РД 39-132-94 стр.1 о

 

РД 39-132-94

 

 

ПРАВИЛА

ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ, РЕВИЗИИ,

РЕМОНТУ И ОТБРАКОВКЕ

НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

 

 

 

 

 

 

Правила устанавливают требования к эксплуатации нефтепромысловых трубопроводов для транспорта нефти, газа и попутно добываемой пластовой воды.

В Правилах приведены основные положения по проведению осмотров, ревизий, периодических испытаний линейной части нефтепромысловых трубопроводов, обслуживанию и ревизии запорной арматуры, выполнению работ по диагностике и отбраковке трубопроводов, работ по защите трубопроводов от внешней и внутренней коррозии, проведению ремонтных работ, в том числе работ с применением энергии взрыва, работ по консервации и демонтажу трубопроводов. Рассмотрены вопросы расследования и ликвидации аварий на трубопроводах, приводятся требования к выполнению сварочных работ на них. Разработаны положения по контролю за проходным давлением в системах сбора, очистке трубопроводов от парафина, воды и механических примесей, уходу за трассой, организации патрульной службы, эксплуатации охранных зон.

В Правилах дается новая классификация трубопроводов различного назначения, более полно отражающая влияние различных факторов на степень их опасности.

Разработаны требования к обеспечению качества проектирования трубопроводов систем сбора нефти, газа и воды, переходов трубопроводов через естественные и искусственные препятствия, защитных зон вокруг трубопроводов, к оснащению систем трубопроводов средствами контроля, регулирования и противоаварийной защиты, проведению очистки трубопроводов от различных отложений.

Разработаны требования, предъявляемые к материалам и конструкциям промысловых стальных трубопроводов, строительству промысловых трубопроводов, контролю качества строительства, испытанию и приемке их в эксплуатацию.

Приведены положения по охране труда, пожарной безопасности и охране окружающей природной среды при эксплуатации промысловых трубопроводов.

Кроме вопросов эксплуатации промысловых трубопроводов, в Правилах уделено серьезное внимание вопросам проектирования, строительства, приемки в эксплуатацию построенных объектов, использованию материалов и конструкций трубопроводов. Разработанные в этих разделах требования полезны как эксплуатационникам, так и разработчикам нормативных документов по проектированию, строительству и приемке в эксплуатацию, так как они отражают реальные условия эксплуатации.

Настоящие Правила вступают в силу с 1 июля 1994 г.

 

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

1.1. Правила устанавливают основные требования по проектированию, строительству и эксплуатации трубопроводов систем сбора и внутрипромыслового транспорта нефти, газа и воды нефтяных месторождений и регламентируют вопросы выбора материалов и деталей трубопроводов, их сварки, строительства, испытаний и приемки трубопроводов в эксплуатацию, обслуживания, выполнения ремонтных работ, защиты от коррозии, расследования и ликвидации аварий, диагностики и отбраковки трубопроводов, охраны труда, пожарной безопасности и охраны окружающей среды.

Требования распространяются на трубопроводы для внутрипромыслового сбора и транспорта нефти и сопутствующих ей компонентов — газа 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 (УПГ) или до потребителей;

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

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 и систем захоронения пластовых и сточных вод в глубокие поглощающие горизонты с давлением закачки 10 МПа и более;

з) водоводы поддержания пластового давления для транспорта пресной, пластовой и подтоварной воды на КНС (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);

— трубопроводы из чугунных труб;

 

Таблица 1.1.

Фактические сроки службы промысловых трубопроводов

по регионам отрасли

 

Назначение трубопровода,

транспортируемая среда

Фактические сроки службы

по регионам добычи, годы

Урал — Поволжье

Зап. Сибирь

южные районы

другие районы

 

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.

10

10

8

12

Те же трубопроводы, но при содержании сероводорода в продукции скважин свыше 300 Па.

5

5

4

6

Трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и захоронения пластовых и сточных вод при содержании сероводорода до 300 Па.

6

7

5

8

Те же трубопроводы, но при содержании сероводорода свыше 300 Па.

3

4

3

6

Трубопроводы пресных вод.

