СТ-19.2-00-00-01

УТВЕРЖДЕНО
Приказ от __.__.__ № __
Стандарт
«Требования к материалам стальных промысловых
трубопроводов»
СТ-19.2-00-00-01
Ответственный за применение нормативного документа:
Директор Департамента добычи нефти и газа
СОДЕРЖАНИЕ
1.
ИНФОРМАЦИЯ О ДОКУМЕНТЕ .................................................................................................... 3
1.1.
Общие сведения о документе ................................................................................................................... 3
1.2.
Назначение документа ................................................................................................................................ 3
1.3.
Область применения .................................................................................................................................. 3
1.4.
Вводимые определения терминов, сокращений и ролей ................................................................... 4
2
СОДЕРЖАНИЕ СТАНДАРТА .......................................................................................................... 5
2.1.
Основные положения ................................................................................................................................. 5
2.2.
Стальные трубы и фасонные детали ...................................................................................................... 5
2.3.
Требования к остаточной намагниченности труб (относятся к испытаниям, проводимым на
заводе-изготовителе) ............................................................................................................................................. 10
2.4.
Требования к технологии изготовления труб и фасонных деталей. Дополнительные
технические требования. ...................................................................................................................................... 10
2.5.
Наружные покрытия и изоляция стальных труб ................................................................................ 14
2.6.
Внутреннее покрытие стальных труб ................................................................................................... 15
3
ОТВЕТСТВЕННОСТЬ ЗА НЕИСПОЛНЕНИЕ (НЕНАДЛЕЖАЩЕЕ ИСПОЛНЕНИЕ)
НАСТОЯЩЕГО СТАНДАРТА ............................................................................................................... 16
4
НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ ........................................................................................................... 16
4.1
Внешние нормативные и распорядительные документы ................................................................ 16
4.2
Внутренние нормативные и распорядительные документы ................ Error! Bookmark not defined.
5
КОНТРОЛЬ ВЕРСИЙ ДОКУМЕНТА.......................... ERROR! BOOKMARK NOT DEFINED.
ПРИЛОЖЕНИЕ 1. ТРЕБОВАНИЯ К МАТЕРИАЛАМ И КОНСТУКЦИИ ПРОМЫСЛОВЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ. ................................................................................................................................. 17
стр. 2 из 20
1. ИНФОРМАЦИЯ О ДОКУМЕНТЕ
1.1. Общие сведения о документе
Тип документа: Стандарт
Устанавливают единые требования к материалам стальных трубопроводов,
Аннотация: используемым для строительства, реконструкции, ремонта промысловых
трубопроводов
Минимальная периодичность по мере
Максимальная периодичность
3 года
пересмотра: необходимости
пересмотра:
Ограничение доступа: Без ограничений
1.2. Назначение документа
Настоящий Стандарт разработан с целью определения единых требований к трубной продукции и
фасонным деталям, используемым для строительства, реконструкции, при ремонте промысловых
трубопроводов для обеспечения надежности и снижения аварийности промысловых
трубопроводов ОАО АНК «Башнефть» и его ДЗО, обеспечения безопасности населения и
окружающей среды.
Стандарт распространяется на промысловые трубопроводы ОАО АНК «Башнефть» и его ДЗО,
обеспечивающие технологический процесс перекачки добываемого пластового флюида,
газопроводы, а также трубопроводы системы поддержания пластового давления (ППД), в том
числе:
 выкидные трубопроводы от нефтяных скважин, в т.ч. участки, расположенные на кустовых
площадках скважин (на кустах скважин), для транспортирования продуктов скважин до
замерных установок;
 нефтегазосборные трубопроводы для транспортирования продукции нефтяных скважин от
замерных установок до пунктов первой ступени сепарации нефти (нефтегазопроводы);
 газопроводы для транспортирования нефтяного газа от установок сепарации нефти до УКПГ,
УППГ или до потребителей;
 нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или разгазированной обводненной или
безводной нефти от ПС нефти и ДНС до ЦПС;
 трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и систем захоронения пластовых и
сточных вод в глубокие поглощающие горизонты;
 нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПС до сооружения магистрального
транспорта.
Границами внутриплощадочных промысловых трубопроводов являются ограждения
соответствующих площадок, а при отсутствии ограждения – пределы отсыпки соответствующих
площадок, если иное не предусмотрено внутренними документами ДЗО или утвержденными
схемами разграничения зон ответственности.
Настоящий Стандарт не распространяется на:
 магистральные трубопроводы;
 тепловые сети, линии водоснабжения и канализации;
 трубопроводы газовых и газоконденсатных месторождений;
 трубопроводы систем газоснабжения;
 технологические трубопроводы на площадных объектах ДНС, КНС, УПН, УКПГ, УПСВ и т.д.;
 водоводы поддержания пластового давления для транспорта пресной, пластовой и подтоварной
воды на территории КНС, БКНС и т.д.
 на трубопроводы для транспортирования продукции с высоким содержанием сероводорода
(парциальное давление выше 1 МПа);
 на трубопроводы, выполненные из неметаллических материалов.
1.3. Область применения
Настоящий Стандарт обязаны знать и использовать в работе следующие должностные лица:
Таблица 1. Область применения
Наименование должности/роли
Корпоративный центр
ОАО АНК «Башнефть»
стр. 3 из 20
Наименование должности/роли
Все работники Общества, задействованные в процессах закупки материалов,
проектирования, строительства, реконструкции, ремонта и эксплуатации стальных
промысловых трубопроводов на нефтяных месторождениях Общества.
Корпоративный центр
ОАО АНК «Башнефть»
Х
Требования настоящего Стандарта необходимо (в применимой части) включать в условия при
заключении договоров на выполнение работ/оказание услуг по проектированию, независимому
техническому надзору, закупке материально-технических ресурсов, необходимых для
строительства, реконструкции, ремонта и эксплуатации промысловых трубопроводов.
1.4. Вводимые определения терминов, сокращений и ролей
Таблица 2. Перечень сокращений
Сокращение
Расшифровка сокращения
CO2
Углекислый газ (оксид углерода). Бесцветный газ, без запаха, со слегка кисловатым вкусом
H 2S
Сероводород. Бесцветный, ядовитый газ
KCU (V)
Обозначение ударной вязкости, третий символ показывает вид надреза с U – образной формы (с V
– образной формы)
KISSC
Коэффициент интенсивности напряжений в вершине коррозионной трещины
O2
Кислород. Газ без цвета, вкуса и запаха
pH
Водородный показатель, характеризующий концентрацию свободных ионов водорода в воде
БКНС
Блочная кустовая насосная станция
ВНП
Внутреннее и наружное покрытие
ДДНГ
