Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов СП 34-116-97 (стр. 17 )

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

в болотистых, заболоченных, черноземных и поливных почвах, а также на участках перспективного обводнения или орошения; на подводных переходах и в поймах рек, а также на переходах через железные и автомобильные дороги, и на расстоянии в обе стороны от переходов в соответствии с табл. 13;

на пересечении с различными трубопроводами, включая по 20 м в обе стороны от места пересечения;

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

на участках блуждающих токов источников постоянного тока;

на участках трубопроводов с температурой транспортируемого продукта 330 К (30 °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 КС, ГРС, НС, УКПГ, УЗРГ и на расстоянии от них в соответствии с табл. 13.

Во всех остальных случаях применяются защитные покрытия нормального типа.

Защита надземных трубопроводов от атмосферной коррозии

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

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

Контроль лакокрасочных покрытий следует производить: по толщине толщиномером типа МТ-41НЦ или МТ-33Н, а по сплошности - искровым дефектоскопом типа ЛКД-1м или типа "Крона-1P".

10.8. 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 и иметь толщину в пределах 0,2-0,5 мм.

10.9. Противокоррозионная защита опор и других металлических конструкций надземных трубопроводов должна выполняться в соответствии с требованиями СНиП 3.04.03-85.

Электрохимическая защита трубопроводов от подземной коррозии

10.10. На трубопроводе должны быть обеспечены по всей его внешней поверхности и непрерывно во времени поляризационные потенциалы более отрицательные чем регламентированный ГОСТ 25812-83 минимальный защитный потенциал, но более положительные чем максимальный защитный потенциал, установленный тем же стандартом.

10.11. Проект электрохимической защиты трубопроводов должен учитывать развитие промысла, изменение технологического назначения промысловых трубопроводов и давления в них в процессе эксплуатации.

10.12. При разработке проекта электрохимической защиты должны рассматриваться раздельно группы или отдельные сооружения: скважины или кусты скважин, многониточные системы трубопроводов и одиночные трубопроводы, площадки УКПГ и др. сосредоточенные объекты; при этом схемы защиты всех групп сооружений должны быть согласованы между собой.

10.13. При залегании на глубине до 10 м грунтов с более высоким в 2-3 раза электросопротивлением по сравнению с нижележащими слоями и при расположении скважин по сетке менее, чем 200 м должны предусматриваться глубинные анодные заземления.

При неглубоком заложении (до 20 м) анодные заземления располагаются не менее, чем на 300 м от защищаемых сооружений.

10.14. При осуществлении электрохимической защиты выкидных линий (шлейфов) точка дренажа должна находиться не менее, чем в 50 м от устья скважины. При этом сила тока защитной установки должна быть увеличена на величину защитного тока, потребляемого обсадной колонной скважин.

10.15. При совместной прокладке трубопроводов в одном коридоре они считаются электрохимически защищенными от подземной коррозии, если поляризационный потенциал находится в пределах между минимальным защитным и максимальным допустимыми потенциалами. Не допускается применять системы электрохимической защиты с обязательным уравниванием защитных потенциалов в точке дренажа на трубопроводах с различными электрическими параметрами.

10.16. Срок ввода электрохимической защиты трубопровода, находящегося в зоне действия блуждающих токов, должен быть не более одного месяца после укладки участка трубопровода, а в остальных случаях - не более трех месяцев после укладки в траншею участка трубопровода. Если испытуемая защита не может быть введена в эксплуатацию в эти сроки, то должна быть предусмотрена временная электрохимическая защита с вводом в действие в указанные выше сроки.

10.17. Система электрохимической защиты должна обеспечивать эффективную работу в течение не менее 10 лет без ее реконструкции.

10.18. На трубопроводе должна быть установлена система контроля электрохимической защиты, обеспечивающая выполнение требований п. 10.10. Все контрольно-измерительные пункты должны иметь привязку к трассе трубопровода (с точностью до 1 м) и опознавательные знаки, распознаваемые с вертолета. Эти пункты должны быть обеспечены подъездными дорогами для доступа обслуживающего персонала на автотранспорте повышенной проходимости. Контрольно-измерительные пункты должны позволять проведение проверки эффективности электрохимической защиты и состояния изоляции.

10.19. Все электрические соединения установок электрохимической защиты и средств ее контроля должны быть выполнены проводниками, сечение и изоляция которых обеспечивает их безотказную эксплуатацию в течение всего периода эксплуатации трубопровода.

