11.04.2022

Conducte submarine. Așezarea unei conducte de gaz de-a lungul fundului Mării Negre este un joc de ruletă rusească cu consecințe foarte triste

PARTEA 1. STANDARDE DE PROIECTARE

1. Dispoziții generale

1.1. Conductele de gaze offshore trebuie să aibă o fiabilitate sporită în timpul construcției și exploatării, ținând cont de condițiile speciale (adâncimi mari ale mării, lungime crescută fără stații intermediare de compresoare, furtuni maritime, curenți subacvatici, seismicitate și alți factori).

Deciziile de proiectare pentru instalarea conductelor de gaze offshore trebuie convenite cu Comitetul de Stat al Federației Ruse pentru Protecția mediu inconjurator, Gosgortekhnadzor din Rusia și autoritățile locale de supraveghere.

1.2. De-a lungul autostrăzii gazoduct offshore se stabilesc zone de securitate, care includ zone conducta principală de gaz de la stațiile de compresoare până la malul apei și mai departe de-a lungul fundului mării în cadrul platformei continentale, la o distanță de cel puțin 500 m.

1.3. Diametrul gazoductului offshore și presiunea de funcționare sunt determinate din condițiile de livrare gaz natural Consumatorului pe baza analizei hidraulice.

1.4. Durata de viață a conductei de gaz offshore este stabilită de proprietarul proiectului. Pentru întreaga durată de viață a sistemului de conducte de gaz, trebuie să se calculeze fiabilitatea și siguranța structurii și impacturile precum coroziunea metalelor și oboseala materialelor utilizate.

1.5. Limitele secțiunii offshore a conductei principale de gaze sunt supape de închidere instalate pe țărmurile opuse ale mării. Supapele de închidere trebuie să fie echipate cu închidere automată de urgență.

1.6. Unitățile de pornire și recepție trebuie să fie prevăzute la capetele fiecărei linii ale conductei de gaz offshore dispozitive de curățareși carcase pentru detectoare de defecte. Amplasarea și designul acestor unități sunt determinate de proiect.

1.7. Conducta de gaz offshore trebuie să fie liberă de obstacole la fluxul produsului transportat. În cazul utilizării curbelor de îndoire artificială sau a fitingurilor, raza acestora trebuie să fie suficientă pentru a trece dispozitivele de curățare și control, dar nu mai puțin de 10 diametre de conductă.

1.8. Distanța dintre șirurile paralele de conducte de gaze offshore ar trebui luată din condițiile de asigurare a fiabilității în timpul funcționării lor, siguranța șirului existent în timpul construcției unui șir nou al conductei de gaz și siguranța în timpul lucrărilor de construcție și instalare.

1.9. Protecția unei conducte offshore împotriva coroziunii se realizează într-o manieră cuprinzătoare: acoperire de protecție externă și internă și mijloace de protecție catodică.

Protecția anticoroziune ar trebui să faciliteze funcționarea fără probleme a conductei offshore pe toată durata de viață a acesteia.

1.10. Conducta offshore trebuie să aibă o legătură izolatoare (flanșă sau cuplaj) cu sistem de protecție împotriva coroziunii pentru tronsoanele de pe uscat ale conductei principale de gaz.

1.11. Alegerea traseului conductei offshore trebuie făcută în funcție de criterii de optimitate și pe baza următoarelor date:

· condiţiile de sol ale fundului mării;

· batimetria fundului mării;

· morfologia fundului mării;

· informații de bază despre mediu;

· activitate seismică;

· zone de pescuit;

· canale de navigație și zone de ancorare;

· zone de deversare în sol;

· zone de apă cu risc crescut pentru mediu;

· natura și întinderea faliilor tectonice. Principalele criterii de optimitate ar trebui să fie siguranța tehnică și de mediu a structurii.

1.12. Proiectul trebuie să furnizeze date privind compoziția fizică și chimică a produsului transportat, densitatea acestuia și, de asemenea, să indice presiunea internă calculată și temperatura de proiectare de-a lungul întregului traseu al conductei. Sunt furnizate și informații despre valori limită temperatura și presiunea în conductă.