Департамент добычи нефти и газа ОАО АНК «Башнефть»
ДЗО
Дочернее и зависимое общество
ДНС
Дожимная насосная станция
КНС
Кустовая насосная станция
КППОУ
Камера пуска-приема очистных устройств
НП
Наружное покрытие
ОЭТ
Отдел эксплуатации трубопроводов
ПС
Пункт сбора
ТУ
Технические условия
УПН
Установка подготовки нефти
УПСВ
Установка предварительного сброса воды
ЦПС
Центральный пункт сбора
Таблица 3. Перечень терминов
Наименование термина
Определение термина
Завод-изготовитель
Организация, выполняющая заказ по выпуску трубной продукции
Заказчик
ДЗО ОАО АНК «Башнефть»
Общество
ОАО АНК «Башнефть»
Проектные организации Организации, оказывающие услуги по проектированию и научному сопровождению
технических решений
Прокат
Продукция, получаемая на прокатных станах путём горячей, теплой или холодной прокатки
Служба технического
Структурное подразделение или должностное лицо, в должностные обязанности которого
надзора заказчика
включены функции осуществления контроля соответствия выполняемых работ требованиям
нормативных документов и проектным решениям при строительстве, ремонте и
реконструкции трубопроводов
Служба эксплуатации
Структурное подразделение ДЗО, осуществляющее техническое обслуживание, текущий
трубопроводов
ремонт и эксплуатацию парка промысловых трубопроводов
Специализированная
Организация, имеющая специалистов соответствующей квалификации, привлекаемая
организация
Заказчиком для выполнения определенного вида работ (контроль, технический надзор и
др.), имеющая право на ведение данного вида работ согласно действующего
законодательства
Фактический срок
Календарная продолжительность от даты ввода в эксплуатацию трубопровода до даты
службы трубопровода
прекращения эксплуатации с последующей очисткой полости и консервацией или
демонтажем
Термическая обработка Технологический процесс, состоящий из совокупности операций нагрева, выдержки и
охлаждения изделий из металлов и сплавов, целью которого является изменение их
структуры и свойств в заданном направлении
стр. 4 из 20
Наименование термина
Определение термина
Трубная продукция
Трубы стальные нефтегазопроводные горячедеформированные и электросварные, в
обычном, хладостойком или сероводородстойком исполнении, предназначенные для
строительства, реконструкции и ремонта трубопроводов, для дальнейшего нанесения
защитных покрытий или для изготовления фасонных изделий
Ударная вязкость
Способность материала поглощать механическую энергию в процессе деформации и
разрушения под действием ударной нагрузки
Фасонные детали
Отводы, тройники, переходы и другие элементы, предназначенные для соединения труб при
ремонте и строительстве трубопроводов
2. СОДЕРЖАНИЕ СТАНДАРТА
2.1. Основные положения
Критерии качества промысловых трубопроводов устанавливают основные требования для
обеспечения эксплуатационной надежности в части:
 технологии изготовления и материалов используемых труб и фасонных деталей;
 подбора оптимального диаметра и толщины стенки трубопровода;
 наличия наружного и внутреннего антикоррозионного покрытия (изоляции).
Вышеуказанные критерии ранжируются с учетом особенностей условий эксплуатации по
регионам деятельности нефтегазодобывающих ДЗО.
По умолчанию принимаются условия:
 соответствие всей трубной продукции и фасонных деталей характеристикам, заявленным
производителем в нормативно-технической документации на производство данного вида
продукции;
 любой производитель трубной продукции и фасонных деталей изготавливает ее со
стабильным качеством, адекватным любому другому изготовителю аналогичных труб.
Таким образом, фактическое качественное отличие трубной продукции и фасонных деталей
разных заводов-изготовителей (при всех прочих равных параметрах) является случаем частным и
не подлежит какой-либо стандартизации.
Несоответствие трубной продукции и фасонных деталей заявленным параметрам следует
предупреждать такими методами:
 привлечение к финансовой ответственности при помощи ввода штрафных санкций в ходе
формирования договорных отношений с заводами-изготовителями;
 периодическое проведение комплексного технического аудита заводов-изготовителей
(поставщиков) трубной продукции и фасонных деталей;
 формирование рейтинга поставщиков;
 организация входного контроля и претензионной работы на местах при получении трубной
продукции и фасонных деталей.
2.2. Требования к стальным трубам и фасонным деталям
2.2.1 Стальные трубы и фасонные детали должны изготавливаться в соответствии с
отечественными ГОСТ, ТУ и международными (ISO, API и др.) стандартами. ТУ на трубы
разрабатываются заводом - изготовителем трубной продукции.
Материал и класс прочности фасонных деталей должен соответствовать материалу и классу
прочности линейной части трубопровода.
Применение трубной продукции и фасонных деталей по международным стандартам, ГОСТ или
ТУ, ранее не использованным в Обществе, должно быть согласованно с ОЭТ ДДНГ ОАО АНК
«Башнефть».
Допускается применение фасонных деталей из марки стали повышенной коррозионной стойкости,
в отличие от линейной части трубопровода, при отдельном согласовании с ОЭТ ДДНГ ОАО АНК
«Башнефть».
2.2.2
Критерии применения
стр. 5 из 20
При строительстве, реконструкции и ремонте в условиях Крайнего Севера и районах,
приравненных
к
ним,
на
месторождениях
Общества
запрещено
применение
нефтегазопроводных труб, изготовленных из углеродистой стали 20 по требованиям ГОСТ, ТУ, в
составе промысловых трубопроводов всех назначений.
При строительстве, реконструкции и ремонте в условиях умеренного климата на
месторождениях ОАО АНК «Башнефть» допускается применение нефтегазопроводных труб,
изготовленных из углеродистой стали 20 по требованиям ГОСТ, ТУ, в составе промысловых
трубопроводов, но только при наличии заводского внутреннего антикоррозионного покрытия.
При этом технические условия на внутреннее покрытие должны соответствовать требованиям,
указанным в п. 2.6.
Разрешенные к применению марки сталей на месторождениях ОАО АНК «Башнефть», не
требующих согласования с ОЭТ ДДНГ ОАО АНК «Башнефть», при строительстве, реконструкции
и ремонте промысловых трубопроводов, приведены в Приложении №1.
2.2.3 Коррозионная стойкость труб
В процессе эксплуатации стальные трубы могут быть подвержены внутренней и/или наружной
коррозии. Для предотвращения наружной коррозии следует использовать покрытия в
соответствии с требованиями п.2.5 настоящего Стандарта.
В зависимости от характеристик перекачиваемой продукции внутренняя коррозия труб может
протекать по одному из основных механизмов:
 коррозионного растрескивания в присутствии H2S (сероводорода);
 язвенной углекислотной коррозии или язвенной коррозии в присутствии одновременно CO 2 и
H2S;
 микробиологической коррозии;
 кислородной коррозии.
Прямая оценка коррозионной активности транспортируемых сред возможна только при наличии
следующих данных в соответствии с ISO 15156:
 количества H2S, CO2, O2 при условиях эксплуатации;
 количество других окислителей (элементарной серы и др.);
 рабочего давления;
 температуры транспортируемой среды;
 количества органических кислот;
 pH при условиях эксплуатации;
 количества воды;
 свойств нефти и газа;
 количества ионов хлора, других галогенов, ионов металлов, металлов;
 скорости потока, режима течения, количества песка и других механических примесей;
 биологической активности;
 условий выпадения конденсата.
Так же для оценки коррозионной активности сред допускается использовать косвенную
информацию подтверждающую наличия механизма коррозии:

