СП 284.1325800.2016 Действует

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, прокладываемые 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.

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 – до стрелок крестовин железнодорожного пути при пучинистых грунтах;

- до труб, тоннелей и других искусственных сооружений:

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.

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.

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.

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.

Сварочные материалы

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: