Охранная зона нефтепровода сколько метров снип

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ. СП 36.13330.2012 Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85* (с Изменениями N 1, 2)

Защита трубопроводов от коррозии

14.1 Общие требования

При проектировании средств защиты стальных трубопроводов (подземных, наземных, надземных и подводных с заглублением в дно) от подземной и атмосферной коррозии следует руководствоваться требованиями ГОСТ Р 51164, ГОСТ 31448 и другими нормативными документами, утвержденными в установленном порядке.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

Противокоррозионная защита независимо от способа прокладки трубопроводов должна обеспечить их безаварийную (по причине коррозии) работу в течение эксплуатационного срока.

14.2 Защита трубопроводов от подземной коррозии защитными покрытиями

Защита трубопроводов (за исключением надземных) от подземной коррозии независимо от коррозионной агрессивности грунта и района их прокладки должна осуществляться комплексно: защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты.

В зависимости от конкретных условий прокладки и эксплуатации трубопроводов следует применять два типа защитных покрытий: усиленный и нормальный.

Усиленный тип защитных покрытий следует применять на трубопроводах сжиженных углеводородов, трубопроводах номинальным диаметром 1000 и более независимо от условий прокладки, а также на трубопроводах любого номинального диаметра, прокладываемых:

южнее 50° северной широты;

в засоленных почвах любого района страны (солончаковых, солонцах, солодях, такырах, сорах и др.);

в болотистых, заболоченных, черноземных и поливных почвах, а также на участках перспективного обводнения;

на подводных переходах и в поймах рек, а также на переходах через железные и автомобильные дороги, в том числе, на защитных футлярах и на участках трубопроводов, примыкающих к ним, в пределах расстояний, устанавливаемых при проектировании, в соответствии с таблицами 3 и 4;

на пересечениях с различными трубопроводами - по 20 м в обе стороны от места пересечения;

на участках промышленных и бытовых стоков, свалок мусора и шлака;

на участках блуждающих токов;

на участках трубопроводов с температурой транспортируемого продукта 313 °К (40 °С) и выше;

на участках нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, прокладываемых на расстоянии менее 1000 м от рек, каналов, озер, водохранилищ, а также от границ населенных пунктов и промышленных предприятий;

на территориях головных насосных станций, нефтеперекачивающих и совмещенных станций, магистральных насосных станций и резервуарного парка.

Во всех остальных случаях применяются защитные покрытия нормального типа.

Для противокоррозионных покрытий трубопроводов следует применять материалы по ГОСТ Р 51164.

14.3 Защита надземных трубопроводов от атмосферной коррозии

Трубопроводы при надземной прокладке должны защищаться от атмосферной коррозии лакокрасочными, стеклоэмалевыми, металлическими покрытиями или покрытиями из консистентных смазок.

Лакокрасочные покрытия должны иметь общую толщину не менее 0,2 мм и сплошность - не менее 1 кВ на толщину.

Контроль лакокрасочных покрытий следует проводить: по толщине - толщиномером, а по сплошности - искровым дефектоскопом.

Толщина стеклоэмалевых покрытий (см. [5]) должна быть не менее 0,5 мм, сплошность - не менее 2 кВ на толщину.

Примечание - Контроль стеклоэмалевых покрытий следует проводить приборами по .

Консистентные смазки следует применять в районах с температурой воздуха не ниже минус 60 °С на участках с температурой эксплуатации трубопроводов не выше плюс 40 °С.

Покрытие из консистентной смазки должно содержать 20% (весовых) алюминиевой пудры ПАК-3 или ПАК-4 по ГОСТ 5494 и иметь толщину в пределах 0,2-0,5 мм.

Противокоррозионную защиту опор и других металлических конструкций надземных трубопроводов следует выполнять по СП .

14.4 Электрохимическая защита трубопроводов от подземной коррозии

В условиях повышенной коррозионной опасности: в грунтах с сопротивлением грунтов до 20 Ом·м, на участках, где не менее 6 мес. в году уровень грунтовых вод находится выше нижней образующей трубопровода и на участках с температурой эксплуатации трубопроводов плюс 40 °С и выше и на участках с микробиологической коррозией следует предусматривать резервирование средств электрохимической защиты и дистанционный контроль силы тока защиты, напряжения и параметров коррозионного мониторинга средств электрохимической защиты.

Контуры защитных заземлений технологического оборудования, расположенного на КС, ГРС, НПС и других аналогичных площадках, не должны оказывать экранирующего влияния на систему электрохимической защиты подземных коммуникаций.

Заземлители устройств защитных заземлений, подключаемых к катодно-защищаемому трубопроводу, следует выполнять из оцинкованного проката черных металлов, в соответствии с [3].

Для контроля за состоянием защиты от коррозии в проектной документации должны быть предусмотрены контрольно-измерительные пункты. Места их установки и требования к конструкционному исполнению определяют по ГОСТ Р 51164.

Установку анодных заземлений и протекторов следует предусматривать ниже глубины промерзания грунта в местах с минимальным удельным сопротивлением.

В местах подключения дренажного кабеля к анодному заземлению должна быть предусмотрена установка опознавательного знака.

Дренажный кабель или соединительный провод к анодному заземлению следует рассчитывать на максимальную величину тока катодной станции и проверять этот расчет по допустимому падению напряжения.

При использовании для электрохимической защиты анодных заземлений незаводского изготовления присоединение электродов следует предусматривать кабелем сечением не менее 6 мм (по меди).

При проектировании анодных заземлений с коксовой засыпкой грануляция коксовой мелочи должна быть не более 10 мм.

Все контактные соединения в системах электрохимической защиты, а также места подключения кабеля к трубопроводу и анодному заземлению должны иметь изоляцию с надежностью и долговечностью не ниже принятых заводом для изоляции соединительных кабелей.

На участках подземной прокладки соединительного кабеля в цепи анодное заземление - установка катодной защиты - трубопровод следует предусматривать применение кабеля только с двухслойной полимерной изоляцией.

Электроснабжение установок катодной защиты трубопроводов должно осуществляться по категории II от существующих ЛЭП напряжением 0,4; 6,0; 10,0 кВ или проектируемых вдоль трассовых ЛЭП или автономных источников.

Показатели качества электроэнергии установок катодной защиты должны соответствовать требованиям ГОСТ 32144.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

Электрохимическую защиту кабелей технологической связи трубопроводов следует проектировать в соответствии с требованиями ГОСТ .

14.5 Электрохимическая защита трубопроводов в районах распространения многолетнемерзлых грунтов

Для подземных и наземных трубопроводов, прокладываемых в районах распространения вечномерзлых грунтов, должна предусматриваться электрохимическая защита независимо от коррозионной активности грунтов.

Катодную защиту следует применять для трубопроводов, вокруг которых возможно оттаивание грунта.

При отсутствии источников электроэнергии на участках, где возможно оттаивание грунта, следует применять вместо катодных станций протяженные протекторы.

Протекторную защиту (в том числе и протяженными протекторами) допускается применять на любых участках трубопровода, где грунт находится в талом состоянии.

В установках катодной защиты следует применять протяженные, свайные и глубинные анодные заземления.

Расчетный срок службы протяженных и свайных анодных заземлений должен быть не менее 10, а глубинных - не менее 20 лет.

Минимальный защитный потенциал при температуре грунта (в диапазоне положительных температур не ниже плюс 1 °С), в котором расположен трубопровод, следует определять по формуле

, (55)

где - минимальный защитный потенциал при температуре грунта 18 °С (при отсутствии опасности бактериальной коррозии -0,85 В по медно-сульфатному электроду сравнения);

- температурный коэффициент потенциала, °С (для температуры грунта от 0 °С до 18 °С 0,003; для температуры грунта от 18 °С до 30 °С 0,01).

;

- температура грунта непосредственно около стенок трубопровода, °С.

Трубопроводы, температура стенок и грунта вокруг которых в процессе эксплуатации не превышает минус 5 °С, электрохимической защите не подлежат.

Очистка полости и испытание трубопровода

24.1 Способы, параметры и схемы проведения очистки полости и испытания промысловых трубопроводов устанавливаются рабочей документацией с учетом категории и конструктивных особенностей каждого участка.

24.2 Очистку полости трубопроводов выполняют промывкой, продувкой или протягиванием очистных устройств по технологии, определенной СП .

На трубопроводах диаметром 219 мм и более промывку или продувку следует выполнять с применением очистных поршней.

24.3 Очистка полости газопроводов в обязательном порядке должна включать в себя мероприятия по защите полости труб от попадания снега, загрязнений и остатков строительных материалов на всех технологических разрывах строительства.

24.4 На трубопроводах диаметром до 219 мм, монтируемых без внутренних центраторов, очищать полости следует протягиванием очистных устройств в процессе сборки и сварки трубопровода в нитку.

24.5 Трубопроводы очищают и испытывают по специальной инструкции. Специальная инструкция на очистку полости и испытание составляется строительно-монтажной организацией и согласовывается с заказчиком по каждому конкретному трубопроводу с учетом местных условий производства работ, с проектной организацией и утверждается председателем комиссии по проведению испытаний трубопроводов.

24.6 Очищать полости трубопроводов, монтируемых на опорах, следует продувкой с пропуском поршней-разделителей под давлением сжатого воздуха или природного газа со скоростью не более 10 км/ч.

24.7 Очистные поршни пропускают по участкам трубопровода под давлением сжатого воздуха, создаваемым на прилегающем участке.

Для продувки с пропуском поршня значение давления воздуха (или газа) в ресивере при соотношении объемов ресивера и продуваемого участка 1:1 определяют по таблице 29.


Таблица 29 - Давление воздуха в ресивере для продувки

24.8 Продувку скоростным потоком воздуха без пропуска поршня осуществляют на трубопроводах диаметром до 219 мм (включительно) или при наличии крутоизогнутых вставок радиусом менее пяти диаметров трубопровода.

24.9 На участках трубопроводов диаметром более 219 мм с крутоизогнутыми вставками радиусом менее пяти диаметров допускается продувка без пропуска очистных поршней при условии предварительной очистки труб протягиванием очистных устройств в процессе их сборки и сварки в нитку.

Для продувки скоростным потоком воздуха без пропуска поршня давление в ресивере определяют по таблице 29 при соотношении объемов ресивера и продуваемого участка 2:1.

В качестве очистных устройств при протягивании следует использовать специальные приспособления, оборудованные металлическими щетками или скребками. При наличии труб с внутренней изоляцией применяются эластичные очистные поршни.

Для очистки применяются очистные поршни или поршни-разделители.

Продувка трубопровода с пропуском очистных устройств через линейную арматуру допускается только в случае, если это предусмотрено в паспорте на арматуру.

При продувке трубопроводов газом из них предварительно должен быть вытеснен воздух.

Вытеснение воздуха осуществляется подачей газа под давлением не выше 0,2 МПа (2 кгс/см). Вытеснение воздуха считается законченным, когда содержание кислорода в газе по показателям газоанализатора не превышает 2%.

Природный газ для испытания трубопроводов следует подавать от скважины или от действующих газопроводов. Природный газ для испытаний трубопроводов следует подавать с соблюдением плана мероприятий по обеспечению пожарной безопасности, разрабатываемого для каждого конкретного испытания с учетом особенностей промысла.

Трубопроводы необходимо испытывать на прочность и герметичность гидравлическим, пневматическим или комбинированным способом. Значение испытательных давлений определяют в проекте по таблице 30. Давление при комбинированном испытании на прочность должно быть равно в верхней точке 1,1 , а в нижней точке не превышать заводского испытательного давления труб; продолжительность выдержки под этим давлением 12 ч.


Таблица 30 - Значения испытательных давлений

Проверку участка или трубопровода в целом на герметичность проводят после испытания на прочность снижением испытательного давления до максимального рабочего (принимаемого по проекту) и его выдержки в течение времени, необходимого для осмотра трассы, но не менее 12 ч.

При температуре окружающей среды трубопровода ниже 0°С допускается (при наличии теплотехнического расчета, выполненного проектной организацией) проведение гидравлического испытания подогретой водой от теплообменников, водоподогревательных установок, коммуникаций горячего водоснабжения и т.п. или жидкостями с температурой замерзания ниже температуры окружающей среды.

Для гидравлического испытания следует применять подземные воды из сеноманских или других геологических горизонтов, с пониженной температурой замерзания, с добавлением ингибиторов коррозии при наличии разрешения. Для трубопроводов диаметром до 219 мм при отрицательных температурах применяются жидкости, с пониженной температурой замерзания (антифризы). Использованный антифриз следует утилизировать.

В условиях отрицательных температур проведения гидравлических испытаний водой должна предусматриваться возможность быстрого удаления из трубопровода опрессовочной воды с помощью заранее установленных поршней-разделителей, перемещающихся под давлением воздуха или газа.

Технологические узлы (крановые узлы, узлы задвижек, узлы сбора и распределения газа и нефти) подвергаются предварительному гидравлическому испытанию.

Испытание надземных газопроводов на прочность и герметичность проводится гидравлическим способом и включает в себя:

- предварительные испытания участков трубопроводов повышенной категории (переходы под дорогами, водотоками, реками и т.п.) и технологических узлов (линейные крановые узлы, узлы задвижек, узлы пуска и приема средств диагностики и т.п.);

- испытание всего подготовленного к эксплуатации участка газопровода.

Предварительное испытание переходов и узлов проводится сразу же после окончания работ на этих участках.

Предварительное испытание технологических узлов зимой осуществляется гидравлическим способом незамерзающей жидкостью. Предварительное испытание узлов, помимо проверки на прочность, должно включать в себя проверку на герметичность импульсных и других трубок, резьбовых соединений.

При предварительном испытании узлов гидравлическим способом должны выполняться мероприятия по удалению и сбору испытательной жидкости без ее выброса в окружающую среду.