15

15

15

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

20

20

20

 

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

1.3. Эксплуатация и ремонт трубопроводов пара и горячей воды первой категории диаметром 51 мм и более, а также трубопроводов всех других категорий диаметром 76 мм и более осуществляются в соответствии с действующими "Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды", утвержденными Госгортехнадзором РФ.

1.4. Эксплуатация и ремонт газопроводов, подконтрольных Госгортехнадзору РФ, осуществляются в соответствии с "Правилами безопасности в газовом хозяйстве".

1.5. С вводом в действие настоящих Правил утрачивают силу РД 39-0147103-344-86 "Правила технической эксплуатации систем сбора и внутрипромыслового транспорта нефти и газа", а также рекомендованные Госгортехнадзором РФ "Руководящие указания по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке технологических трубопроводов с давлением до 100 кгс/см2" (Ру-75) и выпущенный вместо вышеуказанного документа РД 38.13.004-86 "Эксплуатация и ремонт технологических трубопроводов под давлением до 10,0 МПа (100 кгс/см2)" Министерством нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.

1.6. Срок службы трубопроводов различного назначения, определенный на основе обобщения статистических данных по замене их в процессе эксплуатации для различных регионов отрасли, приведен в табл. 1.1.

 

2. КЛАССИФИКАЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

 

2.1. Все внутрипромысловые трубопроводы в зависимости от их назначения, диаметра, рабочего давления, газового фактора и коррозионной активности транспортируемой среды подразделяются на четыре категории.

2.2. Категория трубопроводов определяется по сумме баллов , где Ki — определяется по зависимостям, полученным на основании экспертных оценок влияния вышеперечисленных факторов на надежность работы трубопровода.

К первой категории относятся трубопроводы с суммой баллов К >50; ко второй — с суммой баллов 33 < К £ 50; к третьей — с суммой баллов 16 £ К £ 33; к четвертой — с суммой баллов К < 16.

 

Таблица 2.1.

 

Значение коэффициента К1

для различных видов трубопроводов

 

Назначение трубопровода

Значение коэффициента К1

Газопровод внутриплощадочный

20

Нефтегазопровод внутриплощадочный

18

Нефтепровод внутриплощадочный

16

Водовод внутриплощадочный

14

Газопровод внутрипромысловый

12

Нефтепровод внутрипромысловый

10

Нефтегазопроводный коллектор I порядка

8

Нефтегазопроводный коллектор II порядка

6

Водовод внутрипромысловый

4

Выкидная линия скважин

2

 

2.3. Коэффициент К1 определяется в зависимости от назначения трубопровода по табл. 2.1.

Коллектор II порядка — нефтегазосборный трубопровод, отводящий продукцию нескольких кустов скважин до врезки его в коллектор I порядка.

Коллектор I порядка — нефтегазосборный трубопровод, объединяющий продукцию нескольких коллекторов II порядка до входа его в пункт подготовки.

2.4. Коэффициент К2 учитывает ответственность трубопровода в зависимости от диаметра.

 

К2 = 0,01 Д,

 

где Д — наружный диаметр трубопровода, мм.

2.5. Коэффициент К3 учитывает влияние рабочего давления на относительную опасность его для людей и окружающей среды и определяется по зависимости:

 

К3 = Р раб.,

 

где Р раб. — рабочее давление в трубопроводе, МПа.

2.6. Коэффициент К4 учитывает влияние газового фактора на надежность работы промыслового трубопровода и определяется по зависимости:

 

К4 = 0,06 Гф,

 

где Гф — газовый фактор данного месторождения, м3/м.

2.7. Коэффициент К5 учитывает влияние скорости коррозии трубопровода (внутренней или внешней в зависимости от ее преобладающего влияния) на надежность его работы и определяется из выражения:

 

К5 = 20 акор,

 

где акор — скорость коррозии трубопровода, мм/год. Последняя определяется в соответствии с РД 39-0147103-362-86.

2.8. Трубопроводы I, II, III категорий считаются ответственными.

2.9. Категории участков промысловых трубопроводов определяются по данной классификации трубопроводов и условиям прокладки в соответствии с прил. 20.

