размер шрифта

ПОСТАНОВЛЕНИЕ Госгортехнадзора РФ от 10-06-2003 80 ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПРАВИЛ УСТРОЙСТВА И БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ... Актуально в 2018 году

2.1. Классификация трубопроводов

2.1.1. Трубопроводы с давлением до 10 МПа (100 кгс/см2) включительно в зависимости от класса опасности транспортируемого вещества (взрыво-, пожароопасность и вредность) подразделяются на группы (А, Б, В) и в зависимости от рабочих параметров среды (давления и температуры) - на пять категорий (I, II, III, IV, V).

Классификация трубопроводов приведена в таблице 1.

2.1.3. Класс опасности технологических сред определяется разработчиком проекта на основании классов опасности веществ, содержащихся в технологической среде, и их соотношений.

2.1.5. Допускается в зависимости от условий эксплуатации принимать более ответственную (чем определяемую рабочими параметрами среды) категорию трубопроводов.

Таблица 1

Классификация трубопроводов Ру <= 10 МПа (100 кгс/см2)

Обозначение группы определенной транспортируемой среды включает в себя обозначение группы среды (А, Б, В) и обозначение подгруппы (а, б, в), отражающее класс опасности вещества.

Обозначение группы трубопровода в общем виде соответствует обозначению группы транспортируемой среды. Обозначение "трубопровод группы А (б)" обозначает трубопровод, по которому транспортируется среда группы А (б).

Группа трубопровода, транспортирующего среды, состоящие из различных компонентов, устанавливается по компоненту, требующему отнесения трубопровода к более ответственной группе. При этом, если при содержании в смеси опасных веществ 1, 2 и 3 классов опасности концентрация одного из наиболее опасна, группу смеси определяют по этому веществу.

В случае, если наиболее опасный по физико-химическим свойствам компонент входит в состав смеси в незначительном количестве, вопрос об отнесении трубопровода к менее ответственной группе или категории решается проектной организацией.

Класс опасности вредных веществ и показатели пожаровзрывоопасности веществ следует принимать по государственным стандартам.

Для вакуумных трубопроводов следует учитывать не условное давление, а абсолютное рабочее давление.

Трубопроводы, транспортирующие вещества с рабочей температурой, равной или превышающей температуру их самовоспламенения, или рабочей температурой ниже минус 40 град. С, а также несовместимые с водой или кислородом воздуха при нормальных условиях, следует относить к I категории.

Категории трубопроводов

Магистральные трубопроводы и их участки подразделяются на категории в зависимости от диаметра, условий прокладки (подземная или наземная), а также места расположения трассы по отношению к населённым пунктам, транспортным узлам и магистралям и другим объектам, определяющим степень опасности при сварке.

Всего категорий пять: В,I,II,III,IV для трубопроводов и его отдельных участков. Назначение категории в соответствии с таблицами 2 и 3 (СНИП 2.05.06.- 85 *), фрагменты которых приведены на рис.1; 2; 3.

Категория трубопровода в свою очередь определяет значения коэффициента условий работы трубопровода при расчете его на прочность, дефектов сварки и выполнение других технологических операций при монтаже и ремонте трубопроводов.

Магистральные газо- и нефтепроводы эксплуатируются под давлением 5,0÷10,0 МПа (50÷100 кг/см 2). Трубы и сварные стыки испытывают значительные напряжения (от укорочения и удлинения), вызываемые изменением температуры грунта, перекачиваемого продукта, а при наземной прокладке - и изменением температуры окружающего воздуха. При укладке длинных плетей газо- и нефтепроводов в траншею трубы и сварные стыки подвергаются воздействию изгибающих и растягивающих нагрузок.

Участки магистральных трубопроводов, примыкающие к компрессорным и насосным станциям испытывают значительные динамические нагрузки, вызываемые пульсацией перекачиваемого продукта.

В связи с указанными обстоятельствами к трубам и сварным соединениям магистральных трубопроводов необходимо предъявить повышенные требования и применять наиболее совершенные методы контроля.

Трубы для магистральных трубопроводов должны удовлетворять следующим требованиям:

1. Металл труб должен обладать высокими механическими свойствами (прочностью, пластичностью и ударной вязкостью). Трубы магистральных газо- и нефтепроводов работают обычно при сравнительно небольших колебаниях температуры (от –10 до +50 о С) и в связи с малой коррозионной активностью перекачиваемых сред изготовляются из углеродистых и низколегированных сталей.

2. При заданном рабочем давлении трубы должны иметь минимальную толщину стенки. Количество металла, расходуемого на сооружение газо- и нефтепроводов, является одним из решающих факторов экономики трубопроводного строительства.

Снижение расхода металла достигается применением оптимальных методов расчета трубопроводов, повышением прочности стали и улучшением качества изготовления труб.

В настоящее время трубы магистральных газо- и нефтепроводов изготавливают из стали с пределом прочности до 7,0 МПа (70 кг/см 2).

3. Металл труб должен хорошо свариваться как в заводских, так и в полевых условиях.

4. Концы труб должны иметь точные размеры и правильную форму. Геометрия концов труб имеет важное значение для качества и производительности процесса сварки на трассе.

Сварные стыки должны быть равнопрочными с металлом труб, так как в сварных соединениях допустимы небольшие (допускаемые по ТУ) дефекты, для обеспечения равнопрочности металл швов должен иметь повышенные прочностные характеристики.

Среди «транспортных средств», которые нужны для перемещения определенного материала, одним из самых распространенных являются трубопроводы. Трубопровод обеспечивает недорогую и беспрерывную транспортировку газов и жидкостей. Сегодня существует немало видов трубопроводов. Конструкции различаются и классифицируются по масштабу, диаметру, давлению, а также рабочей температуре.

По масштабу различают магистральные, коммунально-сетевые, технологические, судовые (машинные) трубопроводы. Рассмотрим подробнее назначение и категории магистральных и технологических трубопроводов.

Магистральные трубопроводы. Назначение и категории.

Магистральные трубопроводы - это такое сложное техническое сооружение, которое состоит из многокилометровой трубопроводной нити, газо- или нефтеперекачивающих станций, переходов через реки или дороги. Магистральные трубопроводы транспортируют нефть и нефтепродукты, сжиженный углеводородный газ, топливный газ, пусковой газ и др.

Все магистральные трубы изготавливают только по сварной технологии. То есть, на поверхности любой магистральной трубы можно увидеть либо спиральный, либо прямой шов. В качестве материала для изготовления таких труб применяется сталь, т.к это экономичный, прочный, хорошо сваривающийся и надёжный материал. К тому же, это может быть «классическая» конструкционная сталь с номинированными механическими свойствами, углеродная сталь с низким содержанием легирующих элементов или углеродистая стать обыкновенного качества.

Классификация магистральных трубопроводов

В зависимости от рабочего давления в трубопроводе магистральные газопроводы подразделяются на два класса:

I — при рабочем давлении свыше 2,5 до 10,0 МПа (свыше 25 до100 кгс/см2) включ.;
II — при рабочем давлении свыше 1,2 до 2,5 МПа (свыше 12 до 25 кгс/см2) включ.

В зависимости от диаметра трубопровода выделяется на четыре класса, мм:

I - при условном диаметре свыше 1000 до 1200 включ.;
II - то же, свыше 500 до 1000 включ.;
III — то же.свыше 300 до 500 включ.;
IV — 300 и менее.

Также магистральные трубопроводы подразделяются на категории, требования к которым в зависимости от условий работы, объема неразрушающего контроля сварных соединений и величины испытательного давления приведены в таблице 1 и таблице 2.

ТАБЛИЦА 1

ТАБЛИЦА 2

Технологические трубопроводы. Назначение и категории.

Технологические трубопроводы - устройства для подачи топлива, воды, сырья, полуфабрикатов и различных продуктов, которые используются в производстве на промышленном предприятии. Такие трубопроводы транспортируют отработанное сырье и различные отходы.

Классификация технологических трубопроводов происходит по таким признакам как:

Месторасположение : межцеховые, внутрицеховые.

Способ прокладки: надземные, наземные, подземные.

Внутреннее давление: безнапорные (самотечные), вакуумные, низкого давления, среднего давления, высокого давления.

Температура транспортируемого вещества: криогенные, холодные, нормальные, теплые, горячие, перегретые.

Агрессивность транспортируемого вещества: неагрессивные, слабоагрессивные (малоагрессивные), среднеагрессивные, агрессивные.

Транспортируемое вещество: паропроводы, водопроводы, нефтепроводы, газопроводы, кислородопроводы, мазутопроводы, ацетиленопроводы, маслопроводы, бензопроводы, кислотопроводы, щелочепроводы, аммиакопроводы и др.

Материал: стальные, стальные с внутренним или наружным покрытием, из цветных металлов, чугунные, из неметаллических материалов.

Способ соединения: неразъемные, разъемные.

Технологические трубопроводы и соединительные детали к ним изготавливаются из полипропилена, полиэтилена (с рабочим давлением до 10 атмосфер и температурой от -30 °С до +40 °С),поливинилхлорида и полипропилена с ППУ-теплоизоляцией. Наиболее качественными являются изделия из полиэтилена, которые не подвержены коррозии и имеют впечатляющий срок эксплуатации в 50 лет, а также трубы из полипропилена с ППУ-теплоизоляцией, которые сокращают теплопотери и снижают затраты на эксплуатацию сетей.

В зависимости от вида и параметров среды трубопроводы в соответствии с правилами технадзора подразделяются на четыре категории трубопроводов в порядке убывающих параметров (табл.). Трубопроводы перегретого пара и горячей воды первой, второй и третьей категорий изготовляют из бесшовных высококачественных труб по особым техническим условиям. четвертой категории можно изготовлять из стандартных бесшовных и сварных труб.

Правила определяют требования к устройству, изготовлению, монтажу, эксплуатации и освидетельствованию трубопроводов, транспортирующих водяной пар с рабочим давлением более 0,07 МПа (0,7 кгс/см2) или горячую воду с температурой выше 115°С. Они не распространяются на трубопроводы первой категории с наружным диаметром менее 51 мм и на трубопроводы прочих категорий с наружным диаметром менее 75 мм. Для трубопроводов в пределах , трубопроводов АЭС и реакторов, для сосудов, входящих в системы трубопроводов, разработаны специальные правила технадзора и атомэнергонадзора.

При выборе арматуры и деталей трубопроводов (тройники, колена, отводы, Переходы, фланцы и др.) пользуются понятиями условного (Ру) , пробного (Рпр) и рабочего (Рр) давлений: Ру - наибольшее избыточное давление при температуре среды 20°С, при котором допустима длительная работа арматуры и деталей трубопровода, имеющих заданные размеры, обоснованные расчетом на прочность при выбранных материалах и характеристиках их прочности, соответствующих температуре 20°С; Рпр - избыточное давление, при котором должно производиться гидравлическое испытание арматуры и деталей трубопровода на прочность и плотность; Рр - наибольшее избыточное давление, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации арматуры и деталей трубопровода. Ряд Ру : 0,10 (1); 0,16 (1,6); 0,25 (2,5); 0,40 (4); 0,63 (6,3); 1,00 (10,0); 1,60 (16); 2,5 (25); 4,00 (40); 6,30 (63); 10,00 (100); 12,50 (125); 16.0 (160); 20,00 (200); 25,00 (250); 32,00 (320); 40,00 (400); 50,00 (500); 63,00 (630); 80.0 (800); 100,00 (1000); 160,00 (1600); 250,00 (2500) МПа (кгс/см2).

Предусматривается разделение металлов для трубопроводов на 12 групп , приведенных в табл. в порядке возрастающей жаропрочности. Каждая группа имеет свою градацию, температурных ступеней в соответствии с механическими свойствами при различных температурах. Для первой наиболее низкой ступени температур (для сталей 200 °С, для чугуна, бронзы и латуни 120 °С, для титановых сплавов 50 °С) рабочее давление равно условному. Рабочие давления, относящиеся к температурам, при которых имеет место ползучесть материала, приведены для ресурса 10^5 ч.

Группы материалов для трубопроводов

При обозначениях условного, пробного и рабочего давлений единицы не проставляются, например: условное давление 4 МПа (40 кгс/см2) обозначается Pу 40, пробное давление 6 МПа (60 кгс/см2) - Рпр 60, а рабочее давление 25 МПа (250 кгс/см2) при температуре 540 °С - Рр 250/540.

Температура среды должна приниматься равной температуре, при которой происходит длительная эксплуатация изделия, без учета кратковременных отклонений, допускаемых соответствующими стандартами или нормативно-технической документацией. Выбор материалов для арматуры и деталей трубопроводов производится в зависимости от назначения, параметров (температуры, давления) и условного прохода. Если отдельные элементы имеют различные температурные пределы, тогда рабочая температура всего изделия не должна превышать наиболее низкий температурный предел применения наименее жаропрочного элемента.

Основные марки стали для трубопроводов первой категории

20 - паропроводы на давление не выше 4 (40) и 4,4 (44) МПа (кгс/см2) и температуру соответственно 440 и 340 °С, на давление не выше 2,2 (22) МПа (кгс/см*) при температуре не выше 425 °С и питательные трубопроводы на давление до 24 (240) МПа (кгс/см2) и температуру соответственно до 250 °С.

15ГС - питательные трубопроводы на давление 18,5 (185), 24 (240) и 38 (380) МПа (кгс/см2) и температуру 215, 250 и 280 °С соответственно.

16ГС - паропроводы на давление 4,4 (44) МПа (кгс/см2) и температуру 340 °С при Dy 600 и 700.

17Г1С - трубопроводы на давление до 2,5 МПа (25 кгс/см2) и температуру до 350-415 °С для Dy 500 и более.

12Х1МФ - паропроводы на давление до 14 МПа (140 кгс/см2) и температуру до 560 °С.

15Х1М1Ф - паропроводы на давление 25,5 (255) МПа (кгс/см2) и температуру 545 °С; на давление 14 (140) МПа (кгс/см2) и температуру 545 и 560 °С при Dy 200 и более, а также на это же давление и температуру 515 °С при Dу 350. Эта же сталь применяется для паропроводов на давление 4 (40) МПа (кгс/см2) и температуру 545 °С при Dy 500 и более.

При предварительном подборе проходного сечения труб используется приближенное округленное значение внутреннего диаметра Dy, называемое условным проходом . Под условным проходом понимается номинальный внутренний диаметр присоединяемого трубопровода, мм. Установлен следующий ряд условных проходов : 1*; 1,2*; 1,6*; 2,0*; 3*; 4*; 5*; 6; 8*; 10; 12*; 13*; 15; 16**; 20; 25; 32; 40; 50; 63**; 65; 80; 100; 125; 150; 160**; 175*; 200; 225*; 250; 300; 350; 400; 450*; 500; 600; 700*; 800; 900*; 1000; 1200; 1400; 1600; 1800*; 2000; 2200*; 2400; 2600*; 2800*; 3000; 3200*; 3400; 3600*; 3800*; 4000. Условные проходы, отмеченные звездочкой, для арматуры общего назначения применять не следует. Условные проходы, отмеченные двумя звездочками, допускается применять только для гидравлических и пневматических устройств.

При маркировке условного прохода единицы не указываются. В России для условных проходов используется обозначение Dy .

