СП 536.1325800.2024. Свод правил. Трубопроводы промысловые из неметаллических труб. Правила проектирования и строительства
(утв. и введен в действие Приказом Минстроя России от 23.04.2024 № 279/пр)
Примечание
Отдельные требования данного документа включены в Реестр требований, подлежащих применению при выполнении инженерных изысканий, осуществлении архитектурно-строительного проектирования, проведении экспертизы проектной документации и (или) экспертизы результатов инженерных изысканий, строительстве, реконструкции, капитальном ремонте, эксплуатации и сносе объектов капитального строительства, в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 31.08.2023 № 1417 (Официальный сайт ЕИС «Стройкомплекс.РФ» https://стройкомплекс.рф по состоянию на 13.02.2026). Текст документа приведен в соответствии с публикацией на сайте https://www.minstroyrf.ru/ по состоянию на 29.05.2024. Документ введен в действие с 24.05.2024.
Утвержден и введен в действие Приказом Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации от 23 апреля 2024 г. № 279/пр
ТРУБОПРОВОДЫ ПРОМЫСЛОВЫЕ ИЗ НЕМЕТАЛЛИЧЕСКИХ ТРУБ
ПРАВИЛА ПРОЕКТИРОВАНИЯ И СТРОИТЕЛЬСТВА
Field pipelines made of non-metallic pipes. Design and construction rules
Дата введения 24 мая 2024 года
Предисловие
1 ИСПОЛНИТЕЛЬ — Общество с ограниченной ответственностью «Группа ПОЛИПЛАСТИК» (ООО «Группа ПОЛИПЛАСТИК»)
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 465 «Строительство»
3 ПОДГОТОВЛЕН к утверждению Департаментом градостроительной деятельности и архитектуры Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации (Минстрой России)
4 УТВЕРЖДЕН приказом Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации от 23 апреля 2024 г. № 279/пр и введен в действие с 24 мая 2024 г.
5 ЗАРЕГИСТРИРОВАН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)
В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего свода правил соответствующее уведомление будет опубликовано в установленном порядке. Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте разработчика (Минстрой России) в сети Интернет
Введение
Настоящий свод правил разработан в целях обеспечения соблюдения требований Федерального закона от 30 декабря 2009 г. № 384-ФЗ «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений» и реализации утвержденной Министерством энергетики Российской Федерации и Министерством промышленности и торговли Российской Федерации Программы по внесению изменений в нормативные правовые акты и документы по стандартизации для исключения из них положений, препятствующих применению неметаллических труб (полимерных, стеклопластиковых, полимерно-армированных) в нефтегазовой отрасли, и разработке новых нормативных правовых актов и документов по стандартизации в целях использования неметаллических труб (полимерных, стеклопластиковых, полимерно-армированных) при проектировании и обустройстве нефтегазовых месторождений.
Настоящий свод правил устанавливает требования при проектировании и строительстве (реконструкции) промысловых трубопроводов, смонтированных из неметаллических труб и соединительных деталей к ним.
В настоящем своде правил содержатся формы документации, учитывающие особенности применения неметаллических труб и соединительных деталей.
Настоящий свод правил разработан авторским коллективом Общества с ограниченной ответственностью «Группа ПОЛИПЛАСТИК» (канд. техн. наук М.И. Гориловский, канд. техн. наук Е.И. Зайцева, И.П. Сафронова, канд. техн. наук И.А. Аверкеев) при участии д-ра техн. наук Г.Г. Васильева, д-ра техн. наук С.И. Сенцова, канд. техн. наук И.А. Леоновича, канд. техн. наук А.П. Сальникова.
1 Область применения
1.1 Настоящий свод правил устанавливает требования при проектировании, строительстве и реконструкции промысловых трубопроводов из неметаллических труб и соединительных деталей (фитингов) к ним (далее — неметаллические трубопроводы), при обустройстве нефтяных, газовых, газонефтяных, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, а также подземных хранилищ газа (далее — объект промысла).
Настоящий свод правил распространяется на промысловые трубопроводы из неметаллических труб и соединительных деталей номинальным диаметром, избыточным давлением среды и температурой в соответствии с 6.2.
1.2 Настоящий свод правил распространяется на следующие типы промысловых трубопроводов:
для газовых и газоконденсатных месторождений:
- газопроводы-шлейфы от одиночных скважин или от каждой скважины куста до входного крана на площадке промысла или сборного пункта (до зданий переключающей арматуры, полимерно-панельных анкерующих устройств или установок подготовки шлама);
- газосборные коллекторы от обвязки газовых скважин;
- газопроводы неочищенного газа;
- трубопроводы стабильного и нестабильного газового конденсата, независимо от их протяженности;
- газопроводы и конденсатопроводы от УКПГ/УППГ до газоперерабатывающего завода и (или) завода сжиженного природного газа, и (или) пункта хранения газа;
- трубопроводы для подачи очищенного газа и ингибитора в скважины и на другие объекты обустройства месторождений;
- трубопроводы сточных вод давлением от 10 МПа включительно и более для подачи их в скважины для закачки в поглощающие пласты, в том числе расположенные на кустовых площадках скважин;
- нефтегазоконденсатопроводы;
- метанолопроводы;
- ингибиторопроводы;
- межпромысловые трубопроводы;
для нефтяных и газонефтяных месторождений:
- выкидные трубопроводы от нефтяных скважин для транспортирования продукции скважин до измерительных установок, за исключением участков, расположенных на кустовых площадках скважин;
- нефтегазосборные трубопроводы (нефтегазопроводы) для транспортирования продукции нефтяных скважин от замерных установок до пунктов первой ступени сепарации нефти (до узлов ДНС, УПСВ или др.);
- газопроводы для транспортирования нефтяного газа от установок сепарации нефти до установок комплексной подготовки газа, установок предварительной подготовки или до потребителей;
- нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или разгазированной обводненной или безводной нефти от пункта сбора нефти и дожимной насосной станции до центрального пункта сбора;
- газопроводы для транспортирования газа к эксплуатационным скважинам при газлифтном способе добычи;
- газопроводы для подачи газа в продуктивные пласты в целях увеличения нефтеотдачи;
- трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и систем захоронения пластовых и сточных вод в глубокие поглощающие горизонты, в том числе расположенные на кустовых площадках скважин;
- трубопроводы для транспортирования пресной, пластовой или подтоварной воды на кустовую насосную станцию;
- нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от центрального пункта сбора до сооружения магистрального транспорта;
- газопроводы для транспортирования газа от центрального пункта сбора до сооружения магистрального транспорта газа;
- ингибиторопроводы для подачи ингибиторов к скважинам или другим объектам обустройства нефтяных и газонефтяных месторождений;
- деэмульгаторопроводы для подачи деэмульгатора к объектам ДНС и УПСВ;
- межпромысловые трубопроводы;
1.3 Настоящий свод правил не распространяется на трубопроводы:
- из керамических, хризотилцементных и железобетонных труб;
- магистрального транспорта товарного продукта;
- сетей газораспределения, газопотребления;
- для транспортирования сжиженных углеводородных газов и сухого отбензиненного газа;
- 1-го класса эксплуатации, транспортирующие продукт с парциальным давлением сероводорода выше 300 Па, 2-го и 3-го классов эксплуатации, транспортирующие продукт с парциальным давлением сероводорода выше 1 МПа;
- тепловых сетей, водоснабжения и канализации;
- подводные морских месторождений;
- технологические внутриплощадочные трубопроводы (расположенные на площадках скважин и кустов скважин, установок предварительной подготовки газа, установок комплексной подготовки газа, дожимных компрессорных станций, дожимных насосных станций, головных компрессорных станций, головных насосных станций, головных сооружений, газоизмерительных станций, пунктов сбора, газоперерабатывающих заводов, станций подземного хранения газа и других промысловых объектов), в том числе ингибиторопроводы, метанолопроводы, деэмульгаторопроводы от блоков подачи химреагентов.
1.4 Настоящий свод правил не распространяется на проектирование и строительство полимерных трубопроводов сетей водоснабжения и водоотведения производственных баз и бытовых городков на объектах промысла, требования к которым установлены в СП 399.1325800.
2 Нормативные ссылки
В настоящем своде правил использованы нормативные ссылки на следующие документы:
ГОСТ 9.602 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии
ГОСТ 18599-2001 Трубы напорные из полиэтилена. Технические условия
ГОСТ 24297-2013 Верификация закупленной продукции. Организация проведения и методы контроля
ГОСТ 24856 Арматура трубопроводная. Термины и определения
ГОСТ 27751 Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения
ГОСТ 30244 Материалы строительные. Методы испытаний на горючесть
ГОСТ 30319.1 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Общие положения
ГОСТ 31610.32-1/IEC/TS 60079-32-1:2013 Взрывоопасные среды. Часть 32-1. Электростатика. Опасные проявления. Руководство
ГОСТ Р 51164 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии
ГОСТ Р 53201-2008 Трубы стеклопластиковые и фитинги. Технические условия
ГОСТ Р 54792 Дефекты в сварных соединениях термопластов. Описание и оценка
ГОСТ Р 55068-2012 Трубы и детали трубопроводов из композитных материалов на основе эпоксидных связующих, армированных стекло- и базальтоволокнами. Технические условия
ГОСТ Р 55276 (ИСО 21307:2011) Трубы и фитинги пластмассовые. Процедуры сварки нагретым инструментом встык полиэтиленовых (ПЭ) труб и фитингов, используемых для строительства газо- и водопроводных распределительных систем
ГОСТ Р 56277-2014 Трубы и фитинги композитные полимерные для внутрипромысловых трубопроводов. Технические условия
ГОСТ Р 57512-2017 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Термины и определения
ГОСТ Р 58121.2-2018 (ИСО 4437-2:2014) Пластмассовые трубопроводы для транспортирования газообразного топлива. Полиэтилен (ПЭ). Часть 2. Трубы
ГОСТ Р 58121.3-2018 (ИСО 4437-3:2014) Пластмассовые трубопроводы для транспортирования газообразного топлива. Полиэтилен (ПЭ). Часть 3. Фитинги
ГОСТ Р 59399 Дефекты сварных соединений термопластов. Уровни качества
ГОСТ Р 59411-2021 Трубопроводы промысловые из стеклопластиковых труб. Правила проектирования и эксплуатации
ГОСТ Р 59789 Молниезащита. Часть 3. Защита зданий и сооружений от повреждений и защита людей и животных от электротравматизма
ГОСТ Р 59834-2021 Промысловые трубопроводы. Трубы гибкие полимерные армированные и соединительные детали к ним. Общие технические условия
ГОСТ Р 59910-2021 Трубы полимерные, армированные металлическим каркасом, и соединительные детали к ним. Общие технические условия
ГОСТ Р ИСО 3126 Трубопроводы из пластмасс. Пластмассовые элементы трубопровода. Определение размеров
ГОСТ Р ИСО 12176-1 Трубы и фитинги пластмассовые. Оборудование для сварки полиэтиленовых систем. Часть 1. Сварка нагретым инструментом встык
ГОСТ Р ИСО 12176-2 Трубы и фитинги пластмассовые. Оборудование для сварки полиэтиленовых систем. Часть 2. Сварка с закладными нагревателями
ГОСТ Р ИСО 12176-3 Трубы и фитинги пластмассовые. Оборудование для сварки полиэтиленовых систем. Часть 3. Идентификация оператора
ГОСТ Р ИСО 12176-4 Трубы и фитинги пластмассовые. Оборудование для сварки полиэтиленовых систем. Часть 4. Кодирование трассируемости
СП 14.13330 «СНиП II-7-81* Строительство в сейсмических районах» (с изменениями № 2, № 3)
СП 18.13330 Производственные объекты. Планировочная организация земельного участка (СНиП II-89-80* Генеральные планы промышленных предприятий) (с изменениями № 1, № 2)
СП 20.13330 «СНиП 2.01.07-85* Нагрузки и воздействия» (с изменениями № 1, № 2, № 3, № 4, № 5)
СП 22.13330.2016 «СНиП 2.02.01-83* Основания зданий и сооружений» (с изменениями № 1, № 2, № 3, № 4, № 5)
СП 25.13330 «СНиП 2.02.04-88 Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах» (с изменением № 1)
СП 31.13330.2021 «СНиП 2.04.02-84* Водоснабжение. Наружные сети и сооружения»
СП 32.13330.2018 «СНиП 2.04.03-85 Канализация. Наружные сети и сооружения» (с изменениями № 1, № 2, № 3)
СП 34.13330 «СНиП 2.05.02-85* Автомобильные дороги»
СП 36.13330 «СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы» (с изменениями № 1, № 2, № 3, № 4)
СП 45.13330 «СНиП 3.02.01-87 Земляные сооружения, основания и фундаменты» (с изменениями № 1, № 2, № 3)
СП 47.13330.2016 «СНиП 11-02-96 Инженерные изыскания для строительства. Основные положения» (с изменением № 1)
СП 48.13330 «СНиП 12-01-2004 Организация строительства» (с изменением № 1)
СП 61.13330 «СНиП 41-03-2003 Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов (с изменениями № 1, № 2)»
СП 68.13330 «СНиП 3.01.04-87 Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов. Основные положения» (с изменением № 1)
СП 86.13330 «СНиП III-42-80* Магистральные трубопроводы»
СП 119.13330 «СНиП 32-01-95 Железные дороги колеи 1520 мм» (с изменением № 1)
СП 126.13330 «СНиП 3.01.03-84 Геодезические работы в строительстве» (с изменением № 1)
СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ (с изменением № 1)
СП 341.1325800 Подземные инженерные коммуникации. Прокладка горизонтальным направленным бурением (с изменением № 1)
СП 392.1325800 Трубопроводы магистральные и промысловые для нефти и газа. Исполнительная документация при строительстве. Формы и требования к ведению и оформлению
СП 393.1325800.2018 Трубопроводы магистральные и промысловые для нефти и газа. Организация строительного производства
СП 399.1325800.2018 Системы водоснабжения и канализации наружные из полимерных материалов. Правила проектирования и монтажа (с изменением № 1)
СП 410.1325800 Трубопроводы магистральные и промысловые для нефти и газа. Строительство в условиях вечной мерзлоты и контроль выполнения работ
СП 411.1325800 Трубопроводы магистральные и промысловые для нефти и газа. Испытания перед сдачей построенных объектов
СП 422.1325800 Трубопроводы магистральные и промысловые для нефти и газа. Строительство подводных переходов и контроль выполнения работ
СП 424.1325800 Трубопроводы магистральные и промысловые для нефти и газа. Производство работ по противокоррозионной защите средствами электрохимзащиты и контроль выполнения работ
Примечание - При пользовании настоящим сводом правил целесообразно проверить действие ссылочных документов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте федерального органа исполнительной власти в сфере стандартизации в сети Интернет, на официальном сайте федерального органа исполнительной власти, разработавшего и утвердившего настоящий свод правил, или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный документ, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого документа с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого документа с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего свода правил в ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку. Сведения о действии сводов правил целесообразно проверить в Федеральном информационном фонде стандартов.
3 Термины и определения
В настоящем своде правил применены термины по ГОСТ 24856, ГОСТ Р 57512, ГОСТ Р 59411, ГОСТ Р 59834, СП 284.1325800, а также следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 защитный футляр: Конструкция из трубы диаметра большего, чем основной диаметр трубопровода, предназначенная для защиты трубопровода от неблагоприятных нагрузок и воздействий при пересечении естественных и искусственных преград, а также для отвода продукта от пересечения при аварии на трубопроводе.
3.2 неметаллические трубы: Трубы, изготавливаемые из реактопластов или термопластов различных типов, конструктивно однослойной или многослойной структуры, которые имеют барьерные, адгезионные или армирующие слои, связанные или не связанные в единую структуру.
3.3 нефтегазопровод: Неметаллический промысловый трубопровод, транспортирующий нефть с газом в растворенном состоянии при абсолютном давлении упругости паров при 20 °C выше 0,2 МПа и свободном состоянии.
3.4 нефтепровод: Неметаллический промысловый трубопровод, транспортирующий разгазированную нефть.
3.5 относительная осадка при оттаивании многолетнего мерзлого грунта: Осадка, отнесенная к слою грунта единичной толщины, обусловленная таянием ледяных включений и уплотнением оттаявшего грунта при воздействии сжимающей нагрузки; выражается как отношение величины осадки образца мерзлого грунта к его высоте при оттаивании, например, в компрессионных условиях, при действии на него сжимающей нагрузки.
3.6 полимерная армированная труба: Полимерная труба многослойной конструкции, в которой основным несущим нагрузки слоем является армирующий слой.
3.7 прессовое (обжимное) соединение: Соединение с концевой металлической частью под сварку (неразъемное соединение) или под фланец (разъемное соединение) для соединения труб друг с другом, с металлическими трубами, фитингами или оборудованием посредством обжатия стенки трубы фитингом с помощью инструмента.
3.8 прямая вставка: Отрезок трубы, подготавливаемый для установки в трубопровод, присоединению к торцам запорной арматуры и соединительной детали трубопровода.
| соединительная деталь (трубопровода): Элемент трубопровода, предназначенный для изменения направления оси трубопровода, ответвления от него, герметизации концов, изменения диаметра трубопровода или толщины стенок. [ГОСТ Р 57512-2017, статья 61] |
|---|
Примечание - К соединительным деталям относятся отводы, переходы, днища, тройники, переходные кольца и пр.
3.10 стеклопластиковая труба: Труба, состоящая из реактопластов, армированных стекловолокном или базальтовым волокном или их сочетанием.
4 Сокращения
В настоящем своде правил применены следующие сокращения:
АСУ ТП — автоматизированная система управления технологическим процессом;
ВТУ — внутритрубное устройство;
ГПАТ — гибкая полимерная армированная труба;
ДНС — дожимная насосная станция;
КИПиА — контрольно-измерительные приборы и автоматика;
ММГ — многолетнемерзлый грунт;
НСМ — нетканый синтетический материал;
ППР — проект производства работ;
ЦПС — центральный пункт сбора нефти;
УКПГ — установка комплексной подготовки газа;
УППГ — установка предварительной подготовки газа;
УПСВ — установка предварительного сброса воды;
ЭХЗ — электрохимическая защита.
5 Общие положения
5.1 Срок эксплуатации неметаллического трубопровода устанавливается в проектной документации. Срок эксплуатации неметаллического трубопровода не должен превышать расчетные сроки службы неметаллических труб, соединительных деталей и запорно-регулирующей арматуры, входящих в его состав, установленные в соответствующих стандартах на продукцию.
5.2 К неметаллическим ПТ, транспортирующим среды, содержащие сероводород, следует относить трубопроводы, по которым транспортируются среды с парциальным давлением сероводорода более 0,0003 МПа (300 Па).
5.3 Выбор типа неметаллических труб для проектирования ПТ должен производиться в пределах установленного диапазона характеристик труб, предусмотренных нормативами на их изготовление. Диаметры труб следует выбирать на основе результатов гидравлических расчетов.
5.4 Проектные значения параметров и качественных характеристик трубопроводов на опасных производственных объектах должны поддерживаться в течение всего жизненного цикла трубопроводов, в т.ч. в процессе строительства и последующего процесса эксплуатации, и соответствовать требованиям безопасности [1] и настоящего свода правил.
5.5 Класс и категория неметаллического ПТ (участка неметаллического ПТ) устанавливаются согласно требованиям СП 284.1325800.2016 (пункты 5.2, 5.3 и 6.2). Граница неметаллического ПТ — запорная арматура, установленная на входе трубопровода на технологическую площадку или на выходе с технологической площадки.
5.6 Неметаллические ПТ проектируются подземными, наземными в обваловании или надземными на опорах. Основной вид прокладки — подземный. Наземная и надземная прокладка допускается на отдельных участках трубопровода, при соответствующем обосновании, с учетом требований СП 284.1325800.2016 (подразделы 9.4 и 9.5) и настоящего свода правил, а также с учетом требований:
- для стеклопластиковых трубопроводов — по ГОСТ Р 59411-2021 (подраздел 6.1);
- для полимерных армированных трубопроводов — по документам по стандартизации в области проектирования, монтажа и эксплуатации промысловых трубопроводов.
5.7 Трубопроводы из неметаллических труб не допускается применять:
- для транспортирования веществ, к которым материал труб и соединительных деталей химически и физически нестоек;
- для прокладки в грунтах, содержащих агрессивные среды, к которым материал труб и соединительных деталей химически нестоек;
- для транспортирования газовых и газонасыщенных сред, если трубы и соединительные детали не имеют оценки газопроницаемости и стойкости к взрывной декомпрессии (кессонный эффект). Допустимые значения, а также методики оценки должны быть согласованы с потребителем.
5.8 Неметаллические ПТ, соединительные детали и запорно-регулирующая арматура соединяются неразъемными и разъемными способами.
К неразъемным способам относятся:
К разъемным соединениям относятся:
- раструбные [раструбные с гладкими концами трубы и раструба, раструбные с кольцевыми уплотнителями и (или) фиксаторами, раструбно-ниппельные, в том числе их сочетания, и др.];
- фланцевые;
- муфтовые;
- резьбовые.
Область применения конкретных типов соединений и запорно-регулирующей арматуры на ПТ должна соответствовать требованиям стандартов на соответствующий вид продукции и требованиям безопасности [1].
5.9 Запорная арматура должна быть равнопроходного сечения. Соединительные детали, применяемые для строительства трубопроводов, должны быть равнопрочными и равнопроходными с применяемыми трубами.
5.10 Размещение запорно-регулирующей и предохранительной арматуры должно соответствовать требованиям СП 284.1325800.2016 (подраздел 9.2).
5.11 Для надземных участков (узлов задвижек) предусматривают молниезащиту. Проектирование и устройство молниезащиты осуществляются в соответствии с ГОСТ Р 59789 и [2].
5.12 При строительстве неметаллических трубопроводов отдельные участки допускается сооружать из стальных труб и соединительных деталей. При проектировании и строительстве участков стальных трубопроводов должны соблюдаться требования СП 284.1325800. Противокоррозионная защита стальных элементов неметаллических ПТ осуществляется в соответствии с ГОСТ 9.602, ГОСТ Р 51164 и СП 424.1325800.
5.13 Неметаллические трубопроводы не требуют защиты от коррозии за счет применения коррозионно-стойких материалов при изготовлении труб и соединительных деталей.
Элементы полимерных труб и соединительных деталей с армирующими слоями (слоем) из металлических материалов, попадающие в зону действия ЭХЗ (катодной защиты), должны иметь подтверждение изготовителя, что применение катодной защиты при их эксплуатации не приведет к водородному охрупчиванию материала армирующего слоя. Применение таких элементов совместно с катодной защитой должно быть согласовано на стадии выдачи задания на проектирование или на стадии проектирования с изготовителем и потребителем.
5.14 При транспортировании сред с парциальным давлением углекислого газа выше 0,2 МПа и наличии в трубопроводе металлических соединительных деталей их следует изготавливать из сталей.
При транспортировании сред с парциальным давлением углекислого газа свыше 0,02 до 0,2 МПа и наличии в трубопроводе металлических соединительных деталей допускается применять ингибиторы коррозии или изготавливать соединения из сталей.
При концентрациях углекислого газа с давлением не более 0,02 МПа не требуется мер для защиты металлических соединительных деталей.
5.15 При параллельной прокладке или при пересечении подземных неметаллических ПТ со стальными подземными трубопроводами, на которых установлена система ЭХЗ, при необходимости должны быть приняты проектные решения по исключению негативного влияния системы ЭХЗ стальных трубопроводов на металлические конструктивные элементы, входящие в состав ПТ из неметаллических труб, при этом проведения мероприятий по защите от коррозии стального каркаса неметаллических труб не требуется. Защита металлических конструктивных элементов неметаллических ПТ от негативного влияния ЭХЗ осуществляется за счет применения совместной или раздельной систем ЭХЗ.
5.16 Необходимость установки узлов пуска и приема ВТУ, их конструкция и расположение должны определяться проектом с учетом равнопроходности участков неметаллических ПТ.
5.17 Величина минимального радиуса изгиба отводов неметаллических ПТ на участках прохода ВТУ должна составлять не менее пяти диаметров трубопровода. Допускается использование отводов с меньшим радиусом изгиба в случае, если в проектной документации предусмотрено применение ВТУ, конструкция которых обеспечивает пропуск через элементы с данным радиусом изгиба.
5.18 Длина прямых вставок определяется конструктивными особенностями применяемых неметаллических труб, но должна составлять не менее 500 мм, для стеклопластиковых труб — не менее 300 мм.
5.19 Необходимость тепловой изоляции неметаллических ПТ и ее конструктивное исполнение определяются в проектной документации на основании расчета.
Проектирование теплоизолированных неметаллических трубопроводов следует осуществлять по СП 61.13330, для стеклопластиковых труб дополнительно следует учесть требования ГОСТ Р 59411-2021 (пункты 6.2.2, 9.10 и 9.11).
Для тепловой изоляции трубопроводов надземной прокладки должны применяться теплоизоляционные материалы с группой горючести по ГОСТ 30244, не превышающей группу горючести изолируемых неметаллических труб, соединительных деталей и запорно-регулирующей арматуры.
5.20 Неметаллические ПТ, транспортирующие жидкие и газообразные углеводороды, должны быть оснащены системами постоянного контроля их герметичности. Допускается применять как технологии обнаружения утечки по технологическим параметрам перекачки (с применением средств АСУ ТП и КИПиА), так и технологии обнаружения утечки на основе других физических параметров (с применением дополнительных аппаратных средств), обеспечивающие параметры обнаружения утечки на уровне не ниже, чем системы, работающие на основе анализа технологических параметров перекачки.
5.21 Конструкция и материалы трубопроводов из неметаллических труб должны предотвращать накопление и обеспечивать снятие зарядов статического электричества с учетом требований ГОСТ 31610.32-1 и [3]. Для трубопроводов из стеклопластиковых труб в части защиты от статического электричества следует дополнительно учитывать требования ГОСТ Р 59411-2021 (пункт 5.8).
5.22 Для борьбы с образованием асфальтосмолопарафиновых отложений, гидратных и ледяных пробок следует предусматривать подачу химических реагентов либо применять локальный нагрев с помощью электрических нагревателей (кабелей, матов) и горячей воды. Максимальная температура нагрева устанавливается изготовителем неметаллических труб, но не должна превышать 60 °C. Использование открытого огня для нагрева неметаллических труб не допускается.
6 Материалы, трубы и соединительные детали для трубопроводов из неметаллических труб
6.1 Выбор неметаллических труб и соединительных деталей для объектов промысла следует проводить с учетом требований нормативных документов на их изготовление, технических условий и рекомендаций изготовителей по их назначению, с учетом величины давления и температуры транспортируемой среды, с последующим уточнением на основании результатов гидравлических, прочностных и технико-экономических расчетов, а также способа прокладки и особенностей эксплуатации.
6.2 Размеры неметаллических труб и соединительных деталей, а также иные характеристики, установленные в стандартах, приведены в таблице 6.1.
Характеристики неметаллических труб и соединительных деталей, установленные в стандартах
| Стандарт | Тип изделия | Характеристики |
| ГОСТ Р 53201 | Стеклопластиковая труба и соединительные детали (фитинги) | Диаметр внутренний от 50 до 200 мм, рабочее давление от 3,5 до 27,6 МПа, рабочая температура среды до 110 °C |
| ГОСТ Р 55068 | Стеклопластиковая труба и соединительные детали | Диаметр номинальный от 20 до 600 мм, рабочее давление до 25 МПа, рабочая температура среды до 115 °C |
| ГОСТ Р 56277 | Стеклопластиковая труба и соединительные детали (фитинги) | Диаметр номинальный от 100 до 450 мм, рабочее давление до 4 МПа, рабочая температура среды до 90 °C |
| ГОСТ Р 58121.2 <*> | Полиэтиленовая однослойная труба, труба с соэкструзионными слоями | Диаметр номинальный от 16 до 630 мм, базовая температура среды 20 °C |
| ГОСТ Р 58121.3 <*> | Полиэтиленовые соединительные детали (фитинги) | Диаметр номинальный от 16 до 630 мм, базовая температура среды 20 °C |
| ГОСТ Р 59834 | Гибкая полимерная армированная труба и соединительные детали (фитинги) | Диаметр номинальный от 32 до 200 мм, рабочее давление до 35 МПа, рабочая температура среды до 95 °C |
| ГОСТ Р 59910 | Полимерные армированные металлическим каркасом трубы и соединительные детали | Диаметр номинальный от 90 до 315 мм, рабочее давление до 6,3 МПа, рабочая температура среды до 80 °C |
| ГОСТ 18599 <*> | Полиэтиленовая однослойная труба, труба с соэкструзионными слоями | Диаметр номинальный от 16 до 2000 мм, рабочее давление до 2,5 МПа, рабочая температура среды от 0 до 40 °C (базовая температура среды 20 °C) |
| <*> Для трубопроводов природного, нефтяного и искусственного газа в однофазном состоянии при стандартных условиях и условиях транспортирования, а также трубопроводов негорючих продуктов на водной основе, токсичных и нетоксичных вод, включая пластовые и сточные воды. | ||
6.3 Допускается применение неметаллических труб и соединительных деталей, изготовленных по иным нормативным документам, утвержденным в порядке, установленном законом [4].
6.4 Трубы и соединительные детали классифицируют по номинальному размеру или номинальному внутреннему диаметру, типу конструкции, максимальному рабочему давлению Pраб и типу транспортируемой среды.
6.5 Основными техническими и эксплуатационными характеристиками труб являются: тип трубы, тип соединения, номинальное рабочее давление, номинальный диаметр.
6.6 Для транспортирования сред, содержащих сероводород и (или) его соединения, материал (в т.ч. армирующего слоя) неметаллических труб и соединительных деталей должен быть стойким к водородному и сульфидно-коррозионному растрескиванию. Стойкость материала должна быть подтверждена проведением соответствующих испытаний. Применение неметаллических труб и соединительных деталей с армирующим металлическим слоем должно быть согласовано на стадии выдачи технического задания на проектирование или на стадии проектирования с изготовителем и потребителем.
6.7 Степень агрессивного воздействия водных сред на неметаллические ПТ принимается в соответствии с требованиями методических рекомендаций по применению СП 399.1325800.
6.8 Каждая партия труб и соединительных деталей, поставляемых на строительство, должна быть снабжена документом о качестве.
6.9 Неметаллические трубы изготавливают и поставляют в отрезках, бухтах или на барабанах. Размеры и предельные отклонения труб, независимо от способа изготовления, должны быть установлены в договоре поставки, стандартах на их изготовление или других нормативных документах, утвержденных в порядке, установленном [4].
6.10 Конструкция соединительных деталей должна обеспечить соединение концов труб (в т.ч. надежную заделку всех слоев трубы), чтобы исключить утечку, а также деформацию или выдергивание структурных элементов на протяжении всего срока эксплуатации неметаллического ПТ, с учетом всех нагрузок и воздействий.
6.11 Концевые соединения должны выдерживать термические циклы и циклы давления, определенные для конкретных динамических или статических условий эксплуатации, обеспечивать герметичность внутренней оболочки под давлением, а также наружной и иных промежуточных оболочек в течение срока эксплуатации неметаллического ПТ.
6.12 Полимерные трубы, армированные металлическими лентами, должны иметь кольцевое пространство для обеспечения вентиляции газов, проникающих через внутреннюю полимерную оболочку. Соединительные детали для таких труб должны иметь систему для вентиляции газа из кольцевого или межслойного пространства этих труб. Максимально допустимое давление газа в системе вентиляции не должно приводить к деформации внутреннего слоя полимерных армированных труб при резком сбросе давления в трубопроводе и должно быть подтверждено результатами испытаний, предусмотренными в технической документации изготовителя.
6.13 Каждая труба и каждая соединительная деталь должна иметь четкую, легко читаемую маркировку, соответствующую требованиям ГОСТ Р 53201-2008 (подраздел 5.8), ГОСТ Р 55068-2012 (подраздел 6.6), ГОСТ Р 56277-2014 (подраздел 5.7), ГОСТ Р 58121.2-2018 (раздел 10), ГОСТ Р 58121.3-2018 (раздел 11), ГОСТ Р 59834-2021 (подраздел 6.4), ГОСТ Р 59910-2021 (подраздел 5.4), ГОСТ 18599-2001 (подраздел 5.3) или иным документам, утвержденным в порядке, установленном [4].
7 Общие требования к проектированию
7.1 Разработку проектных решений следует выполнять на основании действующих нормативных документов, с учетом технических требований заказчика и максимальной унификацией и типизацией применяемых технических и проектных решений, оборудования, материалов и технологий.
7.2 При проектировании системы промысловых трубопроводов следует учитывать требования к режимам работы систем сбора и транспорта продукции скважин и обеспечивать соответствие режима работы скважин и трубопровода.
7.3 Неметаллические ПТ должны проектироваться в одну нитку с соблюдением принципа коридорной прокладки с другими инженерными коммуникациями.
7.4 Трубопроводы, транспортирующие одинаковые и различные продукты, допускается прокладывать параллельно действующим или проектируемым ПТ.
При параллельной прокладке неметаллических ПТ в одной траншее или на одной опоре расстояние между ними должно быть не менее диаметра большего трубопровода, но не менее 100 мм. При прокладке неметаллических ПТ в одном техническом коридоре, но в разных траншеях или на разных опорах, расстояние между ними определяется исходя из условий производства земляных или монтажных работ.
При прокладке неметаллических ПТ параллельно металлическим расстояние между ними определяется в соответствии с требованиями СП 284.1325800.2016 (раздел 8).
7.5 Возможность применения неметаллических труб при проектировании ПТ, требующих использования мероприятий по сокращению тепловых потерь или применения теплоизоляционных материалов, должна быть обоснована в проектной документации.
7.6 Допускается применение неметаллических труб при проектировании ПТ для транспортирования нефти, застывающей при расчетных условиях внешней среды и требующей применения инженерных решений (путевой подогрев, ввод деэмульгаторов, электроподогрев, смешение с маловязкими нефтями, газонасыщение и т.д.), допускается при соответствующем обосновании в проектной документации.
8 Обеспечение необходимого уровня надежности и безопасности
8.1 Необходимый уровень конструктивной надежности промысловых неметаллических трубопроводов устанавливается путем категорирования трубопроводов и их участков в зависимости от назначения и определения коэффициентов надежности, характеризующих назначения и условия работы трубопроводов, применяемые для трубопроводов материалы и действующие на них нагрузки.
Промысловые трубопроводы и их участки подразделяются на категории, которые определяются их назначением и характеризуются параметрами испытательного давления, приведенными в СП 284.1325800.2016 (раздел 24). Категории трубопроводов и их участков должны приниматься по СП 284.1325800.2016 (таблицы 1 и 2).
Допускается повышать категорию трубопровода и (или) участка трубопровода при чередовании по трассе трубопровода участков различных категорий или при необходимости обеспечения более высокого уровня надежности и безопасности.
8.2 Необходимый уровень конструктивной надежности ПТ из неметаллических труб обеспечивается:
- путем установления классов трубопроводов, категорированием трубопроводов и их участков в зависимости от назначения и определением коэффициентов надежности;
- выбором безопасных расстояний от иных зданий и сооружений (не относящихся к трубопроводу);
- установлением зон с особыми условиями использования территорий и охранных зон;
- обеспечением требуемой прочности труб и соединительных деталей по внутреннему давлению;
- обеспечением требуемой устойчивости труб и соединительных деталей к воздействию сдвигающих и растягивающих нагрузок, в том числе за счет установки компенсаторов для обеспечения свободы линейного расширения;
- обеспечением требуемой устойчивости труб и соединительных деталей к воздействию сдвигающих и растягивающих нагрузок;
- конструктивно-технологическими решениями при проектировании, включая расстановку запорной арматуры;
- соблюдением требований при выполнении строительно-монтажных работ, а также технологическими решениями при строительстве, обслуживании и ремонте.
8.3 Неметаллические ПТ I и II классов опасности по [5] относятся к сооружениям класса КС-3 по ГОСТ 27751.
8.4 Расстояния от оси неметаллических ПТ до зданий, сооружений и сетей инженерно-технического обеспечения следует принимать в зависимости от класса и диаметра трубопровода, вида транспортируемого продукта, назначения объектов и степени обеспечения их безопасности, но не менее значений, приведенных в СП 284.1325800.2016 (таблица 7).
8.5 На всем протяжении трассы ПТ для исключения повреждений необходимо установить охранную зону и зоны с особыми условиями использования территорий в соответствии с СП 284.1325800.2016 (пункт 7.3). Для контроля положения неметаллического ПТ (за исключением армированных металлом в виде каркаса, лент, проволоки) и определения его местонахождения приборными методами следует укладывать вдоль трубопровода по всей длине трассы присыпанной (на расстоянии 0,2 — 0,3 м от верхней образующей) сигнальной ленты с вмонтированным в нее электропроводом-спутником. Допускается укладка отдельно сигнальной ленты и изолированного алюминиевого или медного провода сечением 2,5 — 4 мм2. Вывод концов провода осуществляется в контрольно-измерительную колонку.
8.6 Расчетные нагрузки, воздействия и их возможные сочетания необходимо определять в соответствии с требованиями СП 284.1325800.2016 (раздел 12).
8.7 Допустимое рабочее давление транспортируемой среды Pдп определяется по формулам:
MOP_{1} = \frac{P_{LPL}}{\gamma f_{\text{кэ}}} , (8.2)
\gamma = \frac{\gamma_{f}\gamma_{n}}{\gamma_{c}} , (8.3)
где MOP1 — расчетное максимальное рабочее давление транспортируемой среды, МПа;
MOP2 - максимальное рабочее давление, МПа, определяемое в соответствии с требованиями ГОСТ Р 58121.2-2018 (раздел 7.4) для полиэтиленовых однослойных труб; ГОСТ Р 59834-2021 (приложение В) для гибких полимерных армированных труб; ГОСТ Р 59411-2021 (раздел 8) для стеклопластиковых труб; для гибких полимерных армированных труб, для труб полимерных, армированных металлическим каркасом — по документам по стандартизации, утвержденным в установленном порядке; или в соответствии с иным документом, утвержденным в порядке, установленном [4] для неметаллической трубной продукции;
PLPL — нижний доверительный предел прогнозируемого гидростатического давления, МПа;
\gamma — интегральный коэффициент безопасности <1>;
fкэ — коэффициент надежности по классу эксплуатации;
\gamma_{f} — коэффициент надежности по нагрузке, определяется для внутреннего давления среды по СП 284.1325800.2016 (таблица 6);
\gamma_{n} — коэффициент надежности по назначению, определяется по СП 284.1325800.2016 (таблица 3);
\gamma_{c} — коэффициент надежности по условиям работы трубопровода, определяется по СП 284.1325800.2016 (таблица 4).
<1> Необходимый уровень конструктивной надежности неметаллических ПТ определяется в формате метода интегрального коэффициента безопасности, где частные коэффициенты безопасности (коэффициенты нагрузки и коэффициенты сопротивления) применяются к результатам действия нагрузки (характеристические значения нагрузки) и к переменным сопротивления (характеристические значения сопротивления) с учетом коэффициентов надежности.
8.8 Коэффициент надежности по классу эксплуатации fкэ <2> следует принимать:
- не менее 1,0 для трубопроводов 3-го класса эксплуатации;
- не менее 1,25 для трубопроводов 2-го класса эксплуатации;
- не менее 1,5 для трубопроводов 1-го класса эксплуатации.
<2> Коэффициент надежности по классу эксплуатации принимается независимо от материала трубы и относится в целом к трубопроводу. Численные значения коэффициента по транспортируемой среде установлены исходя из сопоставимого уровня надежности стальных и неметаллических трубопроводов.
8.9 Классы эксплуатации неметаллических трубопроводов установлены в таблице 8.1.
Классы эксплуатации неметаллических трубопроводов
8.10 Нагрузки и воздействия, вызываемые нарушением процесса эксплуатации, временной неисправностью и поломкой оборудования, неравномерными деформациями грунта следует устанавливать в проектной документации в зависимости от особенностей технологического режима эксплуатации трубопровода на основе анализа возможных непроектных режимов функционирования конструкции трубопровода. Нагрузки и воздействия при непроектных режимах эксплуатации трубопровода должны учитываться при оценке рисков аварий и их последствий в рамках декларации промышленной безопасности в соответствии с [6, пункт 32 а].
8.11 Расчет трубопровода из неметаллических труб на прочность и устойчивость должен включать в себя проверку принятой в проекте конструкции трубопровода на неблагоприятные сочетания нагрузок и воздействий с учетом линейного расширения на протяженных участках с оценкой прочности и устойчивости рассматриваемого трубопровода, включая оценку устойчивости положения (против всплытия). Максимальное рабочее давление в расчетах на прочность и устойчивость не должно превышать давления, рассчитанного по формуле (8.1).
8.12 Расчетная область допустимых напряжений для стеклопластиковых труб определяется в соответствии с требованиями ГОСТ Р 59411-2021 (подраздел 8.5). Устойчивость положения (против всплытия) трубопроводов из стеклопластиковых труб, прокладываемых на обводненных участках трассы, определяется в соответствии с методикой ГОСТ Р 59411-2021 (подраздел 8.6).
8.13 Проверка несущей способности по условию устойчивости круглой формы поперечного сечения стеклопластиковых труб определяется в соответствии с требованиями ГОСТ Р 59411-2021 (подраздел 8.7).
8.14 Надземные участки трубопровода из стеклопластиковых труб рассчитываются по методике ГОСТ Р 59411-2021 (подраздел 8.8).
8.15 Прочностной расчет трубопроводов из полиэтилена для транспортирования продукции в жидком состоянии выполняется в соответствии с методикой СП 399.1325800.2018 (приложение В). Расчет трубопровода на всплытие проводится в соответствии с методикой СП 399.1325800.2018 (приложение Д).
8.16 Надземные участки трубопроводов из полиэтилена для транспортирования продукции в жидком состоянии рассчитываются в соответствии с методикой СП 399.1325800.2018 (подраздел 5.4).
Примечание — Расчет шага опор по СП 399.1325800 учитывает продольные напряжения.
8.17 Расчет на прочность и устойчивость положения, в том числе в обводненном грунте, полимерных армированных трубопроводов должен выполняться в соответствии с требованиями документов по стандартизации, утвержденных в установленном порядке.
8.18 Проверка прочности газопроводов из полиэтилена состоит в соблюдении следующих условий:
\sigma_{\text{пр}F} \leq 0,4MRS; (8.4)
(8.5)- при совместном действии всех нагрузок силового и деформационного нагружений и сейсмических воздействий
(8.6)где \sigma_{\text{пр}F} , \sigma_{\text{пр}S} — продольные фибровые напряжения соответственно от силового и совместного силового и деформационного нагружений, МПа;
\sigma_{\text{пр}NS} _ продольное осевое напряжение от совместного силового и деформационного нагружений, МПа;
MRS — минимальная длительная прочность, МПа;
\sigma_{c} — дополнительное напряжение, обусловленное прокладкой газопровода из полиэтилена в сейсмическом районе, МПа.
8.19 Значения \sigma_{\text{пр}F} , \sigma_{\text{пр}NS} и \sigma_{\text{пр}S} должны определяться по формулам:
\sigma_{\text{пр}F} = \frac{2\mu P_{\text{дп}}}{[1 - \frac{2}{SDR}]^{- 2} - 1} , (8.7)
\sigma_{\text{пр}NS} = | \frac{2\mu P_{\text{дп}}}{[1 - \frac{2}{SDR}]^{- 2} - 1} - \alpha E(t_{e})\Delta t|, (8.8)
\sigma_{\text{пр}S} = | \frac{2\mu P_{\text{дп}}}{[1 - \frac{2}{SDR}]^{- 2} - 1} - \alpha E(t_{e})\Delta t| + \sigma_{oy} + \frac{E(t_{e})d_{e}}{2\rho} , (8.9)
где \mu — коэффициент Пуассона материала труб;
SDR — стандартное размерное отношение;
\alpha — коэффициент линейного теплового расширения материала труб, °C-1;
E(te) — модуль ползучести материала труб при температуре эксплуатации, МПа;
\Delta t — температурный перепад, °C;
\sigma_{oy} — дополнительные напряжения в газопроводе из полиэтилена, обусловленные прокладкой его в особых условиях;
de — наружный диаметр трубопровода, м;
\rho — радиус упругого изгиба трубопровода, м.
8.20 Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкой газопровода из полиэтилена в пучинистых грунтах, должны приниматься в зависимости от глубины промерзания по таблице 8.2.
Дополнительные напряжения, обусловленные прокладкой трубопровода в пучинистых грунтах
| Глубина промерзания, м | Значения дополнительных напряжений, МПа, при пучинистости грунта | ||
| средней | сильной | чрезмерной | |
| 1,0 | 0,3 | 0,4 | 0,5 |
| 2,0 | 0,4 | 0,6 | 0,7 |
| 3,0 | 0,5 | 0,7 | 0,8 |
| 4,0 | 0,7 | 0,9 | 1,0 |
8.21 Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкой газопровода из полиэтилена в средненабухающих грунтах и грунтах II типа просадочности, равны 0,6 МПа, в сильнонабухающих грунтах и на подрабатываемых территориях — 0,8 МПа.
8.22 Дополнительные напряжения учитываются в пределах рассматриваемого участка и на расстояниях 40 наружных диаметров в обе стороны от него.
8.23 Дополнительные напряжения при прокладке газопровода из полиэтилена в слабонабухающих и слабопучинистых грунтах, в грунтах I типа просадочности не учитываются.
8.24 Значения дополнительных напряжений, обусловленных прокладкой газопровода из полиэтилена в сейсмических районах, определяются по формуле
\sigma_{c} = 0,04E(t_{e}) \frac{m_{0}a_{c}}{v_{c}} , (8.10)
где m0 — коэффициент защемления трубопровода в грунте;
ac — сейсмическое ускорение, см/с2;
vc — скорость распространения продольных сейсмических волн, км/с.
8.25 Значения коэффициента защемления газопровода из полиэтилена в грунте m0, скоростей распространения продольных сейсмических волн vc и сейсмических ускорений ac определяются по таблицам 8.3 и 8.4.
Значения коэффициента защемления трубопровода в грунте и скоростей распространения продольных сейсмических волн
| Грунты | Коэффициент защемления трубопровода в грунте m0 | Скорость распространения продольной сейсмической волны vc, км/с |
| Насыпные, рыхлые пески, супеси, суглинки и другие, кроме водонасыщенных | 0,50 | 0,12 |
| Песчаные маловлажные | 0,50 | 0,15 |
| Песчаные средней влажности | 0,45 | 0,25 |
| Песчаные водонасыщенные | 0,45 | 0,35 |
| Супеси и суглинки | 0,60 | 0,30 |
| Глинистые влажные, пластичные | 0,35 | 0,50 |
| Глинистые, полутвердые и твердые | 0,70 | 2,00 |
| Лесс и лессовидные | 0,50 | 0,40 |
| Торф | 0,20 | 0,10 |
| Низкотемпературные мерзлые (песчаные, глинистые, насыпные) | 1,00 | 2,20 |
| Высокотемпературные мерзлые (песчаные, глинистые, насыпные) | 1,00 | 1,50 |
| Гравий, щебень и галечник | См. примечание 2 | 1,10 |
| Известняки, сланцы, песчаники (слабовыветренные и сильновыветренные) | См. примечание 2 | 1,50 |
| Скальные породы (монолиты) | См. примечание 2 | 2,20 |
| Примечания 1 В таблице приведены наименьшие значения vc, которые уточняют при изысканиях. 2 Значения коэффициента защемления трубопровода принимают по грунту засыпки. | ||
Значения сейсмических ускорений
| Сила землетрясения, баллы | 7 | 8 | 9 | 10 |
|---|---|---|---|---|
| Сейсмическое ускорение ac, см/с2 | 100 | 200 | 400 | 800 |
8.26 Для газопроводов из полиэтилена, прокладываемых в обычных условиях, зависимости между максимально допустимым температурным перепадом и минимально допустимым радиусом упругого изгиба при температуре эксплуатации 0 °C для различных значений SDR и MRS даны на рисунках 8.1 - 8.3.
Рисунок 8.1 — Максимально допустимый отрицательный температурный перепад в зависимости от отношения радиуса упругого изгиба к наружному диаметру трубопровода при температуре эксплуатации 0 °C и рабочем давлении 0,3 МПа для SDR 11 и различных MRS
Рисунок 8.2 — Максимально допустимый отрицательный температурный перепад в зависимости от отношения радиуса упругого изгиба к наружному диаметру трубопровода при температуре эксплуатации 0 °C и рабочем давлении 0,6 МПа для SDR 11 и различных MRS
Рисунок 8.3 — Максимально допустимый отрицательный температурный перепад в зависимости от отношения радиуса упругого изгиба к наружному диаметру трубопровода при температуре эксплуатации 0 °C и рабочем давлении 0,3 МПа для SDR 17,6 и различных MRS
8.27 При балластировке газопровода из полиэтилена пригрузами из высокоплотных материалов (железобетон, чугун и др.) расстояния между ними должны быть не более определяемых условиями:
l_{\text{пр}} \leq \frac{Q_{\text{пр}}\gamma_{b}(\rho_{b} - \gamma_{a}\rho_{w})}{\rho_{b}[\gamma_{a}(q_{w} + q_{\text{изг}}) - q_{q}]} , (8.11)
(8.12)где Qпр — вес одного пригруза, Н;
\gamma_{b} — коэффициент надежности по материалу пригруза;
\rho_{b} — плотность материала пригруза, кг/м3;
\gamma_{a} — коэффициент надежности устойчивого положения;
\rho_{w} — плотность воды, кг/м3;
qw — выталкивающая сила воды на 1 м длины трубопровода, Н/м;
qq — собственный вес единицы длины трубопровода, Н/м;
qизг — нагрузка от упругого отпора трубопровода, Н/м, которая при свободном изгибе трубопровода в вертикальной плоскости должна определяться по формулам:
q_{\text{изг}} = \frac{\pi}{SDR} \frac{E(t_{e})d_{e}^{4}}{9\beta_{\text{уг}}^{2}\rho^{3}} 10^{6}; (8.13)
q_{\text{изг}} = \frac{4\pi}{SDR} \frac{E(t_{e})d_{e}^{4}}{9\beta_{\text{уг}}^{2}\rho^{3}} 10^{6}, (8.14)
здесь \beta_{\text{уг}} — угол поворота оси трубопровода, рад.
8.28 Значения коэффициента надежности устойчивого положения \gamma_{a} для различных участков газопроводов из полиэтилена принимаются по таблице 8.5.
Значения коэффициента надежности устойчивого положения
8.29 Коэффициент надежности по материалу пригруза \gamma_{b} принимается:
8.30 При балластировке газопровода из полиэтилена грунтом обратной засыпки, закрепляемым НСМ, высота грунта H0, закрепляемого в траншее НСМ (расстояние от оси трубы до верха, закрепляемого НСМ, грунта), должна быть не менее величины, определяемой по формуле
H_{0} \geq \frac{(H_{1}^{2} + H_{2})^{0,5} - H_{1}}{H_{3}} , (8.15)
H_{1} = q_{\text{гр}}d_{e} + \frac{0,7kc_{\text{гр}}}{cos(0,7\varphi)} , (8.16)
H_{2} = 4kq_{\text{гр}}tg(0,7\varphi) \cdot [\frac{\pi}{8} q_{\text{гр}}d_{e}^{2} + \frac{\gamma_{a}(q_{w} + q_{\text{изг}}) - q_{q}}{0,7}], (8.17)
H_{3} = 2kq_{\text{гр}}tg(0,7\varphi), (8.18)
q_{\text{гр}} = g \frac{\rho_{\text{гр}} - \gamma_{a}\rho_{w}}{1 + e} , (8.19)
\rho_{\text{гр}} — плотность грунта, кг/м3;
k — безразмерный коэффициент, численно равный внешнему диаметру трубы, м;
cгр — удельное сцепление грунта засыпки, Н/м2;
\varphi — угол внутреннего трения грунта, град;
e — коэффициент пористости грунта засыпки.
8.31 Значения cгр, \varphi , \rho_{\text{гр}} и e принимаются по результатам инженерных изысканий по трассе. Допускается определение этих величин по соответствующей технической документации.
8.32 Если полученная по формуле (8.15) величина H0 меньше глубины заложения трубопровода, определяемой требованиями настоящего свода правил, то принимается глубина заложения трубопровода, регламентируемая этим расчетом.
8.33 Для обеспечения допустимой овализации поперечного сечения газопровода из полиэтилена должно соблюдаться условие
\zeta \frac{Q}{4Dd_{e}} (1 + \frac{0,125E_{\text{гр}} - p_{e}}{D + 0,012E_{\text{гр}}})^{- 1} \leq 5 \cdot 10^{4}, (8.20)
где \zeta — коэффициент, принимаемый равным: при укладке на плоское основание — 1,3; при укладке на спрофилированное основание — 1,2;
Q — полная погонная эквивалентная нагрузка, Н/м;
D — параметр жесткости сечения газопровода, МПа;
Eгр — модуль деформации грунта засыпки, МПа;
pe — внешнее радиальное давление, МПа.
Полная погонная эквивалентная нагрузка Q вычисляется по формуле
Q = \sum_{1}^{5} \beta_{i}Q_{i}, (8.21)
где \beta_{i} — коэффициенты приведения нагрузок;
Qi — составляющие полной эквивалентной нагрузки, Н/м.
Параметр жесткости сечения газопровода D, МПа, определяется по формуле
D = \frac{E(t_{e})}{4(1 - \mu^{2})} (\frac{SDR - 1}{2})^{- 3}. (8.22)
Внешнее радиальное давление pe, МПа, принимается равным:
Гидростатическое давление воды pгд, МПа, на газопровод из полиэтилена определяется по формуле
p_{\text{гд}} = \rho_{w}gh_{w}10^{- 6}, (8.23)
где hw — высота столба грунтовых вод над верхней образующей газопровода, м.
8.34 Составляющие полной погонной эквивалентной нагрузки Q определяются по формулам:
Q_{1} = q_{m} \frac{B}{d_{e}} k_{\text{гр}}; (8.24)
Q_{5} = \gamma_{T}d_{e}q_{T}, (8.28)
где qm — давление грунта на единицу длины газопровода, Н/м;
B — ширина траншеи на уровне верха газопровода, м;
kгр — коэффициент глубины заложения (таблица 8.6);
qv — интенсивность равномерно распределенной нагрузки на поверхности грунта, Н/м2;
kН — коэффициент нагрузки на поверхности;
\gamma_{T} — коэффициент надежности по нагрузке от транспорта;
qT — нагрузка от транспортных средств, Н/м2.
Давление грунта на единицу длины газопровода qm определяется по формуле
q_{m} = \rho_{m}gd_{e}h_{m}, (8.29)
где \rho_{m} — плотность грунта, кг/м3;
hm — расстояние от верха трубы до поверхности земли, м.
Значение интенсивности равномерно распределенной нагрузки на поверхности грунта qv при отсутствии требований принимают равным 5,0 кН/м.
Коэффициент нагрузки на поверхности kН определяется по формуле
k_{\text{Н}} = \frac{3}{2} \cdot \frac{D + 0,125E_{\text{гр}}}{D + 0,25E_{\text{гр}}} . (8.30)
Коэффициент надежности по нагрузке от транспорта \gamma_{T} принимается равным:
Нагрузка qT принимается в зависимости от глубины заложения газопровода по рисунку 8.4.
1 — для нагрузки от автомобильного транспорта; 2 — для нагрузки от гусеничного транспорта
Рисунок 8.4 — Зависимость нагрузки от транспортных средств от глубины заложения газопровода при нерегулярном движении транспорта
Для газопроводов из полиэтилена, укладываемых в местах, где движение транспортных средств невозможно, величина \gamma_{T}q_{T} принимается равной 5000 Н/м2.
Значения коэффициентов приведения нагрузок \beta_{1} и \beta_{2} принимаются в зависимости от вида укладки по таблице 8.7.
Значения коэффициентов приведения нагрузок
| Вид укладки | \beta_{1} | \beta_{2} | |
| Укладка на: | |||
| - плоское основание | 0,75 | 0,75 | |
| - спрофилированное с углом охвата: | 70° | 0,55 | 0,35 |
| 90° | 0,50 | 0,30 | |
| 120° | 0,45 | 0,25 | |
Значения коэффициентов \beta_{3} , \beta_{4} и \beta_{5} принимаются равными 1.
9 Требования к проектированию промысловых трубопроводов из неметаллических труб
9.1 Основные требования к трассам трубопроводов из неметаллических труб
9.1.1 Трасса неметаллических ПТ выбирается из нескольких возможных вариантов на основе экономической и экологической оценки с учетом условий их строительства, специфики обслуживания в период эксплуатации, необходимости установления зон с особыми условиями использования территории.
9.1.2 Прокладка неметаллических ПТ по территориям населенных пунктов, вахтовых жилых комплексов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, аэродромов, морских и речных портов, пристаней и других аналогичных объектов не допускается.
9.1.3 При взаимном пересечении неметаллических ПТ расстояние между ними в свету должно приниматься не менее 350 мм. Трубопроводы, транспортирующие газообразную фазу углеводородов, при взаимном пересечении, должны располагаться над трубопроводами, транспортирующими жидкие углеводороды.
ПТ должны при пересечении располагаться ниже водопроводов питьевого назначения. Допускается располагать ПТ выше водопровода питьевого назначения, при условии заключения этого водопровода в равнопрочный защитный футляр, при этом концы футляра должны быть выведены на расстояние не менее 10 м от места пересечения.
Взаимные пересечения ПТ, а также пересечения трубопроводов с кабелями и кабельными каналами должны выполняться под углом не менее 60° независимо от способов прокладки и назначения трубопроводов. Пересечения неметаллических ПТ трубопроводов с другими инженерными сетями должны проектироваться с учетом технических условий владельцев пересекаемых инженерных сетей в соответствии с СП 18.13330 и [7].
9.1.4 При подземной, наземной и надземной прокладке и взаимном пересечении трубопроводов из неметаллических материалов со стальными трубопроводами последние должны располагаться под неметаллическими трубопроводами. При невозможности соблюдения вышеуказанного требования проектируемый трубопровод должен заключаться в равнопрочный защитный футляр с выводом концов на расстояние не менее 10 м в обе стороны от оси пересекаемого трубопровода питьевого водоснабжения или газопровода.
9.1.5 Диаметр и материал защитного футляра определяются в проекте из условия производства работ и конструкции переходов.
9.1.6 При совместном расположении в одном коридоре трубопроводов, ВЛ электропередачи, линий связи и автомобильных дорог любого назначения: ВЛ электропередачи и линий связи необходимо размещать по одну сторону автомобильной дороги, а неметаллические ПТ — по другую, причем ближе к дороге укладываются водоводы, далее — нефтепроводы и последними — газопроводы.
9.1.7 На всех участках трассы должна быть обеспечена возможность подъезда к любой точке трубопровода для выполнения профилактических, ремонтных и аварийных работ.
9.2 Конструктивные требования к трубопроводам
9.2.1 Диаметр ПТ из неметаллических труб должен определяться расчетом в соответствии с требованиями 9.3 с учетом максимального рабочего давления, определенного в 8.7 [формула (8.1)].
9.2.2 Допустимый радиус упругого изгиба неметаллического трубопровода в горизонтальной или вертикальной плоскостях следует определять расчетом исходя из устойчивости положения трубопровода под воздействием внутренних и внешних нагрузок. Допустимый радиус изгиба не должен быть меньше значений, указанных ГОСТ Р 59411 - для стеклопластиковых труб, для гибких полимерных армированных труб в ГОСТ Р 59834-2021 (пункт 6.2.3). Для полиэтиленовых труб радиус изгиба должен составлять не менее 25 наружных диаметров трубы.
9.2.3 При невозможности прокладки ПТ с соблюдением радиусов упругого изгиба для поворота трассы трубопровода следует использовать соединительные детали.
9.3 Гидравлический расчет трубопроводов
9.3.1 Гидравлический расчет промысловых трубопроводов должен выполняться на базе данных технологической схемы (проекта) разработки месторождения и другой технологической проектной документации на разработку месторождения по реологическим и физико-химическим свойствам нефти, газа и воды, в соответствии с требованиями норм технологического проектирования для обеспечения проектной производительности с учетом значения коэффициента эквивалентной шероховатости труб, определяемого с учетом наличия дополнительных гидравлических сопротивлений в местах соединений труб, а также состава и характеристик транспортируемой жидкости.
Гидравлический расчет промысловых трубопроводов выполнять с использованием профильного программного обеспечения (ПО). При этом заложенная в ПО методология расчета может отличаться от приведенной в настоящем своде правил, но должна быть представлена в других нормативных или методических документах, утвержденных в установленном порядке.
9.3.2 Гидравлический расчет трубопроводов, транспортирующих газожидкостные смеси, следует проводить согласно 9.3.2.1 - 9.3.2.37, с учетом свойств транспортируемых продуктов.
9.3.2.1 При отсутствии вязкостно-температурной кривой динамическую вязкость нефти \mu_{\text{Н}}^{\text{Т}} , мПа·с, при температуре T, °C, допускается определять по формуле
\mu_{\text{Н}}^{\text{Т}} = \frac{1}{C} (C\mu_{\text{Н}}^{\text{Т}1})^{\chi}, (9.1)
где \mu_{\text{Н}}^{\text{Т}1} — вязкость нефти, мПа·с, при известной температуре T1, °C;
C — эмпирический коэффициент, (мПа·с)-1;
Значение степени \chi определяют по формуле
\chi = \frac{1}{1 + a(T - T_{1}) \cdot lg(C\mu_{\text{Н}}^{\text{Т}1})} , (9.2)
где a — эмпирический коэффициент, °C-1:
- при 10 \leq \mu_{\text{Н}} \leq 1000\text{мПа} \cdot \text{с} , C = 100 (мПа·с)-1, a = 1,44·10-3 °C-1;
- при \mu_{\text{Н}}>1000\text{мПа} \cdot \text{с} , C = 10 (мПа·с)-1, a = 2,52·10-3 °C-1;
- при \mu_{\text{Н}}<10\text{мПа} \cdot \text{с} , C = 1000 (мПа·с)-1, a = 0,76·10-3 °C-1;
\mu_{\text{Н}} — динамическая вязкость нефти, мПа·с.
9.3.2.2 При отсутствии вязкостно-температурной кривой динамическую вязкость жидкой фазы \mu_{\text{ж}} , мПа·с, следует вычислять по формулам:
\mu_{\text{ж}} = \frac{\mu_{\text{Н}}^{\text{Т}}}{(1 - w)^{2,5}} ; (9.3)
\mu_{\text{ж}} = \frac{\mu_{\text{в}}}{(1 - w)^{2,5}} , (9.4)
где \mu_{\text{Н}}^{\text{Т}} — динамическая вязкость нефти мПа·с, при температуре T, °C;
\mu_{\text{в}} — динамическая вязкость воды, мПа·с.
9.3.2.3 Среднюю температуру трубопровода \overline{T} , °C, принимают как среднеарифметическую начальной T1, °C, и конечной T2, °C, температур по формуле
\overline{T} = \frac{T_{1} + T_{2}}{2} . (9.5)
9.3.2.4 Кинематическую вязкость жидкой фазы определяют по формуле
v_{\text{кж}} = \frac{\mu_{\text{кж}}}{\rho_{\text{кж}}} . (9.6)
9.3.2.5 Среднее давление в трубопроводе \overline{p} , Па, определяют по формуле
\overline{p} = \frac{p_{1} + p_{2}}{2} , (9.7)
где p1 и p2 — давления в начале и конце трубопровода соответственно, Па.
9.3.2.6 При отсутствии кривой растворимости газа в нефти объем свободного газа в трубопроводе Гсв, м3/м3, приведенный к стандартным условиям, рассчитывают по формуле
\text{Г}_{\text{св}} = \text{Г}_{\text{ф}}[2,615 - 1,615\overline{p^{0,075}}] + 0,0025\overline{T}\text{Г}_{\text{ф}}, (9.8)
где Гф — газовый фактор нефти, м3/м3;
\overline{p} — среднее давление, кгс/см2;
\overline{T} — средняя температура, °C.
9.3.2.7 Расход газовой фазы q_{\text{гр}} , м3/с, при рабочих условиях определяют по формуле
q_{\text{гр}} = q_{\text{ж}}(1 - w) \frac{p_{0}\overline{T}}{\overline{p}T_{0}} \text{Г}_{\text{св}}, (9.9)
где p0, T0 — давление и температура при нормальных условиях (p0 = 101325 Па; T0 = 0 °C);
qж — расход жидкой фазы, м3/с.
9.3.2.8 Расход смеси в рабочих условиях qсм, м3/с, следует определять по формуле
q_{\text{см}} = q_{\text{ж}} + q_{\text{гр}}. (9.10)
9.3.2.9 Объемное расходное газосодержание \beta определяют по формуле
\beta = \frac{q_{\text{гр}}}{q_{\text{см}}} . (9.11)
9.3.2.10 Скорость смеси vсм, м/с, вычисляют по формуле
v_{\text{см}} = \frac{4q_{\text{см}}}{\pi d^{2}} , (9.12)
где d — внутренний диаметр трубопровода, м.
9.3.2.11 Число Фруда Frсм для смеси определяют по формуле
Fr_{\text{см}} = \frac{v_{\text{см}}^{2}}{gd} , (9.13)
где g — ускорение свободного падения, м/с2.
9.3.2.12 Плотность газовой фазы \rho_{\text{гр}} , кг/м3, при рабочих условиях определяют по формуле
\rho_{\text{гр}} = \rho_{\text{го}} \frac{\overline{p}T_{0}}{p_{0}\overline{T}} , (9.14)
где \rho_{\text{го}} — плотность газа в нормальных условиях, кг/м3.
9.3.2.13 Истинное газосодержание определяют по формулам:
\alpha_{\text{вх}} = 0,81\beta[1 - exp(- 2,2 \cdot \sqrt{Fr_{\text{см}}})]; (9.15)
\alpha_{\text{вх}} = \beta(0,83 - 0,095 \cdot lg\mu_{\text{ж}})[1 - exp(- 2,2 \cdot \sqrt{Fr_{\text{см}}})], (9.16)
где \mu_{\text{ж}} — динамическая вязкость жидкой фазы, мПа·с.
9.3.2.14 Истинную плотность смеси \rho(\alpha_{\text{вх}}) , кг/м3, определяют по формуле
\rho(\alpha_{\text{вх}}) = \rho_{\text{ж}}(1 - \alpha_{\text{вх}}) + \rho_{\text{гр}}\alpha_{\text{вх}}. (9.17)
9.3.2.15 Статический перепад давления \Delta p_{z_{\text{см}}}^{\text{вх}} , Па, определяют по формуле
\Delta p_{z_{\text{см}}}^{\text{вх}} = \rho(\alpha_{\text{вх}})gH_{\text{вх}}. (9.18)
9.3.2.16 Истинную скорость газовой фазы vг, м/с, определяют по формуле
v_{\text{г}} = \frac{v_{\text{см}}\beta}{\alpha_{\text{вх}}} . (9.19)
9.3.2.17 Истинную скорость жидкой фазы vж, м/с, определяют по формуле
v_{\text{ж}} = \frac{v_{\text{см}}}{1 - \alpha_{\text{вх}}} . (9.20)
9.3.2.18 Приведенный коэффициент гидравлического сопротивления \psi определяют по формуле
\psi = 0,241[\frac{(v_{\text{г}} - v_{\text{ж}})d}{v_{\text{ж}}}]^{0,25}. (9.21)
9.3.2.19 Скорость жидкой фазы определяют по формуле
v_{\text{ж}} = \frac{4q_{\text{ж}}}{\pi d^{2}} . (9.22)
9.3.3.20 Число Рейнольдса Reж для жидкой фазы определяют по формуле
Re_{\text{ж}} = \frac{v_{\text{ж}}d}{v_{\text{кж}}} . (9.23)
9.3.2.21 Коэффициент гидравлического сопротивления \lambda_{\text{ж}} определяют по формулам:
\lambda_{\text{ж}} = \frac{64}{Re_{\text{ж}}} ; (9.24)
\lambda_{\text{ж}} = (0,16Re_{\text{ж}} - 13)10^{- 4}; (9.25)
\lambda_{\text{ж}} = 0,11(\frac{k_{\text{Э}}}{d} + \frac{68}{Re_{\text{ж}}})^{0,25}. (9.26)
9.3.2.22 Потери давления на гидравлические сопротивления при движении жидкой фазы \Delta p_{\tau\text{ж}} , Па, определяют по формуле
\Delta p_{\tau\text{ж}} = \lambda_{\text{ж}} \frac{L_{\text{вх}}}{d} \frac{v_{\text{ж}}^{2}\rho_{\text{ж}}}{2} . (9.27)
9.3.2.23 Перепад давления на гидравлические сопротивления \Delta p_{\tau\text{см}} , Па, определяют по формуле
\Delta p_{\tau\text{см}} = \Delta p_{\tau\text{ж}} \frac{\psi}{\sqrt{(1 - \alpha_{\text{вх}})^{2 - m}}} [1 + \frac{\rho_{\text{гр}}\alpha_{\text{вх}}(1 - \alpha_{\text{вх}})}{\rho_{\text{ж}}(\frac{\alpha_{\text{вх}}}{\beta} - \alpha_{\text{вх}})^{2}}], (9.28)
где m — коэффициент, учитывающий режим движения потока жидкости и принимаемый в зависимости от числа Рейнольдса:
- при Reж < 2000, m = 1;
- при 2000 <= Reж <= 2800, m = -1,035;
- при 2800<Re_{\text{ж}} \leq \frac{10 \cdot d}{K_{\text{э}}} , m = 0,25;
- при \frac{10 \cdot d}{K_{\text{э}}} <Re_{\text{ж}}< \frac{500 \cdot d}{K_{\text{э}}} , m = 0,125;
- при Re_{\text{ж}} \geq \frac{500 \cdot d}{K_{\text{э}}} , m = 0.
9.3.2.24 Суммарный перепад давления \Delta p_{\text{см}}^{\text{вх}} определяют по формуле
\Delta p_{\text{см}}^{\text{вх}} = \Delta p_{\tau\text{см}_{\text{м}}}^{\text{вх}} + \Delta p_{z_{\text{м}}}^{\text{вх}}, (9.29)
где \Delta p_{\tau\text{см}_{\text{м}}}^{\text{вх}} — перепад давления на гидравлические сопротивления на восходящем участке, Па;
\Delta p_{z_{\text{м}}}^{\text{вх}} — статический перепад давления на восходящем участке, Па.
9.3.2.25 В зависимости от полученных значений vсм и \beta по таблице 9.1 определяют структуру потока:
- при расслоенной структуре потока перепады практически можно не учитывать, то есть \Delta p_{\text{см}} \approx 0 ;
- при пробковой структуре потока расчет проводят по параметрам смеси по таблице 9.1.
Границы существования структурных форм ГЖС на нисходящих участках нефтегазопроводов
9.3.2.26 Коэффициент, учитывающий устойчивость газовых включений в смеси, Kу определяют по формуле
K_{\text{у}} = 1 + 2 \cdot 10^{- 4}(\frac{\overline{p}d}{\sigma_{\text{жг}}})^{0,5}, (9.30)
где \sigma_{\text{жг}} — поверхностное натяжение на границе «нефть-газ», равное \sigma_{\text{жг}} = 26 \cdot 10^{3}\text{Н}/\text{м} .
9.3.2.27 Относительную скорость газа при нисходящем пробковом течении v_{\text{отн}}^{\text{нх}} , м/с, определяют по формуле
v_{\text{отн}}^{\text{нх}} = 0,5[gd \frac{(\rho_{\text{ж}} - \rho_{\text{гр}})}{\rho_{\text{ж}}}]0,5 \frac{1}{K_{\text{у}}} . (9.31)
9.3.2.28 Истинное объемное газосодержание \alpha_{\text{нх}} определяют по формуле
\alpha_{\text{нх}} = \frac{\beta}{1 - \frac{v_{\text{отн}}^{\text{нх}}}{v_{\text{см}}}} . (9.32)
9.3.2.29 Истинную плотность смеси \rho(\alpha_{\text{нх}}) , кг/м3, определяют по формуле
\rho(\alpha_{\text{нх}}) = \rho_{\text{ж}}(1 - \alpha_{\text{нх}}) + \rho_{\text{гр}}\alpha_{\text{нх}}. (9.33)
9.3.2.30 Статические потери давления \Delta p_{z_{\text{см}}}^{\text{нх}} , Па, определяют по формуле
\Delta p_{z_{\text{см}}}^{\text{нх}} = \rho(\alpha_{\text{нх}})g\text{Н}_{\text{нх}}. (9.34)
9.3.2.31 Расходную плотность смеси \rho(\beta) , кг/м3, определяют по формуле
\rho(\beta) = \rho_{\text{ж}}(1 - \beta) + \rho_{\text{гр}}\beta. (9.35)
9.3.2.32 Приведенный коэффициент гидравлического сопротивления \psi_{\text{нх}} определяют по формуле
\psi_{\text{нх}} = 1 - 0,5\beta \frac{(\rho_{\text{ж}} - \rho_{\text{гр}})}{\rho(\beta)} \frac{v_{\text{отн}}^{\text{нх}}}{v_{\text{см}}} . (9.36)
9.3.2.33 Число Рейнольдса смеси при \beta<0,9 определяют по формуле
Re_{\text{см}} = \frac{v_{\text{см}}d}{v_{\text{кж}}} . (9.37)
9.3.2.34 Коэффициент гидравлического сопротивления смеси \lambda_{\text{см}} определяют по формулам:
\lambda_{\text{см}} = \frac{64}{Re_{\text{см}}} ; (9.38)
\lambda_{\text{см}} = (0,16Re_{\text{см}} - 13)10^{- 4}; (9.39)
\lambda_{\text{см}} = 0,11(\frac{k_{\text{Э}}}{d} + \frac{68}{Re_{\text{см}}})^{0,25}. (9.40)
9.3.2.35 Потери давления на гидравлические сопротивления \Delta p_{\tau\text{см}}^{\text{нх}} , Па, определяют по формуле
\Delta p_{\tau\text{см}}^{\text{нх}} = \lambda_{\text{см}}\psi_{\text{нх}} \frac{L_{\text{нх}}}{d} \frac{\rho(\beta)v_{\text{см}}^{2}}{2} . (9.41)
9.3.2.36 Суммарный перепад давления на нисходящем участке определяют по формуле
\Delta p_{\text{см}}^{\text{нх}} = \Delta p_{\tau\text{см}}^{\text{нх}} - \Delta p_{z_{\text{см}}}^{\text{нх}}. (9.42)
9.3.2.37 При одинаковых диаметрах и пробковых структурах потока на восходящем и нисходящем участках общий перепад давления будет равен
\Delta p_{\text{см}} = \Delta p_{\text{см}}^{\text{вх}} + \Delta p_{\text{см}}^{\text{нх}}. (9.43)
9.3.2.38 Полученное в результате расчета среднее давление в трубопроводе определяется по формуле
\overline{p_{p}} = \frac{2p_{1} - \Delta p_{\text{см}}}{2} = \frac{2p_{2} + \Delta p_{\text{см}}}{2} . (9.44)
Погрешность расчета определяют по формуле
\delta = \frac{|\overline{p_{p}} - \overline{p}|}{\overline{p_{min}}} \cdot 100\%. (9.45)
Если условие \delta \leq 7\% не соблюдается, то следует проводить пересчет \Delta p_{\text{см}} для других исходных значений \overline{p} .
9.3.3 Гидравлический расчет ПТ для транспортирования товарной нефти выполняется в целях определения наиболее эффективных диаметров трубопроводной линии при известном расходе нефти либо в целях определения пропускной способности трубы при заданных расходах перекачиваемой нефти. При этом расчет производится на максимальную добычу товарной нефти, принимаемую по данным технологической схемы (проекта) разработки, и вязкость, соответствующую обводненности на этот период, и на максимальную вязкость и соответствующую ей добычу нефти.
9.3.3.1 Коэффициент гидравлического сопротивления при выполнении гидравлического расчета нефтепроводов для транспортирования товарной нефти от ЦПС до сооружений магистрального транспорта нефти при движении по ним жидкости в однофазном состоянии следует определять в зависимости от величины числа Рейнольдса Re:
\lambda = \frac{64}{Re} ; (9.46)
\lambda = (0,16Re - 13)10^{- 4}; (9.47)
\lambda = 0,11(\frac{k_{\text{Э}}}{d} + \frac{68}{Re})^{0,25}, (9.48)
где kЭ — коэффициент эквивалентной шероховатости, м.
9.3.3.2 Перепад давления \Delta P_{\text{нф}} , МПа, на участке нефтепровода длиной Lнф, м, следует определять по формуле
\Delta P_{\text{нф}} = \frac{\lambda L_{\text{нф}}V^{2}}{2d \cdot 10^{6}} \rho_{\text{нф}}, (9.49)
где \rho_{\text{нф}} — плотность нефти, кг/м3.
9.3.4 Значения коэффициентов эквивалентной шероховатости полимерных труб следует определять в соответствии с СП 399.1325800.2018 (таблица А.1 приложения А).
9.3.5 Вязкость нефти при определении числа Рейнольдса должна приниматься при минимальной температуре нефти с учетом тепловыделения в нефтепроводе, обусловленного трением потока и теплоотдачи в грунт, при минимальной температуре грунта на глубине оси трубопровода.
9.3.6 Расчет диаметра газопровода и допустимых потерь давления при транспортировании нефтяного газа от установок сепарации нефти до установок подготовки газа, компрессорных станций, ЦПС, газоперерабатывающих заводов и собственных нужд промпредприятий, газопроводов для транспортирования газа от ЦПС до сооружений магистрального транспорта газа.
9.3.6.1 Гидравлический расчет участка газопровода, на протяжении которого отсутствуют точки с разницей вертикальных отметок более чем 100 м, следует выполнять без учета рельефа трассы.
Участки газопроводов, на которых данное условие не соблюдается, должны рассчитываться с учетом рельефа трассы. При этом газопровод следует рассматривать как состоящий из наклонных прямолинейных участков с усредненным постоянным уклоном. Отметки характерных точек на газопроводе, расположенных выше начальной точки, имеют знак «плюс», ниже начальной — знак «минус».
9.3.6.2 Пропускную способность однониточного участка газопровода для всех режимов течения газа q, млн м3/сут, вычисляют по формулам:
q = 3,32 \cdot 10^{- 6}d^{2} \sqrt[,5]{\frac{P_{\text{н}}^{2} - P_{\text{к}}^{2}}{\lambda\Delta \cdot \text{Т}_{\text{ср}}Z_{\text{ср}}L}} ; (9.50)
q = 3,32 \cdot 10^{- 6}d^{2,5} \sqrt{\frac{P_{\text{н}}^{2} - P_{\text{к}}^{2}(1 + \text{а}h_{\text{к}})}{\lambda\Delta \cdot Z_{cp}T_{cp}L[1 + \frac{a}{2L} \cdot \sum_{i}^{n} {}_{= 1}(h_{i} + h_{i - 1})l_{i}]}} ; (9.51)
- для сильно пересеченного рельефа трассы, при большом перепаде высот (более 500 м), участок газопровода следует «разбить» на возможно большее число участков и пропускную способность вычислять для каждого участка по формуле
q = 3,32 \cdot 10^{- 6}d^{2} \sqrt[,5]{\frac{(P_{\text{н}}^{2} - P_{\text{к}}^{2}e^{a \cdot \delta h})a \cdot \delta h}{\lambda\Delta \cdot Z_{cp}T_{cp}l(e^{a \cdot \delta h} - 1)}} , (9.52)
где d — внутренний диаметр трубы, мм;
Pн, Pк _ абсолютные давления в начале и конце участка газопровода соответственно, МПа;
\lambda — коэффициент гидравлического сопротивления участка газопровода, определяют по формуле (9.48);
Tср — средняя по длине участка газопровода температура транспортируемого газа, К;
Zср — средний по длине газопровода коэффициент сжимаемости газа, безразмерный;
L — длина участка газопровода, км;
hi, hi-1 — величины отметок, м;
\delta h — разность отметок конечной и начальной точек газопровода, м;
l — длина рассматриваемого участка, км;
a — численный коэффициент, определяемый по формуле
a = \frac{\Delta}{14,64T_{cp}Z_{cp}} ; (9.53)
\Delta — относительная плотность газа по воздуху, определяемая по формуле
\Delta = \frac{\rho_{c}}{\rho_{\text{в}}} ; (9.54)
\rho_{\text{в}} — плотность воздуха при стандартных условиях, \rho_{\text{в}} = 1,20445\text{кг}/\text{м}^{3} ;
\rho_{c} — плотность природного газа при стандартных условиях, кг/м3, определяемая по формуле
\rho_{c} = 10^{3} \frac{\text{МР}_{\text{с}}}{R_{\mu}T_{c}Z_{c}} ; (9.55)
R_{\mu} — универсальная газовая постоянная, R_{\mu} = 8,31451\text{кДж}/(\text{кмоль} \cdot \text{К }) ;
Zс — коэффициент сжимаемости природного газа при стандартных условиях;
M — молярная масса природного газа, кг/кмоль.
9.3.6.3 Коэффициент сжимаемости природных газов при давлениях P до 15 МПа и температурах T, равных 250 — 400 К, Z вычисляют по формуле
Z = 1 + A_{1}P_{\text{пр}} + \text{А}_{2}P_{\text{пр}}^{2}, (9.56)
\text{А}_{1} = - 0,39 + \frac{2,03}{\text{Т}_{\text{пр}}} - \frac{3,16}{\text{Т}_{\text{пр}}^{2}} + \frac{1,09}{\text{Т}_{\text{пр}}^{3}} , (9.57)
\text{А}_{2} = 0,0423 + \frac{0,1812}{\text{Т}_{\text{пр}}} + \frac{0,2124}{\text{Т}_{\text{пр}}^{2}} , (9.58)
\text{Р}_{\text{пр}} = \frac{\text{Р}}{\text{Р}_{\text{пк}}} ; \text{Т}_{\text{пр}} = \frac{\text{Т}}{\text{Т}_{\text{пк}}} , (9.59)
\text{Р}_{\text{пк}} = \sum_{i = 1}^{n} x_{i}P_{\text{кр}i}; T_{\text{пк}} = \sum_{i = 1}^{n} x_{i}T_{\text{кр}i}, (9.60)
Pкрi, Tкрi — критические значения давления и температуры i-го компонента газовой смеси, определяемые по ГОСТ 30319.1;
xi — концентрация i-го компонента газа, д. ед.
9.3.6.4 Число Рейнольдса Re вычисляют по формуле
Re = 17,75 \cdot 10^{3} \cdot \frac{q\Delta}{d\mu} , (9.61)
где \mu_{\text{г}} — динамическая вязкость природных газов, Па·с, при давлениях до 15 МПа и температурах 250 — 400 К, вычисляемая по формуле
\mu_{\text{г}} = \mu_{0}(1 + \text{В}_{1}\text{Р}_{\text{пр}} + \text{В}_{2}\text{Р}_{\text{пр}}^{2} + \text{В}_{3}\text{Р}_{\text{пр}}^{3}), (9.62)
\mu_{0} = (1,81 + 5,95\text{Т}_{\text{пр}})10^{- 6}, (9.63)
\text{В}_{1} = - 0,67 + \frac{2,36}{\text{Т}_{\text{пр}}} - \frac{1,93}{\text{Т}_{\text{пр}}^{2}} , (9.64)
\text{В}_{2} = 0,8 - \frac{0,354}{\text{Т}_{\text{пр}}} + \frac{2,65}{\text{Т}_{\text{пр}}^{2}} , (9.65)
\text{В}_{3} = - 0,1 + \frac{0,354}{\text{Т}_{\text{пр}}} - \frac{0,314}{\text{Т}_{\text{пр}}^{2}} . (9.66)
9.3.6.5 Для оценочных гидравлических расчетов сложных участков газопроводов (газопровод с участками разного диаметра, газопровод с лупингом, параллельные газопроводы и т.д.) без учета рельефа трассы допускается выполнять расчет методом приведения сложного газопровода к гидравлически эквивалентному однониточному участку. Гидравлически эквивалентным однониточным участком называется такой участок постоянного диаметра, который имеет такую же пропускную способность при тех же начальном и конечном давлениях, что и сложный участок.
9.3.6.6 Для оценочных расчетов гидравлический расчет сложных участков газопроводов без учета рельефа трассы допускается выполнять, исходя из гидравлического расчета эквивалентного однониточного участка по формулам:
q = 17,0 \cdot 10^{- 6}\text{Е } \cdot \sqrt{\frac{d_{\text{эк}}^{5,2}}{L_{\text{эк}}}} \cdot \sqrt{\frac{P_{\text{н}}^{2} - P_{\text{к}}^{2}}{\lambda\Delta \cdot \text{Т}_{\text{ср}}Z_{\text{ср}}}} , (9.67)
q = 19,0 \cdot 10^{- 6}\text{Е } \cdot \sqrt{\frac{d_{\text{эк}}^{5,2}}{L_{\text{эк}}}} \cdot \sqrt{\frac{P_{\text{н}}^{2} - P_{\text{к}}^{2}}{\lambda\Delta \cdot \text{Т}_{\text{ср}}Z_{\text{ср}}}} , (9.68)
(9.69)где E — коэффициент гидравлической эффективности, безразмерный, принимается равным 0,95;
dэк — диаметр эквивалентного однониточного участка, мм;
Lэк — длина эквивалентного однониточного участка, км;
nуч — количество участков с разными диаметрами;
di — диаметр i-го участка, мм.
Формулы (9.67) и (9.68) справедливы при квадратичном режиме течения газа по трубам.
9.3.6.7 Для оценки режима движения газа следует сравнивать фактическое число Рейнольдса, определенное по формуле (9.61), с числом Рейнольдса, соответствующим началу квадратичной области гидравлических сопротивлений при турбулентном движении, определяемым по формуле
Re_{\text{кв}} = \frac{500d}{k_{\text{Э}}} . (9.70)
9.3.7 Гидравлический расчет трубопроводов, транспортирующих пластовые и сточные воды, следует осуществлять в соответствии с требованиями СП 399.1325800.2018 (подраздел 5.5).
9.4 Подземная, наземная и надземная прокладка трубопроводов
9.4.1 Прокладку неметаллических ПТ следует проектировать в соответствии с требованиями СП 284.1325800, для ПТ из стеклопластиковых труб — с учетом ГОСТ Р 59411, для ПТ из армированных полимерных труб — с учетом документов по стандартизации, утвержденных в установленном порядке.
9.4.2 Минимальное заглубление неметаллического ПТ следует принимать 0,8 м, а на участках болот, подлежащих осушению, — 1,1 м, в песчаных барханах, считая от нижних отметок межбарханных оснований, и на пахотных, а также на орошаемых землях — 1,0 м, в скальных грунтах при отсутствии проезда автотранспорта и сельхозмашин — 0,6 м.
9.4.3 Заглубление водоводов должно быть:
- для пресной воды — согласно СП 31.13330.2021 (пункты 11.40 - 11.43);
- пластовых вод и подтоварных вод — согласно таблице 9.2;
- сточных вод — согласно СП 32.13330.2018 (пункты 6.2.4 и 6.2.5).
Глубина укладки трубопроводов, транспортирующих пластовые и подтоварные воды
9.4.4 Наземная (в обваловании) прокладка ПТ допускается на участках трассы с резко пересеченным рельефом местности, в заболоченных местах и обводненной местности при соответствующем обосновании в проектной документации.
9.4.5 Надземная прокладка ПТ при соответствующем обосновании допускается на отдельных участках неустойчивых грунтов, на переходах через водные преграды, овраги, балки, на участках пересечения коридора подземных коммуникаций, в районах горных выработок, оползней и районах распространения ММГ.
9.4.6 Надземная прокладка должна осуществляться в виде балочных систем, подразделяющихся на виды:
- прямолинейная прокладка без компенсации продольных перемещений;
- прокладка трубопроводов с компенсацией продольных перемещений (однопролетные консольные переходы, многопролетные системы с Г-, П- и Z-образными и трапецеидальными компенсаторами).
9.4.7 Величина пролетов трубопроводов рассчитывается в зависимости от принятой схемы и конструкции надземной прокладки в соответствии с требованиями 8.15, 8.16, 8.17 и СП 399.1325800.2018 (подраздел 5.4).
9.4.8 Конструкции опор надземных трубопроводов и методы их сооружения должны обеспечивать проектное положение трубопроводов в процессе эксплуатации. Опоры следует проектировать из негорючих материалов.
9.4.9 При надземной прокладке в целях повышения уровня пожарной безопасности трубопровода допускается при соответствующем обосновании включение вставок из негорючих материалов, параметры которых устанавливают в проектной документации. В этом случае для тепловой изоляции трубопровода должны применяться негорючие теплоизоляционные конструкции (группа НГ по ГОСТ 30244).
9.4.10 При надземной прокладке неметаллического ПТ в проекте следует применять трубы, стойкие к воздействию солнечной радиации на протяжении всего срока эксплуатации, либо применять защиту трубопровода от действия солнечной радиации. Мероприятия по защите должны быть выполнены не только для трубопроводов, но и для защитных материалов, включая хомуты и стяжки.
9.4.11 В случае резко изменяющегося профиля в горных условиях необходимо предусмотреть в проекте методы инженерной защиты по максимальной утилизации возможных аварийных выбросов углеводородов и снижению потенциального техногенного воздействия на окружающую среду.
9.5 Требования к прокладке трубопроводов на многолетнемерзлых, пучинистых, просадочных грунтах и в сейсмических районах
9.5.1 При проектировании ПТ на многолетнемерзлых, пучинистых и просадочных грунтах должны соблюдаться требования СП 22.13330, СП 25.13330; СП 36.13330, СП 45.13330, СП 48.13330, СП 86.13330, СП 126.13330, СП 410.1325800.
9.5.2 Основной принцип использования ММГ с относительной осадкой при оттаивании свыше 0,1 — принцип I по СП 25.13330.
9.5.3 Работы на ММГ должны производиться в зимний период с обеспечением сохранности покровного растительного слоя грунта вне зоны траншеи. Способ разработки траншеи на ММГ должен выбираться в зависимости от физико-механических свойств грунта и степени его промерзания.
9.5.4 На участках строительства, где возможно развитие криогенных процессов, во время всего срока строительства должен проводиться мониторинг фактического состояния ММГ в части контроля соответствия их характеристик прогнозным значениям, указанным в проектной (рабочей) документации.
9.5.5 Неметаллические ПТ, предназначенные для прокладки в районах с сейсмичностью свыше 6 баллов для надземных и свыше 8 баллов для подземных трубопроводов, должны проектироваться с учетом сейсмических воздействий согласно СП 14.13330 и СП 284.1325800.2016 (подраздел 9.8).
9.5.6 Расчет на прочность и устойчивость участков ПТ, проектируемых для строительства в сейсмических районах, должен выполняться на основные и особые сочетания нагрузок с учетом расчетной сейсмической нагрузки в соответствии с требованиями СП 20.13330.
9.5.7 Основание под трубопроводы на территориях с особыми условиями проектируют с учетом требований СП 22.13330.
10 Переходы трубопровода через естественные и искусственные преграды
10.1 При проектировании переходов неметаллических ПТ через естественные и (или) искусственные преграды (включая реки, водохранилища, каналы, озера, пруды, ручьи, протоки и болота, овраги, балки, железные и автомобильные дороги) следует соблюдать СП 284.1325800.2016 (пункты 10.2.1 - 10.2.13, 10.2.15, 10.2.18 - 10.2.23, 10.3.1 - 10.3.4, 10.3.7, 10.4.2, 10.4.4 - 10.4.8), а также учитывать СП 341.1325800, СП 422.1325800, для ПТ из стеклопластиковых труб — с учетом ГОСТ Р 59411-2021 (подраздел 6.5), для ПТ из армированных полимерных труб — с учетом требований документов по стандартизации, утвержденных в установленном порядке.
10.2 Проектирование переходов неметаллических ПТ через естественные и искусственные препятствия следует выполнять подземно траншейным и бестраншейным способами: методами горизонтально-направленного бурения, горизонтального бурения, микротоннелирования, «труба в трубе» (в том числе прокола и продавливания), а также с помощью надземной прокладки.
10.3 Для надземных переходов неметаллических ПТ должны предусматриваться конструктивные решения, обеспечивающие надежную защиту от любых видов тепловых и механических воздействий на трубопроводы.
10.4 Профиль трассы неметаллических ПТ следует принимать с учетом допустимого радиуса изгиба трубопровода (см. 9.2.2), рельефа русла реки и расчетной деформации (предельного профиля размыва), геологического строения дна и берегов, необходимой нагрузки и способов укладки подводного трубопровода.
10.5 На переходах через водные преграды, участках ПТ с высоким уровнем грунтовых вод (выше отметки дна траншеи) предусматривают их балластировку. Тип и марку балластирующего устройства определяют в проектной документации в зависимости от природно-климатических условий, агрессивности среды, диаметра трубопровода на основе расчета трубопровода на устойчивость против всплытия.
10.6 Балластирующие устройства на трубопроводе необходимо располагать между соединениями труб. Расстояние от места соединения труб до края балластирующего устройства следует принимать равным не менее 0,5 м.
10.7 Конструкции балластирующих устройств должны оказывать на трубопровод рассредоточенное воздействие во избежание возникновения недопустимых деформаций труб. Балластирующие устройства не должны влиять на изменение формы трубы.
10.8 Запрещается устанавливать на трубопровод утяжеляющие железобетонные, чугунные грузы или анкерные устройства без футеровочных матов или защитных оберток. Конструкция футеровочных матов или тип обертки устанавливаются проектом.
10.9 Переходы неметаллических ПТ через железные и автомобильные дороги должны предусматриваться в местах прохождения дорог по насыпям или в местах с нулевыми отметками и, в исключительных случаях при соответствующем обосновании, в выемках дорог. Прокладка трубопровода через тело насыпи железной дороги, автомобильной дороги или других сооружений не допускается. Пересечение автомобильных и железных дорог в местах поворота трубопровода в плане не допускается. Трубопровод следует располагать под земляным полотном железной и автомобильной дороги.
10.10 Подземные участки неметаллических ПТ на переходах через реки, железные и автомобильные дороги всех категорий необходимо прокладывать в защитных футлярах из стальных и железобетонных труб, которые выбирают на основе условий обеспечения прочности, долговечности и надежности. Футляр должен быть рассчитан с учетом воздействия весовых нагрузок от грунта, дорожных одежд, транспорта и разрушающего действия водной среды в грунте.
Диаметр защитных футляров определяется в проекте из условия производства работ и конструкции переходов.
Концы футляра должны выводиться на расстояние:
а) при прокладке трубопроводов через железные дороги:
- 50 м от подошвы откоса насыпи или бровки откоса, выемки, а при наличии водоотводных сооружений — от крайнего водоотводного сооружения;
б) при прокладке трубопровода через автомобильные дороги:
Концы футляров, устанавливаемых на участках переходов нефтепроводов, нефтегазопроводов и нефтепродуктопроводов, водоводов через автомобильные дороги категорий III, IV и V, а также через внутренние дороги промышленных предприятий и вдольтрассовые проезды, должны быть выведены на 5 м от бровки земляного полотна.
11 Строительство промысловых трубопроводов из неметаллических труб
11.1 Общие положения
11.1.1 Строительство ПТ следует вести на основании разрешения на строительство, полученного в установленном законодательством порядке, с соблюдением технологии производства строительно-монтажных работ, выполнением технических решений, предусмотренных проектной документацией в соответствии с СП 284.1325800, СП 393.1325800, с учетом ГОСТ Р 59411 - для стеклопластиковых труб, а также настоящего свода правил.
11.1.2 Общая организационно-техническая подготовка к строительству неметаллических ПТ должна выполняться согласно требованиям СП 48.13330 и СП 393.1325800.
11.1.3 При обнаружении в процессе строительства ПТ несоответствия фактического расположения сетей инженерно-технического обеспечения расположению, принятому в проектной документации по данным инженерных изысканий, а также несоответствия фактических геолого-гидрологических данных на объекте строительства (реконструкции), строительные работы приостанавливают до внесения изменений в проектную документацию.
11.1.4 Строительно-монтажные работы на ПТ из неметаллических труб проводят при температуре окружающей среды не ниже минус 10 °C и не выше плюс 30 °C, если иное не предусмотрено изготовителями труб.
Допускается укладка трубопровода при температуре наружного воздуха менее минус 10 °C, если при этом осуществляют подогрев труб до требуемой температуры путем пропуска подогретого воздуха через подготовленный к укладке трубопровод или подогрева в тепловом кожухе (палатке). Температура подогретого воздуха не должна составлять более 40 °C.
11.1.5 Разматывание длинномерных труб из бухт проводят при температуре наружного воздуха не ниже 5 °C. Допускается вести разматывание при более низких температурах при условии предварительного подогрева труб на катушке до температуры не менее 5 °C. При этом прерывать работу по размотке до полной укладки плети из бухты не рекомендуется. После размотки концы плети необходимо «зафиксировать» для ее расправления.
11.1.6 При выполнении монтажных работ следует учитывать требования изготовителей неметаллических труб в части допустимых механических повреждений и изгибов труб при укладке.
Все строительные машины, оснастка и инструмент, рабочие поверхности которых в процессе технологических операций контактируют с материалом труб и деталей, должны быть соответствующим образом защищены эластичными прокладками и покрытиями.
11.1.7 Конструкция и технология монтажа запорно-регулирующей арматуры должны обеспечивать равнопрочное соединение арматуры с трубопроводами на протяжении всего срока эксплуатации неметаллического ПТ.
11.1.8 Линейные (трассовые) работы по сооружению ПТ на ММГ должны осуществляться в период отрицательных температур. При строительстве в летний период следует предусматривать мероприятия по предотвращению протаивания грунтов.
В зимний период следует разрабатывать переувлажненные грунты с малой несущей способностью.
11.1.9 Ширину строительной полосы при укладке мерных неметаллических труб допускается принимать как для стальных трубопроводов по СП 284.1325800.
11.1.10 Для укладки ПТ, поставляемых в бухтах или на барабанах, допускается устройство узких траншей (канала при бестраншейной прокладке) при условии, что температура поверхности трубы при укладке не выше 20 °C, а также исключена возможность повреждения ее поверхности.
11.1.11 Производство работ в охранных зонах действующих коммуникаций должно быть согласовано по срокам и технологии выполнения работ с владельцем охранного объекта и выполняться в присутствии его представителя.
11.1.12 Трассовые подготовительные работы, включающие в себя работы по закреплению геодезической разбивочной основы для строительства неметаллического ПТ, подготовке строительной полосы, должны выполняться по СП 284.1325800. При выполнении работ по технологии «узкой траншеи» размеры требуемой полосы отвода под строительство определяются в проекте.
11.2 Транспортирование и хранение, входной контроль на трассе труб и соединительных деталей
11.2.1 Транспортирование и хранение неметаллических труб и соединительных деталей должны осуществляться в соответствии с требованиями, предусмотренными нормативами на их изготовление.
11.2.2 Погрузочно-разгрузочные работы следует выполнять с применением грузоподъемного оборудования, технические параметры которого соответствуют весу и габаритам труб и сохраняют их от повреждения.
11.2.3 Входной контроль материалов и изделий при поступлении на склад заказчика (строительной организации) проводят в соответствии с ГОСТ 24297. Входной контроль длинномерных труб, намотанных на барабаны, проводят в процессе укладки по концам плети и телу трубы одновременно с разматыванием барабана.
11.2.4 Входной контроль проводят:
- при поступлении изделий на склад заказчика (строительной организации);
- при поступлении изделий на объект строительства;
- перед началом монтажных и (или) сварочных работ.
11.2.5 При верификации партии неметаллических труб или соединительных деталей проверяют:
- комплектность и достоверность сопроводительной документации, удостоверяющей их качество;
- внешний вид, состояние поверхности, наличие транспортировочных заглушек, упаковку, маркировку, наличие механических и прочих повреждений;
- соответствие основных геометрических параметров изделий нормативным документам на их изготовление.
11.2.6 При поступлении на объект строительства и перед непосредственным монтажом и (или) сварочными работами входной контроль неметаллических труб и соединительных деталей проводят в целях:
- проверки соответствия номенклатуры изделий проектной документации;
- отсутствия механических повреждений;
- целостности упаковки, предусмотренной изготовителем.
11.2.7 Трубы или соединительные детали для неметаллических ПТ I категории подвергаются 100% входному контролю.
Для неметаллических ПТ II и III категорий число образцов труб или соединительных деталей, отбираемых для измерений, принимают не менее пяти, но не менее 5% от партии. Если число поступивших труб или соединительных деталей менее пяти, то проверяют все трубы или детали.
При получении неудовлетворительных результатов контроля хотя бы по одному из показателей (внешнему виду, размерам) труба или соединительная деталь отбраковывается, а вся остальная партия подвергается проверке.
11.2.8 Размер каждой партии труб или соединительных деталей устанавливают в соответствии с нормативными документами, регламентирующими их изготовление.
11.2.9 Размеры труб и фитингов определяют по ГОСТ Р ИСО 3126 при температуре (23 +/- 2) °C. Перед испытанием образцы выдерживают при указанной температуре в течение не менее 2 ч.
11.2.10 Трубы и соединительные детали, поступающие на место производства строительно-монтажных работ, должны иметь ярлык соответствия, оформленный по ГОСТ 24297-2013 (приложение В).
11.2.11 Изделия, имеющие дефекты, выводящие их за пределы допусков, следует отбраковывать и оформлять в соответствии с ГОСТ 24297-2013 (приложения Г и Е).
11.3 Монтаж трубопроводов и соединительных деталей
11.3.1 Монтаж ПТ из неметаллических труб и соединительных деталей осуществляют силами рабочих и специалистов, прошедших обучение или повышение квалификации в профильных образовательных организациях, допущенных к проведению образовательной деятельности в порядке, установленном действующим законодательством Российской Федерации.
11.3.2 К монтажу и сварке неметаллических трубопроводов может быть допущен только обученный персонал, имеющий документы установленного законодательством Российской Федерации образца, в т.ч. идентификационные карты по ГОСТ Р ИСО 12176-3.
11.3.3 Строительно-монтажные организации, выполняющие работы на объектах промысла, относящихся к опасным производственным объектам, должны соответствовать требованиям безопасности [1] и требованиям действующих нормативных правовых актов в области промышленной безопасности.
11.3.4 Все типы соединений должны подвергаться 100% визуальному контролю.
11.3.5 Последовательность операций при сборке (соединении) труб и соединительных деталей, а также состав необходимого оборудования и оснастки, используемых при этом, устанавливается для каждого типоразмера труб в технологических картах, разрабатываемых в соответствии с [8] в составе ППР строительно-монтажной организацией, с учетом [9] и данных технической документации изготовителя.
11.3.6 В технологических картах, регламентирующих сварку труб и соединительных деталей с помощью нагретого инструмента встык, должна применяться процедура сварки при единственном низком давлении по ГОСТ Р 55276, с использованием сварочных машин, соответствующих ГОСТ Р ИСО 12176-1.
11.3.7 В технологических картах, регламентирующих сварку труб с помощью соединительных деталей с ЗН (в т.ч. муфт с ЗН), должно быть предусмотрено использование сварочных аппаратов, соответствующих ГОСТ Р ИСО 12176-2.
11.3.8 Для электронной записи данных о методах сборки и операциях сварки неметаллических трубопроводов допускается использовать систему кодирования трассируемости по ГОСТ Р ИСО 12176-4.
11.3.9 Сварные соединения промысловых неметаллических ПТ должны подвергаться 100% визуальному контролю. Контроль качества сварных соединений следует проводить по ГОСТ Р 54792 для уровня B, установленного в ГОСТ Р 59399.
При необходимости проведения измерительного контроля он проводится путем сравнения с контрольным образцом, сваренным в аналогичных условиях монтажа труб.
11.3.10 В технологических картах, регламентирующих сборку прессовых (обжимных) соединений, должны быть указаны типы обжимных соединительных деталей с указанием конкретных размеров наружной гильзы и внутренней втулки, зависящими от значения максимального рабочего давления среды.
11.3.11 В технологических картах, регламентирующих сборку фланцевых соединений, должны быть указаны способы крепления фланца на конце трубы (в т.ч. метод приварки к трубе втулки под фланец), а также последовательность затяжки крепежных элементов.
11.3.12 В технологических картах, регламентирующих сборку резьбовых соединений технических устройств, входящих в состав ПТ, должны быть указаны конструкции и размеры соединительных муфт с резьбой, а также минимальная длина резьбы. Кроме того, должны быть даны конкретные указания по уплотнительным смазкам, применяемым при сборке резьбового соединения.
11.3.13 В технологических картах, регламентирующих сборку муфтовых соединений, должны быть указаны конструкции и размеры соединительных муфт, поставляемых с трубами, а также методы контроля качества этих соединений.
11.3.14 В технологических картах, регламентирующих сборку раструбных соединений, должны быть указаны вид раструбного соединения, способ монтажа, основные параметры труб и соединительных деталей, а также методы контроля качества этих соединений.
11.3.15 Для защиты от пыли, песка, дождя и других осадков сборку (соединение) труб и соединительных деталей проводят в укрытии.
11.3.16 Перед началом сборки необходимо провести осмотр и подготовку соединяемых концов труб и соединительных деталей, включая:
- контроль диаметров и других элементов концов труб и соединительных деталей;
- тщательную очистку от загрязнений как наружной, так и внутренней поверхностей труб и соединительных деталей;
- осмотр поверхностей на предмет выявления на них дефектов, которые при дальнейшей сборке воспрепятствуют получению качественного соединения.
11.3.17 Все трубы и соединительные детали, имеющие повреждения на соединяемых кромках и поверхностях, должны быть отбракованы и соединению не подлежат.
11.3.18 При монтаже труб, имеющих трубный и раструбный концы, трубный конец должен быть расположен в сторону движения транспортируемого продукта.
11.3.19 Монтаж соединительных деталей для труб мерной длины проводят либо на берме траншеи, либо методом последовательного наращивания из труб мерной длины непосредственно в проектном положении трубопровода на дне траншеи. При монтаже соединительных деталей непосредственно в траншее следует либо предусматривать увеличение ширины траншеи, либо делать приямки на месте стыковки труб, размер которых устанавливается в проекте.
11.3.20 Монтаж соединительных деталей для длинномерных труб, поставляемых в бухтах или на барабанах, осуществляется в проектном положении трубопровода на дне траншеи. При укладке длинномерных труб в проектное положение на дно траншеи монтаж соединительных деталей на берме траншеи не допускается.
11.3.21 Монтаж соединительных деталей на технологических разрывах между уложенными участками трубопровода следует проводить без напряжений в трубопроводе, с учетом возможных деформаций трубопровода вследствие линейного расширения трубы.
11.3.22 Соединение неметаллических труб с металлическими должно осуществляться с применением соединительных деталей (неразъемных переходов, муфт) или фланцев. Порядок сборки таких соединений должен быть приведен в технологических картах согласно 11.3.5.
11.4 Подземная прокладка
11.4.1 Последовательность технологических операций
11.4.1.1 При подземной прокладке труб в мерных отрезках используют такую последовательность технологических операций:
- геодезическое закрепление строительной полосы отвода земель и оси трубопровода на местности;
- расчистка строительной полосы от леса и растительности;
- снятие плодородного слоя почвы (при необходимости);
- планировка строительной полосы;
- сооружение временных дорог и технологических проездов;
- разработка траншеи и котлованов;
- подготовка дна траншеи с созданием искусственного основания для слабонесущих грунтов;
- устройство основания под трубопровод из мелкодисперсного грунта;
- монтаж и укладка труб:
а) раскладка труб на берме траншеи, монтаж соединений труб на берме траншеи, укладка плетей трубопровода в траншею;
б) раскладка труб на дне траншеи, монтаж соединений труб на дне траншеи;
- монтаж углов поворота и захлестов;
- строительный контроль качества работ по монтажу соединений;
- футеровка (при необходимости) и последующая балластировка трубопровода на обводненных участках трассы;
- очистка полости и испытание трубопровода;
- присыпка трубопровода мелкодисперсным грунтом;
- трамбовка пазух;
- засыпка траншеи;
- рекультивация полосы отвода.
11.4.1.2 При подземной прокладке труб, поставляемых в бухтах или на барабанах, используется такая последовательность технологических операций:
- геодезическое закрепление строительной полосы отвода земель и оси трубопровода на местности;
- расчистка строительной полосы от леса и растительности;
- снятие плодородного слоя почвы (при необходимости);
- планировка строительной полосы;
- сооружение временных дорог и технологических проездов;
- разработка траншеи и котлованов;
- подготовка дна траншеи с созданием искусственного основания для слабонесущих грунтов;
- устройство основания под трубопровод из мелкодисперсного грунта;
- укладка длинномерных труб из бухты (барабана) в траншею способом:
а) разматывания с неподвижной бухты с последующим протаскиванием по дну траншеи;
б) разматывание трубы с подвижной бухты и ее укладка в траншею путем боковой надвижки;
- монтаж соединений секций трубопровода на дне траншеи;
- монтаж углов поворота и захлестов;
- строительный контроль качества работ по монтажу соединений;
- футеровка (при необходимости) и последующая балластировка трубопровода на обводненных участках трассы;
- присыпка трубопровода мелкодисперсным грунтом, за исключением мест соединений секций трубопровода;
- трамбовка пазух, за исключением мест соединений секций трубопровода;
- засыпка траншеи, за исключением мест соединений секций трубопровода;
- очистка полости и испытание трубопровода;
- присыпка трубопровода мелкодисперсным грунтом мест соединений секций трубопровода;
- трамбовка пазух в местах соединений секций трубопровода;
- засыпка траншеи в местах соединений секций трубопровода.
11.4.1.3 Из бухты в траншею допускается укладывать одновременно две длинномерных трубы, при этом разматывание труб осуществляют одновременно с двух бухт, установленных по обе стороны или по одну сторону траншеи.
Допускаемая скорость разматывания бухты — от 800 до 1000 м/ч.
11.4.1.4 При прокладке методом протаскивания необходимо предусматривать защиту ПТ и (или) футляра от механических повреждений.
11.4.1.5 Укладка мерных труб в траншею производится следующими способами:
- опусканием труб мерной длины с последующим наращиванием их в нитку на дне траншеи;
- опусканием секций, состоящих из нескольких труб, с последующим наращиванием их в нитку на дне траншеи.
11.4.1.6 Запрещается сбрасывание плети ПТ на дно траншеи или ее перемещение волоком по дну траншеи. Торцы ПТ во время производства работ должны быть закрыты инвентарными заглушками.
11.4.1.7 Допускается прокладка промысловых трубопроводов из длинномерных ГПАТ без устройства основания и засыпки мелкозернистым грунтом, а также бестраншейными методами прокладки, если это предусмотрено в технической документации изготовителя ГПАТ.
11.4.2 Земляные работы
11.4.2.1 Земляные сооружения должны выполняться в соответствии с требованиями СП 284.1325800.2016 (раздел 20).
11.4.2.2 Разработка траншеи должна быть синхронизирована с работами по монтажу и укладке для предотвращения деформации профиля вырытой траншеи, а также смерзания отвала грунта в зимнее время. Разработка траншей в задел (за исключением скальных в летнее время) запрещается.
11.4.2.3 Приямки под технологические захлесты и сооружения на трубопроводах разрабатывают одновременно с рытьем траншеи, если позволяет устойчивость грунтов. В слабонесущих грунтах должны быть предусмотрены мероприятия по защите стенки траншеи от осыпания.
11.4.2.4 Для предохранения от механических повреждений трубопровода на дне траншеи устраивают основание из немерзлого мелкогранулированного грунта (без твердых включений размером более 20 мм) толщиной не менее 10 см над выступающими частями дна траншеи. Основание устраивают преимущественно из отвального грунта путем его рыхления и просеивания или привозным грунтом.
11.4.2.5 Подсыпку дна траншеи и присыпку мелкогранулированным грунтом трубопровода допускается заменять средствами защиты трубопровода, предусмотренными проектами и обеспечивающими механическую безопасность в соответствии с [1]. При использовании таких материалов пазухи между трубопроводом и стенками траншеи заполняются (с послойным уплотнением) грунтом, не содержащим крупных обломочных включений.
11.4.2.6 В слабонесущих грунтах (когезия менее 140 МПа) перед укладкой трубопровода необходимо укрепить дно траншеи. Для этого траншея отрывается большей глубины (на 200 мм) по отношению к проектной, и на дне укладывается «подушка» из гальки или щебня толщиной 200 мм. Содержание мелких фракций (менее 20 мм) не должно превышать 12%. «Подушку» необходимо уплотнить виброуплотнителями (или другим способом) до 70% своей максимальной плотности.
11.4.2.7 Засыпка трубопровода должна производиться в соответствии с СП 45.13330 после выполнения мер по защите уложенного трубопровода от механических повреждений. Защита уложенного в траншею трубопровода осуществляется присыпкой измельченным грунтом. Присыпка проводится с трамбовкой грунта в пазухах в целях исключения чрезмерной овализации поперечных сечений уложенного трубопровода, а также уменьшения осадки засыпанного грунта после его оттаивания.
11.4.2.8 При подсыпке и присыпке должен быть соблюден гранулометрический состав грунта: размеры твердых частей (мерзлые комья, камни, сухие комья) не должны превышать 20 мм и их количество в общем объеме грунта не должно превышать 30%. Для достижения этих требований необходимо грунт просеивать через соответствующее сито.
11.4.2.9 Обратная засыпка траншей проводится после оформления акта освидетельствования скрытых работ и получения разрешения на проведение обратной засыпки. Обратную засыпку траншей выполняют в соответствии с требованиями проектной документации, в которой должны быть указаны типы и физико-механические характеристики грунтов, предназначенных для устройства обратных засыпок, и требования к ним, требуемая степень уплотнения (плотность сухого грунта или коэффициент уплотнения).
11.4.2.10 Независимо от способа монтажа трубопровода засыпка осуществляется в два этапа — частичная засыпка до предварительного испытания участка и окончательная засыпка.
