ВСН 51-3-85 Проектирование промысловых стальных трубопроводов (ВСН 51-3/2.38-85)

МИНИСТЕРСТВО ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

ВЕДОМСТВЕННЫЕ СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ


ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПРОМЫСЛОВЫХ СТАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

ВСН 51-3-85
МИНГАЗПРОМ

ВСН 51-3/2.38-85
МИННЕФТЕПРОМ

Срок введения в действие "1" I 1986г.
Срок действия "31" XII 1990г.


Внесены Всесоюзным научно-исследовательским институтом природных газов (ВНИИГАЗ)
Утверждены Мингазпромом 25.10.1985г № 254
Миннефтепромом 15.07.1985г № 415

"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 1985 г. № ЛП-1657-1
Миннефтагазстрой "21" VII 1983 г. №-04-3-10/1299
Главгосгазнадзор СССР "16" IX 1984 г. № 24-3-2/506
ГУПО МВД СССР "9" IX 1980 г. № 7/6/3775
Минздрав СССР "4" VIII 1980 г. № 121/12/906-16
ЦК профсоюзов рабочих нефтяной
и газовой промышленности "24" I 1980 г. № 02-06МВ-789


1. 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.
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 Ру 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 PH2S 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 PH2S 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 PH2S, равном от 300 до 10000 Па.
Парциальное давление сероводорода PH2S определяется по формуле:

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

2. 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
...