Concentrațiile admisibile ale componentelor corozive în gazul transportat trebuie indicate: compuși de sulf, apă, cloruri, oxigen, dioxid de carbon și hidrogen sulfurat.

1.13. Proiectul este dezvoltat pe baza unei analize a următorilor factori principali:

direcția și viteza vântului;

· înălțimea, perioada și direcția valurilor mării;

· viteza și direcția curenților marini;

· nivelul mareelor astronomice;

· val de vijelie a apei;

· proprietățile apei de mare;

· temperatura aerului și apei;

· creșterea murdăriei marine pe conductă;

· condiţii seismice;

· distribuția speciilor comerciale și protejate de floră și faună marine.

1.14. Proiectul ar trebui să prezinte o analiză a deschiderilor admisibile și a stabilității conductei pe fundul mării, precum și calculul duzelor - limitatoare de prăbușire prin avalanșă a conductei în timpul așezării acesteia la adâncimi mari ale mării.

1.15. Conducta de gaz trebuie să fie îngropată în fund în zonele unde ajunge la țărm. Cota de proiectare a vârfului conductei îngropate în pământ (folosind acoperirea cu greutate) ar trebui să fie stabilită sub adâncimea estimată de eroziune a fundului zonei de apă sau a secțiunii de coastă pentru întreaga perioadă de funcționare a conductei offshore.

1.16. În zonele de adâncime, o conductă de gaz poate fi amplasată de-a lungul suprafeței fundului mării, cu condiția ca poziția sa de proiectare să fie asigurată pe toată perioada de funcționare. În acest caz, este necesar să se justifice excluderea plutirii sau a mișcării conductei sub influența sarcinilor externe și a deteriorării acesteia de către traulele de pescuit sau ancorele navelor.

1.17. La proiectarea unui sistem de conducte offshore, trebuie luate în considerare toate tipurile de impact asupra conductei care pot necesita protecție suplimentară:

· apariţia şi răspândirea fisurilor sau prăbuşirii conductelor şi suduriîn timpul instalării sau exploatării;

· pierderea stabilității poziției conductei pe fundul mării;

· pierderea proprietăților mecanice și de serviciu ale țevilor de oțel în timpul funcționării;

· deschideri de conducte inacceptabil de mari în partea de jos;

· eroziunea fundului mării;

· impactul asupra conductei de către ancore de nave sau traule de pescuit;

· cutremure;

· încălcare modul tehnologic transportul gazelor. Alegerea metodei de protecție este adoptată în proiect în funcție de condițiile locale de mediu și de gradul de potențială amenințare la adresa conductei de gaz offshore.

1.18. ÎN documentatia proiectului trebuie să se reflecte următoarele date: dimensiunile conductei, tipul produsului transportat, durata de viață a sistemului de conducte, adâncimea apei de-a lungul traseului conductei de gaz, tipul și clasa de oțel, necesitatea tratamentului termic după sudarea îmbinărilor sudate cu montaj inel, anti -sistem de protecție împotriva coroziunii, planuri de dezvoltare viitoare a regiunilor de-a lungul traseului sistemului de conducte, sfera lucrărilor și graficele de construcție.

Desenele trebuie să indice locația sistemului de conducte în raport cu așezările și porturile din apropiere, rutele navelor, precum și alte tipuri de structuri care pot afecta fiabilitatea sistemului de conducte.

Proiectul ia în considerare toate tipurile de sarcini care apar în timpul fabricării, instalării și exploatării sistemului de conducte, care pot afecta alegerea soluției de proiectare. Totul este gata calculele necesare sistem de conducte pentru aceste sarcini, inclusiv: analiza rezistenței sistemului de conducte în timpul instalării și exploatării, analiza stabilității poziției conductei pe fundul mării, analiza oboselii și a defecțiunii fragile a conductei luând în considerare sudurile circumferențiale, analiza rezistenței peretelui conductei la strivire și deformații excesive, analiza vibrațiilor, dacă este necesar, analiza stabilității bazei fundului mării.