статистический анализ по аварийности отдельных объектов с учетом использованного
материала труб;

результаты расследований причин отказов на трубопроводах, сопровождающихся отбором
катушек для исследований;

химический, фазовый и микробиологический анализ продуктов коррозии и отложений с
внутренней поверхности труб, который позволит осуществить оценку коррозионной ситуации и
выявить ведущий механизм коррозии. Анализу могут подвергаться продукты, полученные с
поверхности аварийных катушек, при выносе из трубопровода при периодической чистке
внутренней поверхности и др.
Особое внимание следует уделять возможности коррозионного растрескивания, вызываемого
сероводородом, поскольку данный вид коррозии может сопровождаться внезапным разрушением
стр. 6 из 20
труб с развитием протяженных трещин. На способность сред вызывать коррозионное
растрескивание оказывает влияние не только концентрация H2S, но и pH среды в условиях
эксплуатации, продолжительность эксплуатации, концентрация хлоридов, но и ряд других
факторов. При оценке вероятности коррозионного растрескивания следует руководствоваться
ГОСТ Р 53679-2009 (ИСО 15156-1:2001)
При отсутствии точных данных о содержании в средах сероводорода и об их кислотности (pH) в
условиях эксплуатации, о вероятности коррозионного растрескивания может свидетельствовать
наличие сульфидов железа в продуктах коррозии.
Стойкость трубных сталей к коррозионному растрескиванию в сероводородсодержащих средах
зависит от ряда факторов: микроструктуры, механических свойств, твердости, чистоты от
неметаллических включений и вредных примесей, наличия остаточных напряжений и др.
Повышение прочности и твердости стали, в том числе, локальной твердости в зонах термического
влияния сварных соединений, часто приводит к понижению стойкости стали к коррозионному
растрескиванию. Основные требования к свойствам и технологии изготовления труб с
повышенной стойкостью к коррозионному растрескиванию приведены в подразделе 2.4.7.
В случае, если в транспортируемой среде не исключено наличие сероводорода (реликтового или
бактериального происхождения) и СО2, то повышение долговечности трубопроводов может быть
достигнуто за счет применения марок стали, легированных хромом в количестве 0,5-1,0%
(13ХФА). По результатам промысловых испытаний долговечность таких труб в 2-3 раза больше,
чем труб из марок, не содержащих хром. За счет применения термической обработки, данные
трубы обладают хладостойкостью и стойкостью к коррозионному растрескиванию.
Системы нефтесбора и водоводов должны быть герметичны, и попадание в них кислорода
(воздуха) должно быть исключено. В связи с этим, коррозия по кислородному механизму является
аномальным случаем. С данным видом коррозии следует бороться на технологическом уровне,
исключая попадание воздуха в транспортируемую среду. Применение труб повышенной
коррозионной стойкости в таких условиях малоэффективно для борьбы с общей и язвенной
коррозией.
2.2.4 Классы прочности стали
Класс (группа) прочности в отечественной нормативно-технической документации обозначается
буквой «К», в иностранных стандартах – латинской буквой «Х». Классы прочности по российской
классификации соотносятся с классами (группами) прочности по API Speс5L. За буквенным
обозначением «К» следует число, которое отражает значение временного сопротивления разрыву
(σв), выраженное в кгс/мм2. За буквенным обозначением «Х» следует число, которое отражает
значение условного предела текучести (σ05), выраженное в тысячах фунтов на квадратный дюйм.
Данные по классам прочности и пределам текучести приведены в таблице №4.
Таблица 4. Классы прочности и пределы текучести
Класс (группа) прочности
Временное сопротивление
разрыву, σв
ГОСТ, ТУ
API Speс 5L
ГОСТ, ТУ,
КГС/ММ2
К42
К52
Х42
Х60
42
52
API Speс 5L,
ФУНТ/КВ.ДЮЙМ
/ КГС/ММ2
60200 / 42
75400 / 53
Предел текучести,
σт
ГОСТ, ТУ,
КГС/ММ2
25
36
Предел текучести,
σ05
API Speс 5L,
ФУНТ/КВ.ДЮЙМ
/ КГС/ММ2
42000 / 30
60000 / 36
Показатель класса прочности, являющийся обязательным для любой нормативно-технической
документации на изготовление трубной продукции, характеризует способность стенок труб
противостоять внутренним и внешним силовым нагрузкам, в том числе, внутреннему давлению.
Класс прочности не является показателем хладостойкости металла, его выбор влияет в основном,
на толщину стенки трубопровода: чем выше класс (группа), тем меньшей толщины необходима
стенка, при заданном значении давления в трубопроводе.
Данный показатель также влияет на технологичность ее свариваемости в полевых условиях в
стандартных режимах в соответствии с ВСН 006-89. Кроме того, повышенная прочность и
стр. 7 из 20
твердость понижает стойкость стали к коррозионному растрескиванию в сероводородсодержащих
средах.
На месторождениях Общества допускаются к применению классы прочности К42 (для стали 20) и
К52 (для стали 13ХФА).
2.2.5 Толщина стенок, диаметр и длина труб
Толщина стенок нефтегазопроводных труб должна определяться на основании расчетов по
методике СП 34-116-97, ВНТП 3-85. При расчетах должны учитываться (в том числе) основные
факторы:
 давление испытания трубопровода;
 рабочее давление трубопровода;
 наружный диаметр трубы;
 минимальное значение временного сопротивления по ТУ, соответствующее группе прочности
стали;
 минимальный предел текучести;
 скорость коррозии в зависимости от агрессивности среды, в соответствии с РД 39-0147103-36286.
При выборе диаметра труб рекомендуется принимать скорость движения смеси в зависимости от
точки инверсии фаз (50-80%); при обводненности выше точки инверсии фаз – в диапазоне от 0,6
м/с до 1,5 м/с; при обводненности ниже точки инверсии фаз необходимо обеспечить на всем
протяжении трубопровода режим течения, не допускающий выпадения водного подслоя, что
обычно происходит в диапазоне скоростей от 0,8 до 4,5 м/с.
Расчетные значения скорости движения жидкости для высоконапорных водоводов следует
принимать:
- до 1,5 м/с при закачке воды, не имеющей коррозионных свойств;
- не более 1,0 м/с при закачке пластовых и сточных вод.
Длина трубы должна соответствовать значениям, приведенным в таблице 5.
Таблица 5. Требования к размеру трубы
Наружный диаметр труб, мм
Длина*,м
89
114
159
168
219
273
325
426
10,0-11,0
10,0-11,0
11,0-11,6
11,0-11,6
11,0-11,6
11,0-11,6
11,0-11,6
11,0-11,6
*- по согласованию с заказчиком допускается поставка труб другой длины
2.2.6 Требования к вязко-пластическим свойствам и хладостойкости стали
2.2.6.1 Требования к вязко-пластическим свойствам стали
Металл труб и фасонных деталей, кроме прочности, должен иметь достаточный уровень вязкопластических свойств (трещиностойкости), то есть металл должен обладать стойкостью к
развитию хрупких трещин. При нормальной температуре (20°С) вязко-пластические свойства
стали характеризуются:

величиной относительного удлинения (δ) при одноосном растяжении (чем больше величина
относительного удлинения – тем больше трещиностойкость). Величина относительного удлинения
должна быть не меньше 20 для труб с временным сопротивлением до 588,4 МПа (60 кгс/мм2), 18
для труб с временным сопротивлением до 637,4 МПа (65 кгс/мм2), 16 для труб с временным
сопротивлением 686,5 МПа (70 кгс/мм2) и выше;

величиной отношения предела текучести к временному сопротивлению разрыву (пределу
прочности) стали при одноосном растяжении (σт/σв) (чем меньше отношение – тем больше
стр. 8 из 20
трещиностойкость). Отношение предела текучести к временному сопротивлению должно быть не
более 0,75 для углеродистой стали, 0,80 для низколегированной нормализованной стали, 0,85 —
для дисперсионно-твердеющей нормализованной и термически упрочненной стали, 0,90 для стали
контролируемой прокатки, включая бейнитную.

величиной ударной вязкости KCV или KCU при испытании на ударный изгиб (чем больше
величина ударной вязкости – тем больше трещиностойкость).
2.2.6.2. Ударная вязкость (KCU) на поперечных образцах типа 11-13 по ГОСТ 9454-78 (1
изменение) (Шарпи) и процент вязкой составляющей в изломе для основного металла труб
номинальной толщиной 6 мм и более должны удовлетворять требованиям, приведенным в таблице
5. Для труб номинальной толщиной стенки 6-12 мм допускается изготовление полнотолщинных
(без обработки черновых поверхностей) образцов на ударную вязкость. Для труб номинальной
толщины стенки менее 6 мм ударная вязкость не определяется. Для труб диаметром 325 мм и
менее допускается определение ударной вязкости на продольных образцах. Для труб диаметром
менее 168 мм ударная вязкость на образцах Шарпи не определяется.
Процент вязкой составляющей в изломе следует определять на полнотолщинных образцах DWTT
высотой 75 мм для труб номинальной толщины стенки 8,5 мм и более и высотой 50 мм для труб
номинальной толщины стенки менее 8,5 мм.
Таблица 6. Требования к ударной вязкости KCU и вязкой составляющей в изломе для основного металла труб
Среднеарифметические значения ударной вязкости и вязкой
составляющей в изломе при минимальной эксплуатационной
температуре стенки трубопровода, не менее
Наружный диаметр труб, Рабочее давление,
мм
МПа
KCU на образцах типа 11-13
Вязкая составляющая
ГОСТ 9454-78 (1 изменение), Дж/см2
в изломе образцов
(кгс·м/см2)
ДВТТ, %
До 25 вкл.
29,4(3,0)
До 426
Св.25
34,8(3,5)
До 16 вкл.
29,4(3,0)
50
Св. 426 до 630 вкл.
Св.16
39,2 (4,0)
50
До 12 вкл.
29,4(3,0)
50
Св. 630 до 820 вкл.
Св. 12 до 16
39,2(4,0)
50
Св. 16
49,0(5,0)
60
До 7,5 вкл.
39,2(4,0)
60
Св. 820 до 1020 вкл.
Св. 7,5 до 12 вкл.
58,8(6,0)
70
Св. 12
78,5(8,0)
80
До 7,5 вкл.
78,5(8,0)
80
Св. 1020 до 1400 вкл.
Св. 7,5 до 12 вкл.
108(11,0)
85
Св. 12
118(12,0)
85
Для труб толщиной стенки до 12 мм включительно допускается определение вязкой
составляющей в изломе на образцах Шарпи. Для труб условным диаметром менее 500 мм, а также
для трубопроводов, транспортирующих жидкие продукты, требования по вязкой составляющей в
изломе не предъявляются, если эти требования специально не оговорены нормативной
документацией на поставку.
2.2.6.3. Ударная вязкость (KCU) для основного металла и сварных соединений труб и
соединительных деталей на образцах типа 1-3 по ГОСТ 9454-78 и ГОСТ 6996-66, соответственно,
должна отвечать требованиям, приведенным в таблице 6 и определенным при температуре минус
60 °С для изделий северного исполнения и минус 40 °С для изделий обычного (умеренного)
исполнения. Направления и условия вырезки образцов из основного металла труб и
соединительных деталей должны удовлетворять требованиям п. 2.2.6.2 Стандарта.
Местоположение надреза на образцах со сварными соединениями устанавливается нормативной
документацией на поставку.
Таблица 7. Требования к ударной вязкости KCU
Среднеарифметическое значение ударной вязкости, не менее
Номинальная толщина
Дж/см2 (кгс·м/см2)
От 6 до 12 включительно
34,3 (3,5)
Свыше 12 до 25 включительно
39,2 (4,0)
Свыше 25
44,1(4,5)
стр. 9 из 20
2.2.6.4. Ударная вязкость сварных соединений для труб, выполненных дуговой сваркой, на
образцах с острым надрезом (Шарпи) при температуре 0 °С должна быть не ниже 39,2 Дж/см2 (4,0
кгс·м/см2). Образцы Шарпи для сварного соединения должны иметь сечение 1010 мм2 для труб
номинальной толщиной стенки свыше 12 мм и 510 мм2 для труб номинальной толщиной стенки
12 мм и менее. Местоположение надреза устанавливается нормативной документацией на
поставку труб.
2.3. Требования к остаточной намагниченности труб (относятся к испытаниям, проводимым
на заводе-изготовителе)
Изменение величины индукции остаточного магнитного поля металла труб, отгруженных с завода
- изготовителя, возможно вследствие операций и условий, в которых труба находилась во время и
после отгрузки.
2.3.1 Продольное магнитное поле должно измеряться на трубах с гладкими концами,
контролируемых магнитными методами по всей длине или подвергаемых погрузочноразгрузочным операциям с использованием намагничивающего оборудования, причем измерение
должно быть выполнено до отгрузки. Эти измерения должны проводиться на лицевой
поверхности притупления или на фаске готовой трубы с гладкими концами.
2.3.2 Измерения должны производиться с помощью гауссметра, использующего эффект Холла,
или калиброванного устройства другого типа. Однако, в спорном случае, предпочтение должно
быть отдано измерениям с помощью гауссметра, использующего эффекта Холла.
2.3.3 Измерения должны проводиться на каждом конце одной трубы, отбираемой минимум один
раз каждые 4 часа рабочей смены.
2.3.4 Величина индукции остаточного магнитного поля металла труб должна быть измерена после,
всех контрольных операций с использованием магнитного поля, перед погрузкой для отправки с
завода - изготовителя. При проведении погрузочно – разгрузочных операций с помощью
электромагнитного оборудования после измерения намагниченности, необходимо обеспечить
наличие остаточной намагниченности, не превышающей уровни установленные в пункте 2.3.5.
настоящего Стандарта.
2.3.5 Минимально, должны быть сняты показания в четырех точках каждого конца трубы,
располагающихся по окружности под углом 90° относительно друг друга. Средняя величина
индукции остаточного магнитного поля металла труб (по четырем показаниям) не должна
превышать 30 Гаусс.
2.3.6 Труба, не удовлетворяющая требованиям п. 2.3.5, должна рассматриваться как дефектная (по
остаточной намагниченности). Все трубы, изготовленные и прошедшие приемку, после дефектной
трубы должны быть подвергнуты индивидуальным измерениям. Допускается измерение труб в
обратной последовательности, начиная с трубы, изготовленной до дефектной и до тех пор, пока
три последовательно изготовленные трубы не будут удовлетворять предъявляемым требованиям,
если последовательность изготовления труб была зарегистрирована документально; труба,
изготовленная перед тремя трубами, прошедшими приемку, не нуждается в проведении
измерений.
Трубы, изготовленные после дефектной трубы, должны быть подвергнуты индивидуальным
измерениям до тех пор, пока три последовательно изготовленные трубы не будут удовлетворять
предъявляемым требованиям.
Измерения остаточной намагниченности, выполненные на трубах в штабелях или в пакетах,
считаются не действительными.
Все дефектные трубы необходимо размагнитить до уровня, установленного в п. 2.3.5, и повторно
подвергнуть контролю остаточной намагниченности.
2.4. Требования к технологии изготовления труб и фасонных деталей. Дополнительные
технические требования.
2.4.1 Технология выплавки и разливки стали. Химический состав стали.
стр. 10 из 20
Сталь, используемая для изготовления труб и фасонных деталей, может быть получена основным
мартеновским, кислородно-конверторным процессом, плавкой в электропечах. Должна
использоваться внепечная обработка стали на установке печь–ковш.
Сталь должна быть полностью раскислена и содержать алюминий в количестве 0,02–0,05%.
При выборе технологии выплавки, внепечной обработки и разливки стали, изготовитель должен
стремиться обеспечить чистоту стали по неметаллическим включениям и растворенным газам
(водороду, азоту), минимизировать ликвационную сегрегацию.
При использовании разливки стали в слиток должно обеспечиваться удаление (обрезь) головной
и/или донной части слитка, содержащей металлургические дефекты (повышенную
сегрегационную неоднородность, пузыри и др.).
Содержание вредных примесей в стали (серы, фосфора, мышьяка, кислорода, азота, водорода и
др.) и степень ликвационной сегрегации должны быть ограничено. Ограничения должны
обеспечить стабильное получение требуемых механических и коррозионных свойств труб.
Содержание углерода, марганца, кремния, хрома, никеля, меди, молибдена, алюминия, ванадия,
титана, ниобия, кальция, церия, бора и других элементов, специально введенных в сталь для
получения требуемых свойств труб, должно определятся по ковшевой пробе и в готовой
продукции.
Суммарное содержание ванадия, титана и ниобия должно быть не более 0,15%.
Содержания никеля и меди в стали должно быть не более 0,30% каждого.
Эквивалент углерода (Сэкв) и параметр стойкости против растрескивания (Рсм) металла
определяется по формулам:
Cэкв  C 
Pсм  C 
Mn Cr  Mo  V  Ti  Nb Cu  Ni


6
5
15
Mn  Cu  Cr Si Ni Mo V



  5B
20
30 60 15 10
,
где C, Mn, Cr, Mo, V, Ti, Ni, Cu, Si, B, Nb – содержание в составе стали соответственно углерода,
марганца, хрома, молибдена, ванадия, титана, никеля, меди, кремния, бора, ниобия, масс.%.
Значение Cэкв не должно превышать 0,44%, значение Pсм не должно превышать 0,24%. Для
сталей с содержанием углерода большем, чем 0,12масс.%, значение Pсм не регламентируется.
2.4.2 Технология изготовления рулонного и листового проката для сварных труб.
Листовой прокат должен изготавливаться контролируемой или нормализующей прокаткой или
подвергаться термической обработке. С целью выявления дефектов листовой прокат должен быть
подвергнут неразрушающему контролю.
Рулонный прокат должен изготавливаться контролируемой или нормализующей прокаткой.
Допускается термическая обработка рулонов. Вместо проведения неразрушающего контроля
рулонного проката допускается проведение неразрушающего контроля всего тела готовых труб.
Ремонт проката сваркой не допускается.
Технология изготовления проката должна быть документирована, включая технологические
режимы, определяющие его свойства (температуру нагрева, температуру начала и окончания
прокатки, скорость охлаждения, температуру смотки, температурно-временные характеристики
термической обработки и т.п.). Изготовитель проката должен представить документированные
доказательства того, что технология изготовления проката стабильно обеспечивает требуемый
нормативной документацией уровень характеристик, в том числе, и коррозионных, по длине и
ширине проката.
2.4.3 Технология изготовления бесшовных труб.
Бесшовные трубы должны изготавливаться методом горячей деформации трубной заготовки, с
использованием прокатки на пиллигримовом, автоматическом стане или непрерывном стане.
стр. 11 из 20
Применение холоднокатанных труб допускается только после проведения их термической
обработки.
Изготовителю следует контролировать качество инструмента (дорнов, оправок) с целью
минимизации несовершенств и дефектов внутренней поверхности (рисок, раковин, плен и др.),
обусловленных технологией прокатки. Процесс контроля и его результаты должны быть
документированы.
Для труб в обычном и хладостойком исполнении допускается изготовление как термически
обработанных труб, так и горячекатаных труб, нормализованных с температуры окончания
прокатки.
При использовании нормализации с температуры окончания прокатки, температура труб после
окончания деформации должна контролироваться.
Температурно-временные режимы термической обработки труб (температура нагрева каждой
трубы, продолжительность нагрева, режимы охлаждения) должны контролироваться.
Изготовитель труб должен предоставить документированные доказательства того, что технология
прокатки и термической обработки обеспечивает по всей длине и периметру труб требуемый
уровень характеристик нормативной документацией.
Допускается проведение повторных термических обработок для исправления продукции, не
соответствующей по свойствам нормативной документации. Максимальное количество повторных
термических обработок – не более двух.
Ремонт труб сваркой не допускается.
2.4.4 Технология изготовления прямошовных труб дуговой сваркой под слоем флюса
Трубы, изготовленные сваркой под слоем флюса должны содержать один или два продольных
шва, выполненных, как минимум в два прохода: один проход у наружной поверхности, один – у
внутренней. Технологические швы должны быть полностью переплавлены.
Технологический процесс формовки и сварки должен быть документирован и аттестован в
установленном порядке. Изготовитель должен предоставить документированные доказательства
того, что технологический процесс формовки и сварки обеспечивает требуемый нормативной
документацией уровень свойств по всей длине шва.
Используемые при сварке материалы (флюс, сварочная проволока) должны иметь сертификаты
изготовителя, подтверждающие, что их свойства соответствуют требованиям документированного
технологического процесса сварки.
Трубы должны подвергаться гидравлическому или холодному экспандированию по всей длине.
Пластическая деформация по периметру трубы в любом сечении не должна превышать 1,2%.
Ремонт тела трубы сваркой не допускается. Технология ремонта швов сваркой должна быть
документирована и аттестована в установленном порядке.
2.4.5 Технология изготовления прямошовных труб сваркой токами высокой частоты
Трубы, изготовленные сваркой токами высокой частоты, должны содержать один продольный
шов. Трубы не должны иметь кольцевых (поперечных) технологических швов (швов стыкосварки
рулонов между собой).
Подготовка кромок рулона под сварку должна осуществляться непосредственно перед формовкой
и сваркой.
Трубы должны быть подвергнуты локальной термической обработке сварного шва и зоны
термического влияния или объемной термической обработке. Термическая обработка должна
обеспечить отсутствие неотпущенного мартенсита в околошовной зоне.
Температурно-временные режимы локальной и объемной термической обработки труб
(температура нагрева каждой трубы, продолжительность нагрева, режимы охлаждения) должны
контролироваться.
Технологический процесс формовки и сварки должен быть документирован и аттестован в
установленном порядке. Изготовитель должен представить документированные доказательства
того, что технологический процесс формовки, сварки и термической обработки обеспечивает
требуемый нормативной документацией уровень свойств по всей длине шва.
стр. 12 из 20
2.4.6 Неразрушающий контроль и испытание гидравлическим давлением
В заводских условиях трубы должны подвергаться 100% неразрушающему контролю
ультразвуковыми методами (УЗД). Методика проведения неразрушающего контроля должна быть
согласована и аттестована в установленном порядке. Неразрушающий контроль должен
обеспечивать выявление недопустимых дефектов в объеме, у внутренней и наружной поверхности
труб и дефектов сварных швов для прямошовных труб.
Неконтролируемые в автоматическом режиме концы труб должны быть отрезаны.
Окончательный неразрушающий контроль должен осуществляться на завершающем этапе после
проведения термической обработки, правки, калибровки, экспандирования.
В случае если для изготовления сварных труб использован прокат, прошедший неразрушающий
контроль на заводе-изготовителе проката, допускается не проводить повторный контроль всего
тела труб. При этом обязательно должен проводиться контроль всего шва и контроль концов труб.
Каждая труба должна выдерживать без обнаружения течи пробное гидравлическое давление по
ГОСТ 3845 с выдержкой под давлением в соответвии с ГОСТ, ТУ на трубную продукцию, при
допускаемом напряжении в стенке трубы, равном:
 для бесшовных труб 0,80 от нормативного минимального значения предела текучести;
 для прямошовных труб 0,95 от нормативного минимального значения предела текучести.
2.4.7 Дополнительные требования к трубам и фасонным деталям повышенной коррозионной
стойкости
Требования настоящего раздела распространяются на трубы и фасонные детали повышенной
коррозионной стойкости из стали 13ХФА.
Сталь должна подвергаться внепечной обработке и модифицирующей обработке кальцием,
церием, другими редкоземельными элементами и их сплавами. Содержание модифицирующих
элементов должно контролироваться. Количество модифицирующих элементов должно быть
достаточным для сфероидизации большинства сульфидных включений и получения требуемых
коррозионных характеристик. Отношение содержания кальция к содержанию серы в стали должно
быть не менее 1,0. Содержание кальция в стали не более 60ppm (0,006%).
Сталь должна подвергаться вакуумной дегазации. Содержание водорода в жидкой стали перед
разливкой, определяемое прибором типа «Hydris», должно быть не более 2,5 ppm (0,00025%).
Содержание азота в стали не более 80ppm (0,008%). В случае если получение стали требуемой
чистоты по азоту технически не возможно, для связывания азота в стабильные нитриды, в сталь
рекомендуется вводить ванадий в количестве 0,04–0,10% и ниобий в количестве до 0,03%.
Содержание серы в стали не более 50 ppm (0,005%), фосфора не более 150 ppm (0,015%).
Не допускается использование для сварных труб проката, изготовленного с использованием
нормализующей прокатки.
Бесшовные трубы должны подвергаться термической обработке. Термическая обработка должна
обеспечить получение однородной структуры по толщине стенки и длине трубы.
Твердость основного металла и всех зон сварных швов труб должна быть не более 22 единиц HRC
(245 HV).
Металл труб и сварных соединений должен выдерживать коррозионные испытания:

стойкость к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением по методу A
NACE TM0177 в среде А: пороговое напряжение СКРН не менее 72% от минимально–
гарантированного предела текучести;

стойкость к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением по методу D
NACE TM0177 в среде А (для бесшовных труб и основного металла прямошовных труб): KISSC
не менее 30 МПа*м1/2;

стойкость к водородному растрескиванию по NACE TM0284 в среде А: коэффициент
длины трещин (CLR) и толщины трещин (CTR) не более 6% и 3% соответственно;

скорость общей коррозии в модельной сероводородсодержащей среде: скорость общей
коррозии не более 0,5 мм/год.
стр. 13 из 20
2.5. Наружные покрытия и изоляция стальных труб
Защиту трубопроводов от наружной коррозии при их подземной, подводной и наземной (в
насыпи) прокладке осуществляют нанесением наружного антикоррозионного покрытия. Покрытия
(изоляция) классифицируются по признаку места изготовления (нанесения):

заводское – нанесенное непосредственно в цехах завода - изготовителя трубной продукции,
с применением экструдированного полиэтилена;

базовое – нанесенное на специализированной линии, установленной, либо на базе
потребителя конечной продукции, либо в цехах специализированной организации, использующей
трубу, переданную от Заказчика.

трассовое – нанесенное в трассовых условиях непосредственно на готовую нитку
трубопровода.
Для применения в Обществе допускается заводское и базовое покрытие. Нанесение
покрытия в трассовых условиях запрещено, за исключением изоляции сварных кольцевых
стыков труб в трассовых условиях.
На заводские и базовые покрытия заводы - изготовители разрабатывают собственные ТУ.
Технические характеристики готового покрытия, нанесенного на стальную трубу, должны
соответствовать требованиям ГОСТ Р 51164, тип применяемых покрытий – усиленный. Номер
конструкции 1 по ГОСТ Р 51164.
Для нанесения наружного антикоррозионного покрытия допускаются трубы стальные бесшовные
и стальные электросварные прямошовные, изготовленные по ГОСТ и ТУ заводов-изготовителей, с
учетом настоящих дополнительных технических требований:
1. Кривизна труб - не более 1,5 мм на 1 метр длины трубы: общая кривизна не должна 0,15%
длины трубы;
2. Овальность концов труб (отношение разности между наибольшим и наименьшим диаметрами в
одном сечении к номинальному диаметру) не должна превышать 1% для труб толщиной стенки
менее 20 мм и 0,8% для труб толщиной стенки 20 мм.
3. Высота усиления наружного сварного шва не должна превышать:

для толщины стенок менее 12 мм. в пределах 0,5-2,5 мм. включительно;

для толщины стенок более 12 мм в пределах 0,5-3,0 мм.
Степень очистки поверхности 2 по ГОСТ 9.402. Не допускается наличие жировых и масляных
загрязнений.
2.5.1. Изоляция сварных кольцевых стыков труб в трассовых условиях должна осуществляться с
использованием изоляционных материалов, аналогичных материалам, применяемым для
заводской (базовой) изоляции труб.
2.5.2. При проведении работ по изоляции сварных стыков труб должны выполняться следующие
общие требования:
- поверхность зоны сварного стыка, а также участки прилегающего заводского покрытия на
расстоянии 70-100 мм от зоны стыка должны быть тщательно очищены от ржавчины, рыхлой
окалины. Степень очистки должна соответствовать типу применяемых изоляционных материалов
(для битумных мастик степень очистки соответствует 3-4 по ГОСТ 9.402-2004, для
термоусаживающихся лент и липких полимерных лент - степень очистки 2-3 по ГОСТ 9.402-2004).
Для очистки могут использоваться металлические щетки, шлифмашинки, установки
пескоструйной очистки;
- кромки покрытия, прилегающего к зоне сварного стыка, должны иметь плавный переход к
поверхности трубы. Угол скоса поверхности не должен превышать 30°;
- при наличии на поверхности труб влаги, а также при температуре воздуха ниже плюс 5 °С перед
очисткой зоны сварного стыка производится его предварительный нагрев газовыми горелками или
другими подогревателями до температуры не ниже плюс 15 °С;
- перед нанесением покрытия очищенная изолируемая поверхность должна быть нагрета до
заданной температуры (от плюс 15 °С до плюс 40 °С) в случае нанесения битумно-мастичных и
полимерных ленточных покрытий. При нанесении покрытий из термоусаживающихся лент,
полиуретановых, эпоксидных покрытий нагрев зоны сварного стыка производится до
температуры, рекомендованной для применяемых теплоизоляционных материалов;
стр. 14 из 20
- используемые изоляционные материалы должны проходить входной контроль и по номенклатуре
и основным показателям соответствовать требованиям, предъявляемым к материалам,
рекомендованным для трассовой изоляции сварных стыков труб с тем или иным типом заводского
покрытия;
- нанесение изоляционных покрытий на зону сварного стыка и прилегающие участки заводского
покрытия производится согласно требованиям НТД для каждого типа изоляционного покрытия
(Инструкции, Рекомендации, Технологические карты и т.д.). При нанесении адгезионного
праймера слой грунтовки должен быть равнотолщинным, сплошным и покрывать всю
обрабатываемую поверхность стыка и прилегающее к стыку заводское покрытие на расстоянии не
менее 100 мм. Ленточные покрытия должны наноситься без гофр, морщин, пропусков, с захлестом
на заводское покрытие не менее 50 мм для липких полимерных и термоусаживающихся лент.
2.5.3. Качество получаемого покрытия:
– толщина – не менее 2,0 мм;
- адгезия к стали – не менее 20,0 Н/см;
- адгезия к основному покрытию – не менее 20,0 Н/см;
- диэлектрическая сплошность – не менее 5 кВ/мм.
Качество нанесенного покрытия определяется службой технического надзора Заказчика (в т.ч.
силами специализированных организаций, привлеченных к надзору) путем контрольного замера
показателей, указанных в данном Стандарте. Показатели замеряются в соответствии с ГОСТ Р
51164. В случае обнаружения несоответствия, требованиям п. 2.7.3., покрытие данного шва
полностью демонтируется и наносится вновь. О контрольных замерах составляется Акт
произвольной формы.
Изоляция сварных кольцевых стыков труб в трассовых условиях категорически запрещена
без контроля качества со стороны Заказчика (или привлекаемой специализированной
организации).
2.6. Внутреннее покрытие стальных труб
2.6.1. Для нанесения внутреннего антикоррозионного покрытия допускаются трубы стальные
бесшовные и стальные электросварные прямошовные, изготовленные по ГОСТ и ТУ заводовизготовителей, с учетом настоящих дополнительных технических требований:
- предельное отклонение по толщине стенки, % , не более - 10.
- содержание ионов хлора, мкг/см2, не более – 2.
- на внутренней поверхности труб не допускаются плены, трещины, рванины, закаты,
волосовины, расслоения и дефекты с острыми кромками.
- на внутренней поверхности не допускаются отслоения металла (плены) после проведения
абразивной обработки и нанесения внутреннего полимерного покрытия у потребителя.
- внутренний грат сварного шва на электросварных прямошовных трубах должен быть удален.
Следы, образующиеся в результате удаления внутреннего грата (по глубине и высоте) не должны
превышать 0,1мм.
- концы труб должны быть обрезаны под прямым углом и зачищены от заусенцев. Допускается
отклонение от прямого угла (косина реза) до 1 мм. Трубы поставляются с фаской на обоих концах
под углом 25 -30°.
2.6.2. Требования к показателям внутреннего покрытия:
- тип покрытия - порошковое на основе полимерных эпоксидных материалов, наносимых по
жидкой фенольной грунтовке (праймеру);
- толщина, не менее 300-500 мкм., в отдельных случаях допускается максимальная толщина
800мкм.;
- диэлектрическая сплошность, не менее 2,0 кВ на всю толщину покрытия;
- адгезия покрытия, не менее 5А при Х-образном надрезе по ASTM D 3359;
- стойкость покрытия к действию агрессивных сред (1, 2, 3, 4) – стойкое;
- температура эксплуатации не менее 800С.
При использовании труб с внутренним покрытием, защита зоны сварных стыков обеспечивается
применением защитных втулок по ТУ 1462-028-15283208-2012 и ТУ 1396-001-48151375-2001 или
стр. 15 из 20
аналогичных по конструкции и технологии монтажа по согласованию с ОЭТ ДДНГ ОАО АНК
«Башнефть».
Применение других технологий для соединения труб с внутренним покрытием допускается по
согласованию с ОЭТ ДДНГ ОАО АНК «Башнефть».
3. ОТВЕТСТВЕННОСТЬ ЗА НЕИСПОЛНЕНИЕ (НЕНАДЛЕЖАЩЕЕ ИСПОЛНЕНИЕ)
НАСТОЯЩЕГО СТАНДАРТА
Ответственность за неисполнение (ненадлежащее исполнение) требований настоящего Стандарта
несут работники ОАО АНК «Башнефть», задействованные в процедурах закупки трубной
продукции и фасонных деталей, проектирования, строительства, реконструкции, ремонта и
эксплуатации промысловых трубопроводов на нефтяных месторождениях Общества.
Ответственность к нарушителям настоящего Стандарта применяется по основаниям и в порядке,
предусмотренным трудовым законодательством Российской Федерации и трудовыми договорами.
4. НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ
4.1.Внешние нормативные и распорядительные документы
Таблица 9. Внешние нормативные и распорядительные документы
№
Наименование документа
п/п
1 ГОСТ 3845-75 Трубы металлические. Метод испытания гидравлическим давлением
ГОСТ 9454-78 Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных
2
температурах
3 ГОСТ Р 51164-98 Tpубoпpoвoды стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии
4 ТУ 1396-001-48151375-2001 Втулки внутренней защиты сварных швов соединений труб
5 API Spec 5L Спецификация на магистральные трубы
ISO 15156-1:2009 Промышленность нефтяная и газовая. Материалы для применения в средах, содержащих
6
сероводород, при нефте- и газодобыче. Часть 1. Общие принципы выбора трещиностойких материалов
ISO 15156-2:2009 Промышленность нефтяная и газовая. Материалы для применения в средах, содержащих
