Классификация и категории трубопроводов

ВЕДОМСТВЕННЫЕ СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ

ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПРОМЫСЛОВЫХ СТАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

ВСН 51-3-85

МИНГАЗПРОМ

ВСН 51-2.38-85

МИННЕФТЕПРОМ

МИНИСТЕРСТВО ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Москва 1985

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

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

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

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

"Нормы..." согласованы:

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

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

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

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

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

ЦК профсоюзов рабочих нефтяной

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

Министерство газовой промышленности Министерство нефтяной промышленности	Ведомственные строительные нормы	ВСН 51-3/2.38-85
Мингазпром Миннефтепром
Нормы проектирования промысловых стальных трубопроводов	Впервые

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

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

Внесены	Утверждены	Срок введения в действие
Всесоюзным научно-исследовательским институтом природных газов (ВНИИГАЗ)	Мингазпромом 25.10.1985г № 254 Миннефтепромом 15.07.1985г № 415	"1" I 1986г. Срок действия "31" XII 1990г.

Примечания.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

д) метанолопроводы.

ПРИМЕЧАНИЕ: здесь и далее в Нормах приняты следующие сокращенные обозначения:

ШФЛУ - широкая фракция легких углеводородов;

УКПГ - установка комплексной подготовки газа;

УППГ - установка предварительной подготовки газа;

КС ПХГ - компрессорная станция подземного хранилища газа;

ГС - головные сооружения;

ДКС - дожимная компрессорная станция;

КС - компрессорная станция;

СГ - склад горючего;

НС - насосная станция;

ПХГ - подземное хранилище газа;

ГПЗ - газоперерабатывающий завод;

ЦПС - центральный пункт сбора;

ПС - пункт сбора;

ДИС - дожимная насосная станция;

ГРС - газовая распределительная станция.

АГРС - автоматизированная газораспределительная станция.

1.3. В состав трубопроводов нефтяных месторождений входят:

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

б) нефтегазосборные трубопроводы для транспортирования продукции нефтяных скважин от замерных установок до пунктов первой ступени сепарации нефти (нефтегазопроводы);

в) газопроводы для транспортирования нефтяного газа от установок сепарации нефти до установок подготовки газа или до потребителей;

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

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

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

ж) трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и систем захоронения пластовых и сточных вод в глубокие поглощающие горизонты с давлением закачки 10 МПа и более;

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

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

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

Примечания.

1. Трубопроводы, транспортирующие нефть с газом в растворенном состоянии при абсолютном давлении упругости паров при 20°С выше 0,2 МПа и свободном состоянии, в дальнейшем именуются нефтегазопроводами, а транспортирующие разгазированную нефть - нефтепроводами.

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

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

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

- среды с низким содержанием сероводорода;

- среды со средним содержанием сероводорода;

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

К средам со средним содержанием сероводорода относятся: газ, содержащий сероводород в концентрации, обуславливающей при рабочем давлении парциальное давление сероводорода P_H2S от 10000 Па до 1 МПа; или жидкие влажные среды, находящиеся в равновесии с сероводородосодержащим газом под давлением, обуславливающим парциальное давление сероводорода от 10000 Па до 1 МПа; или жидкости, содержащие растворенный сероводород в количестве, соответствующей его растворимости при P_H2S от 10000 Па до 1 МПа.

К средам с низким содержанием сероводорода относятся: газ, содержащий сероводород в количестве, обуславливающем при рабочем давлении парциальное давление сероводорода от 300 до 10000 Па, или жидкости, находящиеся в равновесии с сероводородосодержащим газом под давлением, обуславливающим парциальное давление сероводорода от 300 до 10000 Па; или жидкости, содержащие растворенный сероводород в количестве, соответствующем его растворимости при P_H2S, равном от 300 до 10000 Па.

Парциальное давление сероводорода P_H2S определяется по формуле:

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

C_H2S - содержание в газе сероводорода в объемных процентах.

Растворимость сероводорода в жидкостях определяется по справочникам растворимости или экспериментально.

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

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

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

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

КЛАССИФИКАЦИЯ И КАТЕГОРИИ ТРУБОПРОВОДОВ

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

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

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

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

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

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

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

I класс - трубопроводы условным диаметром 700 мм и более;

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

III класс - трубопроводы условным диаметром менее 300 мм.

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

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

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

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

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

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

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

- для трубопроводов I категории - 1,5 Рраб.

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

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

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

2.5. Категории, трубопроводов следует принимать по табл. 1.

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

Примечание. Категорийность участков трубопроводов указана для всех видов прокладки (подземная, наземная, надземная).

Таблица 1.

№№ пп	Назначение промысловых трубопроводов	Категория трубопроводов
1.	Метанолопроводы; трубопроводы, транспортирующие вредные среды.	I
2.	Трубопроводы нестабильного конденсата I класса; газопроводы с парциальным давлением сероводорода более 300 Па; ингибиторопроводы; газопроводы-шлейфы I класса; газовые коллекторы неочищенного газа, межпромысловые коллекторы; газопроводы I класса; нефтегазопроводы I класса с газовым фактором 300 м³/т и более; трубопроводы систем заводнения, транспортирующие пластовые и сточные воды с давлением 10 МПа и более; трубопроводы систем увеличения нефтеотдачи пластов с давлением 10 МПа и выше.	II
3.	Выкидные трубопроводы нефтяных скважин; нефтегазопроводы I класса с газовым фактором менее 300 м³/т, II класса с газовым фактором 300 м³/т и более, газопроводы II и III класса; тpy6oпроводы нестабильного конденсата II и III класса, газопроводы-шлейфы II и III класса; трубопроводы систем заводнения с давлением 10 МПа и более, транспортирующие пластовые и сточные воды с давлением менее 10 МПа, нефтепроводы I класса.	III
4.	Трубопроводы нестабильного конденсата IV и V классов; газопроводы-шлейфы IV и V классов; газопроводы IV и V классов; нефтегазопроводы II класса с газовым фактором менее 300 м³/т и III класса независимо от газового фактора; нефтепроводы II и III класса; трубопроводы систем заводнения, транспортирующие пресную воду с давлением менее 10 МПа.	IV
Примечания. 1. Трубопроводы IV категории, проектируемые в северной строительной климатической зоне, приравниваются к трубопроводам III категории. 2. Трубопроводы, прокладываемые по территории распространения вечномерзлых грунтов*, теряющих при оттаивании свою несущую способность, должны приниматься не ниже II категории. 3. Газопроводы с парциальным давлением сероводорода менее или равным 300 МПа классифицируются как газопроводы, транспортирующие неагрессивные среды.
* К вечномерзлым грунтам, теряющим при оттаивании несущую способность, относятся грунты с относительной просадочностью более 0,1.

Таблица 2.

Название участков трубопроводов

Категории участков трубопроводов

Газопроводы для бессернистого газа

Газопроводы для сероводородосодержащего газа

Выкидные трубопроводы нефтегазопроводы, нефтепроводы и конденсатопроводы (в том числе с содержанием Н₂), трубопроводы 3-й группы кроме газопроводов с Н₂S

Трубопроводы систем заводнения при Р>10 МПа

Категория трубопроводов

Пластовые и сточные воды

Пресная вода

III

1. Переходы через водные преграды:

а) судоходные и несудоходные русловой части и прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый (от среднемеженного горизонта воды)

б) несудоходные с зеркалом воды в межень до 25 м - в русловой части

в) горные потоки (реки)

г) поймы рек по горизонту высоких вод 10%-ой обеспеченности

д) участки протяженностью 1000 м от границ горизонта высоких вод 10%-ой обеспеченности

III

2. Переходы через болота:

а) тип I

согласно СНиП III-42-80

III

б) тип II

III

II.

III

в) тип III

3. Переходы через железные и автомобильные дороги (на перегонах):

а) железные дороги общей сети, включая участки по обе стороны дороги длиной 40 м каждый от осей крайних путей, но не менее 25 м от подошвы насыпи земляного полотна дороги

б) подъездные железные дороги промышленных предприятий, включая участки по обе стороны дороги длиной 25 м каждый от осей крайних путей

III

в) автомобильные дороги I и II категории, включая участки по обе стороны дороги длиной 25 м каждый от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги.

г) автомобильные дороги III, IIIп, IV и IVп категорий, включая участки по обе стороны дороги длиной 25 м каждый от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги.

III

д) автомобильные дороги V категории, включая участки по обе стороны дороги длиной 15 м от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги.

III

4. Трубопроводы на полках в горной местности

III

5. Трубопроводы, прокладываемые в слабо-связанных барханных песках в условиях пустынь.

III

6. Трубопроводы, прокладываемые по поливным и орошаемым землям:

а) хлопковых и рисовых плантаций

III

б) прочих сельскохозяйственных культур

III

7. Переходы через селевые потоки, конусы выносов и солончаковые грунты

III

8. Узлы запуска и приема очистных устройств, а также участки трубопроводов по 100 м, примыкающие к ним

9. Пересечения с подземными коммуникациями (канализационными коллекторами, оросительными системами, нефтепродуктопроводами, газопроводами и т.д.) в пределах 20 м по обе стороны пересекаемой коммуникации

III

10. Трубопроводы, прокладываемые по подрабатываемым территориям и территориям, подверженным карстовым явлениям

III

11. Переходы через овраги, балки, рвы

III

12. Нефтепроводы и нефтепродуктопроводы, прокладываемые со параллельно рекам с зеркалом воды в межень 25 м и более, каналам, озерам и другим водоемам, имеющим рыбохозяйственное значение, а такие выше населенных пунктов и промышленных предприятий на расстоянии от них до 300 м при диаметре труб 700 мм и менее; до 500 м при диаметре до 1000 мм включительно; до 1000 м при диаметре более 1000 мм

13. Трубопроводы на участках подхода к НС, НПС, ГПЗ в пределах 250 м от ограждения

III

14. Узлы линейной запорной арматуры и участки трубопроводов по 15 м в каждую сторону от границ монтажного узла линейной запорной арматуры.

III

15. Участки газопроводов, примыкающие к площадкам скважин на расстоянии 150 м от ограждения

16. Газопроводы на длине 250 м от линейной запорной арматуры и гребенок подводных переходов

17. Узлы подключения трубопроводов к межпромысловому коллектору длиной не менее 15 м в каждую сторону от границ монтажного узла и участки между охранными кранами УКПГ, КС, дкс, гс, ПХГ

18. Пересечения с воздушными линиями электропередачи высокого напряжения

В соответствии с требованиями ПУЭ

19. Трубопроводы, прокладываемые по морской эстакаде

20. морские подводные трубопроводы

21. Трубопровода ввода-вывода, транзитные трубопроводы

22. Трубопровода обвязки куста скважин

Примечания ж таблице 2:

1. В местах пересечения трубопроводов с ВЛ 110 кВ и более должна предусматриваться только подземная прокладка под углом не менее 60°.

2. Тип болот следует принимать в соответствии с требованиями СНиП III-42-80 и Приложением 5 настоящих Норм.

3. Испытания участков трубопроводов, прокладываемых через водные преграды с зеркалом воды в межень менее 10 м, предусматривать в составе смонтированного трубопровода в один этап.

4. Действующие трубопроводы, находящиеся в удовлетворительном техническом состоянии (по заключению представителей заказчика строящегося трубопровода, эксплуатационной организации и соответствующего органа государственного надзора), при пересечении их проектируемыми трубопроводами, линиями электропередачи, а также подземными коммуникациями, указанными в позиции 10 не подлежат замене трубопроводами более высокой категории.

5. Действующие трубопроводы, пересекаемые строящимися железными и автомобильными дорогами, подлежат реконструкции в соответствии с позицией 3.

6. Категорию участков трубопроводов, прокладываемых в поймах рек, подлежащих затоплению водохранилищем, следует принимать как для переходов через судоходные водные преграды.

7. При небольшой продолжительности подтопления паводковыми водами (менее 20 дней) и незначительной глубине этого подтопления, позволяющей оперативное проведение аварийно-восстановительных работ на трубопроводах в случае их повреждения, выполнение требований позиций I,г) и I,д) для газопроводов не требуется.