Горячедеформиррванные бесшовные трубы общего назначения изготовляются из углеродистой и легированной стали марок Ст2сп, Ст4сп, Ст5сп, Ст6сп (по ГОСТ 380-71), 10, 20, 35, 45, 10Г2, 20Х, 40Х, ЗОХГСА, 15ХМ, 30ХМА, 12ХН2 (по ГОСТ 1050-74, ГОСТ 4543-71, ГОСТ 19282-73).

Трубы стандартизованы по наружному диаметру, - толщине стенки и длине. Принят следующий ряд наружных диаметров труб : 20*, 21,3*; 22*; 25; 26,9*; 28; 30*; 31,8*; 32; 33,7*; 35*; 38; 40*; 42; 42,4*; 44,5*; 45; 48,3*; 50; 51*; 54; 57; 60; 60,3*; 63,5; 68; 70; 73; 76; 82,5*; 83; 89; 95; 102; 104*; 108; .114; 121; 127; 133; 140; 146; 152; 159: 165*; 168; 178*; 180; 194; 203; 219; 245; 273; 299; 324*; 325; 351; 356*; 377; 402; 406*; 426; 450; 457*; (465); 480; 500; 508*; 530; (550); 560; 600; 720; 820 мм.

Толщина стенки трубы должна выбираться из ряда: 2,5; 2,6*; 2,8; 3; 3,2*; 3,5; 4; 4,5; 5; 5,5; 6; (6,5); 7; (7,5); 8; (8,5); 9; (9,5); 10; 11; 12; (13); 14; (15); 16; 17; 18; (19); 20; 22; (24); 25; (26); 28; 30; (34); (35); 36; (38); 40; (42); 45; (48); 50; 56; 60; 63; (65); 70; 75 мм. Размеры, взятые в скобки, применять не рекомендуется. Трубы с наружными диаметрами и толщинами стенок, отмеченными звездочкой, применяют в работах по экономическому и научнотехническому сотрудничеству с другими странами. ГОСТ 8732-78 устанавливает границы толщин стенок для труб различных наружных диаметров. Там же приводятся значения линейной плотности труб, кг/м.

Горячедеформированные бесшовные трубы общего назначения (ГОСТ 8732-78) изготовляются немерной длины в пределах от 4 до 12,5 м, мерной длины и длины, кратной мерной - в пределах немерной длины. Трубы стальные бесшовные холоднодеформированные (ГОСТ 8734-75) имеют немерную длину от 1,5 до 11,5 мм.

Трубы для трубопроводов ТЭС и АЭС выпускаются заводами в соответствии с утвержденными стандартами.

Опоры и подвески трубопроводов предназначены для восприятия их веса и одновременного обеспечения свободы их температурных перемещений. В зависимости от назначения различают неподвижные и направляющие опоры, жесткие и пружинные подвески.

В настоящее время расчеты на прочность трубопроводных систем с учетом внутреннего давления, самокомпенсации температурных удлинений, весовой нагрузки и некоторых других нагружающих факторов с выбором опор и подвесок выполняются по специальным программам. Они пригодны для расчета сложноразветвленных трасс.

ВЕДОМСТВЕННЫЕ СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ

ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПРОМЫСЛОВЫХ СТАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

ВСН 51-3-85

МИНГАЗПРОМ

ВСН 51-2.38-85

МИННЕФТЕПРОМ

МИНИСТЕРСТВО ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Москва 1985

"Нормы проектирования промысловых стальных трубопроводов" разработаны на основе анализа существующих нормативных документов, материалов, законченных научно-исследовательских работ, отечественного и зарубежного опыта проектирования, строительства и эксплуатации трубопроводов систем нефтяных, газовых, газоконденсатных месторождений и подземных хранилищ газа.

Нормы проектирования промысловых трубопроводов разработаны институтами ВНИИГАЗ, ВНИПИгаздобыча, южНИИгипрогаз, Гипроморнефтегаз (Мингазпром); Гипровостокнефть, ГипроТюменнефтегаз (Миннефтепром); ВНИИСТ (Миннефтегазстрой).