7 сероводород, при нефте- и газодобыче. Часть 2. Трещиностойкие углеродистые и низколегированные стали и
применение литейного чугуна
ISO 15156-3:2009 Промышленность нефтяная и газовая. Материалы для применения в средах, содержащих
8
сероводород, при нефте- и газодобыче. Часть 3. Трещиностойкие коррозионностойкие и другие сплавы
NACE TM 0177 Международный стандарт. Стандартные методы испытаний. Лабораторные испытания металлов
9
на устойчивость к растрескиванию под действием сульфидов и коррозионное растрескивание в среде H2S
NACE TM 0284 Международный стандарт. Оценка трубопроводов и сосудов высокого давления сталей на
10
стойкость к воздействию водорода растрескиванию
ВСН 006-89 Ведомственные строительные нормы. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов.
11
Сварка.
РД 39-0147103-362-86 Руководство по применению антикоррозионных мероприятий при составлении проектов
12
обустройства и реконструкции объектов нефтяных месторождений
13 СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов
ВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды
14
нефтяных месторождений
15 ГОСТ 6996-66 Сварные соединения. Методы определения механических свойств
ГОСТ 9.402-2004 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия лакокрасочные. Подготовка
16
металлических поверхностей перед окрашиванием.
17 ASTM D 3359-09 Стандартные методы испытания для измерения адгезии методом клейкой ленты
18 ТУ 1462-028-15283208-2012 Втулки центрирующие с полимерным покрытием
стр. 16 из 20
ПРИЛОЖЕНИЕ 1. ТРЕБОВАНИЯ К МАТЕРИАЛАМ И КОНСТРУКЦИИ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ.
№
П/П
1
НАЗНАЧЕНИЕ ТРУБОПРОВОДА
ПОКРЫТИ
Я
ДИАМЕТ
Р, ММ
ВНП
89
114
159
219
273
325
426
Выкидные трубопроводы (в т.ч.
участки внутри кустовых площадок),
нефтегазосборные трубопроводы
НП
2
Нефтепроводы для
транспортирования газонасыщенной
или разгазированной нефти от ПС и
ДНС до ЦПС, нефтепроводы для
транспортирования товарной нефти
от ЦПС до сооружения
магистрального транспорта
НП
ВНП
НП
3
ВНП
Высоконапорные трубопроводы систем
заводнения нефтяных пластов и
систем захоронения пластовых и
сточных вод
1 категории
(Рисп.=1.5×Рраб.)
НП
ВНП
ТОЛЩИНА
СТЕНКИ,
ММ
6
6
6
89
114
159
219
273
325
426
114
159
219
273
325
6
8
8
9*
6
6
6
6
8
8
9*
6
6
6
8
8
426
9*
89
114
168
219
89
114
168
219
89
114
168
219
89
114
168
219
89
6
6
10
12
6
8
10
12
6
8
12
16
8
10
12
16
8
114
10
МАКС.
РАБОЧЕЕ
МАРКА
ДАВЛЕНИЕ,
СТАЛИ
МПа, (КГС/СМ2)
4
(40)
КЛАСС
ПРОЧН
ОСТИ
ТРЕБОВАНИЯ
К УСТАНОВКЕ
КППОУ
(да/нет)
Для районов с умеренным
климатом
К42
Да
Для районов Крайнего
Севера и приравненных к
ним
К52
Да
К52
Да
Для районов с умеренным
климатом
К42
Нет
13ХФА
Для районов с умеренным
климатом, для районов
Крайнего Севера и
приравненных к ним
К52
Нет
20
Для районов с умеренным
климатом
К42
Для районов с умеренным
климатом, для районов
Крайнего Севера и
приравненных к ним
К52
Нет
Для районов с умеренным
климатом
К42
Нет
20
4
(40)
13ХФА
4
(40)
13ХФА
ТИП
ТРУБ
СПОСОБ
СОЕДИНЕНИЯ
КЛИМАТИЧЕСКОЕ
ИСПОЛНЕНИЕ
п/ш,
б/ш
Сварка
п/ш,
б/ш
Сварка
п/ш,
б/ш
Сварка
20
10
(100)
б/ш
14
(140)
б/ш
Сварка
Сварка
13ХФА
16
(160)
20
б/ш
Сварка
Для районов с умеренным
климатом, для районов
Крайнего Севера и
приравненных к ним
стр. 17 из 20
№
П/П
НАЗНАЧЕНИЕ ТРУБОПРОВОДА
ПОКРЫТИ
Я
НП
ВНП
НП
НП
ВНП
НП
4
Высоконапорные трубопроводы систем
заводнения нефтяных пластов и
систем захоронения пластовых и
сточных вод
(внутриплощадочные;
внеплощадочные - 2,3 категории.
Рисп.=1.25×Рраб.
ВНП
НП
ВНП
ДИАМЕТ
Р, ММ
ТОЛЩИНА
СТЕНКИ,
ММ
168
14
219
16
89
114
168
219
10
14
16
89
10
114
12
168
16
219
20
89
114
168
219
89
114
168
219
89
114
168
219
89
114
168
219
89
114
168
219
89
114
168
219
89
114
168
219
10
МАКС.
РАБОЧЕЕ
МАРКА
ДАВЛЕНИЕ,
СТАЛИ
МПа, (КГС/СМ2)
КЛАСС
ПРОЧН
ОСТИ
ТРЕБОВАНИЯ
К УСТАНОВКЕ
КППОУ
(да/нет)
Для районов с умеренным
климатом, для районов
Крайнего Севера и
приравненных к ним
К52
Нет
Для районов с умеренным
климатом
К42
Нет
13ХФА
Для районов с умеренным
климатом, для районов
Крайнего Севера и
приравненных к ним
К52
Нет
13ХФА
Для районов с умеренным
климатом, для районов
Крайнего Севера и
приравненных к ним
К52
Нет
Для районов с умеренным
климатом
К42
Нет
13ХФА
Для районов с умеренным
климатом, для районов
Крайнего Севера и
приравненных к ним
К52
Нет
20
Для районов с умеренным
климатом
К42
Нет
Для районов с умеренным
климатом, для районов
Крайнего Севера и
приравненных к ним
К52
Нет
Для районов с умеренным
климатом
К42
Нет
ТИП
ТРУБ
СПОСОБ
СОЕДИНЕНИЯ
КЛИМАТИЧЕСКОЕ
ИСПОЛНЕНИЕ
б/ш
Сварка
8
12
16
20
12
14
18
22
6
6
8
10
6
6
8
10
6
8
10
14
8
8
10
14
6
8
12
14
13ХФА
20
20
(200)
25
(250)
б/ш
б/ш
Сварка
Сварка
20
10
(100)
б/ш
14
(140)
б/ш
Сварка
Сварка
13ХФА
16
(160)
20
б/ш
Сварка
стр. 18 из 20
№
П/П
НАЗНАЧЕНИЕ ТРУБОПРОВОДА
ПОКРЫТИ
Я
НП
ВНП
НП
НП
5
6
7
Низконапорные трубопроводы систем
заводнения нефтяных пластов и
систем захоронения пластовых и
сточных вод
(пластовая и сточная вода)
Низконапорные трубопроводы систем
заводнения нефтяных пластов
(пресная вода)
Газопроводы для
транспортирования нефтяного газа
от установок сепарации нефти до
УКПГ, УППГ или до потребителей
ДИАМЕТ
Р, ММ
89
114
168
219
89
114
168
219
89
114
168
219
89
114
168
219
114
159
ВНП
219
273
325
426
114
159
НП
219
273
325
426
114
159
219
273
325
426
114
159
219
273
325
426
НП
НП
ТОЛЩИНА
СТЕНКИ,
ММ
8
8
12
14
8
10
14
18
8
10
14
16
10
12
16
20
6
6
6
8
8
9
5
5
6
8
8
9
6
6
6
8
8
9
6
6
6
6
6
6
МАКС.
РАБОЧЕЕ
МАРКА
ДАВЛЕНИЕ,
СТАЛИ
МПа, (КГС/СМ2)
ТИП
ТРУБ
СПОСОБ
СОЕДИНЕНИЯ
КЛИМАТИЧЕСКОЕ
ИСПОЛНЕНИЕ
КЛАСС
ПРОЧН
ОСТИ
ТРЕБОВАНИЯ
К УСТАНОВКЕ
КППОУ
(да/нет)
13ХФА
Для районов с умеренным
климатом, для районов
Крайнего Севера и
приравненных к ним
К52
Нет
20
Для районов с умеренным
климатом
К42
Нет
Для районов с умеренным
климатом, для районов
Крайнего Севера и
приравненных к ним
К52
Нет
Для районов с умеренным
климатом, для районов
Крайнего Севера и
приравненных к ним
К52
Нет
К42
нет
20
(200)
б/ш
Сварка
13ХФА
25
(250)
13ХФА
б/ш
Сварка
4
(40)
20
п/ш,
б/ш
Сварка
4
(40)
13ХФА
п/ш,
б/ш
Сварка
Для районов Крайнего
Севера и приравненных к
ним
К52
нет
4
(40)
13ХФА
п/ш,
б/ш
Сварка
Для районов с умеренным
климатом, для районов
Крайнего Севера и
приравненных к ним
К52
нет
13ХФА
п/ш,
б/ш
Сварка
Для районов с умеренным
климатом, для районов
Крайнего Севера и
приравненных к ним
К52
нет
0.6
(6)
Для районов с умеренным
климатом
стр. 19 из 20
№
П/П
НАЗНАЧЕНИЕ ТРУБОПРОВОДА
ПОКРЫТИ
Я
НП
НП
ДИАМЕТ
Р, ММ
530
114
159
219
273
325
426
530
114
159
219
273
325
426
530
ТОЛЩИНА
СТЕНКИ,
ММ
МАКС.
РАБОЧЕЕ
МАРКА
ДАВЛЕНИЕ,
СТАЛИ
МПа, (КГС/СМ2)
ТИП
ТРУБ
КЛАСС
ПРОЧН
ОСТИ
ТРЕБОВАНИЯ
К УСТАНОВКЕ
КППОУ
(да/нет)
Сварка
Для районов с умеренным
климатом, для районов
Крайнего Севера и
приравненных к ним
К52
нет
Сварка
Для районов с умеренным
климатом, для районов
Крайнего Севера и
приравненных к ним
К52
нет
СПОСОБ
СОЕДИНЕНИЯ
КЛИМАТИЧЕСКОЕ
ИСПОЛНЕНИЕ
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
8
9
11
13
16
1.6
(16)
13ХФА
п/ш,
б/ш
6.4
(64)
13ХФА
п/ш,
б/ш
*- для участков 1 категории принимать толщину стенки 10 мм.
стр. 20 из 20