11.4.2.11 Частичную засыпку трубопровода проводят для предотвращения перемещений труб под воздействием внутреннего давления в процессе гидравлических испытаний. Частичная засыпка выполняется до верхней образующей с уплотнением пазух.
11.4.2.12 Окончательную засыпку траншеи проводят после предварительного испытания трубопровода.
11.4.2.13 Перед началом частичной засыпки трубопровода необходимо:
- проверить проектное положение трубопровода и его плотное прилегание ко дну траншеи;
- оформить акт освидетельствования скрытых работ.
11.4.2.14 Засыпку трубопровода проводят бульдозерами или экскаваторами. Технологию и способ ведения земляных работ по засыпке трубопровода, а также состав строительной техники определяют в проектной документации.
11.4.2.15 При ведении земляных работ по засыпке трубопровода необходимо обеспечить:
- сохранность труб;
- плотное прилегание трубопровода ко дну траншеи;
- проектное положение трубопровода в горизонтальной плоскости.
11.5 Строительство при наземной (в насыпи) и надземной прокладке
11.5.1 Наземная (в насыпи) укладка неметаллического ПТ допускается на участке трассы с резко пересеченным рельефом местности, а также в заболоченных местах при технико-экономическом обосновании.
11.5.2 Надземная прокладка неметаллических ПТ допускается при пересечении трубопроводом активных тектонических разломов и селей, ММГ, на переходах через крутые ущелья и переходах через водные преграды при соответствующем проектном обосновании.
11.5.3 Наземная (в насыпи) прокладка неметаллического ПТ должна выполняться согласно требованиям СП 284.1325800.2016 (подраздел 9.4).
11.5.4 Надземная прокладка неметаллического ПТ должна выполняться согласно требованиям СП 284.1325800.2016 (раздел 23).
11.6 Обеспечение проектного положения
11.6.1 Проектное положение подземного неметаллического ПТ должно контролироваться в процессе укладки по глубине заложения, радиусам углов поворота в профиле и плане и отклонениям от проектной оси в горизонтальной плоскости. Проектное положение надземного неметаллического ПТ контролируется в процессе монтажа на опоры по расстоянию между опорами и отсутствию непроектного изменения геометрии трубопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях. Проектное положение наземного неметаллического ПТ контролируется в процессе укладки на грунт по плотности прилегания трубопровода к грунту, радиусам углов поворота в профиле и плане и отклонениям от проектной оси в горизонтальной плоскости насыпи.
11.6.2 Проектное положение в процессе укладки и монтажа ПТ должно оцениваться геодезическими методами контроля.
11.6.3 Обеспечение проектного положения в вертикальной плоскости при подземной прокладке осуществляется применением балластирующих грузов или других закрепляющих ПТ конструкций, обратной засыпкой и формированием искусственного основания на слабонесущих грунтах. Обеспечение проектного положения в вертикальной плоскости при надземной прокладке осуществляется посредством применения хомутов или иных ограничителей вертикального перемещения на опорах, а также соблюдением проектного расстояния между опорами. Обеспечение проектного положения в вертикальной плоскости при наземной прокладке осуществляется посредством плотного прилегания нижней образующей трубопровода к грунту и формированием искусственной насыпи над трубопроводом проектной высоты.
11.6.4 Радиусы углов поворота обеспечиваются прокладкой ПТ без прикладывания к телу трубы дополнительных усилий.
11.6.5 Проектное положение в горизонтальной плоскости обеспечивается соблюдением проектной оси укладки ПТ и обратной засыпкой пазух с послойным уплотнением. Для надземной прокладки проектное положение в горизонтальной плоскости обеспечивается соблюдением расстановки различных типов (неподвижных, продольно/поперечно-подвижных) опор и монтажом без применения дополнительных усилий (монтаж «внатяг»).
11.7 Строительство на многолетнемерзлых, пучинистых и просадочных грунтах
11.7.1 Перед началом строительных работ необходимо провести визуальное обследование трассы в натуре и инструментальные измерения для уточнения характера местности и мерзлотно-грунтово-геологических критериев (группы грунтов, типа и протяженности болот и заболоченных участков, протяженности участков с льдонасыщенными грунтами, наличия ледяных линз и погребенных льдов) и проверки их соответствия результатам инженерных изысканий и проектной документации в соответствии с СП 47.13330.2016 (подразделы 5.4, 6.4 и 7.4).
11.7.2 При прокладке трубопроводов в ММГ следует соблюдать требования СП 25.13330. В процессе производства работ не допускается изменение мерзлотного состояния грунтов оснований. При прокладке трубопровода в пучинистых грунтах необходимо соблюдать требования СП 22.13330.2016 (раздел 6) и СП 284.1325800.2016 (пункты 9.7.2 - 9.7.5).
11.8 Строительный контроль
11.8.1 Строительный контроль производится в соответствии с [10] заказчиком и подрядчиком для проверки выполнения работ на соответствие требованиям проектной и рабочей документации, результатам инженерных изысканий, требованиям технических регламентов в целях обеспечения безопасности зданий и сооружений.
11.8.2 Требования к строительному контролю, контролируемые параметры и методы контроля должны быть приведены в проектной документации и в технологических картах на производство отдельных видов работ.
12 Строительство участков трубопровода на переходах
12.1 Способы производства работ по сооружению переходов неметаллических ПТ через водные преграды и болота должны соответствовать требованиям СП 284.1325800, СП 422.1325800 и ГОСТ Р 59411 - для стеклопластиковых трубопроводов.
12.2 Балластирующие устройства на неметаллическом ПТ устанавливаются на равном расстоянии друг от друга; групповая их установка запрещается.
12.3 Способы производства работ по сооружению переходов неметаллических ПТ под автомобильными и железными дорогами должны соответствовать требованиям СП 284.1325800, СП 34.13330, СП 119.13330 и ГОСТ Р 59411 - для стеклопластиковых трубопроводов.
13 Очистка полости и испытание трубопроводов
13.1 Способы, параметры и схемы проведения очистки полости и испытания неметаллических ПТ устанавливаются в проектной документации с учетом категории и конструктивных особенностей каждого участка в соответствии с требованиями СП 284.1325800.2016 (раздел 24) и СП 411.1325800.
13.2 Очистка полости, испытание на прочность и герметичность проводятся после укладки и частичной засыпки неметаллического ПТ. Допускается проведение испытаний без засыпки неметаллического ПТ при условии обеспечения равномерности температуры стенки трубы, окружающей и испытательной сред в соответствии с рекомендациями производителя труб. Места соединения труб (при монтаже ПТ из труб мерной длины) или места соединения плетей (при монтаже ПТ из катушек и бухт) должны быть доступны для визуального наблюдения и осмотра. Соединения, прошедшие визуальный контроль и испытания, засыпаются после окончания работ. Места соединений труб, не прошедшие контроль или испытания, должны быть вырезаны, если технология монтажа не допускает их ремонт и повторные испытания.
13.3 Для очистки полости участка неметаллического ПТ допускается применять технологии:
- промывки с пропуском эластичных поршней;
- продувки воздухом или инертным газом с пропуском или без пропуска эластичных поршней.
Продувка без пропуска эластичных поршней возможна для ПТ диаметром не более 200 мм (включительно).
13.4 Значение испытательных давлений устанавливается в проектной документации в соответствии с требованиями СП 284.1325800.2016 (таблица 30).
13.5 Проверку участка или ПТ 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 и контроля герметичности всех стыковых соединений, но не менее 12 ч.
13.6 Способы проведения гидравлических испытаний при температуре окружающей среды трубопровода ниже 0 °C (проведение гидравлического испытания подогретой водой от теплообменников, водоподогревательных установок, коммуникаций горячего водоснабжения и т.п., жидкостями с температурой замерзания ниже температуры окружающей среды или антифризами) не должны оказывать негативного воздействия на материал стенки трубы и конструкцию соединительных деталей неметаллических ПТ.
13.7 При многониточной прокладке неметаллических ПТ допускается их одновременное испытание.
14 Приемка выполненных работ
14.1 Приемка выполненных работ по объекту промысла при использовании неметаллических ПТ следует выполнять согласно СП 48.13330, СП 68.13330 и СП 284.1325800, независимо от источников финансирования/инвестирования и форм собственности.
14.2 Приемку неметаллических ПТ, завершенных строительством, проводят в целях определения их соответствия утвержденной в установленном порядке проектной документации. Вновь построенные ПТ вводят в эксплуатацию после выполнения комплекса работ по испытанию, наладке, опробованию отдельных узлов (объектов, сооружений, систем связи, проведения очистки полости трубопровода, испытаний на прочность и герметичность, удаления из трубопровода опрессовочной жидкости (с соблюдением природоохранных мероприятий), заполнения его рабочим продуктом.
14.3 Исполнительная документация при строительстве объекта промысла оформляется в соответствии с [11] и СП 392.1325800. Специфические формы исполнительной документации при выполнении работ с неметаллическими трубами допускается разрабатывать на основании унифицированных форм настоящего свода правил (приложения А, Б и В).
14.4 Перечень форм исполнительной документации для объекта промысла, использующего неметаллические трубы, приведен в приложениях Г и Д.
15 Охрана окружающей среды
15.1 Выбор трассы, конструктивных, технологических и природоохранных решений по прокладке неметаллических ПТ должны осуществляться в соответствии с требованиями [12] и предусматривать мероприятия по предупреждению и устранению загрязнения окружающей среды, применения ресурсосберегающих, малоотходных, безотходных и иных технологий, способствующих предупреждению и устранению загрязнения окружающей среды, охране окружающей среды. Исполнение мероприятий по охране окружающей среды должно соответствовать требованиям СП 284.1325800.2016 (разделы 14 и 26).
15.2 Технические решения, принимаемые по прокладке неметаллических ПТ, должны соответствовать требованиям СП 393.1325800.2018 (раздел 11) и обеспечивать безопасность местного населения при производстве работ по строительству и дальнейшей эксплуатации ПТ и сопутствующих объектов.
15.3 Технические решения, принимаемые по прокладке неметаллического ПТ, должны обеспечивать минимальное нарушение почвенно-растительного покрова. Требования по рекультивации земель на сооружаемом ПТ определяются в проектной документации. При проектировании рекультивации должны быть определены условия снятия, размещения, хранения и возвращения плодородного слоя на полосу строительства. Рекультивации подлежат все нарушенные строительством земли, в которых произошли изменения, выражающиеся в нарушении почвенного покрова, в образовании новых форм рельефа, изменении гидрогеологического режима территории (иссушение, подтопление), а также прилегающие угодья, на которых в результате строительства произошло снижение продуктивности.
15.4 Минимальная ширина полосы рекультивации должна превышать ширину траншеи с каждой стороны на 0,5 м.
15.5 При наличии путей миграции животных по трассе трубопровода необходимо предусмотреть мероприятия по защите животного мира.
15.6 При пересечении рек и других водных объектов рыбохозяйственного назначения должны быть предусмотрены рыбоохранные и компенсационные мероприятия.
15.7 Прокладка трубопроводов должна быть запрещена на участках водоемов, имеющих особую ценность для воспроизводства рыбных запасов (нерестилища, зимовальные ямы и т.д.), для защиты рыбохозяйственных водоемов и сохранения рыбных запасов.
15.8 При проектировании противоэрозионных мероприятий должно быть обеспечено сохранение водорегулирующих условий поверхностного стока для зоны влияния ПТ на участках пересечения им постоянных и временных малых водотоков, водоемов, береговых участков крупных водотоков, склонов различных форм рельефа, оврагов, ложбин и балок.
15.9 Проектируемые мероприятия для защиты объектов животного мира в местах строительства и эксплуатации неметаллических ПТ должны исключать нарушения путей массовой миграции животных. Животные должны быть ограждены от техногенных воздействий.
15.10 При вырубке леса в полосе отвода в составе подготовительных работ следует обеспечивать утилизацию порубочных остатков.
15.11 При разработке графика строительства должны быть учтены ограничения на проведение строительных работ в периоды массовой миграции объектов животного мира, пребывания в местах их размножения и линьки, выкармливания молодняка, зимовки, нереста, нагула и ската молоди рыбы.
15.12 Забор воды для гидростатических испытаний не должен отрицательно влиять на уровень, расход и качество природных водных объектов. Скорость (или объем) отбора воды для испытания не должна превышать разрешенные нормы расхода источника воды. При испытании неметаллических ПТ контрольные коллекторы, устанавливаемые на секциях вновь построенного трубопровода, должны находиться за пределами водоохранных зон.
15.13 Варианты удаления воды, подвергшейся воздействию загрязнителей, после гидростатических испытаний включают закачку в скважины для захоронения, сброс в источник воды вверх и вниз по течению от места забора или сброс в поверхностные воды при обеспечении соответствующих требований к очистке сточных вод и нормативам содержания загрязняющих веществ в водном объекте.
15.14 Дополнительные меры по сведению к минимуму зон техногенного влияния строительства неметаллических ПТ включают следующее:
- сведение к минимуму требуемых площадей под постоянные наземные сооружения;
- использование в максимальной степени существующих полос отчуждения для инженерных сетей и транспорта, подъездных дорог и трубопроводов и сведение к минимуму ширины полос отчуждения трубопроводов и подъездных дорог в процессе строительства и эксплуатации.
УНИФИЦИРОВАННАЯ ФОРМА ЖУРНАЛА ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ
ЖУРНАЛ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ ПО _____________________ (указать вид работ)
Реквизиты организации, выполняющей работы _________________________________
Наименование объекта строительства, сведения о выданном разрешении на строительство _____________________________________________________________
Должность, фамилия, инициалы и подпись лица, ответственного за ведение журнала ___________________________________________________________________
Реквизиты организации, разработавшей проектную и рабочую документацию _____
Шифр проектной документации _______________________________________________
Реквизиты организации, разработавшей проект производства работ (технологические карты) ___________________________________________________
Реквизиты организации — поставщика оборудования ___________________________
Наименование документа о входном контроле _________________________________
Реквизиты заказчика (организация), должность, фамилия, инициалы и подпись ответственного лица _______________________________________________________
Реквизиты организации, осуществляющей строительный контроль, должность, фамилия, инициалы и подпись ответственного лица ___________________________
Журнал начат «» ______________ 20 г.
Журнал окончен «» ______________ 20 г.
Список инженерно-технического персонала, занятого при производстве работ
(указывается при наличии инженерно-технического персонала, подлежащего обязательному учету)
| Фамилия, имя, отчество | Специальность и образование | Занимаемая должность | Форма, место и дата прохождения аттестации | Дата начала и окончания работы на объекте |
|---|---|---|---|---|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
Сведения о выполнении работ в процессе строительства, реконструкции, капитального ремонта объекта капитального строительства
В журнале пронумеровано и прошнуровано _____ страниц
"___" _________________ г.
(должность, фамилия, инициалы и подпись руководителя организации,
выдавшего журнал)
М.П.
УНИФИЦИРОВАННАЯ ФОРМА АКТА ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯ РАБОТ
Объект капитального строительства _________________________________________ (наименование проектной документации,
почтовый или строительный адрес объекта капитального строительства)
Застройщик или технический заказчик _______________________________________
(наименование, ОГРН, ИНН, место нахождения юридического лица,
телефон/факс; наименование, ОГРН, ИНН саморегулируемой организации,
членом которой является <1>)
Лицо, осуществляющее строительство ________________________________________
(наименование, ОГРН, ИНН, место нахождения юридического лица,
телефон/факс; наименование, ОГРН, ИНН, саморегулируемой организации,
членом которой является <1>)
Лицо, осуществляющее подготовку проектной документации ____________________
(наименование, ОГРН, ИНН, место нахождения юридического лица,
телефон/факс; наименование, ОГРН, ИНН саморегулируемой организации,
членом которой является <2>)
Лицо, выполнившее работы, подлежащие освидетельствованию __________________
(наименование, ОГРН, ИНН, место нахождения юридического лица,
телефон/факс; наименование, ОГРН, ИНН саморегулируемой организации,
членом которой является <1>)
АКТ освидетельствования ________________________ работ (указать вид работ)
N _____________ "___" ___________ 20___ г. Представитель застройщика или технического заказчика по вопросам
строительного контроля ____________________________________________________
(должность <3>, Ф.И.О., идентификационный номер в национальном реестре специалистов в области строительства <1>, реквизиты распорядительного документа, подтверждающего полномочия)
Представитель лица, осуществляющего строительство _________________________
(должность, Ф.И.О., реквизиты распорядительного документа,
подтверждающего полномочия)
Представитель лица, осуществляющего строительство, по вопросам строительного контроля (специалист по организации строительства) __________
(должность, Ф.И.О., идентификационный номер в национальном
реестре специалистов в области строительства, реквизиты
распорядительного документа, подтверждающего полномочия)
Представитель лица, осуществляющего подготовку проектной документации <4> _
(должность <5>, Ф.И.О., реквизиты распорядительного документа, подтверждающего полномочия)
Представитель лица, выполнившего работы, подлежащие освидетельствованию ___
(должность, Ф.И.О., реквизиты распорядительного документа,
подтверждающего полномочия)
а также иные представители лиц, участвующих в освидетельствовании: ________
(должность с указанием наименования организации, Ф.И.О.,
реквизиты распорядительного документа, подтверждающего полномочия)
произвели осмотр работ, выполненных _______________________________________
(наименование лица, выполнившего работы, подлежащие освидетельствованию)
и составили настоящий акт о нижеследующем:
1 К освидетельствованию предъявлены следующие работы ______________________
(наименование работ)
2 Работы выполнены по проектной документации ______________________________
(шифр, другие реквизиты чертежа, наименование проектной и (или) рабочей
документации, сведения о лицах, осуществляющих подготовку раздела
проектной и (или) рабочей документации)
3 При выполнении работ применены __________________________________________
(наименование строительных материалов (изделий) со ссылкой
на сертификаты или другие документы, подтверждающие качество) <6>
4 Предъявлены документы, подтверждающие соответствие работ предъявляемым требованиям: ______________________________________________________________
(исполнительные схемы и чертежи, результаты экспертиз, обследований,
лабораторных и иных испытаний выполненных работ, проведенных в процессе
строительного контроля) <6>
5 Даты: начала работ "___" ___________ 20___ г. окончания работ "___" ___________ 20___ г.
6 Работы выполнены в соответствии с _______________________________________
(наименование, статьи (пункты) технического регламента, иных
нормативных правовых актов, разделы проектной и (или) рабочей документации)
7 Разрешается производство последующих работ по ___________________________
(наименование работ, конструкций, участков сетей
инженерно-технического обеспечения)
Дополнительные сведения ___________________________________________________
Акт составлен в ____ экземплярах.
Приложения: _______________________________________________________________
(исполнительные схемы и чертежи, результаты экспертиз, обследований,
лабораторных и иных испытаний)
Представитель застройщика или технического заказчика по вопросам строительного контроля
(должность, Ф.И.О., подпись)
Представитель лица, осуществляющего строительство
(должность, Ф.И.О., подпись)
Представитель лица, осуществляющего строительство, по вопросам строительного контроля (специалист по организации строительства)
(должность, Ф.И.О., подпись)
Представитель лица, осуществляющего подготовку проектной документации <4>
(должность, Ф.И.О., подпись)
Представитель лица, выполнившего работы, подлежащие освидетельствованию
(должность, Ф.И.О., подпись)
Представители иных лиц: ___________________________________________________ (должность, Ф.И.О., подпись)
(должность, Ф.И.О., подпись)
<1> За исключением случаев, когда членство в саморегулируемых организациях в области строительства, реконструкции, капитального ремонта объектов капитального строительства не требуется.
<2> За исключением случаев, когда членство в саморегулируемых организациях в области архитектурно-строительного проектирования не требуется.
<3> В случае осуществления строительного контроля на основании договора с указанием индивидуального предпринимателя, его ОГРНИП, ИНН, адреса места жительства; наименования юридического лица, его ОГРН, ИНН, места нахождения юридического лица, с которым заключен договор на проведение строительного контроля.
<4> В случаях, когда авторский надзор осуществляется.
<5> В случае осуществления авторского надзора лицом, не являющимся разработчиком проектной документации, дополнительно указывается индивидуальный предприниматель, его ОГРНИП, ИНН, адреса места жительства; наименование юридического лица, его ОГРН, ИНН, место нахождения юридического лица, с которым заключен договор на проведение авторского надзора; ОГРН, ИНН саморегулируемой организации, членом которой является указанное юридическое лицо, индивидуальный предприниматель.
<6> В случае если необходимо указывать более пяти документов, составляется их реестр, который является неотъемлемой частью акта.
УНИФИЦИРОВАННАЯ ФОРМА АКТА ПРИЕМКИ РАБОТ (РЕЗУЛЬТАТОВ РАБОТ)
АКТ N ____________ от «» ____________ 20 г. приемки _____________________________________________ (указать вид работ, результат работ)
(наименование и место расположения объекта)
Председатель ________________________________________ ___________________ (должность, наименование организации) (Ф.И.О.)
Члены комиссии ________________________________________ ___________________ (должность, наименование организации) (Ф.И.О.) ________________________________________ ___________________ (должность, наименование организации) (Ф.И.О.) ________________________________________ ___________________ (должность, наименование организации) (Ф.И.О.) произвели осмотр работ, выполненных _______________________________________ (наименование строительно-монтажной организации) и составили акт о нижеследующем
1 Работы выполнены по проектной документации ____________________________________________________ (проект серии, наименование проектной организации,
шифр чертежей и дата их составления)
2 Объем выполненных работ _________________________________________________
3 Дата начала работ от "___" ___________ 20___ г. 4 Дата окончания от "___" ___________ 20___ г.
Работы выполнены/не выполнены в соответствии с проектной документацией, стандартами, строительными нормами и правилами и отвечают/не отвечают
требованиям приемки.
Председатель __________________________ ___________ _____________________ (должность, наименование (подпись) (Ф.И.О.)
организации)
Члены комиссии __________________________ ___________ _____________________ (должность, наименование (подпись) (Ф.И.О.) организации) __________________________ ___________ _____________________ (должность, наименование (подпись) (Ф.И.О.) организации) __________________________ ___________ _____________________ (должность, наименование (подпись) (Ф.И.О.) организации)
ПЕРЕЧЕНЬ ФОРМ ИСПОЛНИТЕЛЬНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ ПО СП 392.1325800 ДЛЯ ОБЪЕКТА ПРОМЫСЛА, ИСПОЛЬЗУЮЩЕГО НЕМЕТАЛЛИЧЕСКИЕ ТРУБЫ
В таблице Г.1 представлены формы исполнительной документации по СП 392.1325800, применимые для неметаллических ПТ. В таблице Г.2 представлены формы исполнительной документации по СП 392.1325800, требующие адаптации к неметаллическим ПТ.
Формы исполнительной документации, применимые для неметаллического ПТ
| Номер формы | Примечание |
| Форма № 1.2 Реестр исполнительной документации | - |
| Форма № 1.3 Ведомость установленной арматуры и оборудования, паспорта и заводская документация | - |
| Форма № 1.4 Ведомость изменений проектной документации | - |
| Форма № 1.6 Журнал авторского надзора | - |
| Форма № 1.7 Общий журнал работ | - |
| Форма № 1.10 Акт освидетельствования ответственных конструкций | Оформляется в соответствии с [[11]](#p101570) |
| Форма № 2.1 Акт результатов входного контроля МТР и оборудования | - |
| Форма № 3.1 Акт освидетельствования геодезической разбивочной основы объекта капитального строительства | Оформляется в соответствии с [[11]](#p101570) |
| Форма № 3.2 Оперативный журнал геодезических работ | - |
| Форма № 3.3 Акт разбивки осей объекта капитального строительства на местности | Оформляется в соответствии с [[11]](#p101570) |
| Форма № 3.4 Акт сдачи реперов на наблюдение за сохранностью (со списком заложенных реперов) | - |
| Форма № 4.1 Журнал погружения (забивки свай) | - |
| Форма № 5.1 Журнал производства земляных работ | - |
| Форма № 5.2 Акт проведения рекультивации земли на участке производства работ от км/ПК до км/ПК | - |
| Форма № 5.3 Акт освидетельствования скрытых работ | Оформляется в соответствии с [[11]](#p101570) |
| Форма № 5.4 Акт засыпки (защитных обвалований, устройства амбаров для аварийного приема) уложенного трубопровода | - |
| Форма № 7.1 Журнал изоляционно-укладочных работ и ремонта изоляции | Оформляются при необходимости и наличии стальных участков ПТ |
| Форма № 7.2 Акт выполнения оценки качества изоляции законченных строительством подземных участков трубопровода методом катодной поляризации | |
| Форма № 7.3 Акт проведения контроля сплошности изоляционного покрытия засыпанного трубопровода | |
| Форма № 7.4 Акт выполнения оценки качества изоляции отремонтированных в процессе производства работ участков методом катодной поляризации | |
| Форма № 7.5 Акт проведения испытаний защитных покрытий кольцевых сварных стыков трубопроводов | |
| Форма № 7.7 Акт выполнения работ по теплоизоляции трубопроводов и оборудования | - |
| Форма № 7.8 Акт выполнения работ по установке термостабилизаторов | - |
| Форма № 7.11 Акт выполнения работ по монтажу соединительных проводов КИП | Оформляются при необходимости и наличии стальных участков ПТ |
| Форма № 8.4 Акт удаления воды после испытания трубопровода | - |
| Форма № 8.9 Акт предварительного (поэтапного) испытания участков магистральных трубопроводов | - |
| Форма № 8.10 Акт промежуточной приемки участков подключения КС, НПС, узлов приема и пуска очистных устройств, узлов замера расхода и редуцирования газа | - |
| Форма № 8.11 Акт приемки монтажных узлов под наладку и засыпку | - |
| Форма № 8.12 Акт гидравлического, пневматического испытания на прочность, проверки на герметичность и удаления | - |
| Форма № 8.13 Акт осушки полости линейной части магистрального трубопровода (технологических трубопроводов и оборудования КС <1>, ДКС, СОГ, СПХГ, ГРС, ГИС), вытеснения воды из ЗРА | - |
| Форма № 8.14 Акт заполнения азотом полости магистрального трубопровода (технологических трубопроводов и оборудования КС, ДКС, СОГ, СПХГ, ГРС, ГИС) | - |
| Форма № 10.1 Акт укладки защитного футляра на переходе трубопровода через дорогу (автомобильную, железную) | - |
| Форма № 10.2 Акт промежуточной приемки перехода трубопровода через дорогу (автомобильную, железную) | - |
| Форма № 11.1 Акт промеров глубин и водолазного обследования в створе подводного перехода (до начала работ) | - |
| Форма № 11.2 Ведомость промеров глубин, проектных и фактических отметок дна реки по оси трубопровода | - |
| Форма № 11.3 Акт промеров глубин и водолазного обследования в створе подводного перехода (промежуточная приемка траншеи) при необходимости | - |
| Форма № 11.4 Ведомость промеров глубин фактических отметок дна траншеи по оси трубопровода (промежуточная) при необходимости | - |
| Форма № 11.5 Ведомость промера глубин (по оси готовой подводной траншеи) | - |
| Форма № 11.6 Акт промеров глубин и водолазного обследования в створе подводного перехода (после укладки трубопровода) | - |
| Форма № 11.7 Ведомость промера глубин (до верха образующей забалластированного трубопровода) | - |
| Форма № 11.8 Акт водолазного обследования в створе подводного перехода после укладки и замыва трубопровода | - |
| Форма № 11.9 Ведомость промера глубин водоема по оси подводного уложенного и замытого трубопровода | - |
| Форма № 11.10 Акт приемки-передачи подводного перехода техническому заказчику | - |
| Форма № 11.11 Акт приемки-передачи подводного перехода в монтаж с общей магистралью | - |
| Форма № 11.12 Акт выполнения берегоукрепительных и дноукрепительных работ | - |
| Форма № 11.13 Акт приемки перехода трубопровода через водную преграду | - |
| Форма № 11.14 Акт приемки готовой траншеи для укладки (основной, резервной) нитки подводного перехода | - |
| Форма № 11.15 Ведомость фактических отметок лотка тоннельного перехода | - |
| Форма № 11.16 Ведомость отметок верха образующей трубопровода в тоннельном переходе | - |
| Форма № 11.17 Журнал производства буровых работ | - |
| Форма № 11.18 Акт приемки пилотной скважины (основной, резервной) нитки подводного перехода | - |
| Форма № 11.19 Акт приемки расширенной скважины и готовности ее под протаскивание трубопровода (основной, резервной) нитки подводного перехода | - |
| Форма № 11.20 Акт приемки подземного перехода трубопровода, выполненного методом ГНБ | - |
| Форма № 12.1 Журнал бетонных работ | - |
| Форма № 12.2 Журнал по монтажу строительных конструкций | - |
| Форма № 12.4 Акт приемки оборудованного переезда через трубопровод | - |
| Форма № 13.1 Ведомость недоделок | - |
| Форма № 13.2 Справка об устранении недоделок, выявленных приемочной комиссией | - |
<1> КС — компрессорная станция;
ДКС — дожимная компрессорная станция;
СОГ — станция охлаждения газа;
СПХГ — станция подземного хранения газа;
ГРС — газораспределительная станция;
ГИС — газоизмерительная станция;
ЗРА — запорно-регулирующая арматура.
Перечень форм исполнительной документации, не применимых и требующих адаптации к неметаллическим ПТ
| Номер формы | Степень соответствия | Примечания |
|---|---|---|
| Форма № 1.8 Список сварщиков | Следует заменить на «Список монтажников (сварщиков)» | Следует учесть монтаж труб с помощью прессовых (обжимных) и разъемных соединений |
| Форма № 1.9 Допускной лист сварщика | Карточка оператора по ГОСТ Р ИСО 12176-3 или свидетельство о квалификации монтажника для несварных соединений | - |
| Форма № 2.2 Акт (ведомость) освидетельствования труб | Ярлык соответствия по ГОСТ 24297 | - |
| Форма № 6.1 Журнал сварки | Распечатка сварочного процесса | - |
| Форма № 6.2 Сведения по фактической раскладке труб по участку магистрального трубопровода | - | Оформляется по требованию заказчика |
| Форма № 6.3 Журнал регистрации результатов механических испытаний допускных и контрольных сварных соединений | Только для контрольных соединений, полученных сваркой нагретым инструментом встык | Механические испытания соединений муфт с ЗН в качестве допускных или контрольных не проводятся |
| Форма № 6.4 Заключение по результатам контроля качества сварных соединений визуальным и измерительным методами | Заключение по результатам визуального контроля — новая форма № 6.4 НМ (приложение Д) | - |
| Форма № 6.5 Заключение по результатам контроля качества сварных соединений ультразвуковым методом | Не требуется | Нет необходимости в проверке УЗК сварных соединений из-за неотработанности методики проверки соединений, полученных сваркой НИ встык армированных труб и соединений, полученных сваркой ЗН |
| Форма № 6.6 Заключение по результатам контроля качества сварных соединений радиографическим методом | Не требуется | - |
| Форма № 6.7 Заключение по результатам контроля качества сварных соединений капиллярным методом | Не требуется | - |
| Форма № 6.8 Заключение по результатам контроля качества сварных соединений магнитопорошковым методом | Не требуется | - |
| Форма № 6.9 Заключение по качеству сварных соединений, выполненных контактной стыковой сваркой оплавлением | Не требуется | - |
| Форма № 6.10 Акт на гарантийное сварное соединение | Заменить на «Акт на гарантийное соединение» | Контрольный образец сварного соединения является гарантийным |
| Форма № 6.11 Акт на герметизацию технологических отверстий | Не требуется | - |
| Форма № 7.6 Акт приемки уложенного и забалластированного трубопровода | Новая форма № 7.6 НМ (приложение Е) | - |
| Форма № 8.5 Акт готовности участка трубопровода к проведению профилеметрии | Не требуется | - |
| Форма № 8.6 Акт приема профилемера | Не требуется | - |
| Форма № 8.7 Экспресс-отчет по профилеметрии участка трубопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию одноканальным профилемером | Не требуется | - |
| Форма № 8.8 Акт устранения дефекта(ов) выборочным методом ремонта | Не требуется | - |
| Форма № 9.1 Акт освидетельствования скрытых работ при сооружении заземления (рабочего, защитного, линейно-защитного) | Не требуется | - |
| Форма № 9.2 Акт освидетельствования скрытых работ при сооружении анодного заземления | Не требуется | - |
| Форма № 9.3 Акт освидетельствования скрытых работ при сооружении протекторной установки | Не требуется | - |
| Форма № 9.4 Акт освидетельствования скрытых работ при прокладке кабеля | Не требуется | - |
| Форма № 9.5 Акт освидетельствования скрытых работ при сооружении контрольно-измерительных пунктов | Не требуется | - |
| Форма № 9.6 Акт освидетельствования электромонтажных работ при сооружении устройств электрохимической защиты | Не требуется | - |
| Форма № 9.7 Акт приемки электрооборудования под монтаж | Не требуется | - |
| Форма № 12.3 Журнал по выполнению антикоррозионной защиты сварных соединений | Не требуется | - |
ФОРМА ЗАКЛЮЧЕНИЯ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ КОНТРОЛЯ КАЧЕСТВА СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ВИЗУАЛЬНЫМ МЕТОДОМ
Заключение по результатам контроля качества сварных соединений визуальным методом
ЗАКЛЮЧЕНИЕ N ___________ от «» _____________ 20 г. по результатам контроля качества сварных соединений визуальным методом
| Номер технологической карты по контролю |
|---|
ФОРМА АКТА ПРИЕМКИ УЛОЖЕННОГО И ЗАБАЛЛАСТИРОВАННОГО ТРУБОПРОВОДА
(наименование строительной организации)
(наименование объекта)
АКТ № приемки уложенного и забалластированного трубопровода от «» ____________ 20 г.
представитель службы строительного контроля застройщика или технического заказчика ________________________________________________________________, (должность, Ф.И.О.)
представитель субподрядной организации, выполнившей укладочные работы __________________________________________________________________________, (должность, Ф.И.О.)
представитель субподрядной организации, выполнившей работы по балластировке __________________________________________________________________________, (должность, Ф.И.О.)
представитель службы контроля качества __________________________________________________________________________, (организация, должность, Ф.И.О.)
составили настоящий акт в том, что на участке промыслового трубопровода
от км _________________ ПК до км _________________ ПК _________________
от км _________________ ПК до км _________________ ПК _________________
от км _________________ ПК до км _________________ ПК _________________
общей протяженностью ________________ м выполнен комплекс работ по укладке, балластировке (закреплению на проектных отметках).
Укладка произведена без провисов и недопустимых отклонений от оси.
Имевшиеся в процессе работы замечания по качеству работ занесены в журнал производства укладочных работ и устранены.
После укладки участков магистрального трубопровода
от км _________________ ПК до км _________________ ПК _________________
от км _________________ ПК до км _________________ ПК _________________
от км _________________ ПК до км _________________ ПК _________________
установлено _____________ утяжелителей марки ______________________________
от км __________ ПК до км __________ ПК __________ с шагом _________ м,
от км __________ ПК до км __________ ПК __________ с шагом _________ м,
от км __________ ПК до км __________ ПК __________ с шагом _________ м,
установлено ______________ анкерных устройств типа ________________________
На участке общей протяженностью _________________________________________ м
от км _________________ ПК до км _________________ ПК _________________
от км _________________ ПК до км _________________ ПК _________________
от км _________________ ПК до км _________________ ПК _________________ проведена балластировка нетканым синтетическим материалом типа __________ с засыпкой ___________________________________ грунтом. Полотнища НСМ сварены между собой.
Повреждения покрытия после установки средств балластировки ликвидированы, о чем сделаны записи в журнале производства работ.
На участке от ПК ________________________ до ПК _______________________ протяженностью ______________________ м промыслового трубопровода выполнена футеровка рейкой размером _______________________ мм, обеспечивающая защиту покрытия от повреждений. Футеровка выполнена в соответствии с требованиями проекта и рабочих чертежей N _______________.
Работы выполнены в соответствии с требованиями нормативных документов и проекта, рабочие чертежи N ________________.
На основании изложенного указанные в акте работы считаются принятыми, разрешается засыпка участков
от км _________________ ПК до км _________________ ПК _________________
от км _________________ ПК до км _________________ ПК _________________
от км _________________ ПК до км _________________ ПК _________________ общей протяженностью ______________________ м.
Представитель службы М.П. строительного контроля застройщика или технического
заказчика _____________________ ___________ ________
(организация, Ф.И.О.) (подпись) (дата)
Представитель субподрядной М.П.
организации, выполнившей
укладочные работы _____________________ ___________ ________
(организация, Ф.И.О.) (подпись) (дата)
Представитель субподрядной М.П.
организации, выполнившей
работы по балластировке _____________________ ___________ ________
(организация, Ф.И.О.) (подпись) (дата)
Представитель службы М.П.
контроля качества _____________________ ___________ ________
(организация, Ф.И.О.) (подпись) (дата)
БИБЛИОГРАФИЯ
| [1] | Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15 декабря 2020 г. № 534 «Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности „Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности“» | |
| [2] | СО 153-34.21.122-2003 | Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций |
| [3] | Приказ Министерства нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности СССР от 31 января 1972 г. «Правила защиты от статического электричества в производствах химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности» | |
| [4] | Федеральной закон от 29 июня 2015 г. № 162-ФЗ «О стандартизации в Российской Федерации» | |
| [5] | Федеральный закон от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» | |
| [6] | Постановление Правительства Российской Федерации от 16 февраля 2008 г. № 87 «О составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию» | |
| [7] | ПУЭ Правила устройства электроустановок (6-е, 7-е изд.) | |
| [8] | Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 16 января 2024 г. № 8 «Об утверждении Руководства по безопасности „Методические рекомендации о порядке проведения визуального и измерительного контроля“» | |
| [9] | МДС 12-29.2006 | Методические рекомендации по разработке и оформлению технологической карты |
| [10] | Постановление Правительства Российской Федерации от 21 июня 2010 г. № 468 «О порядке проведения строительного контроля при осуществлении строительства, реконструкции и капитального ремонта объектов капитального строительства» | |
| [11] | Приказ Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации от 16 мая 2023 г. № 344/пр «Об утверждении состава и порядка ведения исполнительной документации при строительстве, реконструкции, капитальном ремонте объектов капитального строительства» | |
| [12] | Федеральный закон от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» | |