Гидравлическое испытание надземного газопровода целесообразно осуществлять в период положительных температур воздуха. В противном случае должны быть предусмотрены мероприятия, позволяющие провести гидравлические испытания при отрицательных температурах, исключающих замерзание испытательной жидкости.

При испытании систем трубопроводов должны быть предусмотрены организационно-технологические схемы, обеспечивающие последовательное испытание участков с многократным применением испытательной среды.

При многониточной прокладке промысловых трубопроводов допускается их одновременное испытание гидравлическим или пневматическим способом.

Промысловые трубопроводы для транспортирования сероводородосодержащего природного газа или газового конденсата подлежат осушке.

Испытание надземного трубопровода на прочность и проверку на герметичность следует производить после полной готовности участка трубопровода:

- закрепления трубопровода на опорах;

- заделки стыков (противокоррозионная и теплоизоляция);

- установки арматуры и приборов (кроме первого этапа испытаний трубопроводов на затопляемых территориях);

- удаления персонала и вывозки техники из опасной зоны на расстояния, равные установленным от надземного трубопровода до строений (таблица 7);

- обеспечения постоянной или временной связи.

Давление при пневматическом испытании на прочность трубопровода как на первом, так и на втором этапе должно быть равно 1,1, а продолжительность выдержки под этим давлением - 12 ч.

Заполнение трубопровода воздухом или природным газом производится с осмотром трассы при давлении, равном 0,3 испытательного на прочность, но не более 2 МПа (20 кгс/см).

В процессе закачки в природный газ или воздух следует добавлять одорант, что облегчает последующий поиск утечек в трубопроводе. Для этого на узлах подключения к источникам газа или воздуха необходимо монтировать установки для дозирования одоранта. Рекомендуемая норма одоризации этилмеркаптаном - 50-80 г/1000 м газа или воздуха.

Если при осмотре трассы или в процессе подъема давления обнаружена утечка, то подачу воздуха, газа или жидкости в трубопровод следует немедленно прекратить, после чего должна быть установлена возможность и целесообразность дальнейшего проведения испытаний.

Запрещается осмотр трассы при увеличении давления от 0,3 до и в течение времени испытания на прочность.

После окончания испытания трубопровода на прочность давление необходимо снизить до проектного рабочего и только после этого выполнить контрольный осмотр трассы для проверки на герметичность.

При испытании трубопроводов на прочность и их проверке на герметичность места утечек необходимо определять следующими методами:

- визуальным;

- акустическим;

- по запаху;

- по падению давления на испытуемом участке;

- газоаналитическим (течеискателями горючих газов).

Трубопровод считается выдержавшим испытания на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания трубопровода на прочность он не разрушился, а при проверке на герметичность давление осталось неизменным и не было обнаружено утечек.

Удаление воды после испытаний предусматривается в обязательном порядке только для газопроводов; способ удаления должен указываться в проекте.

Контроль за движением по трубопроводу поршней-разделителей должен осуществляться по показаниям манометров, измеряющих давление в узлах их пуска-приема, или с помощью механических сигнализаторов.

Конструктивные требования к трубопроводам

9.1 Общие требования

Диаметр трубопроводов должен определяться расчётом в соответствии с нормами технологического проектирования.

Трубопроводы должны быть сварены встык с установкой на них соединительных деталей (отводов, тройников, переходников и др.) и стальной запорной арматуры равнопроходного сечения (кранов, задвижек, вентилей и т.д.).

На трубопроводах следует применять приварную стальную запорно-регулирующую арматуру.

Фланцевые соединения допускаются в местах подключения трубопроводов к аппаратам, арматуре, контрольно-измерительным приборам и другому оборудованию с ответными фланцами на участках трубопроводов, требующих периодической разборки, а также в качестве изолирующих в зонах с блуждающими токами.

Не допускается непосредственная приварка к трубопроводам усиливающих элементов. Узлы, в состав которых входят трубы (или соединительные детали) и другие стальные конструкции, должны быть заводского изготовления.

Допустимые радиусы изгиба 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 труб в процессе эксплуатации, а также разностью температур при строительстве и эксплуатации трубопроводов.

Радиусы изгиба отводов для участков трубопроводов, на которых предусматривается проход очистных устройств, должны быть не менее пяти диаметров трубопровода.

Угол поворота сектора сварных отводов не должен превышать 6°.

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

Для уменьшения продольных перемещений трубопроводов и усилий от трубопроводов на примыкающие к ним узлы и конструктивные элементы следует предусматривать специальные мероприятия, в том числе установку открытых или закрытых компенсаторов, неподвижных опор, установку компенсаторов-упоров и т.д.

На трубопроводах должны предусматриваться узлы запуска и приема очистных и диагностических устройств, конструкция и расположение которых определяется проектом.

