Необходимость прокладки резервной нитки для выкидных трубопроводов, газопроводов-шлейфов, метанолопроводов к скважинам трубопроводов систем заводнения и захоронения пластовых и сточных вод устанавливается проектом на основании технико-экономического обоснования.
6.6. На подводных переходах диаметр трубопровода следует принимать равным диаметру основной магистрали.
При пересечении водных преград системой трубопроводов одного назначения на каждые две-три нитки трубопроводов следует предусматривать одну резервную нитку, если это позволяет гидравлический режим трубопровода.
Диаметр резервной нитки определяется проектом.
6.7. Выбор способа прокладки трубопровода на участках перехода через каналы и арыки оросительной системы устанавливается на основании сравнения технико-экономических показателей вариантов и согласований, полученных от организаций, в ведении которых находится система.
6.8. Прокладку подземных трубопроводов на переходах через каналы и арыки оросительной системы следует предусматривать с заглублением ниже дна водотока на глубину не менее 1,0 м, считая от верха забалластированного трубопровода.
6.9. На участках пересечения с оросительной системой трубопроводы, транспортирующие сильнодействующие ядовитые среды, следует заключать в защитный футляр.
Переходы трубопроводов через болота
6.10. Способ прокладки трубопроводов должен назначаться после технико-экономического обоснования в зависимости от инженерно-геологических условий, типа торфяного основания в соответствии с таблицей рекомендуемого приложения 5, а также возможных методов производства работ, определяемых типом болот по проходимости строительной техники, согласно СНиП III-42-80.
6.11. Прокладку промысловых трубопроводов на болотах и заболоченных участках следует производить преимущественно коридорным методом, при котором все линейные сооружения прокладываются полосой с минимально допустимыми разрывами между ними.
Трубопроводы должны, как правило, укладываться подземно: непосредственно в торфяном слое на минеральное основание или в специальной технологической насыпи, создаваемой в пределах болота. Возможность использования торфа в качестве основания под трубопровод определяется таблицей рекомендуемого Приложения 5.
В исключительных случаях при соответствующем обосновании может быть применена наземная прокладка по поверхности болота с последующей отсыпкой насыпи или надземная прокладка на опорах.
6.12. В районах Западной Сибири на озерах и болотах нефтяных месторождений допускается прокладывать трубопроводы совмещенно с насыпью промысловой автомобильной дороги, причем трубопроводы укладываются в откосной части или в присыпной берме.
Расстояние между бровкой автодороги и крайним трубопроводом должно быть не менее 1 м, глубина, заложения определяется расчетом, но не менее 0,8 м. Расстояние между параллельно прокладываемыми трубопроводами в свету не менее 0,5 м.
6.13. Прокладка резервной нитки через болота III типа по проходимости строительной техники предусматривается в соответствии с требованиями, изложенными в СНиП 2.05.06-85.
Переходы через железные и автомобильные дороги
6.14. Переходы через железные и автомобильные дороги следует проектировать в соответствии со СНиП 2.05.06-85.
В местах пересечения промысловых трубопроводов с автозимниками и лежневыми дорогами должны предусматриваться защитные мероприятия, исключающие повреждения трубопроводов.
Места переезда должны быть обозначены специальными знаками.
615. На трубопроводах I и II группы при диаметре труб более 500 мм один из концов защитного футляра должен иметь выход в отводной колодец.
На трубопроводах III группы и I группы при диаметре труб менее 300 мм, трубопроводах II группы при диаметре труб менее 500 мм на обоих концах защитного футляра должны быть предусмотрены уплотнения, обеспечивающие герметичность межтрубного пространства.
7. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЩЕЙ СРЕДЫ
7.1. Мероприятия по охране окружающей среды следует разрабатывать в соответствии с требованиями данного раздела и СНиП 2.05.06-85.
7.2. Прокладка трубопроводов должна осуществляться, по возможности, на малоценных или непригодных для сельскохозяйственных целей землях и лесах малоценных пород.
7.3. Размещение трубопроводов должно осуществляться в коридорах с минимально необходимыми расстояниями между трубопроводами с привязкой к существующим трассам.
7.4. Переходы следует выбирать в местах, где невозможно разрушение берегов в результате эрозионных процессов, а также развития оползневых явлений и активного карстообразования.
7.5. Для предотвращения утечек транспортирующих продуктов в атмосферу следует предусматривать максимальную герметизацию оборудования трубопроводов и запорно-регулирующей аппаратуры.
7.6. Для предотвращения утечек транспортируемых жидких продуктов ответвления, предназначенные для аварийного сброса, должны заканчиваться герметичными фланцевыми заглушками.
