5.1, и при температуре перекачиваемого продукта не более 95 °С.