ГОСТ Р 55990-2014 Месторождения нефтяные и газонефтяные. Промысловые трубопроводы. Нормы проектирования (с Изменением № 1 ред. от 15.04.2024).

ГОСТ Р 55990-2014

Группа У57

 НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

 Месторождения нефтяные и газонефтяные

 ПРОМЫСЛОВЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ

 Нормы проектирования

 Oil and gas-oil fields. Field pipelines. Design codes

ОКС 75.200

ОКП 01 3000

Дата введения 2014-12-01

 Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий" (ООО "Газпром ВНИИГАЗ")

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 "Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа"

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 1 апреля 2014 г. N 278-ст

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Правила применения настоящего стандарта установлены в ГОСТ Р 1.0-2012 (раздел 8). Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе "Национальные стандарты", а официальный текст изменений и поправок - в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (gost.ru)

ВНЕСЕНО Изменение № 1, утвержденное и введенное в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15.04.2024 № 462-ст c 30.06.2024

 1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт распространяется на вновь строящиеся и реконструируемые промысловые стальные трубопроводы (далее - трубопроводы) номинальным диаметром до DN 1400 включительно с избыточным давлением среды не выше 32,0 МПа газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений и подземных хранилищ газа.

Неметаллические трубы, применяемые для промысловых трубопроводов, должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 59834, ГОСТ Р 59411, ГОСТ Р 59910.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

1.2 Состав промысловых трубопроводов, на которые распространяется настоящий стандарт:

1.2.1 Для газовых и газоконденсатных месторождений:

1) газопроводы-шлейфы от одиночных скважин, или от каждой скважины куста до входного крана на площадке промысла, или сборного пункта (до зданий переключающей арматуры или установок подготовки шлама);

2) газосборные коллекторы от обвязки газовых скважин (от кустов скважин);

3) трубопроводы стабильного и нестабильного газового конденсата;

4) трубопроводы для подачи очищенного газа и ингибитора в скважины и на другие объекты обустройства месторождений;

5) трубопроводы сточных вод давлением более 10 МПа для подачи воды в скважины для закачки в поглощающие пласты;

6) метанолопроводы;

7) газопроводы для транспортирования газа от УКПГ, УППГ до сооружения магистрального транспорта газа.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

1.2.2 Для нефтяных и газонефтяных месторождений:

1) выкидные трубопроводы от нефтяных скважин для транспортирования продуктов скважин до замерных установок;

2) нефтегазосборные трубопроводы для транспортирования продукции нефтяных скважин от замерных установок до узлов дополнительных работ дожимных насосных станций и установок сепарации нефти для предварительного сброса воды (нефтегазопроводы);

3) газопроводы для транспортирования нефтяного газа от территорий площадок, где находятся установки сепарации нефти, до установок комплексной подготовки газа, установок предварительной подготовки или до потребителей;

4) нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или разгазированной обводненной или безводной нефти от пункта сбора нефти и дожимной насосной станции до центрального пункта сбора;

5) газопроводы для транспортирования газа к эксплуатационным скважинам при газлифтном способе добычи;

6) газопроводы для подачи газа в продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи;

7) трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и систем захоронения пластовых и сточных вод в глубокие поглощающие горизонты, за исключением участков, расположенных на кустовых площадках (на кустах скважин);

8) нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от центрального пункта сбора до сооружения магистрального транспорта;

9) газопроводы для транспортирования газа от центрального пункта сбора до сооружения магистрального транспорта газа;

10) ингибиторопроводы для подачи ингибиторов к скважинам или другим объектам обустройства нефтяных и газонефтяных месторождений, за исключением участков, расположенных на кустовых площадках (на кустах скважин);

11) деэмульгаторопроводы для подачи деэмульгатора к объектам дожимных насосных станций и установок предварительного сброса воды.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

1.2.3 Для подземных хранилищ газа: трубопроводы между площадками отдельных объектов подземных хранилищ газа.

Примечание - Границей промыслового трубопровода является запорная арматура, установленная на входе (трубопровода) на технологическую площадку или на выходе с технологической площадки, но в пределах не более 5 м от границы площадки, если иное не предусмотрено внутренними документами эксплуатирующей организации или утвержденными схемами разграничения зон ответственности. В последнем случае границей можно считать условную границу площадки, согласованную с владельцем площадки.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

1.3 Настоящий стандарт не распространяется на:

1) трубопроводы для транспортирования продукции с высоким содержанием сероводорода (парциальное давление выше 1,0 МПа или объемная концентрация выше 6,0%);

2) трубопроводы для транспортирования продуктов с температурой выше 100 °С;

3) трубопроводы, предназначенные для транспортирования широкой фракции легких углеводородов и отдельных фракций сжиженных углеводородных газов;

4) внутриплощадочные трубопроводы, не относящиеся к промысловым трубопроводам (трубопроводы обвязки кустов скважин, установки предварительной подготовки газа, установки комплексной подготовки газа, дожимные компрессорные станции, дожимные насосные станции, головные компрессорные станции, головные насосные станции, головные сооружения, газоизмерительные станции, пункты сбора, газоперерабатывающие заводы, станции подземного хранения газа и другие площадочные объекты);

5) тепловые сети, линии водоснабжения и канализации;

6) технологические трубопроводы установок предварительного сброса воды, центральных пунктов сбора нефти и приемо-сдаточных пунктов нефти;

7) морские подводные трубопроводы;

8) газопроводы подключения, входящие в состав магистральных газопроводов в соответствии с требованиями СП 36.13330;

9) трубопроводы из неметаллических труб. Проектирование промысловых трубопроводов из стеклопластиковых труб выполняют согласно ГОСТ Р 59411, ГОСТ Р 59834, ГОСТ Р 59910.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

 2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие документы:

ГОСТ 9.014 Единая система защиты от коррозии и старения. Временная противокоррозионная защита изделий. Общие требования

ГОСТ 9.107 Единая система защиты от коррозии и старения. Коррозионная агрессивность атмосферы. Основные положения

ГОСТ 9.502 Единая система защиты от коррозии и старения. Ингибиторы коррозии металлов для водных систем. Методы коррозионных испытаний

ГОСТ 9.506 Единая система защиты от коррозии и старения. Ингибиторы коррозии металлов в водно-нефтяных средах. Методы определения защитной способности

ГОСТ 9.514 Единая система защиты от коррозии и старения. Ингибиторы коррозии металлов для водных систем. Электрохимический метод определения защитной способности

ГОСТ 9.602-2016 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ 12.1.007 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности

ГОСТ 1412 Чугун с пластинчатым графитом для отливок. Марки

ГОСТ 9238 Габариты железнодорожного подвижного состава и приближения строений

ГОСТ 15150 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

ГОСТ 26251 Протекторы для защиты от коррозии. Технические условия

ГОСТ 26775 Габариты подмостовые судоходных пролетов мостов на внутренних водных путях. Нормы и технические требования

ГОСТ 27751 Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения

ГОСТ 30244 Материалы строительные. Методы испытаний на горючесть

ГОСТ 30402 Материалы строительные. Метод испытания на воспламеняемость

ГОСТ 30732 Трубы и фасонные изделия стальные с тепловой изоляцией из пенополиуретана с защитной оболочкой. Технические условия

ГОСТ 33382 Дороги автомобильные общего пользования. Техническая классификация

ГОСТ Р 9.905 (ИСО 7384:2001, ИСО 11845:1995) Единая система защиты от коррозии и старения. Методы коррозионных испытаний. Общие требования

ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ Р 59411 Трубопроводы промысловые из стеклопластиковых труб. Правила проектирования и эксплуатации

ГОСТ Р 59834 Промысловые трубопроводы. Трубы гибкие полимерные армированные и соединительные детали к ним. Общие технические условия

ГОСТ Р 59910 Трубы полимерные, армированные металлическим каркасом, и соединительные детали к ним. Общие технические условия

СП 14.13330 "СНиП II-7-81* Строительство в сейсмических районах"

СП 16.13330 "СНиП II-23-81* Стальные конструкции"

СП 20.13330 "Нагрузки и воздействия"

СП 22.13330 "Основания зданий и сооружений"

СП 25.13330 "Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах"

СП 28.13330 "СНиП 2.03.11-85 Защита строительных конструкций от коррозии"

СП 31.13330 "СНиП 2.04.02-84* Водоснабжение. Наружные сети и сооружения"

СП 32.13330 "СНиП 2.04.03-85 Канализация. Наружные сети и сооружения"

СП 34.13330 "СНиП 2.05.02-84* Автомобильные дороги"

СП 35.13330 "СНиП 2.05.03-84* Мосты и трубы"

СП 36.13330 "СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы"

СП 37.13330 "СНиП 2.05.07-91* Промышленный транспорт"

СП 47.13330.2016 "СНиП 11-02-96 Инженерные изыскания для строительства. Основные положения"

СП 99.13330 "СНиП 2.05.11-83 Внутрихозяйственные автомобильные дороги в колхозах, совхозах и других сельскохозяйственных предприятиях и организациях"

СП 119.13330 "СНиП 32-01-95 Железные дороги колеи 1520 мм"

СП 129.13330 "СНиП 3.05.04-85* Наружные сети и сооружения водоснабжения и канализации"

СП 284.1325800 "Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ"

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов (сводов правил) в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет 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 стандарта 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.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

 3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 авария: Опасное техногенное происшествие, создающее на объекте, определенной территории или акватории угрозу жизни и здоровью людей и приводящее к разрушению или повреждению зданий, сооружений, оборудования и транспортных средств, нарушению производственного или транспортного процесса, нанесению ущерба окружающей среде.

3.2 (Исключен, Изм. № 1).

3.3 байпас: Обводной трубопровод с запорно-регулирующей арматурой для отведения транспортируемой среды (жидкости, газа) из основного трубопровода и подачи ее в этот же трубопровод.

3.4 балластировка трубопровода: Установка на трубопроводе устройств, обеспечивающих его проектное положение на обводненных участках трассы.

3.5 внутритрубное устройство: Очистное, разделительное и диагностическое устройства, пропускаемые по трубопроводу в потоке транспортируемого продукта, воды или воздуха.

3.6 водная преграда: Естественное или искусственное водное препятствие (река, ручей, озеро, пролив, лиман, канал, водохранилище и т.п.).

(Измененная редакция, Изм. № 1).

3.7 воздействие: Явление, вызывающее изменение напряженно-деформированного состояния строительных конструкций и (или) основания здания или сооружения.

3.8 газопровод: Трубопровод, предназначенный для транспортирования газа.

3.9 газопровод-шлейф: Трубопровод, предназначенный для транспортирования пластовой смеси от границы площадки одиночной скважины (куста скважин) месторождений и подземных хранилищ газа до установок комплексной подготовки газа, установок предварительной подготовки газа, пунктов сбора и от компрессорных станций подземных хранилищ газа до границы площадки одиночной скважины (куста скважин) для закачки газа в пласт.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

3.10 газосборный коллектор: Трубопровод, объединяющий потоки пластовой смеси с нескольких газопроводов-шлейфов и транспортирующий их к установкам подготовки газа.