Все элементы трубопроводов в пределах одного очищаемого участка должны быть равнопроходными (трубы, линейная арматура, камера приема и запуска очистных устройств и т.п.).

При проектировании узлов равнопроходных ответвлений от основного трубопровода, а также неравнопроходных ответвлений, номинальный диаметр которых более 0,3 номинального диаметра основного трубопровода, должны предусматриваться проектные решения, исключающие возможность попадания очистного устройства в ответвление.

При проектировании трубопроводов, предназначенных для транспортирования сред, оказывающих коррозионные воздействия на металл труб, сварные соединения, а также запорно-регулирующую арматуру, необходимо предусматривать технические решения, обеспечивающие защиту трубопроводов от коррозионного и стресс-коррозионного воздействий транспортируемого продукта, а также мониторинг скорости внутренней коррозии.

Необходимость внешней тепловой изоляции трубопроводов и ее конструктивное оформление определяются теплотехническими расчетами, требованиями промышленной безопасности, свойствами транспортируемой среды, способом прокладки трубопровода, требованиями технологического процесса и техники безопасности.

Трубопроводы нефтесбора нефтяных месторождений, трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и систем захоронения пластовых и сточных вод в глубокие поглощающие горизонты, нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПС до сооружений, магистрального транспорта, а также трубопроводы, транспортирующие среду, вызывающую внутреннюю коррозию со скоростью 0,2 мм/год и выше должны выполняться из труб с внутренним антикоррозионным покрытием.

9.2 Размещение запорной и другой арматуры

На трубопроводах надлежит предусматривать установку запорной арматуры на расстоянии, определяемом расчетом из условия обеспечения безопасности и охраны окружающей среды, но не более (не дальше друг от друга по оси трубопровода):

- 15 км - для трубопроводов газа, нефти и нефтепродуктов, не содержащих сероводород;

- 5 км - для указанных сред, содержащих сероводород;

- 10 км - для трубопроводов конденсата и метанола, трубопроводов, транспортирующих пластовые и сточные воды.

Кроме того, установку запорной арматуры необходимо предусматривать:

- в начале каждого ответвления на расстоянии, допускающем установку монтажного узла, его ремонт и безопасную эксплуатацию;

- на входе и выходе газопроводов из УКПГ, УППГ, КС, ДКС, ГС, ПХГ, ГПЗ и НС на расстоянии от границ территории площадок для трубопроводов не менее:

номинальным диаметром 1000 мм и более - 750 м;

номинальным диаметром менее 1000 мм до 700 мм включительно - 500 м;

номинальным диаметром менее 700 мм до 300 мм включительно - 300 м;

номинальным диаметром менее 300 мм - 100 м;

- дополнительная установка запорной арматуры не обязательна при наличии в пределах этих расстояний камер приема-пуска очистных, разделительных и диагностических устройств;

- на обоих концах перехода трубопровода через водные преграды в зависимости от рельефа трассы, с каждой стороны перехода - для исключения поступления транспортируемого продукта в водоем, при этом запорная арматура должна быть установлена на отметках выше ГВВ 10%-ной обеспеченности;

- на обоих концах участков нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и конденсатопроводов, проходящих на отметках выше населенных пунктов, зданий и сооружений, в т.ч. железных дорог, на расстоянии, устанавливаемом проектной документацией в зависимости от рельефа местности и необходимости обеспечения безопасности объектов;

- на обоих берегах болот III типа протяженностью 500 м.

Для контроля давления в трубопроводе с обеих сторон запорной арматуры следует устанавливать манометры.

Запорная арматура, устанавливаемая на трубопроводах подключения к площадкам УКПГ, УППГ, ГС, ПХГ, ДНС, ГПЗ, ЦПС, ПС, а также нефтепроводах, нефтепродуктопроводах и конденсатопроводах I и II классов, при переходе их через водные преграды и при прокладке выше отметок зданий и сооружений должна быть оборудована устройствами, обеспечивающими дистанционное управление и сигнализацию в случае утечек продукта. Запорная арматура с дистанционным и автоматическим управлением для аварийного перекрытия трубопровода должна быть оборудована ручным дублером.

При параллельной прокладке двух или более трубопроводов узлы линейной запорной арматуры должны быть смещены на расстояние не менее 50 м друг от друга. При соответствующем обосновании допускается уменьшение указанного расстояния, исходя из возможности монтажа, ремонта и безопасной эксплуатации.