10.20. Электрические соединения дренажных и контрольных проводников с трубопроводом должны выполняться таким способом, который не нарушает механических свойств трубы и обеспечивает надежную работу соединения в течение всего срока эксплуатации трубопровода.

10.21. Электрохимическая защита не должна оказывать вредного влияния на соседние подземные металлические сооружения и на окружающую среду.

Тепловая изоляция

10.22. Тепловая изоляция трубопроводов должна предусматриваться в случае необходимости:

обеспечения заданной температуры транспортируемого продукта в соответствии с нормами технологического проектирования при транспортировании его в зимних условиях (высокопарафинистая нефть, обводненная нефть, конденсат, вода и др.);

исключения пучения или осадки трубопровода;

обеспечения сохранности окружающей среды.

10.23. Необходимость проектирования тепловой изоляции определяется нормами технологического проектирования. При проектировании тепловой изоляции должны учитываться требования СНиП 2.04.14-88.

10.24. Тепловая изоляция должна обеспечивать защиту трубопроводов от тепловых потерь по всей его длине, в т. ч. в местах расположения опор, стыков, соединительных и переходных элементов и др. при различных диаметрах и способах прокладки трубопроводов.

Разрешается выполнять теплоизоляцию надземных трубопроводов из горючих материалов при условии устройства противопожарных перемычек из негорючих материалов. Для подземных трубопроводов выбор материала теплоизоляции не нормируется.

11. ОРГАНИЗАЦИОННО - ТЕХНИЧЕСКАЯ ПОДГОТОВКА СТРОИТЕЛЬСТВА ТРУБОПРОВОДОВ

11.1. Строительство трубопроводов, как правило, должно вестись поточным методом механизированными колоннами (комплексными трубопроводостроительными потоками - КТП), обеспечивающими высокую производительность и требуемое качество строительства, благодаря непрерывности производства всех видов работ в строгой технологической последовательности.

11.2. На строительстве промысловых трубопроводов небольшой протяженности могут быть применены так же последовательный и параллельный методы организации строительства.

11.3. При любом методе организации строительства с целью обеспечения требуемого качества должны строго соблюдаться технологии производства работ, предусмотренные рабочей документацией и проектом производства работ (ППР). Любое изменение в процессе строительства утвержденных технологий производства работ должно быть согласовано с заказчиком и с разработчиками рабочей документации и ППР.

11.4. Сооружение переходов через крупные естественные и искусственные препятствия следует выполнять специализированными подразделениями (бригадами) по отдельному проекту производства работ. ППР должен быть согласован с владельцем искусственного сооружения, а по естественным препятствиям - с местной администрацией или ведомством, ответственным за эксплуатацию (охрану) природного объекта.

11.5. Строительство промысловых трубопроводов рекомендуется вести по принципу гибкой технологии и организации, для чего строительный поток должен быть оснащен технологическими машинами и оснасткой, приспособленными к производству работ на трубопроводах разных диаметров.

11.6. Характеристики машин и технологической оснастки, их количество и расстановка в строительном потоке должны соответствовать диаметру трубопровода, природным условиям строительства и принятой технологии производства работ.

Для бесперебойного функционирования КТП необходимо предусматривать страховое резервирование машин и технологической оснастки.

11.7. На строительстве трубопроводов, в зависимости от диаметра труб и природных условий, используют, в основном, две схемы организации работ:

трассовую, когда отдельные трубы доставляют непосредственно на трассу, раскладывают, сваривают в плети, изолируют и укладывают;

базовую, когда трубы изолируют (теплоизолируют) в базовых условиях, сваривают в двух-, трехтрубные секции на трубосварочной базе, вывозят на трассу, сваривают в плети, изолируют стыки и укладывают.

Схему работ следует выбирать на основе технико-экономического расчета.

11.8. В состав типового КТП входят:

бригада по расчистке строительной полосы от леса;

бригада по планировке строительной полосы, снятию плодородного слоя почвы;

бригада по установке свайных опор;

бригада по сооружению временных дорог и технологических проездов;

бригада погрузочно-разгрузочных и транспортных работ;

бригада по сварке поворотных стыков;

бригада по базовой изоляции;

звено по гнутью труб на трубогибочной установке;

бригада по сооружению переходов;

бригада по монтажу сложных узлов;

бригада по разработке траншеи и котлованов;