СП 34-116-97 стр.4 Примечания:

 

 

 

 

Примечания:

 

1) Показатели свойств замеряют при температуре 293 К (20°С), если специально не оговорено другое.

2) Прочности при разрыве комбинированных покрытий, лент и защитных оберток (в МПа) относят только к толщине несущей полимерной основы, без учета толщины мастичного или каучукового подклеивающего слоя. При этом прочность при разрыве, отнесенная к общей толщине ленты изоляционной, должна быть не менее 50 Н/см ширины, а защитной обертки — не менее 80 Н/см ширины.

3) Показатель применяют только для покрытий на основе полиолефинов. Для других полимеров — по соответствующим НДТ.

4)До 01.01.1999 г. настоящий показатель для лент допускается принимать 5 Н/см, а для оберток — 3 Н/см.

5) По согласованию с заказчиком и потребителем допускается балл 3.

6) Сопротивление изоляции для всех видов покрытий не должно уменьшаться более чем в 3 раза через 10 лет и более чем в 8 раз через 20 лет эксплуатации.

7) Адгезия к трубе перед засыпкой трубопровода допускается при температуре окружающего воздуха до 273 К (0 °С) 7,5 Н/см, а выше 273 К (0 °С) — 10,0 Н/см.

8) По согласованию с заказчиком для поливинилхлоридной (ПВХ) допускается температура хрупкости 253 К (минус 20 °С).

 

Таблица 6.

Требования к покрытиям нормального типа

№№ п/п

Наименование показателя1)

Единица измерения

Метод испытаний

Норма

1

2

3

4

5

1.

Прочность при разрыве, не менее

Н/см

ГОСТ 14236-81

 

— обертки

 

 

70

— ленты изоляционной

 

 

50

2.

Относительное удлинение при разрыве ленты, обертки, не менее

%

 

1002)

3.

Изменение относительного удлинения при разрыве ленты, обертки, после выдержки при температуре 373 К (100°C) в воде в течение 1000 час., не более

%

ГОСТ 14236-81

102) 

4.

Адгезия к стали, не менее, для покрытий:

— ленточных

Н/см

ГОСТ 25812-83

ГОСТ 411-77 (Метод А)

104)

— мастичных

МПа

ГОСТ 25812-83

0,2

5.

Грибостойкость

Балл

ГОСТ 9048-9050, 9052

23)

6.

Водопоглощение ленты и обертки, не более, в течение 1000 час. при температуре 293 К (20°С)

%

ГОСТ 4650-80

0,5

7.

Сопротивление изоляции на законченных строительством участках трубопровода при температуре выше 273 К (0°С), не менее5)

Ом·м2

ГОСТ 25820-83

5·104)

8.

Диэлектрическая сплошность. Отсутствие пробоя электрическим током при напряжении

кВ/мм толщины

5

9.

Площадь отслаивания покрытия при катодной поляризации, не более, при температуре 293 К (20°С)

см2)

ASTMG-8

10

10.

Температура хранения, не выше

К(°С)

ГОСТ 16783-71

253 К

(-20°С)

 

Примечания:

1) Характеристики замеряют при температуре 293 К (20°С), если не оговаривается другое.

2)Показатель относится к покрытиям на основе полиолефинам и ПВХ, для других полимеров согласно соответствующей НТД.

3) По согласованию с заказчиком и потребителем допускается балл 3.

4) Адгезия к стали лент на основе поливинилхлорида должна быть не менее 5 Н/см ширины.

5) Сопротивление изоляции для всех видов покрытий не должно уменьшаться более чем в 3 раза через 10 лет и более чем в 8 раз через 20 лет эксплуатации.

 

3.40. Для защиты внутренней поверхности трубопроводов применяется покрытия, приведенные в таблице 6а.

 

Таблица 6а.

Типы внутренних защитных покрытий

 

Условия нанесения покрытия

Тип защитного покрытия

Кол-во слоев

Суммарная толщина покрытия

Степень агрессивности транспортируемой среды1)

1

2

3

4

5

Базовое

Лакокрасочные покрытия на основе двухкомпонентных эпоксидных, модифицированных эпоксидных и фенольных материалов, содержащих растворитель

2-5

125-300

1, 2, 42)

Базовое

Лакокрасочные покрытия на основе двухкомпонентных эпоксидных, модифицированных эпоксидных материалов:

 

300-500

1, 2, 3

— с высоким (>70%) содержанием сухого остатка;

1-2

 

 

— не содержащих растворитель

1

 

 

Базовое

Порошковые покрытия на  основе полимерных эпоксидных и модифицированных эпоксидных материалов, наносимых по жидкой адгезионной грунтовке (праймеру)

1

(праймер)

1

(порошок)

300-500

1, 2, 3, 4

Базовое

Стеклоэмалевые покрытия

 

 

 

— безгрунтовое

1

300

1,2,3

— покровное

2

400

1,2,3,4

 

Примечания:

1) Согласно РД 39-0147103-362-86 "Руководство по применению антикоррозионных мероприятий при составлении проектов обустройства и реконструкции объектов нефтяных месторождений" среды по степени агрессивного воздействия на трубопроводы и оборудование нефтепромыслов подразделяются на:

1 — неагрессивные;

2 — слабоагрессивные;

3 — среднеагрессивные;

4 — сильноагрессивные.

2)Для сильноагрессивных сред (4) применяются покрытия только на основе фенольных смол.

 

При проектировании средств защиты от коррозии внутренней поверхности стальных трубопроводов необходимо руководствоваться требованиями нормативной документации, разработанной и утвержденной в установленном порядке.

 

4. ОБЕСПЕЧЕНИЕ НЕОБХОДИМОГО УРОВНЯ НАДЕЖНОСТИ И БЕЗОПАСНОСТИ

 

4.1. Необходимый уровень конструктивной надежности промысловых трубопроводов обеспечивается путем категорирования трубопроводов и их участков в зависимости от назначения и определения коэффициентов надежности, характеризующих назначения и условия работы трубопроводов, применяемые для трубопроводов материалы и действующие на них нагрузки.

4.2. Промысловые трубопроводы и их участки подразделяются на категории, которые определяются их назначением и характеризуются объемом неразрушающего контроля сварных соединений и величиной испытательного давления, приведенными в разделах 16, 25.

Категории трубопроводов и их участков должны приниматься по табл. 7 и 8.

 

 

Таблица 7.

Категории трубопроводов в зависимости от их назначения

№№

п/п

Назначение трубопроводов

Категория трубопроводов

1

2

3

1.

Метанолопроводы и трубопроводы, транспортирующие вредные среды, трубопроводы, транспортирующие среды с парциальным давлением сероводорода более 300 Па

Трубопроводы нестабильного конденсата I и II классов, ингибиторопроводы, газопроводы-шлейфы I и II классов, газовые и межпромысловые коллекторы, газопроводы I класса, нефтегазопроводы I класса с газовым фактором 300 м3/т и более, трубопроводы систем заводнения, транспортирующие пластовые и сточные воды с давлением 10 МПа и более, трубопроводы систем увеличения нефтеотдачи пластов с давлением 10 МПа и выше

II

2.

Выкидные трубопроводы нефтяных скважин, нефтегазопроводы I класса с газовым фактором менее 300 м3/т, II класса с газовым фактором 300 м3/т и более, газопроводы II и III классов, трубопроводы нестабильного конденсата III класса, газопроводы-шлейфы III класса, трубопроводы систем заводнения, транспортирующих пресную воду с давлением 10 МПа и более, транспортирующих пластовые и сточные воды с давлением менее 10 МПа, нефтепроводы I класса

Трубопроводы нестабильного конденсата IV класса, газопроводы-шлейфы IV класса, нефтегазопроводы II класса с газовым фактором менее 300 м3/т и III класса независимо от газового фактора, нефтепроводы II и III классов, трубопроводы систем заводнения, транспортирующие пресную воду с давлением менее 10 МПа

III

 

 

Добавить комментарий

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