 

 

 

3. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ СИСТЕМ СБОРА

НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

 

3.1. Требования к обеспечению качества сооружения систем сбора нефти, газа

и систем поддержания пластового давления

 

3.1.1. Конструкция промысловых трубопроводов и способ их прокладки должны обеспечивать:

— 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 индустриальными методами с применением передовой техники и технологии;

— возможность надзора за техническим состоянием трубопроводов;

— защиту трубопроводов от коррозии, вторичных проявлений молнии и статического электричества;

— предотвращение образования ледяных, гидратных и других пробок.

3.1.2. Трассы трубопроводов должны выбираться на основе многовариантных технико-экономических исследований. В качестве критериев оптимальности вариантов следует принимать приведенные затраты при сооружении, техническом обслуживании и ремонте, включая затраты на мероприятия по охране окружающей среды, а также металлоемкость, безопасность, заданное время строительства, наличие дорог и др.

Земельные участки для строительства трубопроводов следует выбирать в соответствии с требованиями, предусмотренными действующим законодательством Российской Федерации.

При выборе трассы необходимо по возможности избегать (обходить): водоохранные зоны, леса первой группы, оленьи пастбища, места обитания других промысловых животных и птиц; участки просадочных и пучинистых многолетнемерзлых грунтов (бугры пучения следует обходить с низовой стороны); участки с сильно пересеченной местностью; болота, озера; трасса трубопроводов должна иметь минимально необходимое количество переходов через водные преграды, железные автомобильные дороги и другие естественные и искусственные препятствия, должна позволять вести обслуживание и ремонт трубопроводов в любое время года.

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

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

3.1.5. 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).

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

Гидравлический расчет трубопроводов, транспортирующих газожидкостные смеси рекомендуется проводить по методикам, рекомендуемым в соответствии с табл. 3.1, в зависимости от рельефа местности, вязкости транспортируемой жидкости и расходного газосодержания.

Если проектная организация для выполнения гидравлического расчета использует другие документы, она несет ответственность за качество выполнения работ.

 

 

Таблица 3.1

Рекомендуемые методики

гидравлического расчета трубопроводов

(номер методики указан в квадратных скобках)

 

Расходное газосодержание b, м33

Расположение трубопровода

горизонтальный

(a £ 0,005 рад)

рельефный

(a > 0,005 рад)

вязкость жидкости v, сст

v £ 50

50 < v £ 350

v £ 50

50 < v £ 350

b £ 0,9

[2]

[4]

[1]

[4]

b > 0,9

[5]

[3]

[3]

[3]

 

СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМЫХ МЕТОДИК

 

1. Гидравлический расчет трубопроводов, транспортирующих газожидкостные смеси .— Москва: ВНИИГаз, 1985.

2. Методика гидравлического расчета трубопроводов для транспорта газожидкостных смесей .— Самара: Гипровостокнефть, 1970.

3. РД 39-0076-91. Методика гидравлического расчета трубопроводов для жидкостных потоков с высоким газовым фактором .— Уфа: ВНИИСПТнефть, 1991.

4. РД 39-3-1034-84. Методическое руководство по вопросам проектирования и эксплуатации однотрубных систем сбора .— Уфа: ВНИИСПТнефть, 1984.

5. РД 39-32-704-82. Инструкция для расчета расходных характеристик трубопровода при бескомпрессорном транспорте сырого нефтяного газа .— Краснодар: ВНИПИгазпереработка, 1982.

 

3.1.7. В проекте должен быть разработан 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 закачкой ее в пласт через системы заводнения пластов.

3.1.8. Трубы, фасонные детали, запорная арматура для трубопроводов сбора нефти, газа и воды, их качество и материал должны выбираться 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.

3.1.9. Трубопроводы должны быть надежно защищены от внутренней коррозии в соответствии с рекомендациями раздела 5 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 должна быть подтверждена технико-экономическим расчетом.