1.19. Ca parte a proiectului gazoductului offshore, este necesar să se elaboreze următoarea documentație:

· specificatii tehnice pentru materialul conductelor;

· specificații tehnice pentru sudarea țevilor și încercările nedistructive, cu indicarea standardelor pentru defecte admisibile la suduri;

· specificații tehnice pentru inserții armate pentru limitarea prăbușirii prin avalanșă a conductei;

· specificații tehnice pentru acoperirea anticorozivă exterioară și internă a țevilor;

· specificații tehnice pentru acoperirea cu greutate a țevilor;

· specificatii tehnice pentru materialul pentru fabricarea anozilor;

· specificatii tehnice pentru pozarea sectiunii offshore a conductei;

· condiții tehnice pentru construcția conductelor la traversarea litoralului și măsurile de protecție a țărmului;

· specificații tehnice pentru testarea și punerea în funcțiune a conductei offshore;

· specificații tehnice pentru întreținerea și repararea conductei offshore;

specificația generală a materialelor;

· descrierea ambarcațiunilor de construcții și a altor echipamente utilizate.

La elaborarea „Condițiilor tehnice” și „Specificațiilor”, cerințele acestor standarde și recomandările standardelor internaționale general recunoscute (1993), DNV (1996) și (1993), precum și rezultatele cercetării științifice pe această problemă ar trebui să fie folosit.

1.20. Documentația de proiectare, inclusiv rapoartele de testare, materialele de inspecție și diagnosticele inițiale trebuie păstrate pe toată durata de viață a sistemului de conducte offshore. De asemenea, este necesar să se salveze rapoarte despre funcționarea sistemului de conducte, despre controlul inspecției în timpul funcționării acestuia, precum și date privind întreținere sistem de conducte offshore.

1.21. Examinarea documentației de proiectare trebuie efectuată de organizații independente care organizarea proiectului furnizează toată documentația necesară.

2. Criterii de proiectare pentru conducte.

2.1. Criteriile de rezistență din aceste standarde se bazează pe tensiunile admisibile, luând în considerare tensiunile reziduale de sudură. Pot fi utilizate și metode de proiectare în stare limită, cu condiția ca aceste metode să asigure fiabilitatea sistemului de conducte offshore cerute de aceste coduri.

2.2. Calculele unei conducte de gaze offshore trebuie făcute pentru sarcini și impacturi statice și dinamice, ținând cont de funcționarea sudurilor circumferențiale în conformitate cu cerințele mecanica structurala, rezistența materialelor și mecanica solului, precum și cerințele acestor standarde.

2.3. Acuratețea metodelor de calcul trebuie să fie justificată de fezabilitate practică și economică. Rezultatele soluțiilor analitice și numerice, dacă este necesar, trebuie confirmate prin teste de laborator sau de teren.

2.4. Conducta de gaz offshore este calculată pentru cea mai nefavorabilă combinație de sarcini așteptate în mod realist.

2.5. Pentru o conductă de gaz offshore, calculele trebuie efectuate separat pentru sarcinile și impacturile apărute în timpul construcției acesteia, inclusiv testele hidrostatice, și pentru sarcinile și impacturile care apar în timpul funcționării sistemului de conducte offshore.

2.6. Când se calculează rezistența și deformabilitatea, principalele caracteristici fizice ale oțelului trebuie luate în conformitate cu " Specificatii tehnice pe materialul conductei”.

3. Încărcări și impacturi.

3.1. Aceste standarde acceptă următoarele combinații de sarcini atunci când se calculează o conductă de gaz offshore:

· sarcini permanente;

· sarcini permanente împreună cu încărcăturile de mediu;

· sarcini permanente în combinație cu sarcini aleatorii.

3.2. Sarcinile constante pe o conductă offshore în timpul construcției și exploatării ulterioare includ:

· greutatea structurii conductei, inclusiv acoperirea greutății, murdărirea marine etc.;

· presiunea hidrostatică externă a apei de mare;

· forța de flotabilitate a mediului acvatic;

· presiunea internă a produsului transportat;

· influenţe ale temperaturii;

umpleți presiunea solului.

3.3. Impactul asupra mediului asupra unei conducte offshore includ:

· sarcini cauzate de curenții subacvatici;

· sarcini cauzate de valurile mării.