7.7. На переходах через водные преграды для предотвращения загрязнения водоемов, для охраны вод и рыбных запасов следует предусматривать устройство защитных футляров на трубопроводах 3 группы в пределах русловой и пойменной части. Установка защитных футляров в пойменной части должна определяться условиями подтопляемости поймы в паводковый период по горизонту высоких вод 10%-ой обеспеченности.
7.8. В целях сохранения природных комплексов и предотвращения дефляции (выдувания) почв необходимо предусматривать мероприятия, обеспечивающие сохранность ландшафта. При этом технология ведения строительных работ должна предусматривать минимальное нарушение естественных ландшафтов.
7.9. По окончании строительных работ нарушенный почвенный покров подлежит рекультивации в соответствии с "Основными положениями о рекультивации земель, нарушенных при разработке месторождений полезных ископаемых и торфа, проведении геологоразведочных, строительных и других работ".
7.10. При прокладке трасс трубопроводов в пустынной зоне нарушенные участки песчаных массивов следует закрепить для предотвращения выдувания и заноса объектов песком. В качестве фиксирующего материала можно использовать механические средства защиты, валы и химические препараты. При этом применять можно только материалы, не оказывающие вреда окружающей среде.
7.11. Для предупреждения нарушений закрепленных трасс движущимися механизмами необходимо отвести определенные места для проезда и поставить по трассе указатели с обозначением мест переезда.
7.12. Запрещается применение химических соединений и других средств для укрепления откосов насыпей при возможности загрязнения ими грунтовых вод и окружающей среды.
7.13. Во избежание осушения высоких точек болота и подтопления низких канавы-резервы, образующиеся при обваловании наземных трубопроводов, делаются с разрывами через 100-200 м. Ширина разрывов принимается равной 6 м.
7.14. Под уплотняющими элементами арматуры на эстакадных трубопроводах должны предусматриваться поддоны для сбора возможных утечек нефтепродуктов.
7.15. Сброс жидкости из конденсатосборников должен осуществляться в индивидуальные передвижные или стационарные емкости.
7.16. В местах надземных переходов подземных газопроводов через ручьи, овраги и другие препятствия следует предусматривать конструктивные решения, обеспечивающие надежную защиту от тепловых и механических воздействий соседних газопроводов при возможном разрыве на одном из них.
7.17. При проектировании трубопроводов в районах распространения вечной мерзлоты необходимо руководствоваться нормами, изложенными в СНиПах П-18-76 и 2.05.06-85.
8. ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К МАТЕРИАЛАМ ТРУБ, СОЕДИНИТЕЛЬНЫМ ДЕТАЛЯМ, АРМАТУРЕ И СВАРОЧНЫМ МАТЕРИАЛАМ.
8.1. Материалы труб, соединительные детали, арматура, сварочные материалы должны удовлетворять требованиям настоящего раздела и соответствующей главы СНиП 2.05.06-85.
Трубы
8.2. Для трубопроводов должны применяться трубы стальные бесшовные, электросварные прямошовные, спиральношовные, изготовленные из спокойных и полуспокойных углеродистых и низколегированных сталей диаметром до 500 мм включительно и из спокойных и полуспокойных, как правило, низколегированных сталей диаметром более 500 мм. Требования, предъявляемые к трубам для строительства трубопроводов с условным диаметром до 500 мм независимо от давления и от 500 мм и выше при парциальном давлении сероводорода 300 Па и менее, должны соответствовать положениям "Инструкции по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности". Применение спиральношовных труб любого диаметра в пределах участков категории "В" не допускается.
Для трубопроводов (за исключением трубопроводов нефтяных месторождений), транспортирующих среды с парциальным давлением сероводорода более 300 Па должны применяться трубы из спокойных углеродистых и низколегированных сталей по ГОСТ 20295-74 и бесшовные (диаметром до 426 мм включительно) при отсутствии электросварных труб с необходимыми техническими характеристиками и прямошовные (диаметром более 426 мм) с удовлетворительной стойкостью против сероводородного растрескивания. Для трубопроводов нефтяных месторождений применяются трубы, указанные в п.8.6.
8.3. Для трубопроводов газовых и газоконденсатных месторождений, транспортирующих влажные сероводородосодержащие среды, при РH2S более 300 Па следует применить трубы с учетом п.п. 8.4-8.5, соответствующие требованиям следующих стандартов и технических условий.
Бесшовные трубы
- ТУ 14-3-460-75 (трубы стальные бесшовные для паровых котлов и трубопроводов) из стали 20 - для категорий участков трубопроводов В, I, II;
- ТУ 14-3-1071-82 (трубы стальные бесшовные горячекатанные, термообработанные из стали 20) - для категорий участков трубопроводов III, IV;
- ГОСТ 8731-74 (трубы стальные бесшовные горячедеформированные) группы В из стали 20 и из стали 10 - для категорий участков III, IV;
- ГОСТ 8733-74 (трубы бесшовные холоднодеформированные и теплодеформированные) термообработанные группы В и группы Г из стали 20 и из стали 10 - для категорий участков трубопроводов III, IV.