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

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

3.1.11. В проекте обустройства месторождения на всех этапах производства строительных работ должны быть разработаны организационные мероприятия по:

контролю за качеством поступающих труб, фасонных деталей, арматуры, сварочных материалов в соответствии с рекомендациями разделов 4 и 5 настоящих Правил;

операционному контролю за качеством подготовительных, земляных, транспортных и разгрузочных, противокоррозионных, сварочно-монтажных, укладочных, рекультивационных работ в соответствии с рекомендациями раздела 5 настоящих Правил.

Особое внимание должно быть уделено предпусковой диагностике и опрессовке трубопроводов при сдаче в эксплуатацию (см. раздел 6 настоящих Правил).

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

3.1.13. Трубопроводы должны быть сварены встык с установкой на них соединительных деталей (отводов, тройников, переходников и др.) 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, а также могут быть использованы в качестве изолирующих в зонах с блуждающими токами.

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

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

3.1.15. Длина патрубков (прямых вставок), ввариваемых в трубопровод, должна быть 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.

3.1.16. 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 перепала и внутреннего давления, следует определять величину этих перемещений, которые необходимо учитывать как воздействие при расчете на прочность указанных элементов системы.

Эти узлы и элементы системы при необходимости должны быть конструктивно защищены 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.

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

3.1.18. На газоконденсатных, газовых, нефтяных месторождениях и ПХР следует предусматривать подземную прокладку 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 др. В каждом конкретном случае надземная (наземная) прокладка должна иметь соответствующее обоснование.

Надземная прокладка трубопроводов систем заводнения и захоронения пластовых и сточных вод не допускается.

В сейсмоопасных районах при выборе конструкции промысловых трубопроводов должны учитываться сейсмические воздействия, а также рекомендации по выбору антисейсмических мер.

3.1.19. Необходимость внешней тепловой изоляции трубопроводов и ее конструктивное оформление определяются теплотехническими расчетами, свойствами транспортируемой среды, способом прокладки трубопровода, требованиями технологического процесса, техники безопасности и пожарной безопасности в соответствии с СН 542-81.

3.1.20. Запорная арматура промысловых трубопроводов устанавливается на расстояниях, определяемых расчетом, исходя из условия равнобезопасности участков и требований 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.

3.1.21. 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 должно быть 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, а также 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.

Глубина заложения трубопроводов, транспортирующих пресную воду, устанавливается в соответствии со СНиПом.

3.1.22. 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 следует принимать с учетом обеспечения сохранности действующего трубопровода при производстве строительно-монтажных работ и безопасности производства работ. Однако расстояния должны быть не менее указанных в табл. 3.2.

 

Таблица 3.2.

 

Минимальные расстояния между трубопроводами

 

Условный диаметр проектируемого трубопровода, мм

Минимальное расстояние между осями проектируемого и действующего трубопроводов, м

До 100 включительно

5

Свыше 100 до 300 включительно

8

Свыше 300 до 600 включительно

11

Свыше 600

14

 

Примечание. В районах Крайнего Севера при соответствующем обосновании допускается прокладка трубопроводов различного назначения в одной траншее при одновременном строительстве трубопроводов с диаметром до 300 мм с расстоянием в свету между трубами не менее 0,5 м.

 

3.1.23. Наземная прокладка трубопроводов в насыпях применяется на участках с низкой несущей способностью грунтов на болотах и обводненных участках. На участках, расположенных на грунтах, теряющих несущую способность при оттаивании, наземная прокладка в насыпи возможна, если под трубопроводом устраивается теплоизолирующий слой, предохраняющий грунт от растепления или при транспортировке продукта, имеющего постоянно отрицательную температуру.

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

3.1.24. 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.

3.1.25. 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, на участках с вечномерзлыми грунтами и в других случаях, когда подземная прокладка недостаточно надежна, сложна и экономически нецелесообразна, а также в случаях необходимости изолировать "горячие" трубопроводы от вечномерзлого грунта.

Допускается надземная прокладка нескольких трубопроводов на одних опорах в один — два яруса с обеспечением доступа к ним для выполнения ремонтных работ, а также работ по нанесению и восстановлению противокоррозионных покрытий. Расстояние в свету между расположенными рядом, на одном уровне, трубопроводами должно быть 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.