На обоих концах участков газопроводов между запорной арматурой, узлах запуска и приема очистных устройств, узлах подключения следует предусматривать установку продувочных свечей на расстоянии не менее 15 м от запорной арматуры при номинальном диаметре газопровода до 1000 мм и не менее 50 м при номинальном диаметре газопровода 1000 мм и более. Диаметр продувочной свечи и ее высоту следует определять на основании расчета рассеивания выбрасываемого из свечи вредного вещества при условии опорожнения участка трубопровода между запорной арматурой за время не более 2 ч, при этом высота вытяжной свечи от уровня земли должна быть не менее 5 м, а расстояние от свечи до зданий и сооружений, не относящихся к конкретному трубопроводу, должно приниматься в соответствии с таблицей 7. На газопроводах-шлейфах допускается продувочные свечи не устанавливать.

На обоих концах участков конденсатопроводов между запорной арматурой для аварийного сброса продукта следует предусматривать вместо продувочных свечей специальные ответвления. Каждое ответвление длиной не менее 10 м должно быть оснащено запорным устройством, выступать на 0,5 м над поверхностью земли и заканчиваться фланцевой заглушкой.

9.3 Подземная прокладка трубопроводов

Заглубление трубопроводов до верха трубы должно быть, м, не менее:

на непахотных землях вне постоянных проездов:

- 0,8 - при номинальном диаметре менее 1000 мм;

- 1,0 - при номинальном диаметре 1000 мм и более;

- 1,0 - на пахотных и орошаемых землях;

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

- 1,1 - при пересечении оросительных и осушительных каналов от предельной глубины профиля очистки дна канала;

при пересечении автомобильных дорог:

- 1,4 - от верха покрытия дороги до верхней образующей защитного футляра;

- 0,5 - от дна кювета, водоотводной канавы или дренажа до верхней образующей защитного футляра (при размещении дорожного полотна на нулевых отметках или в выемках).

Заглубление трубопроводов, транспортирующих среды, замерзающие при отрицательной температуре, должно быть для:

- пресной воды - согласно СП ;

- пластовых и сточных вод - в зависимости от минерализации (солености) и температуры воды, почвенных и климатических условий согласно СП и [6].

Заглубление нефтепроводов, в дополнение к указанным требованиям, должно определяться с учетом оптимального режима перекачки и свойств перекачиваемых продуктов в соответствии с указаниями, изложенными в нормах технологического проектирования.

Глубина прокладки подземного трубопровода в районах вечномерзлых грунтов определяется принятым конструктивным решением, обеспечивающим надежность работы трубопровода с учетом требований охраны окружающей среды.

В одной траншее допускается прокладка не более четырех трубопроводов одного или различных назначений, номинальным диаметром не более 300 мм.

Прокладка трубопроводов сжатого воздуха или газа для КИП, ингибитора коррозии и гидратообразования должна предусматриваться в одной траншее совместно с газопроводами-шлейфами, выкидными и нефтегазосборными трубопроводами с разрывом между ними в свету не менее 350 мм.

Ширина траншеи по дну при прокладке одного трубопровода должна выбираться в соответствии с требованиями СП .

Ширина траншеи по дну при прокладке в одной траншее нескольких трубопроводов должна увеличиваться на значение

, (1)

где - число трубопроводов, прокладываемых совместно с первым;

- наружные диаметры трубопроводов, м;

- расстояния между трубопроводами, м.

При прокладке трубопроводов по направлению уклона местности свыше 20% следует предусматривать устройство противоэрозионных экранов и перемычек как из естественного грунта (например, глинистого), так и из искусственных материалов.

При проектировании трубопроводов, укладываемых на косогорах, необходимо предусматривать устройство нагорных канав для отвода поверхностных вод от трубопровода.

При наличии вблизи трассы действующих оврагов и провалов, оказывающих влияние на безопасную эксплуатацию трубопроводов, следует предусматривать мероприятия по их укреплению.

На трассе трубопроводов следует предусматривать установку постоянных реперов на расстоянии не более 5 км друг от друга по сетке по всей площади месторождения или по трассе трубопровода, проложенного отдельно. Опознавательные знаки устанавливаются на расстоянии не более 500 м друг от друга. Помимо этого, знаки устанавливаются на углах поворота в горизонтальной плоскости, на переходах трубопроводов через препятствия.

9.4 Наземная (в насыпи) прокладка трубопроводов

Наземная (в насыпи) прокладка трубопроводов должна применяться на участках трассы с резко пересеченным рельефом местности, в заболоченных местах, на участках, длительное время залитых водой.

Поперечный профиль насыпи устанавливается в зависимости от типа грунтов и должен быть:

- по верху насыпи - не менее 1,5 внешнего диаметра трубопровода;

- высотой над трубопроводом - 0,8 м;

- с откосами - не менее углов естественного откоса грунта, но не менее чем 1:1,25.

Земляные насыпи должны выполняться с тщательным послойным уплотнением и поверхностным закреплением грунта. Для повышения устойчивости насыпи вокруг трубопроводов следует применять искусственное закрепление грунтов.

