Конструктивные требования к нефтепроводам.

При проектировании трубопроводов надлежит соблюдать требования СНиП 2.05.06-85 и указания настоящих Норм. Диаметр трубопроводов должен определяться гидравлическим расчетом. При этом диаметр нефтегазосборных трубопроводов, транспортирующих обводненную продукцию, должен назначаться из условия исключения образования застойных зон водных скоплений. Не допускается проектирование трубопроводов, транспортирующих обводненную нефть со скоростями ниже критических, при которых выделяется слой подстилающей воды.

Толщина стенки трубопроводов принимается по расчету в зависимости от категории участка трубопроводов, параметров транспортируемой среды и

конструктивного решения. Применяемые для трубопроводов трубы, арматура, соединительные детали и сварочные материалы должны отвечать

требованиям.

Трубопроводы следует проектировать сварными в стык с установкой на них соединительных деталей (отводов, тройников, переходников и др.) и стальной запорной арматуры (краны, задвижки, вентили и т.д.) равнопроходного сечения, рассчитанной на расчетное давление в трубопроводе. Все монтажные сварные швы на участках трубопроводов, транспортирующих газ и конденсат, содержащий H2S, категории В должны подвергаться при соответствующем обосновании снятию сварочных напряжений путем термической обработки швов. Режим термической обработки должен оговариваться проектом или ТУ на сварку. Необходимость термической обработки сварных швов морских трубопроводов на участках категории "В" с целью снятия сварочных напряжений определяется проектом.

Продольный профиль подземного трубопровода в необходимых случаях определяется методом оптимального профилирования с использованием ЭВМ. Оптимальным является профиль, удовлетворяющий требованиям по прочности и устойчивости подземного трубопровода. При этом в качестве

критерия оптимальности следует принимать параметр учитывающий затраты на устройство траншей, установку отводов искусственного гнутья, укладку трубопровода в траншее, а также требования надежности при эксплуатации и охраны окружающей среды.

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 изменения температуры металла труб в процессе эксплуатации

Длина патрубков (прямых вставок), ввариваемых в трубопровод, должна быть равна диаметру трубы, но не менее 250 мм. Для трубопроводов диаметром 300 мм и менее и рабочем давлении до 2,5 МПа длину прямых вставок допускается принимать не менее 100 мм. На трубопроводах условным диаметром 200 мм и более, требующих периодической очистки с помощью поршней или шаров должны предусматриваться узлы запуска и приема очистных и разделительных устройств, конструкция и расположение которых определяются проектом.

Узлы запуска и приема очистных устройств трубопроводов природного газа должны быть оборудованы приборами, регистрирующими прохождение очистных устройств. Необходимость оснащения узлами для запуска и приема очистных устройств на выкидных трубопроводах от нефтяных скважин, нефтегазосборных трубопроводах, нефтепроводах и трубопроводах нефтяного газа определяется проектом.

Все элементы трубопроводов, оснащенных узлами для запуска и приема очистных устройств должны быть равнопроходными. Примечание: на трубопроводах, не требующих периодической очистки с помощью поршней или шаров, допускается установка линейной арматуры, внутренний диаметр которой может быть меньше диаметра основного трубопровода, но не более чем на 20%.

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 другие). Выбор метода определяется на основании технико-экономических расчетов. Очистка внутренней поверхности трубопроводов от грязе-парафиновых отложений должна предусматриваться с помощью очистных устройств, пропарка острым паром.

Давление насыщенных паров продукта при установлении рабочего (нормативного) давления трубопровода должно приниматься, исходя из максимально возможной температуры продукта в условиях транспортирования. 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. За рабочее (нормативное) давление принимается наибольшее давление, которое может быть в трубопроводе, определяемое при проектировании на основании характеристик источника давления и условий эксплуатации.

Подземная прокладка нефтепроводов.

Подземная прокладка магистральных нефтепроводов может быть применена в следующих случаях:

- в сыпуче-мерзлых грунтах, а также на скальных основаниях;

- на многолетнемерзлых грунтах, подстилаемых с глубины от 3 до 4 м коренными породами;

- при глубоком расположении верхней границы многолетнемерзлых грунтов, когда верхняя граница ММГ ниже глубины заложения нефтепровода;

- при условиях, когда протаивание грунта в пределах ореола растепления вызывает допустимые осадки нефтепровода и напряжения в стенке трубы;

- на искусственно-подготовленных основаниях;

- на переходах через реки, железные и автомобильные дороги при невозможности надземной прокладки; при этом следует предусматривать мероприятия для предохранения полотна дороги от просадок и пучения.

Конструкция подземной прокладки при очаговом распространении ММГ должна определяться в зависимости от ореола протаивания, величины возникающей вследствие этого осадки грунта и возникающих в результате этой осадки дополнительных напряжений в нефтепроводе. При этом необходимо избегать частого чередования подземной и надземной прокладок. Для стабилизации проектного положения нефтепровода может применяться подземная прокладка на опорах.

На отдельных участках трассы нефтепровода допускается оттаивание в процессе эксплуатации малольдистых многолетнемерзлых грунтов, если оно не сопровождается карстовыми процессами и потерей несущей способности нефтепровода.

На участках просадочных грунтов небольшой протяженности должны предусматриваться мероприятия, снижающие тепловое воздействие нефтепровода на грунты и обеспечивающие восстановление вечной мерзлоты в зимний период.

Глубина прокладки подземного нефтепровода должна определяться принятым конструктивным решением, обеспечивающим надежность работы нефтепровода с учетом требований охраны окружающей среды.