Atunci când se calculează o conductă offshore pentru perioada de construcție, trebuie luate în considerare și sarcinile de la mecanismele de construcție și sarcinile care apar în timpul testelor hidrostatice.

3.4. Încărcările aleatorii includ: activitatea seismică, deformarea solurilor de pe fundul mării și procesele de alunecări de teren.

3.5. Atunci când se determină sarcinile și impactul asupra unei conducte offshore, ar trebui să se bazeze pe date din studiile inginerești efectuate în zona traseului conductei, inclusiv studii geotehnice, meteorologice, seismice și alte tipuri de studii.

Încărcările și impacturile trebuie selectate ținând cont de schimbările anticipate ale condițiilor de mediu și de regimul tehnologic de transport al gazelor.

4. Tensiuni și deformații de proiectare admise.

4.1. Tensiunile admisibile la calcularea rezistenței și stabilității conductelor offshore se stabilesc în funcție de limita de curgere a metalului conductelor utilizate folosind coeficientul de proiectare "K", ale cărui valori sunt date în

s suplimentar £ K × s T ()

Valorile coeficienților de fiabilitate a proiectării „K” pentru conductele de gaz offshore.

Tensiuni de tracțiune inelului sub sarcini constante		Tensiuni totale sub sarcini constante combinate cu sarcini de mediu sau aleatorii	Tensiuni totale în timpul construcției sau încercărilor hidrostatice
Conducta de gaz offshore	Secțiuni onshore și offshore ale conductei de gaz în zona de securitate		Conductă de gaz offshore, inclusiv secțiuni onshore și offshore în zona protejată
0,72	0,60	0,80	0,96

4.2. Tensiunile totale maxime cauzate de presiunea interioară și exterioară, forțele longitudinale, ținând cont de ovalitatea conductelor, nu trebuie să depășească valorile admise:

4.3. Conductele trebuie verificate pentru rezistența și stabilitatea locală a secțiunii de conductă de la presiunea hidrostatică externă. În acest caz, presiunea internă în conductă este considerată egală cu 0,1 MPa.

4.4. Valoarea ovalității țevilor este determinată de formula:

()

Ovalitatea totală admisă, inclusiv ovalitatea inițială a țevilor (toleranțe din fabrică), nu trebuie să depășească 1,0% (0,01).

4.5. Deformarea permanentă în conducta offshore nu trebuie să fie mai mare de 0,2% (0,002).

4.6. În zonele de posibilă tasare a unei conducte offshore, este necesar să se calculeze curbura prevăzută a axei conductei din propria greutate, ținând cont de sarcinile externe.

4.7. Proiectul ar trebui să ofere o analiză a tuturor fluctuațiilor posibile ale tensiunii din conductă în termeni de intensitate și frecvență care pot cauza defecțiuni prin oboseală în timpul procesului de construcție sau în timpul exploatării ulterioare a sistemului de conducte offshore (efecte hidrodinamice asupra conductei, fluctuații ale presiunii de operare și temperatura și altele). O atenție deosebită trebuie acordată zonelor din sistemul de conducte care sunt predispuse la concentrații de tensiuni.

4.8. Pentru a calcula fenomenele de oboseală, puteți utiliza metode bazate pe mecanica ruperii atunci când testați țevi pentru oboseală cu ciclu scăzut.

5. Calculul grosimii peretelui conductei.

5.1. Pentru o conductă de gaz offshore, grosimea peretelui conductei trebuie calculată pentru două situații determinate de sarcinile curente:

La presiunea internă în conductă pentru secțiunile de mică adâncime, de coastă și de coastă ale conductei de gaz situate în zona de securitate;

La prăbușirea conductei de gaz sub influența presiunii externe, întinderea și îndoirea secțiunilor de apă adâncă de-a lungul traseului conductei.

5.2. Calculul grosimii minime a peretelui unei conducte de gaz offshore sub influența presiunii interne ar trebui făcut folosind formula:

()

5.7. Atunci când se determină grosimea peretelui conductelor sub influența combinată a îndoirii și compresiei, calculele ar trebui să ia o valoare a limitei de curgere la compresiune egală cu 0,9 din limita de curgere a materialului conductei.