При наземной прокладке должны быть исключены процессы размыва, осыпания, сползания насыпи с трубы, или ограничено тепловое воздействие трубопроводов на грунты оснований, обеспечено устройство сооружений для пропуска постоянных и периодически действующих водотоков.

При пересечении водотоков в теле насыпи должны быть предусмотрены водопропускные сооружения. Дно водопропускных сооружений и примыкающие к ним откосы насыпи должны быть укреплены железобетонными плитами или камнем. Число и размеры водопропускных сооружений определяются расчетом с учетом рельефа местности, площади водосбора и интенсивности стока поверхностных вод.

9.5 Надземная прокладка трубопровода

При балочной надземной прокладке трубопроводов допускается параллельная прокладка нескольких трубопроводов-шлейфов на одних и тех же опорах (ригелях). Расстояние в свету между рядом расположенными трубопроводами должно быть не менее 500 мм при диаметре труб до 325 мм включительно и не менее диаметра трубопровода при диаметре более 325 мм, при этом, для теплоизолированных трубопроводов в качестве диаметра принимается диаметр вместе с изоляцией.

Высоту прокладки надземного трубопровода от поверхности земли до низа трубопровода (или пролетных строительных конструкций высоких эстакад) следует принимать не менее 0,5 м, а в местах предназначенных для прохода людей - 2,5 м, на путях миграции животных - 3,0 м и при пересечении автомобильных дорог - согласно СП .

Высота прокладки трубопроводов над землей на участках вечномерзлых грунтов должна назначаться из условия обеспечения вечномерзлого состояния грунта под опорами и трубопроводом.

Теплоизоляцию трубопроводов, в том числе для горючих газов, легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, допускается выполнять из горючих материалов с устройством противопожарных вставок из негорючих материалов, ширина вставки при этом должна быть не менее 0,5 м, а расстояние между вставками не более 24 м.

Конструкциями опор надземных трубопроводов и методами их сооружения должно быть обеспечено проектное положение трубопроводов в процессе эксплуатации. Опоры должны проектироваться из негорючих материалов, быть электроизолированы от трубопровода.

В местах установки (на трубопроводе) арматуры необходимо предусматривать стационарные площадки для ее обслуживания. Площадки должны быть искробезопасными, несгораемыми и иметь конструкцию, исключающую скопление на них мусора и снега.

На начальном и конечном участках перехода трубопровода от подземной к надземной прокладке необходимо предусматривать постоянные ограждения из металлической сетки высотой не менее 2,2 м.

При проектировании надземных переходов необходимо учитывать продольные перемещения трубопроводов в местах их выхода из грунта. Для уменьшения значений продольных перемещений в местах выхода трубопроводов из грунта допускается применение подземных компенсирующих устройств или устройство поворотов вблизи перехода (компенсатора-упора) для восприятия продольных перемещений подземного трубопровода на участке, примыкающем к переходу.

При прокладке трубопроводов через естественные препятствия расстояние от низа трубы или пролетного строения должны приниматься не менее:

- 0,5 м до уровня воды при 5%-ной обеспеченности - при пересечении оврагов и балок;

- 0,5 м до уровня воды при 1%-ной обеспеченности и наивысшего горизонта ледохода - при пересечении несудоходных, несплавных рек и больших оврагов, где возможен ледоход;

- значения, установленного ГОСТ 26775 - при пересечении судоходных и сплавных рек.

На переходах трубопровода над железными дорогами общей сети расстояние от низа трубы или пролетного строения до головки рельсов должны приниматься в соответствии с требованиями габарита С по ГОСТ 9238.

Расстояние в плане от крайней опоры надземного трубопровода должно быть, м, не менее:

5 - до подошвы откоса насыпи;

3 - до бровки откоса выемки;

10 - до крайнего рельса железной дороги.

Для мест надземных переходов трубопроводов через ручьи, овраги и другие препятствия в проекте должны предусматриваться конструктивные решения, обеспечивающие надежную защиту от тепловых и механических воздействий соседних трубопроводов при возможном разрыве на одном из них.

9.6 Прокладка трубопроводов на многолетнемерзлых грунтах

. Выбор принципа использования ММГ в качестве оснований должен проводиться в соответствии с требованиями СП , на основании результатов инженерных изысканий, выполненных в соответствии с СП с учетом мерзлотно-грунтовых условий, способа и конструктивного решения прокладки трубопровода, режима его эксплуатации, прогноза локальных и общих изменений инженерно-геокриологических условий и свойств грунтов основания, мероприятий по охране окружающей среды.

Выбранный способ прокладки и конструктивные решения должны обеспечивать работоспособность и ремонтопригодность трубопроводов в течение всего периода эксплуатации.