Примечание - Требования к проектированию газосборного коллектора аналогичны требованиям к газопроводам-шлейфам, за исключением положений, не предусматривающих продувочную обвязку в составе узла запорной арматуры.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

3.11 давление: Механическая величина, характеризующая интенсивность сил, действующих на внутреннюю (внутреннее давление среды) или наружную (внешнее давление воды, грунта) поверхности трубопровода по нормали к ней.

3.12 давление рабочее: Наибольшее избыточное давление при нормальном протекании рабочего процесса.

Примечание - Под нормальным протеканием рабочего процесса следует понимать условия (давление, температуру), при сочетании которых обеспечивается безопасная работа сосуда (трубопровода).

3.13 давление расчетное: Максимальное избыточное внутреннее давление, на которое рассчитан трубопровод или его часть в соответствии с нормами.

3.14 давление статическое: Давление продукта, равное пластовому давлению с учетом гидростатических потерь давления в стволе скважины, которое может возникнуть в шлейфе при длительной остановке (либо при образовании гидратной пробки) и при условии отсутствия предохранительного клапана до запорной арматуры.

3.15 естественные и искусственные препятствия: Реки, ручьи, озера, пруды, протоки и болота, овраги, балки; водохранилища, каналы, железные и автомобильные дороги, пересекаемые трубопроводом.

3.16 заглубление трубопровода: Расстояние от верха трубы до поверхности земли.

Примечание - При наличии средств балластировки - расстояние от поверхности земли до верха средств балластировки.

3.17 защитное покрытие: Совокупность изоляционных материалов, нанесенных на поверхность металла для защиты от коррозии.

3.18 защитный футляр (кожух): Конструкция из трубы диаметра большего, чем основной диаметр трубопровода, предназначенная для восприятия внешних нагрузок и предохраняющая от выброса транспортируемого вещества на пересечениях искусственных и естественных препятствий.

3.19 зона термического влияния: Участок основного металла трубы или соединительной детали трубопровода вблизи сварного шва, не подвергшийся расплавлению, структура и свойства которого изменились в результате нагрева при сварке.

3.20 испытание на прочность: Испытание трубопроводов (труб, арматуры, соединительных деталей, узлов и оборудования) внутренним давлением, превышающим рабочее давление, устанавливаемое проектом, с целью подтверждения возможности эксплуатации объекта при рабочем давлении.

3.21 категория участка трубопровода: Характеристика опасности участка трубопровода, классифицируемая в зависимости от показателей опасности транспортируемого продукта, технических характеристик трубопровода, антропогенной активности вблизи трубопровода и иных факторов риска.

Примечание - Данная характеристика учитывает возможность внешнего повреждения трубопровода и последствия возможных аварий на трубопроводе.

3.22 компенсатор: Участок трубопровода специальной конструкции, предназначенный для восприятия за счет своей податливости деформаций трубопровода, вызванных температурой, внутренним давлением и другими нагрузками и воздействиями.

3.23 компенсатор-упор: Компенсатор деформаций трапецеидальной формы в подземном трубопроводе, применяемый для снижения усилий, передаваемых на примыкающие конструкции.

3.24 кран охранный: Охранная запорная арматура на входе или выходе площадочного объекта (УППГ, УКПГ, ДКС, ДНС, ГКС, ГНС, ГС, ГИС, ПС, ГПЗ, СПХГ, ЦПС, НПС), устанавливаемая на промысловом трубопроводе и служащая для экстренного отключения площадочного объекта от линейного трубопровода.

Примечание - Размещение трубопроводной арматуры должно соответствовать требованиям 9.2.1.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

3.25 лупинг: Трубопровод, проложенный параллельно основному трубопроводу на части его протяженности и соединенный с ним перемычками.

3.26 нагрузка: Силовое воздействие, вызывающее изменение напряженно-деформированного состояния конструкции (трубопровода).

3.26а

(Введен дополнительно, Изм. № 1).

3.27 нефтегазопровод: Нефтегазосборный трубопровод, транспортирующий нефть с газом в растворенном состоянии при абсолютном давлении упругости паров при 20°С выше 0,2 МПа и свободном состоянии.

3.28 нефтепровод (промысловый): Трубопровод, транспортирующий разгазированную нефть.

3.29 (Исключен, Изм. № 1).

3.30 нормативный предел прочности (нормативное временное сопротивление) материала труб: Минимальное гарантированное значение предела прочности (временного сопротивления) материала, определенное в стандартах, технических условиях и спецификациях на трубы.

3.31 нормативный предел текучести материала труб: Минимальное гарантированное значение предела текучести материала, определенное в стандартах, технических условиях и спецификациях на трубы.

3.32 общий коридор: Система трубопроводов, размещенных параллельно по одной трассе и предназначенных для транспортирования различных продуктов на территории месторождения.

3.33 ответвление: Трубопровод, примыкающий к основному трубопроводу посредством тройникового соединения и предназначенный для отвода части транспортируемого продукта в сторону от основного направления.

3.34 переход трубопровода: Участок трубопровода на пересечении с искусственным или естественным препятствиями, отличный по конструктивному исполнению от прилегающих участков трубопровода.

3.35 переход трубопровода подводный: Участок трубопровода, проложенного через водную преграду шириной в межень по зеркалу воды более 10 м и глубиной свыше 1,5 м.

3.36 предел прочности (временное сопротивление) материала: Напряжение, соответствующее наибольшему растягивающему усилию, предшествующему разрыву образца [ГОСТ 1497-84].

3.37 предел текучести материала: Напряжение, при котором материал образца деформируется без заметного увеличения усилия [ГОСТ 1497-84].

3.38

(Измененная редакция, Изм. № 1).

3.39 приемлемый риск: Риск, уровень которого допустим и обоснован исходя из экономических и социальных соображений.

3.40 промысел: Горный отвод, предоставленный пользователю недр для разработки месторождений нефти, газа, газового конденсата и теплоэнергетических вод, а также для эксплуатации подземных хранилищ газа и продуктов переработки углеводородов, подконтрольный органам Ростехнадзора.

3.41 работоспособность: Состояние объекта, при котором он способен выполнять все или часть заданных функций в полном или частичном объеме.

3.42 разрушение: Событие, заключающееся в деформировании, изменении геометрических размеров конструкций или отдельных элементов технологической системы (с возможным разделением их на части) в результате силовых, термических или иных воздействий, сопровождающееся нарушением работоспособности объекта.

3.43 расчетная схема: Упрощенное изображение конструкции трубопровода, принимаемое для выполнения расчетов на прочность и устойчивость, а также для гидравлического расчета.

3.44 расчетный коэффициент: Число (меньше единицы), определяющее безопасный уровень напряжений в трубопроводе по отношению к предельному состоянию по текучести или по прочности.

3.45 свеча вытяжная: Устройство для обнаружения утечек углеводородов и удаления пожаровзрывоопасных воздушногазовых смесей из замкнутых и полузамкнутых объемов.

3.46 свеча продувочная: Устройство для опорожнения участка газопровода между запорной арматурой.

3.47 система электрохимической защиты: Составная часть линейной части трубопровода, выполняющая следующие основные технологические функции:

- обеспечение эффективной защиты трубопровода от подземной коррозии;

- контроль эффективности противокоррозионной защиты.

3.48

случайная нагрузка:

Нагрузка, возникающая с частотой менее 10

в год на километр трубопровода.

3.49 соединительные детали трубопроводов: Элементы трубопровода, предназначенные для изменения направления его оси, ответвления от него, изменения его диаметра и др. (отводы, тройники, переходы и др.).

3.50 средство балластировки трубопровода: Конструкция, обеспечивающая за счет балластирующей или удерживающей способности устойчивость положения подземного трубопровода, прокладываемого в обводненной и заболоченной местностях, на переходах через болота различных типов и водные преграды.

3.51 строительные нагрузки: Нагрузки, возникающие при строительно-монтажных работах и испытаниях трубопроводной системы.

3.52 термостабилизация грунта: Принудительное искусственное понижение температуры грунта, находящегося в пластичномерзлом состоянии, с целью обеспечения его несущей способности при восприятии нагрузок от сооружений.

3.52а стесненные условия: Сложившаяся ситуация на участке трассы промыслового трубопровода, когда существующие условия расположения зданий и сооружений, не относящихся к проектируемому промысловому трубопроводу, не позволяют выполнить требования норм по соблюдению минимальных расстояний от проектируемого промыслового трубопровода до объектов, зданий и сооружений.

(Введен дополнительно, Изм. № 1).

3.53 толщина стенки минимальная: Минимальная допустимая величина толщины стенки в любом месте трубы, равная номинальной толщине стенки за вычетом минусового предельного отклонения толщины стенки.

3.54 толщина стенки номинальная: Толщина стенки трубы, указанная в стандартах, технических условиях и спецификациях на трубы.

3.55 толщина стенки расчетная: Толщина стенки трубы, определяемая расчетом на прочность.

Примечание - Расчетная толщина стенки трубы учитывает минусовый допуск.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

3.56 трасса трубопровода: Положение оси трубопровода, определяемое на местности ее проекцией в горизонтальной плоскости.

3.57 трубопровод промысловый: Трубопровод для транспортирования газообразных и жидких продуктов, прокладываемый между площадками отдельных промысловых сооружений (включая площадки, расположенные на разных промыслах), а также к объектам магистрального транспортирования нефти и газа.

Примечание - Границы промыслового трубопровода определяются составом проекта.

3.58 узел пуска и приема внутритрубных устройств: Устройство, устанавливаемое на трубопроводе для введения и вывода из него внутритрубных устройств без остановки транспортирования продукта.

3.59 устойчивость трубопровода: Свойство конструкции трубопровода поддерживать первоначальную форму оси или форму его поперечного сечения.

3.60 участки трубопровода примыкающие: Участки трубопровода, примыкающие к переходам через железные и автомобильные дороги и находящиеся в пределах минимальных расстояний, испытываемые на прочность на втором этапе испытаний в три этапа совместно с переходами.

3.61 участок трубопровода: Часть трубопровода, характеризующаяся постоянностью конструкции и природных условий.

3.62 факельная установка: Техническое устройство, предназначенное для сжигания постоянных, периодических и аварийных сбросов горючих газов и паров.

3.63 функциональные нагрузки: Нагрузки, обусловленные процессом эксплуатации трубопровода.

3.64 сооружения магистрального транспорта: Сооружения магистрального трубопровода (линейная часть, насосные и компрессорные станции и др.), предназначенные для транспортирования жидких и газообразных углеводородов.

(Введен дополнительно, Изм. № 1).

 4 Сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

АТР - активный тектонический разлом;

БКЭС - блочно-комплектное устройство электроснабжения;

ВИК - визуально-измерительный контроль;

ВЛ - воздушная линия электропередач;

ВТУ - внутритрубное устройство;

ВЭИ - вставка электроизолирующая;

ГВВ - горизонт высоких вод;

ГИС - газоизмерительная станция;

ГКС - головная компрессорная станция;

ГНБ - горизонтально-направленное бурение;

ГНС - головная насосная станция;

ГПЗ - газоперерабатывающий завод;

ГРП - газорегуляторный пункт;

ГРС - газораспределительная станция;

ГРУ - газорегуляторная установка;

ГС - головные сооружения;

ДКС - дожимная компрессорная станция;

ДНС - дожимная насосная станция;

ДПВО - дальность распространения токсичных или пожаровзрывоопасных облаков;

ЗА - запорная арматура;

ЗТВ - зона термического влияния (сварного шва);

ИПГ - испытание падающим грузом;

КНС - кустовая насосная станция;

КС - компрессорная станция;

ММГ - многолетнемерзлые грунты;

МРЗ - максимальное расчетное землетрясение;

НДС - напряженно-деформированное состояние;

НПС - нефтеперекачивающая станция;

НС - насосная станция;

НУЭ - нормальные условия эксплуатации;

ПАЗ - противоаварийная защита;

ПГРС - промысловая газораспределительная станция;

ПЗ - проектное землетрясение;

ППГ - пункт подготовки газа;

ППД - поддержание пластового давления (на нефтяных месторождениях);

ПС - пункт сбора;

ПХГ - подземное хранилище газа;

РДС - ручная дуговая сварка;

СДТ - соединительные детали трубопроводов;

СИКГ - система измерения количества и показателей качества газа;

СИКН - система измерения количества и показателей качества нефти;

СПХГ - станция подземного хранения газа;

ТПС - тройник сварной;

ТУ - технические условия;

ТХУ - термохимическая установка;

ПШ - тройник штампованный;

ТШС - тройник штампосварной;

УДЗ - установка дренажной защиты;

УКЗ - установка катодной защиты;

УКПГ - установка комплексной подготовки газа;

УПЗ - установка протекторной защиты;

УПН - установка подготовки нефти;

УППГ - установка предварительной подготовки газа;

УПСВ - установка предварительного сброса воды;

ЦПС - центральный пункт сбора;

ЭХЗ - электрохимическая защита от коррозии.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

 5 Общие положения

5.1 К промысловым трубопроводам относятся трубопроводы, прокладываемые между площадками отдельных промысловых сооружений и установок: кустов скважин, УППГ, УКПГ, ДКС, ДНС, ГКС, ГНС, ГС, ГИС, ПС, УПСВ, УПН, ТХУ, сооружений ГПЗ, СПХГ, а также газопроводы и нефтепроводы от ЦПС до сооружений магистрального транспорта.

5.2 Трубопроводы могут проектироваться подземными, наземными (в насыпи) или надземными на опорах. Основным видом прокладки трубопроводов должна быть подземная. В районах распространения льдистых, высокольдистых и просадочных ММГ способ прокладки трубопроводов определяется на основе теплотехнических расчетов.

Прокладку трубопроводов систем заводнения и захоронения пластовых и сточных вод следует выполнять, как правило, подземным способом. Надземная и наземная прокладки водоводов допускаются только при наличии эффективной системы обогрева и/или теплоизоляции трубопроводов, расчетов, подтверждающих отсутствие застывания транспортируемых продуктов (в том числе при остановке перекачки) за время, необходимое для опорожнения трубопровода. При соответствующем обосновании допускается в виде исключения надземная прокладка высоконапорных водоводов. Для данного способа прокладки также должны быть проведены расчеты, подтверждающие отсутствие застывания транспортируемых продуктов за время, необходимое для возобновления перекачки продукта при возможных неисправностях. Тепловые расчеты водоводов должны соответствовать требованиям [1].

(Измененная редакция, Изм. № 1).

5.3 Трубопроводы могут прокладываться параллельно действующим или проектируемым промысловым трубопроводам в общих коридорах.

5.4 Температура продуктов должна определяться исходя из возможности их транспортирования и требований, предъявляемых к сохранности защитных покрытий, прочности и устойчивости трубопровода.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

5.5 Трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и систем захоронения пластовых и сточных вод в глубокие поглощающие горизонты, нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПС до сооружений магистрального транспорта могут выполняться при соответствующем технико-экономическом обосновании из труб с внутренним защитным покрытием.

5.6 При проектировании трубопроводов следует использовать материалы, изделия и оборудование, разрешенные к применению в установленном порядке.

5.7 При проектировании трубопроводов производственного и хозяйственно-питьевого водоснабжения объектов добычи следует руководствоваться СП 31.13330 и СП 129.13330.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

5.8 Давление насыщенных паров продукта при установлении рабочего давления трубопровода должно приниматься исходя из максимально возможной температуры продукта в условиях транспортирования.

Для уменьшения гидравлических потерь при транспортировании нестабильных газонасыщенных жидкостей рабочее давление во всех точках трубопровода должно быть выше давления насыщения транспортируемого продукта не менее чем на 0,5 МПа, если иное не оговорено в проекте.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

5.9 Защита трубопроводов от внутренней коррозии осуществляется применением ингибиторов, защитных покрытий внутренней поверхности труб, подготовкой транспортируемого продукта с удалением из него агрессивных составляющих, пропуском через очистные устройства.

5.10 Срок службы промыслового трубопровода устанавливается заказчиком в задании на проектирование, подтверждается расчетом в проектной документации.

(Введен дополнительно, Изм. № 1).

 6 Классификация транспортируемых продуктов

6.1 С точки зрения угрозы людям и другим биологическим объектам природной среды продукты подразделяются на нетоксичные и токсичные. К токсичным продуктам относятся продукты, содержащие токсические компоненты в концентрациях, достаточных (в соответствии с санитарными нормами и правилами, утвержденными Главным государственным санитарным врачом Российской Федерации [2]) для установления вокруг объектов промысла с возможными выбросами или утечками продукта санитарно-защитных зон и зон санитарных разрывов.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

6.2 Исходя из потенциальной опасности для жизни и здоровья населения и персонала, возможного ущерба природной среде, а также имуществу объектов промысла, ГС и ПХГ транспортируемые продукты относятся к одной из категорий, представленных в таблице 1.

К токсичным продуктам относятся продукты, содержащие вредное вещество - сероводород 2-го класса опасности согласно ГОСТ 12.1.007.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

Таблица 1 - Классификация транспортируемых продуктов

Категория продукта	Описание
1	Нестабильные сжиженные углеводородные продукты, которые содержат сероводород и другие сернистые соединения, имеют давление насыщенных паров по Рейду более 0,0667 МПа и транспортируются в жидком состоянии. К таким продуктам относятся нестабильные газовые конденсаты и сжиженные нефтяные газы, а также нефть с газовым фактором 300 м /т и более
2	Продукты, перечисленные в категории 1, но не содержащие сероводорода и других сернистых соединений
3	Горючие токсичные продукты, транспортируемые как газы или как двухфазные среды. К таким продуктам относятся природный и нефтяной газы, газоконденсатная смесь, содержащие сероводород и другие сернистые соединения
4	Продукты, перечисленные в категории 3, но не содержащие сероводорода и других сернистых соединений
5	Нетоксичный природный газ, находящийся в однофазном состоянии при стандартных условиях и условиях транспортирования
6	Горючие и токсичные продукты, которые находятся в жидкой фазе при стандартных условиях и при условиях транспортирования. К таким продуктам относятся метанол, моноэтиленгликоль, ингибиторы и другие химреагенты, а также стабильные конденсаты и нефть с газовым фактором до 300 м /т, содержащие сероводород и другие сернистые соединения
7	Горючие нетоксичные продукты, которые находятся в жидкой фазе при стандартных условиях и при условиях транспортирования, не содержащие сероводорода и других сернистых соединений. К таким продуктам относятся стабильные конденсаты, а также нефть с газовым фактором до 300 м /т
8	Жидкие токсичные негорючие продукты на водной основе. К таким продуктам относятся токсичные пластовые и сточные воды
9	Жидкие нетоксичные негорючие продукты на водной основе. К таким продуктам относятся нетоксичные пластовые и сточные воды
Примечания     1 Под давлением насыщенных паров, по Рейду, понимается абсолютное давление пара сжиженных углеводородных продуктов при температуре 37,8°С и соотношении объемов паровой и жидкой фаз 4:1.     2 В качестве стандартных условий приняты давление 760 мм рт. ст. (101325 Па) и температура 20°С.     3 Другие неупомянутые газы или жидкости относятся к одной из вышеперечисленных категорий, наиболее близкой по потенциальной опасности. Если категория не ясна, принимается более опасная.     4 Отнесение продукта к продуктам, содержащим сероводород, указывают в задании на проектирование.

6.3 Продукты, содержащие сероводород, в зависимости от стойкости трубопроводов к сульфидно-коррозионному растрескиванию подразделяются на продукты с низким, средним и высоким содержанием сероводорода в соответствии с данными таблицы 2. Продукты с содержанием сероводорода ниже 300 Па не вызывают сульфидно-коррозионного растрескивания трубопроводов.

Таблица 2 - Классификация продуктов по содержанию сероводорода

Содержание сероводорода	Парциальное давление сероводорода
Низкое	От 300 Па до 10 000 Па включ.
Среднее	Свыше 10 000 Па до 1,0 МПа включ.
Высокое	Свыше 1,0 МПа
Примечание - Парциальное давление сероводорода определяется:            - в газовой среде - по формуле ,          где Р - общее давление газа, МПа;         - содержание в газе сероводорода в объемных или мольных процентах;             - для жидкостей - при давлении, соответствующем растворимости сероводорода в количестве, содержащемся в жидкости.

 7 Классы промысловых трубопроводов и категории их участков

 7.1 Классы и категории трубопроводов. Категории участков

7.1.1 Трубопроводы для транспортирования газа газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений и ПХГ, а также нефтяного газа (далее - газопроводы) в зависимости от рабочего давления подразделяются на четыре класса:

1) I класс - при рабочем давлении свыше 20 до 32 МПа включительно;

2) II класс - при рабочем давлении свыше 10 до 20 МПа включительно;

3) III класс - при рабочем давлении свыше 2,5 до 10,0 МПа включительно;

4) IV класс - при рабочем давлении до 2,5 МПа включительно.

7.1.2 Трубопроводы для транспортирования нестабильного конденсата, в том числе и в смеси с нефтью (далее - конденсатопроводы), и нефтегазопроводы в зависимости от диаметра подразделяются на три класса:

1) I класс - трубопроводы номинальным диаметром свыше DN 300;

2) II класс - трубопроводы номинальным диаметром свыше DN 150 до DN 300 включительно;

3) III класс - трубопроводы номинальным диаметром DN 150 и менее.

Примечание - Использование трубопроводов диаметром свыше 500 мм для транспортирования нестабильного конденсата возможно при соответствующем технико-экономическом обосновании и обеспечении эксплуатационной надежности и экологической безопасности.

7.1.3 Трубопроводы для транспортирования нефти и других жидких продуктов нефтяных и газонефтяных месторождений, а также стабильного газового конденсата газоконденсатных месторождений (далее - нефтепроводы) в зависимости от диаметра подразделяются на три класса:

1) I класс - трубопроводы номинальным диаметром DN 600 и более;

2) II класс - трубопроводы номинальным диаметром менее DN 600 до DN 300 включительно;

3) III класс - трубопроводы номинальным диаметром менее DN 300.

7.1.4 В соответствии с настоящим стандартом предусмотрено проектирование трубопроводов транспортирования воды (далее - водоводы):

- трубопроводы системы ППД с давлением 10 МПа и выше;

- трубопроводы систем заводнения, транспортирующие пресную воду, пластовые и сточные воды с давлением менее 10 МПа.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

7.1.5 Промысловые трубопроводы в зависимости от их назначения подразделяются на категории в соответствии с данными таблицы 3:

- С - "средняя";

- Н - "нормальная".

(Измененная редакция, Изм. № 1).

7.1.6 Участки трубопроводов в зависимости от их характеристик (условий прокладки), категории транспортируемого продукта согласно данным таблицы 1, а также категории трубопровода согласно данным таблицы 3, подразделяются на категории:

- В - "высокая";

- С - "средняя";

- Н - "нормальная".

Назначать категории участков следует в соответствии с данными таблицы 4 (для трубопроводов, транспортирующих нетоксичные продукты) и данными таблицы 5 (для трубопроводов, транспортирующих токсичные продукты).

Имеется следующее соответствие между категориями участков трубопроводов по настоящему стандарту, СП 284.1325800 и СП 36.13330:

(Измененная редакция, Изм. № 1).

7.1.7 При чередовании по трассе трубопровода участков различных категорий протяженностью до 300 м допускается принимать более высокую категорию из них на всем участке чередования.

Таблица 3 - Категории трубопроводов в зависимости от их назначения

Назначение и характеристики трубопровода	Категория трубопровода
Трубопроводы, транспортирующие среды с парциальным давлением сероводорода более 300 Па   Трубопроводы нестабильного конденсата при рабочем давлении от 10 до 32 МПа   Ингибиторопроводы, метанолопроводы, трубопроводы моноэтиленгликоля   Газосборные коллекторы, газопроводы-шлейфы I и II классов   Газопроводы I класса   Нефтегазопроводы I класса с газовым фактором 300 м /т и более   Газопроводы систем закачки газа в продуктивные пласты с давлением 10 МПа и выше   Нефтепроводы I класса   Водоводы, транспортирующие пресные, пластовые и сточные воды с давлением 10 МПа и выше	C
Нефтегазопроводы I класса с газовым фактором менее 300 м /т   Нефтегазопроводы II и III классов независимо от газового фактора   Газопроводы-шлейфы III и IV классов   Газопроводы II, III и IV классов   Выкидные линии нефтяных скважин   Нефтепроводы II и III классов   Водоводы, транспортирующие пресные, пластовые и сточные воды давлением менее 10 МПа	H
Примечание - Для трубопроводов, транспортирующих среды с парциальным давлением сероводорода 300 Па и менее, категория назначается так же, как для трубопроводов со средами, не содержащими сероводорода.

Таблица 3 (Измененная редакция, Изм. № 1).

Таблица 4 - Категории участков трубопроводов, транспортирующих нетоксичные продукты

Таблица 4 (Измененная редакция, Изм. № 1).

Таблица 5 - Категории участков трубопроводов, транспортирующих токсичные продукты категорий 1, 3, 6, 8

Таблица 5 (Измененная редакция, Изм. № 1).

7.1.8 Типы болот, указанные в таблицах 4 и 5, следует принимать в соответствии с 10.2.1.

7.1.9 Классификацию железнодорожных путей следует принимать в соответствии с:

а) СП 119.13330:

- железнодорожные пути общего пользования;

- внешние железнодорожные подъездные пути;

б) СП 37.13330:

- подъездные железнодорожные пути необщего пользования;

- технологические железнодорожные пути (внутренние).

(Введен дополнительно, Изм. № 1).

7.1.10 Классификацию автомобильных дорог следует принимать в соответствии с:

а) ГОСТ 33382 и СП 34.13330:

- автомобильные дороги общего пользования;

- подъездные автомобильные дороги к промышленным предприятиям;

б) СП 37.13330:

- внутриплощадочные автомобильные дороги;

- межплощадочные автомобильные дороги промышленных предприятий и организаций;

в) СП 99.13330:

- внутрихозяйственные автомобильные дороги в сельскохозяйственных предприятиях и организациях.

(Введен дополнительно, Изм. № 1).

 7.2 Минимальные расстояния от населенных пунктов, предприятий, объектов, зданий, сооружений, транспортных и инженерных сетей до трубопроводов

7.2.1 Основные объекты, располагаемые вблизи трассы трубопровода, разделены на группы А-М (принадлежность к той или иной группе указана в позициях 1-11 таблицы 6) по следующему принципу:

- к группе А относятся территориальные образования, включающие производственные или муниципальные объекты, здания и сооружения.

Примечание - Наиболее значимым фактором негативного влияния трубопровода является возможная гибель людей при аварии на трубопроводе;

- к группе Б относятся объекты массового пребывания людей, наиболее значимый фактор негативного влияния трубопровода - гибель людей при аварии;

- к группам В-М относятся объекты, для которых наиболее значимым фактором является возможность серьезного их повреждения (уничтожения) при аварии на трубопроводе или, наоборот, аварии на этих объектах могут повредить (уничтожить) участок или объекты трубопровода.

Таблица 6 - Минимальные расстояния от трубопроводов до объектов, зданий и сооружений

Объекты, здания и	Минимальные расстояния от оси трубопровода, м
сооружения	газопроводы											нефтепроводы,
	класса											нефтегазопроводы и
	III							IV				конденсатопроводы
	номинальным диаметром											класса
	300 и менее	свыше 300 до 600		свыше 600 до 800		свыше 800 до 1400		300 и менее		свыше 300 до 1400		I		II		III
1 Группа А:   - города и другие населенные пункты;   - коллективные сады с садовыми домиками более 50 штук, дачные поселки;   - отдельные промышленные и сельскохозяйственные предприятия с численностью работающих свыше 50 человек;   - тепличные комбинаты и хозяйства;   - птицефабрики;   - молокозаводы;	100 200	150 300		200 400		350 700		75 150		125 250		150 ДПВО		100 ДПВО		75 ДПВО
- карьеры разработки полезных ископаемых;   - гаражи и открытые стоянки для автомобилей индивидуальных владельцев на количество автомобилей свыше 20;   - отдельно стоящие здания с массовым скоплением людей (школы, больницы, клубы, детские сады и ясли, вокзалы и т.д.) с максимальной численностью менее 100 человек;   - вахтовые жилые комплексы;   - отдельные жилые здания
2 Группа Б:   - железнодорожные и автобусные станции;   - аэропорты;   - морские и речные порты и пристани;   - мосты (однопролетные и многопролетные) железнодорожных путей общего пользования и подъездных железнодорожных путей необщего пользования, автомобильных дорог общего пользования и подъездных автомобильных дорог к промышленным предприятиям I-А, I-Б, I-В, II и III категорий, внутриплощадочных автомобильных дорог и межплощадочных автомобильных дорог промышленных предприятий и организаций I-в, ll-в, I-н, ll-н и I-к, ll-к категорий с пролетом свыше 20 м, путепроводы (при прокладке нефтепроводов ниже мостов по течению);   - отдельно стоящие здания с массовым скоплением людей (школы, больницы, клубы, детские сады и ясли, вокзалы и т.д.) с численностью более 100 человек;	120 240	180 360		240 480		420 840		75 100		100 150		180 ДПВО		120 ДПВО		90 ДПВО
- мосты и путепроводы группы Б при прокладке нефтепроводов выше по течению	-	-		-		-		-		-		500 ДПВО		300 ДПВО		200 ДПВО
3 Группа В:   - гидроэлектростанции;   - гидротехнические сооружения морского и речного транспорта I-IV классов;   - очистные сооружения и НС водопроводные, не относящиеся к объектам промысла;   - железнодорожные пути общего пользования (на перегонах) и подъездные железнодорожные пути необщего пользования;   - автомобильные дороги общего пользования и подъездные автомобильные дороги к промышленным предприятиям I-А, I-Б, I-В, II и III категорий;   - склады легко- воспламеняющихся и горючих жидкостей и газов с объемом хранения свыше 1000 м ;	75 150	125 250		150 300		250 500		20 40		50 100		150 ДПВО		100 ДПВО		75 ДПВО
- территории КС, УКПГ, СПХГ и ГРС, поставляющих газ в тупиковую распределительную сеть;   - административно- хозяйственные блоки газовых и нефтяных промыслов;   - автозаправочные станции; мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии технологической связи трубопроводов;   - мачты (башни) и сооружения многоканальной радиорелейной линии связи Минцифры России и других ведомств;   - телевизионные башни;   - отдельно стоящие жилые здания одно-, двухэтажные; садовые домики, дачи, сельскохозяйственные фермы и огороженные участки для организованного выпаса скота
4 Группа Г:   - мосты (однопролетные и многопролетные) подъездных железнодорожных путей (внешних и внутренних), подъездных автомобильных дорог к промышленным предприятиям IV и V категорий, внутриплощадочных автомобильных дорог и межплощадочных автомобильных дорог промышленных предприятий и организаций III-в, lll-н, lll-к, IV-в, IV-н и IV-к категорий с пролетом свыше 20 м, путепроводы (при прокладке нефтепроводов ниже мостов по течению);   - канализационные сооружения;   - вертодромы с парком вертолетов численностью до 10;	30 60	50 100		100 200		200 400		20 40		125 250		75 ДПВО		50 ДПВО		30 ДПВО
- мосты и путепроводы группы Г при прокладке нефтепроводов выше по течению	-	-		-		-		-		-		150 ДПВО		100 ДПВО		60 ДПВО
5 Группа Д;   - железнодорожные сливоналивные устройства;   - внешние железнодорожные подъездные пути;   - автомобильные дороги общего пользования и подъездные автомобильные дороги к промышленным предприятиям IV, V категорий;   - внутрихозяйственные автомобильные дороги в сельскохозяйственных предприятиях и организациях I-вс категории	50 50	75 75		75 75		75 75		15 15		15 15		75 ДПВО		50 ДПВО		30 ДПВО
6 Группа Е:   - территории групповых и сборных пунктов промыслов, ПГРС, промысловых установок очистки и осушки газа;   - территории ГРС, поставляющих газ в кольцевую распределительную сеть, ГРП, в том числе шкафного типа, ГРУ;   - земляной амбар для сбора конденсата при очистке полости трубопровода;   - открытые емкости для парафина, нефтеловушки, отстойные пруды и др.;   - НС водоснабжения, очистные сооружения, КНС для ППД, градирни, котельные и др.;   - вспомогательные и производственные здания категории Д;   - здания и сооружения линейной службы эксплуатации;	30	30		30		30		30		30		30		30		30
- вертолетные посадочные площадки без базирования на них вертолетов;   - закрытые подземные емкости для хранения и разгазирования конденсата при узлах пуска и приема очистных устройств, кроме изготавливаемых из труб конденсатоприемников, входящих в состав узлов, для которых расстояние определяется конструктивно;   - отдельные электростанции и распределительные устройства, предназначенные для питания объектов промысла:
открытых;	40	40		50		50		30		30		50		50		50
закрытых	20	20		25		25		15		15		25		25		25
7 Группа Ж:   - кабели междугородной связи и силовые электрокабели (за исключением силовых электрокабелей, кабелей связи, кабелей телемеханики и автоматики, предназначенных для обслуживания трубопровода);   - мачты (башни) и сооружения необслуживаемой малоканальной радиорелейной связи трубопроводов, электрогенераторы;   - пункты редуцирования для газоснабжения электрогенераторов;   - замерные сепарационные установки, нефтяные НС, газозамерные ГРП, установки предварительного сброса пластовой воды и др.;   - необслуживаемые усилительные пункты кабельной связи в подземных термокамерах;   - объекты связи, телемеханики и автоматики, предназначенные для обслуживания трубопровода;	15	15		15		15		15		15		15		15		15
- кабели местной телефонной связи, кабели зоновой и сельской связи	10	10		10		10		10		10		10		5		5
8 Группа И   Притрассовые постоянные дороги, предназначенные для обслуживания трубопроводов и кустов скважин	10	10		10		10		10		10		10		10		10
9 Группа К   Железные дороги промышленного железнодорожного транспорта (внутренние)	12	12		15		20		9		9		15		15		15
10 Группа Л:   - внутренние автомобильные дороги промышленных предприятий и организаций всех категорий;   - подъезды на территории нефтяных и газовых месторождений;   - карьеры грунтовых материалов	15	15		20		20		9		9		10		10		10
11 Группа М   Резервуары конденсата, гликолей, метанола, этаноламинов и других горючих жидкостей, дренажные емкости на кустах скважин	75	100		125		150		50		75		30		25		25
12 Объекты:   - магистральные оросительные каналы и коллекторы, реки и водоемы, вдоль которых прокладывается трубопровод;   - водозаборные сооружения и станции оросительных систем, артезианские скважины	25 40	25 60		50 80		75 100		25 40		25 60		100		70		50
13 Специальные предприятия, сооружения, площадки, охраняемые зоны, склады взрывчатых и взрывоопасных веществ, карьеры полезных ископаемых, добыча на которых производится с применением взрывных работ, склады сжиженных горючих газов	В соответствии с требованиями специальных нормативных документов, утвержденных в установленном порядке, и по согласованию с органами государственного надзора, министерствами и ведомствами, в ведении которых находятся указанные объекты
14 Объекты:   - ВЛ высокого напряжения, параллельно которым прокладывается трубопровод;   - ВЛ высокого напряжения, параллельно которым прокладывается трубопровод в стесненных условиях трассы;   - опоры ВЛ высокого напряжения при пересечении их трубопроводом;   - открытые и закрытые трансформаторные подстанции и закрытые распределительные устройства напряжением 35 кВ и более	В соответствии с требованиями правил, утвержденных Минэнерго России [3], пункты 2.5.284-2.5.290
15 Устье одиночной или отсыпка куста бурящихся и эксплуатирующихся нефтяных, газовых, водозаборных и нагнетательных скважин, предназначенных для нужд систем ППД	50 50		100 100		100 100		100 100		50 50		100 100		50 50		30 30		30 30
Примечания   1 Расстояния, указанные над чертой, относятся к трубопроводам, транспортирующим продукты категорий 2, 4, 5, 7, 9, под чертой - к трубопроводам, транспортирующим продукты категорий 1, 3, 6, 8.   2 Расстояния, указанные в таблице, следует принимать:   - для городов и других населенных пунктов - от проектной городской черты на расчетный срок от двадцати до двадцати пяти лет;   - для отдельных промышленных предприятий, железнодорожных станций, аэродромов, морских и речных портов и пристаней, гидротехнических сооружений, складов горючих и легковоспламеняющихся материалов, артезианских скважин - от границ отведенных им территорий с учетом их развития;   - для железных дорог - от подошвы насыпи или бровки выемки со стороны трубопровода, но не менее 10 м от границы полосы отвода дороги;   - для автомобильных дорог - от подошвы насыпи земляного полотна;   - для всех мостов - от подошвы конусов;   - для отдельно стоящих зданий и строений - от ближайших выступающих их частей.   3 Под отдельно стоящим зданием или строением следует понимать здание или строение, расположенное вне населенного пункта на расстоянии не менее 50 м от ближайших к нему зданий или сооружений.   4 Для объектов группы А минимальные расстояния можно уменьшить на 20% в случае, если количество людей, попадающих в пределы зоны, ограниченной минимальным расстоянием, составляет менее 10 человек.   5 Минимальные расстояния от оси трубопроводов до однопролетных и многопролетных мостов железных и автомобильных дорог с пролетом 20 м и менее следует принимать такими же, как и до дорог, составной частью которых они являются.   6 Минимальные расстояния от оси трубопроводов до объектов, зданий и сооружений при надземной прокладке, предусмотренные в позициях 1-4, следует принимать увеличенными в 1,5 раза. Данное требование относится к участкам надземной прокладки протяженностью свыше 150 м.   7 Расстояния до объектов, отсутствующих в данной таблице, следует принимать по согласованию с соответствующими органами государственного надзора и заинтересованными организациями.   8 Для газопроводов, прокладываемых в лесных районах, минимальные расстояния от железных и автомобильных дорог допускается сокращать на 30% без повышения категории участка газопровода.   9 Газопроводы, конденсатопроводы и другие объекты, из которых возможен выброс или утечка газа в атмосферу, следует располагать за пределами полос воздушных подходов к аэродромам и вертодромам.   10 Расстояния до железных и автомобильных дорог, а также до мостов и путепроводов на дорогах указаны для трубопроводов, прокладываемых параллельно дорогам.   11 Расстояния от трубопроводов до БКЭС, а также от кранового узла до БКЭС принимаются согласно позиции 6 как для закрытых устройств.   12 Расстояния от скважин и кустов скважин до площадок ГРП, СП, КС, УКПГ, СОГ, ГРС, УППГ принимаются аналогично расстояниям от указанных объектов до трубопроводов.   13 Расстояния до объектов группы Е (КТП-10(6)/0,4 кВ) не относятся к трубопроводам внутри куста скважин, а также к трубопроводам, подходящим к площадке данного куста скважин или выходящим от нее.   14 Расстояния от технологических площадок, указанные в позициях 3, 6, 7, 15, не относятся к входящим и выходящим трубопроводам данной технологической площадки. Расстояния определяются с учетом фактической возможности производства строительно-монтажных работ.   15 Минимальные расстояния от комплектных трансформаторных подстанций КТП-10(6)/0,4 кВ, предназначенных для обслуживания линейных коммуникаций и содержащих в своем составе распределительные устройства, до подземных промысловых нефтепроводов следует принимать согласно позиции 7.   16 При строительстве трубопроводов допускается их совместная прокладка на общей эстакаде с кабелями связи и электроснабжения, предназначенными для электроснабжения объектов проектируемого трубопровода (или объектов, обеспечивающих работу трубопровода), на непротяженных участках от источника электроснабжения до потребителя (узел запорной арматуры, узел подключения, СИКГ, СИКН и т.п.) длиной до 1500 м при следующих условиях:   - прокладка кабелей непосредственно над трубопроводами не допускается, расстояние между кабелями и трубопроводами должно составлять по вертикали не менее 1 м, по горизонтали - не менее 0,5 м;   - кабели размещаются в защитном футляре (коробе);   - футляр (короб) должен быть надежно закреплен от падения на трубопроводы;   - максимальное напряжение кабелей должно составлять не более 35 кВ включительно;   - при расположении кабельных эстакад и галерей на технологической эстакаде с трубопроводами с горючими газами и легковоспламеняющимися жидкостями должны быть выполнены противопожарные мероприятия (использование ограждающих горизонтальных или вертикальных конструкций с огнестойкостью не менее 0,75 ч). Крепление кабельных и других конструкций непосредственно к трубопроводам не допускается.   17 Для артезианских скважин питьевого назначения дополнительно следует учитывать требования [4], предъявляемые к источникам питьевого водоснабжения.   18 При прокладке проектируемого трубопровода на участках подключения к действующему трубопроводу и на участках подхода к узлам запорной арматуры, при наличии стесненных условий и сложностях выполнения строительно-монтажных работ (значительное количество пересечений, значительная глубина прокладки, невозможность соблюдения требований таблицы), допускается сократить на 50% расстояния до объектов электроснабжения, связи, телемеханики и автоматики, предназначенных для обслуживания трубопровода (см. позицию 6).   19 Расстояния от низконапорных водоводов рабочим давлением до 2 МПа включительно следует принимать равными 50% от минимальных расстояний для нефтепроводов и конденсатопроводов класса III. Расстояния от высоконапорных водоводов и низконапорных водоводов с рабочим давлением свыше 2 МПа следует принимать равными минимальным расстояниям для нефтепроводов и конденсатопроводов класса III.   20 Расстояния от трубопроводов до карьеров грунтовых материалов, предназначенных для заготовки (буртования) минерального грунта или торфа и располагаемых вблизи строительства, принимаются не менее 100 м.   21 К объектам связи, телемеханики и автоматики, предназначенным для обслуживания трубопровода, относятся в том числе здания блоков автоматики, блоков контроля и управления, блоков низковольтных комплектных устройств.

Таблица 6 (Измененная редакция, Изм. № 1).

7.2.2 При назначении минимальных расстояний по группам объектов в таблице 6 учитывались следующие особенности объектов:

- объекты, минимальные расстояния от которых устанавливаются настоящим стандартом в зависимости от технических характеристик трубопровода (диаметр, рабочее давление) и свойств транспортируемого продукта;

- объекты, минимальные расстояния от которых устанавливаются настоящим стандартом вне зависимости от технических характеристик трубопровода;

- объекты, минимальные расстояния от которых регламентируются нормативными документами, обеспечивающими на обязательной или добровольной основе выполнение требований технических регламентов.

7.2.3 Расстояние от объекта до оси трубопровода должно приниматься в зависимости от назначения объекта, присутствия на нем людей, класса и технических характеристик трубопровода, транспортируемого продукта и иных факторов. Если расстояние равно или превышает значение минимального расстояния, определенного в соответствии с требованиями данного раздела, то считается, что проектные решения соответствуют требованиям безопасности к техногенному воздействию трубопровода на объект (для некоторых случаев - техногенного воздействия объекта на трубопровод). В противном случае проектные мероприятия по обеспечению безопасности объектов относительно техногенного воздействия трубопровода (для некоторых случаев - воздействия объекта на трубопровод) должны обеспечиваться иным способом.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

7.2.4 Минимальные расстояния от объектов до оси газопроводов III и IV классов следует принимать согласно данным таблицы 6.

7.2.5 Минимальные расстояния L, м, от объектов групп А-Д до оси газопроводов I и II классов (см. позиции 1-5 в таблице 6) следует вычислять по формулам:

;                                                           (7.1)

20 м,                                                                (7.2)

где р - рабочее давление в газопроводе, МПа;

- базисное значение минимального расстояния, принимаемое в зависимости от диаметра для газопроводов III класса в таблице 6.

При определении минимального расстояния по формуле (7.1) полученное значение следует округлить в большую сторону с точностью до 5 м.

7.2.6 Минимальные расстояния от объектов групп Е-М и объектов позиций 6-14 в таблице 6 до оси газопроводов I и II классов следует принимать согласно данным таблицы 6 как для газопроводов класса III независимо от уровня рабочего давления.

7.2.7 Минимальные расстояния от объектов до нефтепроводов и конденсатопроводов следует принимать в соответствии с данными таблицы 6 в зависимости от класса трубопровода.

7.2.8 Минимальные расстояния от объектов групп А-Д (см. позиции 1-5 в таблице 6) следует принимать до нефтепроводов и конденсатопроводов:

- транспортирующих продукты категорий 4, 5, 7, а также метанол и ингибиторы - по значениям, указанным над чертой;

- транспортирующих продукты категорий 1-3 и 6 из условия исключения попадания этих объектов, зданий, сооружений в пределы расчетных значений ДПВО паров продукта, транспортируемого в жидком виде.

Расчетные значения ДПВО должны определяться на основании методик, разрешенных в установленном порядке для применения. Принимаемые по ДПВО значения расстояний должны быть не менее соответствующих значений, указанных над чертой.

7.2.9 Минимальные расстояния от объектов групп Е-М и других объектов в соответствии с позициями 6-14 в таблице 6 до нефтепроводов и конденсатопроводов следует принимать независимо от категории транспортируемого продукта.

7.2.10 Указанные в таблице 6 расстояния относятся к случаю размещения трубопроводов нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов на отметках земли на уровне или ниже объектов, а на переходах через водные преграды - ниже по течению от объектов и сооружений.

7.2.11 При необходимости размещения трубопроводов нефти и нефтепродуктов на отметках земли выше объектов к приведенным в таблице 6 минимальным расстояниям, исходя из местных условий и норм технологического проектирования, должны быть предусмотрены дополнительные проектные решения по обеспечению безопасности объектов, в том числе за счет:

- увеличения минимальных расстояний;

- устройства отводных канав, защитных экранов и других технических сооружений;

- установки дополнительных датчиков (устройств) обнаружения утечек транспортируемого продукта и запорных устройств с дистанционным управлением, отключающих аварийные участки трубопровода в случае утечек продукта;

- прокладки трубопровода в футляре и др.

7.2.12 Угол подхода трубопроводов к площадкам НС, НПС, УКПГ, УППГ, ГПЗ, ДКС и СПХГ (между осью трубопровода и ограждением площадок) следует принимать не менее 60°. В случае несоблюдения данного условия участок трубопровода, примыкающий к площадкам, на соответствующем расстоянии следует принимать категории В.

7.2.13 (Исключен, Изм. № 1).

7.2.14 На нефтегазоконденсатных месторождениях расстояния от трубопровода должно составлять не менее:

- до центра вертикального факела 60 м;

- до обвалования горизонтального факела 60 м;

- до свечей сброса газа с контура КС 25 м.

 8 Выбор трасс трубопроводов

8.1 Выбор трассы трубопроводов должен производиться на основе вариантной оценки технической и экономической целесообразности и экологической допустимости из нескольких возможных вариантов.

При выборе трассы трубопроводов должна учитываться возможность применения эффективных и высокопроизводительных методов производства строительно-монтажных работ.

8.2 Прокладка промысловых трубопроводов по территориям вахтовых жилых комплексов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, аэродромов, морских и речных портов, пристаней и других аналогичных объектов не допускается.

8.3 При подземной, наземной и надземной прокладке при взаимном пересечении газопроводы должны располагаться над нефтепроводами, конденсатопроводами, другими трубопроводами, транспортирующими жидкие продукты, и водоводами. При невозможности соблюдения вышеуказанного требования проектируемый трубопровод должен заключаться в защитный футляр с выводом концов на расстояние не менее 10 м в обе стороны от оси пересекаемой коммуникации.

8.4 Расстояния между параллельными трубопроводами

8.4.1 Расстояния между параллельными трубопроводами должны приниматься из условий обеспечения сохранности действующего трубопровода при строительстве нового, безопасности при проведении работ и надежности трубопроводов в процессе эксплуатации, но не менее значений, приведенных в таблице 7.

Примечания

1 Расстояние между группой действующих трубопроводов, проложенных в одной траншее, и одиночным строящимся трубопроводом, или наоборот, следует принимать согласно данным таблицы 7, как между осями крайнего трубопровода в группе и одиночного трубопровода.

2 Требования таблицы 7 распространяются также на параллельно прокладываемые наземные трубопроводы (в общей насыпи) и надземные трубопроводы на общих опорах (эстакадах). В этом случае расстояния принимаются между осями крайних трубопроводов смежных насыпей, эстакад по диаметру трубопровода, который является максимальным в смежных насыпях, эстакадах.

3 При прокладке промысловых трубопроводов параллельно магистральным трубопроводам расстояния между ними следует принимать:

- в случае прохождения магистрального трубопровода по территории промысла (горного отвода) - по настоящему стандарту (в пределах границ промысла);

- в остальных случаях - по нормам проектирования магистральных трубопроводов.

4 Допускается прокладка надземных трубопроводов разных этапов строительства и разного назначения на единой эстакаде со следующими условиями и дополнительными мероприятиями:

- опорная часть эстакады проектируется к строительству на первом этапе сразу под все трубопроводы;

- расстояния в свету между трубопроводами принимаются в соответствии с требованиями 8.8;

- необходимо предусмотреть двойной контроль всех сварных стыков всех трубопроводов: 100%-ный радиографический контроль, 100%-ный ультразвуковой контроль;

- необходимо обеспечить при организации строительства нового трубопровода сохранность действующего трубопровода.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

8.4.2 Проектируемый трубопровод, прокладываемый параллельно действующему, следует располагать, если возможно, с одной стороны от действующего.

8.5 Допускается совместная в одной траншее или на общих опорах (эстакадах) прокладка трубопроводов одного или различного назначения. Количество трубопроводов определяется проектом исходя из условий надежности и безопасности эксплуатации трубопроводов и удобства выполнения строительно-монтажных и ремонтных работ. В целях использования несущей способности трубопроводов допускается:

- закрепление на трубопроводах ингибиторопроводов, метанолопроводов, трубопроводов моноэтиленгликоля номинальным диаметром не более DN 100, кабелей связи;

- закрепление на высоконапорных водоводах газлифтных газопроводов номинальным диаметром не более DN 100.

При этом расстояние в свету между смежными основными и крепящимися к ним трубопроводами определяется конструктивно без учета требования 8.8. При наличии теплоизоляции на закрепляемых трубопроводах (номинальным диаметром не более DN 100) их наружный диаметр не должен превышать 200 мм с учетом теплоизоляции.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

8.6 Расстояние в свету между трубопроводами, укладываемыми в одной траншее или на общих опорах (эстакаде), должно определяться проектом из условий обеспечения надежности и безопасности эксплуатации трубопроводов и удобства выполнения строительно-монтажных и ремонтных работ.

Таблица 7 - Минимальные расстояния между строящимися и действующими трубопроводами при параллельной прокладке

Таблица 7 (Измененная редакция, Изм. № 1).

8.7 Расстояние в свету между трубопроводами в одной траншее (с учетом возможного слоя теплоизоляции) должно быть не менее 500 мм для трубопроводов до DN 300 включительно и не менее двух диаметров для трубопроводов DN 400 и более.

8.8 Расстояние в свету между укладываемыми на общих опорах (эстакаде) трубопроводами должно быть не менее 500 мм и не менее диаметра трубопровода. В этом случае под диаметром трубопровода понимается наружный диаметр большего трубопровода (при прокладке трубопроводов различных диаметров) с учетом возможного слоя теплоизоляции.

8.9 При выборе трасс трубопроводов необходимо учитывать перспективное развитие месторождения, условия строительства и обслуживания трубопроводов в период их эксплуатации (существующие, строящиеся и проектируемые здания и сооружения, мелиорация, ирригация пустынных и других районов и т.д.).

8.10 (Исключен, Изм. № 1).

 9 Конструктивные решения трубопроводов

 9.1 Общие положения

9.1.1 Диаметр трубопровода следует определять на основании гидравлического расчета.

При выборе диаметра труб следует руководствоваться отношением максимальной скорости потока к максимальной скорости эрозии - не более 0,8, а значения эквивалентной шероховатости труб принять равными:

- для труб без внутреннего гладкостного покрытия - 0,030 мм;

- для труб с внутренним гладкостным покрытием - 0,010 мм.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

9.1.2 Трубопроводы следует прокладывать следующими способами: подземным, наземным (в насыпи) или надземным (на опорах).

9.1.3 Толщины стенок труб и СДТ следует определять по расчету в соответствии с требованиями настоящего стандарта.

9.1.4 Применяемые для трубопроводов трубы, СДТ, сварные соединения, материалы для балластировки и закрепления трубопроводов, теплоизоляционные материалы должны соответствовать требованиям, изложенным в разделе 14.

9.1.5 Требования к защитным покрытиям трубопроводов и к системе ЭХЗ должны определяться в соответствии с требованиями настоящего стандарта.

9.1.6 В трубопроводах соединение труб производится при помощи сварки или иными способами, аттестованными и сертифицированными в соответствии с Системой аттестации сварочного производства Ростехнадзора. Применение фланцевых соединений допускается только для подключения трубопроводов к оборудованию запорной, запорно-регулирующей арматуре и контрольно-измерительным приборам.