5.8. Atunci când se utilizează metode de așezare cu control total al deformării la îndoire a conductei, deformația de îndoire admisă la așezarea unei conducte la adâncimi mari de peste 1000 m nu trebuie să depășească 0,15% (0,0015). În acest caz, valoarea critică a deformării la îndoirea conductei la astfel de adâncimi va fi de 0,4% (0,004).

6. Stabilitatea peretelui conductei sub influența presiunii hidrostatice externe și a momentului încovoietor.

6.1. Pentru intervalul de raport 15D/t

()

În acest caz, ovalitatea inițială a țevii nu trebuie să depășească 0,5% (0,005).

6.2. Presiunea hidrostatică externă pe țeavă la adâncimea reală a apei este determinată de formula:

()

6.3. De asemenea, trebuie luat în considerare faptul că la o presiune care depășește o valoare critică, colapsul transversal local al conductei se poate dezvolta de-a lungul axei longitudinale a conductei.

Presiunea hidrostatică externă, la care se poate răspândi compresia care a avut loc anterior, este stabilită prin formula:

()

6.4. Pentru a preveni dezvoltarea colapsului de-a lungul lungimii conductei, este necesar să se prevadă instalarea de limitatoare de prăbușire pe conductă sub formă de inele de rigidizare sau țevi cu grosimea peretelui crescută.

Lungimea limitatoarelor trebuie să fie de cel puțin patru diametre de țeavă.

7. Stabilitatea conductei pe fundul mării sub influența sarcinilor hidrodinamice.

7.1. Calculele conductei trebuie efectuate pentru a verifica stabilitatea poziției conductei pe fundul mării în timpul construcției și exploatării acesteia.

Dacă conducta este îngropată într-un sol slab, iar densitatea acesteia este mai mică decât densitatea solului înconjurător, ar trebui să se determine că rezistența solului la forțele de forfecare este suficientă pentru a preveni plutirea conductei la suprafață.

7.2. Densitatea relativă a unei conducte cu un strat de greutate ar trebui să fie mai mare decât densitatea apei de mare, ținând cont de prezența particulelor de sol în suspensie și a sărurilor dizolvate în ea.

7.3. Cantitatea de flotabilitate negativă a conductei din starea de stabilitate a poziției sale pe fundul mării este determinată de formula:

7.4. Atunci când se determină stabilitatea conductelor offshore pe fundul mării sub influența sarcinilor hidrodinamice, caracteristicile calculate ale elementelor vântului, ale nivelului apei și ale valurilor trebuie luate în conformitate cu cerințele
*.

Este posibil să se evalueze stabilitatea hidrodinamică a conductei folosind metode de analiză care iau în considerare mișcarea conductei în timpul procesului de autoîngropare în pământ.

7.5. Maxim orizontal ( R x + R i) iar proiecția verticală Pz corespunzătoare a sarcinii liniare din valuri și curenți marini care acționează asupra conductei trebuie determinată cu ajutorul formulelor *.

7.6. Calculele vitezelor curenților de fund și ale sarcinilor undelor trebuie făcute pentru două cazuri:

· repetabilitate o dată la 100 de ani la calcularea perioadei de funcționare a sistemului de conducte offshore;

· repetabilitatea o dată pe an la calcularea perioadei de construcție a sistemului de conducte offshore.

7.7. Valorile coeficienților de frecare trebuie luate în funcție de datele sondajului de inginerie pentru lire corespunzătoare de-a lungul rutei conductei offshore.

8. Materiale și produse.

8.1. Materialele și produsele utilizate în sistemul de conducte offshore trebuie să îndeplinească cerințele standardelor aprobate, specificațiilor tehnice și altele documente de reglementare.

Nu este permisă utilizarea materialelor și produselor care nu dețin certificate, certificate tehnice, pașapoarte și alte documente care confirmă calitatea acestora.

8.2. Cerințele pentru materialul țevilor și piesele de conectare, precum și pentru supapele de închidere și control trebuie să îndeplinească cerințele "Specificațiilor tehnice" pentru aceste produse, care includ: tehnologia de fabricație a produselor, compoziție chimică, tratament termic, proprietăți mecanice, control al calității, documentație și etichetare însoțitoare.

Dacă este necesar, „Specificațiile tehnice” prevăd cerințe pentru testarea specială a țevilor și a îmbinărilor lor sudate, inclusiv în mediu cu hidrogen sulfurat, pentru a obține rezultate pozitive înainte de începerea producției lotului principal de țevi destinate construcției unui gazoduct offshore.

8.3. „Specificațiile tehnice pentru sudarea țevilor și încercările nedistructive” ar trebui să indice cerințele pentru defecte ale sudurilor în care este permisă repararea îmbinărilor sudate circumferențiale ale conductei. De asemenea, este necesar să se furnizeze date despre tratamentul termic al îmbinărilor sudate sau încălzirea lor însoțitoare după sudare în timpul instalării conductei.

8.4. Pentru electrozii de sudare și alte produse, trebuie furnizate specificații pentru fabricarea acestora.

8.5. Toleranțele pentru ovalitatea țevilor în timpul fabricării lor (toleranță din fabrică) în orice secțiune a țevii nu trebuie să depășească + 0,5%.

8.6. Piesele de conectare destinate conductelor offshore trebuie testate din fabrică cu o presiune hidraulică de 1,5 ori presiunea de operare.

8.7. Următoarele materiale de sudură pot fi utilizate pentru sudarea automată a îmbinărilor țevilor:

· fluxuri ceramice sau topite de compoziții speciale;

· fire de sudare cu o compoziție chimică specială pentru sudarea cu arc scufundat sau gazele de protecție;

· gaz argon;

· amestecuri speciale de argon cu dioxid de carbon;

Sârmă cu miez de flux cu autoprotecție.

Combinațiile de grade specifice de fluxuri și fire, clase de fire cu miez de flux cu autoprotecție și fire pentru sudarea ecranată cu gaz, trebuie selectate ținând cont de rezistența lor într-un mediu cu hidrogen sulfurat și să fie certificate în conformitate cu cerințele „ Specificații tehnice pentru sudarea țevilor și încercările nedistructive”.

8.8. Pentru sudarea manuală cu arc și repararea conductelor offshore, trebuie utilizați electrozi cu un strat de bază sau celulozic. Mărcile specifice de electrozi de sudare trebuie selectate ținând cont de rezistența acestora într-un mediu cu hidrogen sulfurat și să fie certificate în conformitate cu cerințele „Specificațiilor tehnice pentru sudarea țevilor și încercările nedistructive”.

8.9. Acoperirea cu greutatea țevii va fi din beton armat cu plasă de oțel aplicată pe țevi izolate individuale din fabrică, în conformitate cu cerințele Specificației de acoperire cu greutatea țevii.

Clasa și gradul betonului, densitatea acestuia, grosimea învelișului de beton și greutatea conductei de beton sunt determinate de proiect.

Armătura din oțel nu trebuie să formeze contact electric cu conducta sau anozii și nu trebuie să se extindă la suprafața exterioară a acoperirii.

Trebuie asigurată o aderență suficientă între învelișul de greutate și țeavă pentru a preveni alunecarea din cauza forțelor apărute în timpul instalării și funcționării conductei.

8.10. Învelișul din beton armat de pe țevi trebuie să aibă rezistență chimică și mecanică la influențe Mediul extern. Tipul de fitinguri este selectat în funcție de sarcinile de pe conductă și de condițiile de funcționare. Betonul pentru acoperirea greutății trebuie să aibă suficientă rezistență și durabilitate.

Fiecare conductă de beton care ajunge la șantier trebuie să aibă un marcaj special.

PARTEA 2. PRODUCEREA ȘI ACCEPTAREA LUCRĂRII

1. Dispoziții generale

Atunci când se construiesc conducte de gaze offshore, ar trebui utilizate procese tehnologice, echipamente și tehnici de construcție dovedite de experiență.