. При расчете трубопроводов на прочность и устойчивость при прокладке трубопроводов с применением грунтового основания по II принципу в соответствии с СП должны учитываться дополнительные напряжения от изгиба, вызванные неравномерной осадкой основания.

. Категории трубопроводов, прокладываемых на ВМГ, должны приниматься в зависимости от категории просадочности ВМГ при оттаивании и способа прокладки трубопроводов в соответствии с таблицей 9.

Категории просадочности однородных грунтов должны приниматься в зависимости от относительной осадки грунта при оттаивании в соответствии с таблицей 10. При отсутствии характеристики относительной осадки грунта допускается принимать категорию просадочности грунта в зависимости от значения суммарной влажности грунтов.


Таблица 9

Таблица 10

При укладке трубопроводов на косогорах с поперечным уклоном более 8° должна предусматриваться срезка или подсыпка грунта и устройство полок. При этом срезку ВМГ допускается предусматривать только на непросадочных или малопросадочных участках при отсутствии мерзлотных процессов. На участках ВМГ, где возможно развитие мерзлотных процессов, необходимо предусматривать устройство полок только путем подсыпки грунта с проведением специальных мероприятий по повышению устойчивости полок.

9.7 Прокладка трубопроводов в просадочных и пучинистых грунтах

Проектирование подземных трубопроводов для районов распространения просадочных грунтов II типа необходимо выполнять с учетом требований СП .

Для просадочных грунтов I типа по СП проектирование трубопроводов ведется как для условий непросадочных грунтов.

При невозможности избежать возникновения просадки основания под трубопроводами при расчете трубопровода на прочность и устойчивость следует учитывать дополнительные напряжения от изгиба, вызванные просадкой основания.

При прокладке трубопроводов на свайных основаниях в проектной документации необходимо предусматривать выполнение мероприятий, препятствующих просадке свай.

Для уменьшения напряжения в трубопроводе при его непрерывных осадках должны предусматриваться специальные мероприятия: устройство теплоизоляции, замена грунта, укладка трубопровода с учетом ожидаемой деформации, применение опор для фиксации положения трубопровода, применение геотекстильных материалов, охлаждение грунта или перекачиваемого продукта, прокладка по типу "труба в трубе" и др.

При пересечении участков пучинистых грунтов расчет на прочность, устойчивость и деформативность должен производиться с учетом дополнительных воздействий, вызванных морозным пучением грунтов. Расчет "холодных" трубопроводов должен производиться определением размеров зоны промерзания вокруг трубопровода, параметров пучения в зависимости от положения фронта промерзания и оценкой прочности и устойчивости трубопровода вследствие его взаимодействия с грунтом.

Для уменьшения воздействия морозного пучения на трубопроводы или на их опоры (сваи) должны предусматриваться мероприятия: замена грунта, устройство компенсационных участков, техническая мелиорация грунтов, прокладка трубопроводов с учетом ожидаемых деформаций, применение противопучинистых устройств для обеспечения устойчивости положения трубопроводов.

9.8 Прокладка трубопроводов в сейсмических районах

Трубопроводы, предназначенные для прокладки в районах с сейсмичностью свыше шести баллов для надземных и свыше восьми баллов для подземных трубопроводов, должны проектироваться с учетом сейсмических воздействий.

При выборе трассы трубопроводов в сейсмических районах при всех прочих равных условиях, предпочтение следует отдавать участкам трассы с однородными свойствами грунтов в плане и по глубине, при этом необходимо избегать косогорные участки, участки с неустойчивыми и просадочными грунтами, территории горных выработок и активных тектонических разломов, а также участки, сейсмичность которых превышает девять баллов.

Площадки строительства с крутизной склонов более 15°, близостью плоскостей сбросов, сильной нарушенностью пород геологическими процессами, просадочностью грунтов, осыпями, обвалами, плывунами, оползнями, карстом, горными выработками, селями - неблагоприятные в сейсмическом отношении. Следует избегать таких площадок при выборе трассы промысловых трубопроводов.

При прохождении участка трассы с грунтами, резко отличающимися друг от друга сейсмическими свойствами, необходимо предусматривать возможность свободного перемещения трубопровода.

Конструкциями опор надземных трубопроводов должна быть обеспечена возможность перемещений трубопроводов, возникающих во время землетрясения.

Расчет на прочность и устойчивость участков трубопроводов, проектируемых для строительства в сейсмических районах, должен выполняться на основные и особые сочетания нагрузок с учетом расчетной сейсмической нагрузки.

На наиболее опасных, в сейсмическом отношении, участках трассы должна предусматриваться автоматическая система контроля и отключения аварийных участков трубопроводов.