Редакционная комиссия: доктор техн. наук Одижария Г.Э., канд. техн. наук Славинский В.П. (ВНИИГАЗ), Петров И.П. (ВНИИСТ), Соколов С.М. (ГипроТюменнефтегаз); инженеры: Архангельский В.А. (Гипровостокнефть), Шатковский Б.Б. (южНИИгипрогаз), Панин Б.А., Дмитриев Б.К. (ВНИПИгаздобыча), Овсепян К.А. (ВНИИСТ), Сессин И.В. (ГОССТРОЙ СССР), Афанасьев В.П., Сидорина В.П. (ВНИИГАЗ), Сорокин А.Ф. (ГипроТюменнефтегаз), Немчин В.Л., Торопова Р.Г. (Главгосгазнадзор СССР).

С вопросами, возникающими по различным разделам "Норм..." необходимо обращаться к ответственным исполнителям, список которых приведен в Приложении.

"Нормы..." согласованы:

ГОССТРОЙ СССР "17" IV 1985г. № ЛП-1657-1

Миннефтагазстрой "21" VII 1983г. №-04-3-10/1299

Главгосгазнадзор СССР "16" IX 1984 г. № 24-3-2/506

ГУПО МВД СССР "9" IX 1980г. № 7/6/3775

Минздрав СССР "4" VIII 1980г. № 121/12/906-16

ЦК профсоюзов рабочих нефтяной

и газовой промышленности "24" I 1980г. № 02-06МВ-789

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящие нормы распространяются на проектирование вновь строящихся и реконструируемых промысловых стальных трубопроводов диаметром до 1400 мм (включительно) и с избыточным давлением среды не выше 32,0 МПа нефтяных, газовых, газоконденсатных месторождений и подземных хранилищ газа.

Примечания.

1. Под промысловыми понимаются трубопроводы между площадками отдельных промысловых сооружений (скважин, УППГ, УКПГ, ГС, сооружений газоперерабатывающего завода и др. объектов).

Границами промысловых трубопроводов является ограждения соответствующих площадок, а при отсутствии ограждения в пределах отсыпки соответствующих площадок.

2. В дальнейшем тексте норм за исключением особо оговоренных случаев вместо слов "промысловый(е) трубопровод(ы)" будет употребляться слово "трубопровод(ы)".

3. При проектировании внутриплощадочных трубопроводов следует руководствоваться "Инструкцией по проектированию технологических стальных трубопроводов Р у до 10 МПа", "Нормами технологического проектирования объектов газодобывающих предприятий и станций подземного хранения газа" ПУГ-69, "Нормами технологического проектирования объектов сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений", разделами настоящих Норм в части трубопроводов-подключений газовых месторождений к другими действующими нормативными документами.

4. Проектирование трубопроводов, предназначенных для транспорта ШФЛУ и нестабильного углеводородного конденсата с давлением упругости паров свыше 0,2 МПа при температуре +20°С должно производиться в соответствии со СНиП 2.05.06-85 и ВСН 51-03-78 в части не противоречащей требованиям данных Норм.

5. При проектировании трубопроводов производственного и хозяйственно-питьевого водоснабжения объектов нефтедобычи следует руководствоваться ВНТП 3-85, СНиП II-31-74, СНиП 2.04.02-84, СНиП III-30-74.

6. При проектировании трубопроводов для подачи пластовых и сточных вод на кустовые насосные станции систем поддержания пластового давления (ППД) или закачки в поглощающие горизонты следует руководствоваться СНиП II-32-74, СНиП III-30-74, ВНТП 3-85.