Высоту прокладки надземного трубопровода от поверхности земли следует принимать в зависимости от рельефа местности и грунтовых условий, климатических условий района, теплового воздействия трубопровода на грунты, обеспечения проездов транспорта, миграции крупных животных и других соображений. Расстояние от низа трубопровода до поверхности земли должно быть 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).

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

3.1.26. Прокладка промысловых трубопроводов на вечномерзлых грунтах должна производиться на основе анализа мерзлотно-грунтовых условий трассы, технико-экономических показателей, результатов тепловых и прочностных расчетов, различных конструктивных решений по способам прокладки, обеспечения их работоспособности и ремонтопригодности в течение всего периода эксплуатации, а также охраны окружающей среды.

На участках, где возможно развитие криогенных процессов, должны проводиться предварительные инженерные изыскания.

Проектирование и строительство подземных и наземных трубопроводов, прокладываемых на вечномерзлых грунтах, должны осуществляться или с сохранением грунта в мерзлом состоянии, или с допущением его оттаивания в процессе строительства и эксплуатации.

Выбор принципа использования грунта производится с учетом мерзлотно-грунтовых условий, способа и конструктивного решения прокладки трубопровода, режима его эксплуатации, прогноза локальных и общих изменений инженерно-геологических условий и свойств грунтов основания, технико-экономического анализа стоимости различных вариантов прокладки трубопроводов и мероприятий по охране окружающей среды.

3.1.27. Для предотвращения возникновения напряжений в трубопроводах при их неравномерных осадках в вечномерзлых грунтах следует предусматривать специальные мероприятия: устройство теплоизоляции, замену грунта, укладку трубопровода с учетом ожидаемой деформации, применение опор для фиксации положения трубопроводов, применение геотекстильных материалов, охлаждение грунта или перекачиваемого продукта, прокладку по типу "труба в трубе" и др.

3.1.28. Для уменьшения воздействия мерзлотного пучения на трубопроводы или на их опоры следует предусматривать следующие мероприятия: замену грунтов, устройство компенсационных участков, техническую мелиорацию грунтов, прокладку трубопроводов с учетом ожидаемых деформаций, применение противопучинных решений для обеспечения устойчивости положения трубопровода.

3.1.29. При пересечении оползающих участков откосов, сложенных вечномерзлыми грунтами, следует предусматривать надземную прокладку трубопроводов на свайных опорах, защищенных от бокового давления оползающего массива грунта специальными устройствами (шпунтами, шпунтовыми грунторезами и др.).

Допускается подземная прокладка трубопроводов на оползающих откосах при заглублении в мерзлые грунты ниже прогнозируемой поверхности оползания оттаявшего массива.

3.1.30. Устойчивое положение трубопроводов против всплытия и выпирания при прохождении на обводненных и заболоченных участках при отсутствии транспортируемого продукта в них, 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.

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 могут применяться: винтовые анкеры, анкеры с раскрывающимися лопастями, анкеры, вмороженные в вечномерзлый грунт, и другие виды металлических анкеров, забивные и вмораживаемые сваи; в условиях вечномерзлых грунтов — сваи с последующим образованием расширений на концах и другие анкерные устройства.

3.1.31. Внутриплощадочные трубопроводы и металлические защитные покрытия теплоизоляции трубопроводов, проложенные надземно, следует защищать от вторичных проявлений молнии и статического электричества в соответствии с требованиями, предусмотренными указаниями по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений, а также специальными отраслевыми правилами.

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

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

над автодорогами и проездами                                              — 5,5;

над пешеходными проходами                                                — 2,5.

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

до оси железнодорожного пути нормальной колеи — 2,45;

до бордюра автодороги                                               — 1,0.

3.1.34. Пересечения эстакад с воздушными линиями электропередачи необходимо выполнять в соответствии с "Правилами устройства электроустановок" (ПУЭ).

Воздушные линии электропередачи на пересечениях с эстакадами должны проходить только над трубопроводами. Минимальное расстояние по вертикали от верхних технологических трубопроводов эстакады до линий электропередачи (нижних проводов с учетом их провисания) следует принимать в зависимости от напряжения:

 

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

 

 

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *