Проектирование магистрального нефтепровода и расчет его основных характеристик на участке "Орловка-Анжеро-Судженск"

1.4.2.6 Подземная прокладка магистральных нефтепроводов может быть применена в следующих случаях:

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

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

- при глубоком  расположении верхней границы  многолетнемёрзлых 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.

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

1.4.3 Прокладка нефтепроводов в тоннелях.

1.4.3.1 Прокладка нефтепроводов в тоннелях должна предусматриваться с целью обеспечения более высокой эксплуатационной надежности и экологической безопасности магистральных нефтепроводов на участках пересечения водных преград и в горной местности со сложными ИГУ и сильно пересеченным рельефом.

1.4.3.2 Прокладку подземных магистральных нефтепроводов в тоннелях на переходах через водные преграды и в горной местности следует предусматривать, когда применение других способов строительства (траншейного, наклонно-направленного бурения (ННБ)) неприемлемо по инженерно-геологическим условиям, из-за сложного рельефа и большой протяженности преграды, по техническим возможностям применяемого оборудования, из-за ограничений по условиям экологии.

1.4.3.3 Применение тоннельной прокладки должно быть обосновано в ТЭО (проект) на строительство магистрального нефтепровода путем технико-экономического сравнения возможных способов строительства, учитывающих данные инженерных изысканий и экологические условия местности.

1.4.3.4 Прокладка нефтепровода в тоннелях должна включать: собственно тоннель с системами обслуживания; нефтепроводы и коммуникации, размещаемые в тоннеле; сопряженные участки выхода нефтепроводов на земную поверхность (через колодцы, или шахты), компенсационные и переходные участки нефтепроводов до подключения к линейным участкам трассы.

1.4.3.5 Тип тоннеля для прокладки магистральных нефтепроводов

(проходной,  непроходной) и его конструктивные  параметры должны определяться  в зависимости от характера пересекаемой преграды, диаметра и количества прокладываемых в тоннеле ниток нефтепроводов.

Тоннельные  переходы нефтепроводов на пересечении  водных преград следует предусматривать непроходного типа с применением способа микротоннелирования (МТ). Тоннельные переходы, прокладываемые в горной местности, должны проектироваться проходного или непроходного типов в зависимости от числа прокладываемых нефтепроводов и коммуникаций, протяженности и технологии проходки тоннеля:

- однониточные  переходы диаметром до 530 мм и протяженностью до 300 м, диаметром 530-820 мм и протяженностью до 200 м, диаметром 1020-1220 мм и протяженностью до 100 м должны проектироваться непроходными;

- однониточные  переходы диаметром до 530 мм и протяженностью более 300 м, диаметром 530-820 мм и протяженностью более 200 м, диаметром 1020-1220 мм и протяженностью более 100 м должны проектироваться проходными;

- многониточные  переходы нефтепроводов должны  проектироваться проходными. Проходной тоннель должен позволять производство сварочных и изоляционных работ в тоннеле.

1.4.3.6 При пересечении водных препятствий тоннельный переход

нефтепровода  должен иметь резервную нитку.

При проектировании тоннельного перехода в горных условиях резервная нитка не предусматривается.

1.4.3.7 Конструктивные решения нефтепроводов в тоннелях (надземная

прокладка на скользящих или неподвижных  опорах, продольно или свободно подвижные опоры, размеры и конфигурация компенсаторов, устанавливаемых с одной или с двух сторон тоннеля) должны определяться, исходя из категории нефтепровода, температурного перепада, давления и условий эксплуатации нефтепровода в тоннеле.

1.4.3.8 Для нефтепроводов, прокладываемых в тоннелях, должны быть

разработаны технические решения (предварительная растяжка компенсаторов  при стыковке с линейной частью, величина растяжки должна определяться расчетом), способствующие снижению продольных усилий, вызванных температурными, сейсмическими или другими воздействиями.

1.4.3.9 Проектирование и строительство тоннелей для нефтепроводов

должно осуществляться специализированными  предприятиями, имеющими лицензии и необходимую техническую базу.