Примечание:
Применение труб из ст. 20 и ст. 10 по ГОСТ 8731-74 и 8733-74 в районах Северной климатической зоны не допускается. Указанные трубы разрешается использовать в других климатических зовах при условии включения дополнительных требований по ударной вязкости, неразрушающим методам контроля, предельных отклонений от геометрических размеров труб и гидравлических испытаний на уровне ТУ 14-3-1128-82, которые оговариваются при составлении заказа на трубы.
Электросварные прямошовные трубы
- TYS XSS-40-77/ЯС (трубы электросварные диаметром 1020 мм из нормализованного листа) - для транспортирования газа, содержащего сероводород до 6% объемных,
- ТУ Х46 -28/40-83 (трубы электросварные диаметром 720 мм и 1020 мм с двухсторонним сварным продольным швом);
- ТУ 28-КС-76-Т* (трубы электросварные диаметром 720 мм из нормализованного листа) для транспортирования газа, содержащего сероводород до 6% объемных;
- ТУ 28-79SХ52* (трубы электросварные диаметром 720 мм из листа регулируемой прокатки) для транспортирования газа, содержащего сероводород до 0,1% объемных;
- ТУ 40/78 H2S* - КС (трубы электросварные диаметром 720 мм и 1020 мм из листа регулируемой прокатки) для транспортирования газа, содержащего сероводород, до 6% объемных.
____________
*) Допускается использование только при ремонте действующих трубопроводов, построенных из этих труб.
8.4. Трубы бесшовные по ГОСТ 8731-74 и ГОСТ 8733-74, предназначенные для транспортирования газа, содержащего сероводород, при его парциальных давлениях более 300 Па (0,0030 кгс/см2), должны изготавливаться из катаной или кованой заготовки в соответствии с ГОСТ 1050-74 (применение литой заготовки не допускается), с испытанием механических свойств на растяжение по ГОСТ 10006-80 и испытанием на твердость по ГОСТ 9012-59, выполнением требований СНиП 2.05.06-85 по ударной вязкости и по предельным отклонениям от номинальных размеров.
8.5. Трубы бесшовные по ГОСТ 8731-74, ГОСТ 8733-74, ТУ 14-3-1071-82, соответствующие п.8.4, допускается применять для участков трубопроводов категории В, I и II при условии гидравлического испытания каждой трубы и контроля качества каждой трубы неразрушающими методами (ультразвуковой дефектоскопией).
8.6. Для строительства трубопроводов нефтяных месторождений транспортирующих продукцию нефтяных скважин (нефть, нефтяной газ и воду) при давлении до 10 МПа, и парциальных давлениях сероводорода выше 300 до 10000 Па, а также при более высоких парциальных давлениях при содержании сероводорода до 5% и давлении до 0,6 МПа, должны применяться трубы по ГОСТ 20295-74, ГОСТ 8731-74, ГОСТ 8733-74, ГОСТ 10705-80, ТУ 14-3-1073-82 (сталь 20-ЮЧ), ТУ 14-3-1074-82 (сталь 20-ЮЧ), ТУ 14-3-1190-83 (сталь 20-ЮЧ) с учетом ограничений указанных в пунктах 8.8, 8.9.
До освоения промышленностью необходимого сортамента труб по ГОСТ 20295-74 допускается применение труб по ТУ 14-3-377-75 и ГОСТ 10705-82, при этом трубы по ГОСТ 10705-82 следует применять только для участков трубопроводов II-IV категорий с условным диаметром до 400 мм включительно на рабочее давление до 2,5 МПа.
Трубы по ГОСТ 8731-74 и ГОСТ 8733-74 должны заказываться с дополнительными требованиями по ударной вязкости, гидроиспытанию, неразрушающему контролю, разделки кромки, а также по геометрии трубы из катаной или кованой (не литой) заготовки.
8.7. Сварные монтажные соединения трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды подлежат термической обработке, режимы и объемы которой назначаются проектной организацией на основании действующих нормативно-технических документов и рекомендаций научно-исследовательских организаций.
8.8. Ограничения в применении труб по ГОСТ 20295-74:
- категории участков не выше I;
- температура стенки в условиях эксплуатации не ниже минус 20°С;
- рабочее давление не выше 9,6 МПа.
8.9. Выбор труб для трубопроводов нефтяных месторождений с парциальным давлением сероводорода выше 10000 Па (независимо от давления), а также при парциальном давлении сероводорода выше 300 Па при давлении в трубопроводе выше 10 МПа следует производить в соответствии с пунктом 8.3-8.6.