1.2. В состав трубопроводов газовых и газоконденсаторных месторождений и ПХГ, на которые распространяется действие настоящих Норм, входят:

а) газопроводы-шлейфы, предназначенные для транспортирования газа от скважин месторождений и ПХГ до УКПГ, УППГ и от КС ПХГ до скважин для закачки газа в пласт;

б) газопроводы, газовые коллекторы неочищенного газа, межпромысловые коллекторы, конденсатопроводы, предназначенные для транспортирования газа и газового конденсата от УКПГ, УППГ до ГС, ДКС, КС, ПХГ, ГПЗ;

в) трубопроводы, предназначенные для подачи ингибитора в скважины и на другие объекты обустройства месторождений;

г) трубопроводы сточных вод, подаваемых к скважинам для закачки в поглощающие пласты;

д) метанолопроводы.

ШФЛУ - широкая фракция легких углеводородов;

УКПГ - установка комплексной подготовки газа;

УППГ - установка предварительной подготовки газа;

КС ПХГ - компрессорная станция подземного хранилища газа;

ГС - головные сооружения;

ДКС - дожимная компрессорная станция;

КС - компрессорная станция;

СГ - склад горючего;

НС - насосная станция;

ПХГ - подземное хранилище газа;

ГПЗ - газоперерабатывающий завод;

ЦПС - центральный пункт сбора;

ПС - пункт сбора;

ДИС - дожимная насосная станция;

ГРС - газовая распределительная станция.

АГРС - автоматизированная газораспределительная станция.

1.3. В состав трубопроводов нефтяных месторождений входят:

а) выкидные трубопроводы от скважин за исключением участков, расположенных на кустовых площадках скважин (на кустах скважин), для транспортирования продукции нефтяных скважин до замерных установок;

б) нефтегазосборные трубопроводы для транспортирования 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 или до потребителей;

г) нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или разгазированной обводненной или безводной нефти от пунктов сбора нефти и ДНС до центральных пунктов сбора;

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) нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от центральных пунктов сбора до сооружений магистрального транспорта;

и) газопроводы для транспортирования газа от центральных пунктов сбора до сооружений магистрального транспорта газа;

к) ингибиторопроводы для подачи ингибиторов к скважинам или другим объектам обустройства нефтяных месторождений.

Примечания.

1. 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.

2. При проектировании трубопроводов систем заводнения нефтяных пластов и захоронения пластовых и сточных вод с давлением закачки менее 10 МПа следует руководствоваться ВНТП 3-85, СНиП II-31-74, СНиП III-30-74 и СНиП III-32-74.

1.4. Транспортируемые среды разделяются на неизменяющие механические свойства металла и изменяющие (охрупчивание и растрескивание под напряжением). К последним относятся среды, содержащие сероводород.

По способности вызывать растрескивание и изменение механических свойств сероводородосодержащие среды делятся на:

Среды с низким содержанием сероводорода;

Среды со средним содержанием сероводорода;

Среды с высоким содержанием сероводорода при парциальном давлении сероводорода свыше 1 МПа (в настоящих нормах не рассматриваются).

К средам со средним содержанием сероводорода относятся: газ, содержащий сероводород в концентрации, обуславливающей при рабочем давлении парциальное давление сероводорода P H2S от 10000 Па до 1 МПа; или жидкие влажные среды, находящиеся в равновесии с сероводородосодержащим газом под давлением, обуславливающим парциальное давление сероводорода от 10000 Па до 1 МПа; или жидкости, содержащие растворенный сероводород в количестве, соответствующей его растворимости при P H2S от 10000 Па до 1 МПа.

К средам с низким содержанием сероводорода относятся: газ, содержащий сероводород в количестве, обуславливающем при рабочем давлении парциальное давление сероводорода от 300 до 10000 Па, или жидкости, находящиеся в равновесии с сероводородосодержащим газом под давлением, обуславливающим парциальное давление сероводорода от 300 до 10000 Па; или жидкости, содержащие растворенный сероводород в количестве, соответствующем его растворимости при P H2S , равном от 300 до 10000 Па.

Парциальное давление сероводорода P H2S определяется по формуле:

где: Р - максимальное рабочее давление в трубопроводе, МПа;

Растворимость сероводорода в жидкостях определяется по справочникам растворимости или экспериментально.

1.5. При проектировании трубопроводов, предназначенных для транспортирования газа, нефти и нефтепродуктов, оказывающих коррозионные воздействия на металл и сварные соединения труб и арматуру, установленную на трубопроводах, необходимо предусматривать мероприятия, обеспечивающие защиту трубопроводов от коррозионного воздействия или сероводородного растрескивания.

1.6. Тепловой расчет газопроводов следует осуществлять в соответствии с требованиями ОНТП 51-1-85 ч.1.

Тепловой расчет нефтепроводов осуществлять в соответствии с действующими методиками или требованиями рекомендуемого Приложения 1 настоящих Норм.

1.7. Гидравлический расчет трубопроводов осуществлять в соответствии с действующими методиками или требованиями рекомендуемого Приложения 2 настоящих Норм.

2.1. Трубопроводы газовых, газоконденсатных месторождений, ПХГ и нефтяного попутного газа в зависимости от рабочего давления подразделяются на пять классов:

I класс - при рабочем давлении свыше 10 МПа до 32 МПа включительно;

II класс - при рабочем давлении свыше 4 МПа до 10 МПа включительно;

III класс - при рабочем давлении свыше 2,5 МПа до 4 МПа включительно;

IV класс - при рабочем давлении свыше 1,2 МПа до 2,5 МПа включительно;

V класс - при рабочем давлении 1,2 МПа и менее.

2.2. Нефтепроводы, нефтепродуктопроводы и нефтегазосборные трубопроводы нефтяных месторождений в зависимости от диаметра подразделяются на 3 класса:

I класс - трубопроводы условным диаметром 700 мм и более;

II класс - трубопроводы условным диаметром менее 700 мм до 300 мм включительно;

III класс - трубопроводы условным диаметром менее 300 мм.

2.3. В зависимости от характера транспортируемой среды трубопроводы подразделяются на три группы:

1 группа - газопроводы, газопроводы-шлейфы, газовые коллекторы, выкидные трубопроводы, трубопроводы нефтяного газа, нестабильного конденсата, нефтепроводы, нефтегазопроводы, трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов, трубопроводы захоронения пластовых и сточных вод.

Примечание. К коллекторам (сборным, межпромысловым трубопроводам) относятся трубопроводы, транспортирующие продукт от пунктов подготовки (сбора) до головных сооружений.

2 группа - ингибиторопроводы (кроме метанолопроводов), а также трубопроводы, транспортирующие среды по своим физико-химическим свойствам относящиеся к нефтепродуктам с упругостью паров менее 0,2 МПа при температуре +20°С.

3 группа - метанолопроводы и другие трубопроводы, транспортирующие вредные вещества ГОСТ 12.1.007-76.

2.4. Трубопроводы, перечисленные в п.п. 2.1 и 2.2 и их участки подразделяются на категории, требования к которым в зависимости от условий работы определяются СНиП 2.05.06-85 и настоящими Нормами.

Переходы трубопроводов 3-ей группы категории В, переходы нефтепроводов и нефтепродуктопроводов категории В через водные преграды, трубопроводы морских месторождений должны подвергаться гидравлическому испытанию в соответствии с требованиями СНиП III-42-80, предъявляемыми к испытанию переходов нефте- и нефтепродуктопроводов через водные преграды. Для трубопроводов систем заводнения и захоронения пластовых и сточных вод Р исп. принимается равным:

Для трубопроводов I категории - 1,5 Рраб.

Для трубопроводов II и III категории - 1,2 Рраб.

Рабочее давление транспортируемого продукта устанавливается проектом в соответствии с указаниями п.п. 4.15 и 4.16.

Допускается повышение испытательного давления до величины вызывающей напряжение в металле труб не более 0,95 предела текучести.

2.6. Категории участков трубопроводов следует принимать по табл. 2. При чередовании участков трубопроводов различных категорий по трассе протяженностью до 300 м на всем участке чередования допускается принимать более высокую категорию из них.

Таблица 1.

Таблица 2.

Примечания ж таблице 2.