1.5 Защита нефтепровода от коррозии

1.5.1.1 При проектировании средств противокоррозионной защиты стальных нефтепроводов подземной, наземной (в насыпи), надземной и подводной (с заглублением в дно) прокладки следует руководствоваться требованиями ГОСТ Р 51164, ГОСТ 52568.

1.5.1.2 Противокоррозионная защита независимо от способа прокладки

нефтепроводов должна обеспечить их безаварийную (по причине коррозии) работу в течение эксплуатационного срока.

1.5.2 Защита нефтепроводов от почвенной коррозии.

1.5.2.1 Защита нефтепроводов от почвенной коррозии независимо от

коррозионной  агрессивности грунта и района их прокладки должна осуществляться комплексно: защитными изоляционными покрытиями и средствами электрохимической защиты.

1.5.2.2 В качестве наружных защитных покрытий МН при новом

строительстве трубопроводов должны применяться покрытия на основе полимерных материалов (полиэтиленовое, полипропиленовое, эпоксидное), нанесенные на трубы в заводских условиях.

1.5.2.3 Конструкции заводских полимерных покрытий труб, типы их исполнения (нормальное, специальное, теплостойкое, морозостойкое), назначение и область применения защитных покрытий в зависимости от условий прокладки и температуры эксплуатации магистральных нефтепроводов должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 52568.

1.5.2.4 Защитные покрытия должны наноситься на стальные бесшовные и электросварные трубы диаметром до 1220 мм, предназначенные для строительства МН и отвечающие требованиям нормативных документов.

1.5.2.5 Для заводской изоляции труб должны применяться изоляционные материалы, отвечающие требованиям нормативной документации на эти материалы и обеспечивающие получение заводского антикоррозионного покрытия труб в соответствии с требованиями ГОСТ Р 52568.

1.5.2.6 Подготовка поверхности, температура нагрева труб, технологические режимы нанесения защитных покрытий должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 52568 и технологическим регламентам (инструкциям) заводов-изготовителей, разработанным с учетом рекомендаций поставщиков изоляционных материалов.

1.5.2.7 По показателям свойств заводские покрытия труб (полиэтиленовое, полипропиленовое, эпоксидное) должны отвечать техническим требованиям ГОСТ Р 52568.

1.5.2.8 Для обеспечения сварки труб с заводским покрытием в трассовых условиях концевые участки труб на расстоянии 120-140 мм от торца должны быть свободными от покрытия. По требованию заказчика допускается увеличение или уменьшение длины свободных от покрытия концов труб и нанесение на них консервационного покрытия на период транспортировки и хранения изолированных труб.

1.5.2.9 При реконструкции МН помимо труб с заводскими покрытиями для противокоррозионной защиты трубопроводов следует использовать защитные покрытия нормального и усиленного типа по ГОСТ Р 51164, наносимые в трассовых условиях.

1.5.2.10 Нанесение защитных покрытий на нефтепроводы в трассовых условиях должно осуществляться после завершения работ по сварке труб и проведения контроля качества сварных стыков. Подготовка поверхности и изоляция нефтепроводов должны производиться механизированным способом (самоходными изоляционными машинами), обеспечивающим качественное нанесение покрытия, его толщину и сплошность.

1.5.2.11 Используемые при реконструкции МН защитные полиуретановые, эпоксидно-полиуретановые, битумно-мастичные, полимерные ленточные покрытия (в т.ч. на основе термоусаживающихся полимерных лент), а также комбинированные защитные покрытия, наносимые на трубы в заводских или трассовых условиях, должны отвечать требованиям ГОСТ Р 51164.

1.5.2.12 Изоляция фасонных соединительных деталей, гнутых отводов, и задвижек МН должна осуществляться в заводских или в трассовых условиях полиуретановыми, эпоксидно-полиуретановыми или другими типами полимерных защитных покрытий, сопоставимыми с заводскими покрытиями труб и отвечающими требованиям ГОСТ Р 51164.

1.5.2.13 Защита от коррозии сварных стыков МН должна осуществляться покрытиями на основе термоусаживающихся полимерных лент, полиуретановыми или эпоксидно-полиуретановыми покрытиями, отвечающими требованиям ГОСТ Р 51164.

1.5.2.14 Изоляция мест врезок, мест подключения катодных, дренажных протекторных установок, перемычек и контрольно-измерительных пунктов для всех видов прокладок нефтепроводов должна производиться защитными покрытиями трассового нанесения в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51164.

1.5.2.15 После завершения изоляционных работ наружные защитные покрытия МН должны быть проконтролированы по показателям: толщина, сплошность, адгезия покрытия к стали, отсутствие сквозных дефектов покрытия (искровым дефектоскопом и искателем повреждений) и сопротивление изоляции по методу катодной поляризации.

1.5.3 Защита нефтепроводов от атмосферной коррозии.

1.5.3.1 Для защиты нефтепроводов от атмосферной коррозии при их

надземной (на опорах) прокладке должны использоваться лакокрасочные покрытия, устойчивые к длительному воздействию промышленной атмосферы различной коррозионной активности в условиях умеренного, умеренно-холодного и холодного климата. Покрытия должны быть устойчивы в диапазоне температур от минус 60°С до плюс 60°С.

1.5.3.2 Покрытия наружной поверхности нефтепроводов представляют собой комплексные системы покрытий, состоящие из 2-4 слоев лакокрасочных материалов на основе эпоксидных, эпоксидно-уретановых, полиуретановых и других пленкообразующих смол.

1.5.3.3 Системы покрытий могут быть комбинированными, т.е. включать лакокрасочные материалы на различной основе. В комбинированных системах покрытий эпоксидные лакокрасочные материалы используют только в качестве грунтовочных и промежуточных слоев, отделочный верхний слой выполняют материалом на основе полиуретановых или других материалов, обладающих стойкостью к воздействию ультрафиолетового облучения.

1.5.3.4 Применяемые лакокрасочные материалы должны соответствовать требованиям, изложенным в нормативно-технической документации, действующей на территории РФ, и иметь сертификат соответствия качества продукции.

1.5.3.5 Лакокрасочные покрытия могут выполняться в заводских и трассовых условиях.

1.5.3.6 Лакокрасочные покрытия заводского исполнения должны сохранять защитные и декоративные свойства в процессе транспортировки и хранения труб, а также при монтаже нефтепровода

1.5.3.7 Для обеспечения сварки труб с заводским лакокрасочным покрытием в трассовых условиях концевые участки труб должны быть свободными от покрытия на расстоянии 50-100 мм. По требованию заказчика допускается увеличение или уменьшение длины свободных от покрытия концов труб и нанесение на них консервационного покрытия на период транспортировки и хранения изолированных труб.

1.5.3.8 При монтаже нефтепровода из труб с заводским лакокрасочным

покрытием антикоррозионная защита зоны сварного шва осуществляется теми же материалами и по той же технологии, что и основное покрытие труб.

1.5.3.9 Антикоррозионная защита трубопроводов лакокрасочными

покрытиями в трассовых условиях должна осуществляться после завершения работ по сварке труб и проведения контроля качества сварных стыков. Подготовка поверхности и нанесение лакокрасочных материалов должны производиться механизированным способом, обеспечивающим качественное нанесение покрытия, его толщину и сплошность. Подготовка лакокрасочных материалов перед нанесением, параметры нанесения, режимы отверждения каждого слоя системы покрытия, время межслойной сушки должны соответствовать требованиям нормативной документации на лакокрасочные материалы.

1.5.3.10 После завершения антикоррозионных работ наружные лакокрасочные покрытия МН должны быть проконтролированы по следующим показателям: внешний вид, толщина, сплошность (искровым дефектоскопом), адгезия покрытия к стали согласно таблице 9.