Не допускается непосредственная приварка к трубопроводам усиливающих элементов (ребер жесткости, бандажей, хомутов, опор и др., кроме усиливающих накладок при прямой врезке трубопроводов). Узлы, в состав которых входят трубы (или СДТ) и другие стальные конструкции, должны быть заводского изготовления.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

9.1.7 В трубопроводах следует применять стальную запорную и запорно-регулирующую арматуру.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

9.1.8 Допустимые радиусы изгиба трубопроводов в горизонтальной и вертикальной плоскостях должны определяться расчетом из условия прочности, местной устойчивости стенок труб и устойчивости положения трубопровода под воздействием внутреннего давления, собственного веса и продольных сжимающих усилий, возникающих в результате действия внутреннего давления и изменения температуры металла труб в процессе эксплуатации. Отводы для участков трубопроводов, где предусматривается пропуск ВТУ, должны иметь радиус изгиба не менее 5 DN. Допускается применение отводов с радиусом изгиба менее 5 DN в случае, если в задании на проектирование объекта указываются ВТУ с соответствующими параметрами по прохождении криволинейных элементов трубопроводов.

9.1.9 Необходимость установки узлов пуска и приема ВТУ определяется заданием на проектирование. Конструкция узлов пуска и приема ВТУ определяется проектом. Места установки узлов пуска и приема ВТУ должны быть ограждены, иметь освещение, к ним должен быть обеспечен подъезд автотранспорта.

Все элементы трубопроводов в пределах одного участка, по которому предусмотрено прохождение ВТУ, должны быть равнопроходными (трубы, линейная арматура, камера пуска и приема ВТУ).

В отдельных случаях при соответствующем обосновании допускается не предусматривать устройств пуска и приема ВТУ (например, при незначительной протяженности трубопровода и др.).

9.1.10 Овальность сечений трубопроводов при внутреннем давлении, равном атмосферному, не должна превышать овальности, допускаемой из условия прохождения ВТУ. Кроме того, овальность не должна превышать 5%.

9.1.11 При проектировании узлов равнопроходных ответвлений от основного трубопровода, а также неравнопроходных ответвлений, диаметр которых составляет свыше 0,3 диаметра основного трубопровода, должны предусматриваться проектные решения, исключающие возможность попадания ВТУ в ответвление.

9.1.12 Для трубопроводов, предназначенных для транспортирования продуктов, оказывающих коррозионные воздействия на металл и сварные соединения труб и арматуру, должны предусматриваться мероприятия, обеспечивающие защиту трубопроводов от коррозионного воздействия или сероводородного растрескивания.

Монтажные сварные соединения трубопроводов, транспортирующих среды, вызывающие сульфидно-коррозионное растрескивание, должны подвергаться снятию сварочных напряжений путем термической обработки швов.

9.1.13 В местах подключения трубопроводов к существующим или проектируемым трубопроводам, около узлов пуска и приема ВТУ, в местах установки перемычек, на подходах шлейфов к скважинам и УППГ, УКПГ, СПХГ, ДНС, ЦПС, на переходах через естественные и искусственные препятствия и в других случаях, где возможны значительные перемещения трубопроводов, следует определять величину продольных перемещений примыкающих участков трубопроводов от воздействия внутреннего давления и изменения температуры металла труб. Величина продольных перемещений как воздействие должна учитываться при расчете указанных выше конструктивных элементов, присоединяемых к трубопроводу.

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

9.1.14 При транспортировании по трубопроводу влажных или конденсирующихся продуктов должны предусматриваться меры, предупреждающие образование ледяных и гидратных пробок (ввод метанола, ингибитора, укладка трубопровода ниже глубины промерзания, путевой подогрев трубопровода и др.). Выбор метода определяется на основании технико-экономических расчетов.

9.1.15 Запрещается прокладка трубопроводов (газопроводов, нефтепроводов и трубопроводов системы ППД) транзитом по территориям эксплуатируемой и консервированной нефтяной скважины и скважины системы ППД.

(Введен дополнительно, Изм. № 1).

 9.2 Размещение трубопроводной арматуры

9.2.1 На трубопроводах следует предусматривать установку запорной арматуры на расстоянии, определяемом расчетом из условия обеспечения безопасности людей и объектов инфраструктуры, но не более:

- 30 км - для трубопроводов газа, не содержащих сероводорода;

- 15 км - для трубопроводов нефти, нефтепродуктов, стабильного конденсата и нефтегазопроводов, не содержащих сероводорода;

- 5 км - для указанных сред, содержащих сероводород;

- 10 км - для трубопроводов нестабильного конденсата, ингибиторов и метанола, на низконапорных и высоконапорных водоводах.

Кроме того, установку запорной арматуры необходимо предусматривать:

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

б) на входе и выходе трубопроводов (на/с площадке(и) нефтепроводов, газопроводов) из УКПГ, УППГ, КС, ДКС, ГС, ПХГ, ГПЗ, ГИС, ГКС, ГНС, ДНС, ГПЗ, УПСВ, УПН, ЦПС, ПС и НПС (охранная отключающая арматура) на расстоянии от границ территории площадок не более 1500 м и не менее:

1) диаметром DN 1000 и более - 750 м;

2) диаметром менее DN 1000 до DN 700 включительно - 500 м;

3) диаметром менее DN 700 до DN 300 включительно - 300 м;

4) диаметром менее DN 300 - 100 м.

При наличии в пределах расстояний, указанных выше, камер приема и пуска ВТУ допускается совмещение их с охранной запорной арматурой. Дополнительная установка отдельного узла охранной запорной арматуры не является обязательной;

в) на обоих концах подводного и надземного переходов через водную преграду (реки, ручьи) при ширине более 10 м по зеркалу воды в межень и одновременно глубине более 1,5 м, а также через озера площадью зеркала воды (по всему водоему) более чем 10000 м

при пересечении:

1) нефтепроводами, нефтегазопроводами, метанолопроводами, ингибиторопроводами и конденсатопроводами на однониточных переходах категории В и на переходах с резервной ниткой. При этом установка запорной арматуры должна быть на отметках выше ГВВ 10% обеспеченности на расстоянии от водной преграды не менее 50 м и не более 300 м;

2) переходов с резервной ниткой: газопроводом сырого газа, газопроводом-шлейфом, газопроводом "сухого" газа от УКПГ до ГС;

г) на обоих концах участков нефтепроводов, нефтегазопроводов и конденсатопроводов, проходящих на отметках выше зданий и сооружений населенных пунктов и промысловых объектов энергетического, диспетчерско-производственного и жилищно-бытового назначения, в т. ч. железных дорог общей сети и автодорог с I до III категорий, на расстоянии, устанавливаемом проектом в зависимости от рельефа местности и необходимости обеспечения безопасности объектов;

д) на обоих берегах болот III типа при необходимости сооружения резервной нитки протяженностью 500 м и более.

Примечания

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

2 Допускается не устанавливать запорную арматуру в начале ответвлений незначительной протяженности (до 500 м).

3 При последовательном пересечении нескольких водных преград, расположенных поблизости друг от друга, допускается их объединение единым участком с установкой узлов запорной арматуры по концам участка при выполнении следующих условий:

- ширина каждой из водных преград не превышает 25 м;

- расстояние между узлами запорной арматуры должно составлять не более:

- для трубопроводов DN 300 и менее - 10 км;

- для трубопроводов свыше DN 300 - 5 км.

При пересечении водной преграды шириной не более 25 м и при наличии узлов запорной арматуры или отключающей арматуры на площадках на расстоянии не более 5 км, позволяющих отключать участок с водной преградой, установка дополнительной запорной арматуры непосредственно на переходе не требуется.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

9.2.2 Охранная запорная арматура, устанавливаемая на входе и выходе трубопроводов подключения к площадкам УППГ, УКПГ, ДКС, ГС, ПХГ, ГИС, ГКС, ГНС, ДНС, ГПЗ, УПСВ, УПН, ЦПС, ПС, а также запорная арматура на трубопроводах I и II классов (нефтепроводах, нефтегазопроводах и конденсатопроводах) на обоих концах подводного и надземного переходов через водную преграду (реки, ручьи) при ширине более 10 м по зеркалу воды в межень и одновременно глубине более 1,5 м, а также через озера площадью зеркала воды (по всему водоему) более чем 10000 м

и при прокладке их выше отметок зданий и сооружений, населенных пунктов и промысловых объектов энергетического, диспетчерско-производственного и жилищно-бытового назначения, должны быть оборудованы системой телемеханики дистанционного управления ЗА и дистанционным контролем давления.

Время полного перекрытия трубопровода запорной арматурой от начала выдачи команды на экстренное перекрытие при дистанционном управлении не должно превышать значений, установленных правилами эксплуатации трубопроводов.

Тепловые укрытия на надземную часть запорной арматуры на случай пожара при авариях вблизи нее предусматриваются по требованию заказчика.

Для трубопроводов с рабочим давлением свыше 25 МПа и номинальным диаметром DN 200 и более для исключения гидроударов и возможности плавного заполнения трубопровода перекачиваемым продуктом необходимо предусматривать байпас арматуры необходимого диаметра и сброс на свечу (для газопроводов).

(Измененная редакция, Изм. № 1).

9.2.2.1 Допускается установка запорной арматуры без оборудования системой телемеханики дистанционного управления ЗА и дистанционного контроля давления на трубопроводах I и II классов (нефтепроводах, нефтегазопроводах и конденсатопроводах) при переходе их через водные преграды при выполнении следующих условий:

- участки переходов и прибрежные участки длиной не менее 25 м должны быть категории В;

- используемые трубы должны быть класса прочности не ниже К52;

- минимальная толщина стенки участков переходов и примыкающих участков длиной не менее 25 м должна составлять не менее 8 мм для трубопроводов

400 и 12 мм для трубопроводов 400

700;

- минимальная толщина стенки участков переходов и примыкающих участков в пределах границ водоохранных зон и границ прибрежных защитных полос водных объектов должна соответствовать уровню кольцевых напряжений в стенках труб от рабочего давления - не выше 40% нормативного предела текучести металла труб;

- неразрушающий контроль сварных стыков трубопроводов на участках переходов выполняют двумя независимыми методами: 100%-ным радиографическим и 100%-ным ультразвуковым;

- испытания участков переходов трубопроводов проводят гидравлическим способом в три этапа согласно требованиям позиции 1 таблицы 21;

- внутритрубную диагностику трубопровода выполняют до ввода в эксплуатацию.

(Введен дополнительно, Изм. № 1).

9.2.2.2 Участки подземных промысловых трубопроводов (нефтепроводов, нефтегазопроводов и конденсатопроводов) в местах пересечения рек должны быть уложены в защитные кожухи из стальных или железобетонных труб.

В случае применения кожухов из стальных труб должны быть выполнены следующие дополнительные требования:

- материал стальных труб кожухов должен соответствовать требованиям национальных, региональных, международных стандартов, применение которых установлено в задании на проектирование, как к стальным конструкциям общего назначения. Толщину стенки стальной трубы футляра следует принимать не менее 1/70 DN, но не менее 10 мм;

- концы защитного кожуха должны быть выведены на расстояние не менее 50 м от границ меженного уровня воды;

- положение трубопровода в футляре должно быть зафиксировано в соответствии с 10.3.14;

- концы футляров должны быть защищены герметизирующими манжетами, а манжеты - специальными укрытиями.

(Введен дополнительно, Изм. № 1).

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

Примечание - Требование данного пункта не распространяется на линейную запорную арматуру узлов подключения.

9.2.4 Запорная арматура диаметром DN 400 и более должна устанавливаться на фундаменты. Необходимость фундаментов для запорной арматуры меньшего диаметра определяется проектом.

9.2.5 На одном из концов участков газопроводов между запорной арматурой, узлах пуска и приема ВТУ, узлах подключения следует предусматривать установку продувочных свечей на расстоянии не менее 15 м от запорной арматуры при номинальном диаметре газопровода до DN<1000 и не менее 50 м при

1000.

На трубопроводах-шлейфах, включая коллекторную часть трубопровода, продувочные свечи допускается не устанавливать.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

9.2.6 Диаметр продувочной свечи следует определять из условия опорожнения участка трубопровода между запорной арматурой за время не более трех часов, при этом диаметр свечи не должен превышать 300 мм. Высоту свечи следует определять на основании расчета и сравнения с нижним концентрационным пределом распространения пламени приземных концентраций углеводородных газов и паров в начальный и конечный момент времени опорожнения участка трубопровода, при этом высота продувочной свечи от уровня земли должна быть не менее 5 м.

Расстояние от свечи до зданий и сооружений, не относящихся к данному трубопроводу, следует принимать в соответствии с требованиями таблицы 6.

Расстояние от опор вдольтрассовых ВЛ-35 (20, 10, 6) кВ, входящих в состав трубопроводов, до ограждения запорной арматуры и оголовка продувочных свечей должно быть не менее полуторакрат-ной высоты опоры.

Расстояние от вдольтрассовых автодорог, входящих в состав трубопроводов, до продувочных свечей следует принимать как для объектов группы Л в таблице 6.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

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

9.2.8 Трубопроводы обвязки линейной запорной арматуры, находящиеся под давлением, байпасы, продувочные линии и перемычки следует предусматривать, как правило, в подземном исполнении с кранами бесколодезной установки. Допускается наземная и надземная установка арматуры. К приводу арматуры должен предусматриваться доступ. Проектные решения должны исключать неравномерную осадку трубопроводов и арматуры.

9.2.9 Запорная арматура с дистанционным и автоматическим управлением для аварийного перекрытия трубопровода должна быть оборудована ручным дублером.

9.2.10 Охранная запорная арматура, размещаемая в соответствии с 9.2.1, перечисление б), должна обеспечивать возможность перекрытия потока в случаях:

- несрабатывания локальных защит и блокировок на входных технологических линиях площадочного объекта;

- возникновения аварийной ситуации на площадочном объекте и невозможности перекрытия потоков остальными исполнительными механизмами.

Охранная запорная арматура должна управляться по месту и дистанционно с пульта оператора/диспетчера.

Требования системы ПАЗ площадочного объекта к охранной запорной арматуре в составе промыслового трубопровода не применяются.

(Введен дополнительно, Изм. № 1).

9.2.11 Категорийность электроприемников по обеспечению надежности электроснабжения электрифицированной запорной арматуры следует принимать не ниже "Вторая" (см. [3], подпункт 1.2.18) для узлов охранной запорной арматуры площадочных объектов и узлов подключения к объектам магистрального транспорта.

Примечание - Если резервирование электроснабжения не обеспечивает непрерывность технологического процесса или если оно экономически нецелесообразно, должно быть осуществлено технологическое резервирование, например, путем установки взаимно резервирующих технологических агрегатов, специальных устройств безаварийного останова технологического процесса, действующих при нарушении электроснабжения (если возможно обеспечение технологического резервирования охранной запорной арматуры).

(Введен дополнительно, Изм. № 1).

 9.3 Подземная прокладка трубопроводов

9.3.1 Заглубление трубопроводов до верха трубы должно быть не менее:

а) на непахотных землях вне постоянных проездов:

1) при диаметре менее DN 1000 - 0,8 м;

2) при диаметре DN 1000 и более - 1,0 м;

б) на пахотных и орошаемых землях - 1,0 м;

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

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

д) при пересечении автомобильных дорог:

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

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

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

- пресной воды согласно СП 31.13330;

- сточных вод согласно СП 32.13330;

- пластовых вод и скважинной продукции согласно требованиям, изложенным в таблице 8.

Примечание - Допускается уменьшать глубину заложения на основании теплотехнических расчетов, применения дополнительных мероприятий (теплоизоляция и др.).

(Измененная редакция, Изм. № 1).

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

Допускается уменьшать глубину заложения на основании теплотехнических расчетов, подтверждающих надлежащий температурный режим перекачиваемого продукта с обеспечением необходимого времени безопасной остановки с учетом дополнительных мероприятий по теплозащите трубопровода.

9.3.4 Прокладка трубопроводов сжатого воздуха или газа для приборов контрольно-измерительного пункта, ингибитора коррозии и гидратообразования допускается в одной траншее совместно с газопроводами-шлейфами, выкидными и нефтегазосборными трубопроводами с разрывом между ними в свету не менее 0,35 м.

Таблица 8 - Глубина укладки трубопроводов, транспортирующих пластовые воды и скважинную продукцию

Плотность воды при температуре 20 ° С, кг/м	Температура замерзания, °С	Глубина укладки водовода до верха трубы, м, для грунтовых условий
		почвенно-растительный слой		песчаник	суглинок
		черноземный	подзолистый
1010	-0,9	1,8	1,8	1,8	1,8
1020	-1,7	1,4	1,8	1,4	1,8
1030	-2,6	1,0	1,4	1,4	1,4
1040	-3,5	0,8	1,0	1,0	1,4
1050	-4,5	0,8	0,8	0,8	1,0
1060	-5,5	0,8	0,8	0,8	1,0
1070	-6,5	0,8	0,8	0,8	0,8
1080 и более	-7,6 и ниже	0,8	0,8	0,8	0,8
Примечания   1 При определении глубины укладки трубопроводов следует учитывать водонасыщенность и набухание грунтов согласно требованиям СП 22.13330.   2 При определении глубины укладки трубопровода при плотности воды свыше 1080 кг/м следует использовать данные по температуре замерзания транспортируемого продукта.

Таблица 8 (Измененная редакция, Изм. № 1).

9.3.5 Ширину траншеи по низу следует назначать не менее:

- DN + 300 мм - для трубопроводов до DN 700;

- 1,5 DN - для трубопроводов DN 700 и более.

При номинальных диаметрах трубопроводов DN 1200 и DN 1400 и при траншеях с откосом свыше 1:0,5 ширину траншеи понизу допускается уменьшать до величины DN плюс 500 мм.

При балластировке трубопроводов утяжелителями ширину траншеи следует назначать из условия обеспечения расстояния между грузом и стенкой траншеи не менее 0,2 м. Кроме того, ширина траншеи по дну при балластировке трубопровода должна быть не менее 2,2 DN.

При прокладке в одной траншее нескольких трубопроводов дополнительную ширину траншеи вычисляют по формуле

,                                                           (9.1)

где n - количество дополнительных трубопроводов;

DN

- номинальный диаметр

i

трубопровода;

с

- расстояние между

i

и предшествующим трубопроводами. В случае наличия на трубопроводах средств балластировки расстояние увеличивают на ширину от боковой образующей трубопровода до крайнего правого (левого) края средства балластировки для каждого из трубопроводов.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

9.3.6 На участке трассы с резко пересеченным рельефом местности, а также в заболоченных местах допускается укладка трубопроводов в специально возводимые земляные насыпи, выполняемые с тщательным послойным уплотнением и поверхностным закреплением грунта. При пересечении водотоков в теле насыпей должны быть предусмотрены водопропускные сооружения.

9.3.7 При прокладке трубопроводов в скальных, гравийно-галечниковых, щебенистых и мерзлых грунтах и засыпке этими грунтами следует предусматривать устройство подсыпки из мягких грунтов толщиной не менее 10 см над выступами дна траншеи. При этом должно обеспечиваться сплошное прилегание трубопровода.

Защитные покрытия в этих условиях должны быть защищены от повреждения путем присыпки трубопровода мягким грунтом на толщину 20 см или применением при засыпке специальных защитных устройств.

Конструкция защитного покрытия из материалов, не подверженных гниению, и способ ее выполнения в каждом конкретном случае должны определяться проектной документацией и уточняться в технологических картах.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

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

9.3.9 При взаимном пересечении трубопроводов расстояние между ними в свету должно приниматься не менее 350 мм, а угол пересечения должен соответствовать требованиям 9.3.10. Требования к пересечениям трубопроводов, прокладываемых методом ГНБ, должны регламентироваться отдельными нормативными документами.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

9.3.10 Угол пересечения между трубопроводами и другими инженерными сетями (водопровод, канализация, кабели и др.) должен составлять не менее 60° (за исключением трубопроводов бестраншейной прокладки).

Пересечение может быть выполнено под углом не менее 30° при соблюдении одного из следующих условий:

- прокладка трубопровода осуществлена способом ГНБ (ННБ);

-участок трубопровода в месте пересечения должен быть категории В на длине 50 м в каждую сторону от оси пересекаемой коммуникации.

При прокладке трубопровода бестраншейными способами угол пересечения с другими трубопроводами, электрическими кабелями и кабелями связи должен составлять не менее 30° (при прокладке нефтепроводов угол пересечения не нормируется). Точки начала и конца участка бестраншейной прокладки должны располагаться за пределами охранной зоны пересекаемого действующего трубопровода. Расстояние между действующим и проектируемым трубопроводами должно составлять не менее 3,0 м в свету (при пересечении действующего магистрального газопровода - не менее 4,0 м в свету), а при прокладке трубопровода способом ГНБ (ННБ) - не менее 5,0 м в свету.

При пересечении участка нефтепровода с водопроводом питьевого назначения водопровод следует располагать выше.

Допускается располагать участки нефтепровода выше водопровода питьевого назначения при условии прокладки нефтепровода в защитных футлярах. При этом концы футляра должны быть выведены на расстояние не менее 10 м от водопровода питьевого назначения.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

9.3.11 (Исключен, Изм. № 1).

9.3.12 Пересечения трубопровода с ВЛ должны проектироваться в соответствии с требованиями правил, утвержденных Минэнерго России [3].

(Измененная редакция, Изм. № 1).

9.3.13 По трассе трубопроводов подземной прокладки следует предусматривать установку опознавательных знаков на расстоянии не более 1 км друг от друга. В условиях Крайнего Севера и безлюдной равнинной местности допускаются увеличения расстояния между знаками до 3 км. Помимо этого, знаки устанавливаются на углах поворота в горизонтальной плоскости, на переходах трубопроводов через препятствия.

Допускается установка щитов-указателей на опорах трубопровода (при надземной прокладке), опорах ЛЭП и линий связи, проходящих параллельно трубопроводу, и контрольно-измерительных колонках.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

9.3.14 Укрепление склонов, переходов, откосов следует предусматривать с применением изделий, основанных на геотекстильных материалах.