2. Sudarea țevilor și metodele de monitorizare a îmbinărilor sudate.

2.1. Conexiunile conductelor în timpul construcției pot fi realizate folosind două scheme organizatorice:

· cu sudarea prealabilă a țevilor în secțiuni cu două sau patru țevi, care sunt apoi sudate într-un filet continuu;

· sudarea țevilor individuale într-un filet continuu.

2.2. Procesul de sudare se desfășoară în conformitate cu „Specificațiile tehnice pentru sudarea țevilor și încercările nedistructive” în unul dintre următoarele moduri:

· sudare automată sau semiautomată în mediu gazos protector cu electrod consumabil sau neconsumabil;

· sudare automată sau semiautomată cu sârmă autoecrantă cu formare forțată sau liberă a metalului de sudură;

· sudura manuala cu electrozi cu invelis de tip bazic sau cu invelis celulozic;

· sudura electrica de contact prin fulgere continua cu tratament termic post-sudare si control radiografic al calitatii imbinarilor sudate.

La sudarea secțiunilor cu două sau patru țevi pe o linie auxiliară, se poate utiliza și sudarea automată cu arc scufundat.

„Condițiile tehnice” sunt dezvoltate ca parte a proiectului de către Antreprenor și aprobate de Client pe baza efectuării cercetărilor privind sudarea unui lot pilot de țevi și a obținerii proprietăților necesare ale îmbinărilor inelare sudate, inclusiv fiabilitatea și performanța acestora în un mediu de hidrogen sulfurat și efectuarea certificării corespunzătoare a tehnologiei de sudare.

2.3. Înainte de început lucrari de constructii metodele de sudare, echipamentele de sudare și materialele acceptate pentru utilizare trebuie să fie certificate la o bază de sudură sau pe un vas de pozare a conductelor în condiții apropiate de condițiile de construcție, în prezența reprezentanților Clientului, și acceptate de Client.

2.4. Toți operatorii de sudare automată și semiautomată, precum și sudorii manuali, trebuie să fie certificați în conformitate cu cerințele DNV (1996) sau ținând cont de cerințe suplimentare pentru rezistența îmbinărilor sudate atunci când lucrează într-un mediu cu hidrogen sulfurat.

Certificarea trebuie efectuată în prezența reprezentanților Clientului.

2.5. Sudorii care trebuie să sude sub apă trebuie să urmeze în plus o pregătire adecvată și apoi o certificare specială într-o cameră de presiune care simulează condițiile naturale de lucru pe fundul mării.

2.6. Îmbinările inelare sudate ale țevilor trebuie să respecte cerințele „Specificațiilor tehnice pentru sudarea țevilor și încercările nedistructive”.

2.7. Inel îmbinări sudate se supune testelor radiografice 100% cu duplicarea a 20% din articulații prin testare automată cu ultrasunete cu înregistrarea rezultatelor testelor pe bandă.

În baza acordului cu Clientul, este permisă utilizarea testării cu ultrasunete 100% automatizate cu 25% din teste radiografice duplicate înregistrate pe bandă.

Recepția îmbinărilor sudate se efectuează în conformitate cu cerințele „Specificațiilor tehnice pentru sudarea țevilor și încercările nedistructive”, care trebuie să includă standarde pentru defectele admisibile la suduri.

2.8. Sudurile de circumferință sunt considerate acceptate numai după aprobarea lor de către reprezentantul Clientului pe baza examinării imaginilor radiografice și a înregistrărilor rezultatelor testelor cu ultrasunete. Documentația care înregistrează rezultatele procesului de sudare și controlul îmbinărilor sudate ale țevilor este păstrată de organizația care operează conducta pe toată durata de viață a conductei offshore.

2.9. Cu o justificare adecvată, este permisă conectarea toroanelor conductei sau lucrari de renovare pe fundul mării, folosind dispozitive de andocare și sudare hiperbară. Procesul de sudare subacvatică trebuie clasificat prin teste adecvate.

3. Protecție împotriva coroziunii

3.1. Conducta de gaz offshore trebuie izolată de-a lungul întregii suprafețe exterioare și interioare cu un strat anticoroziv. Izolarea țevilor trebuie efectuată în condiții de fabrică sau de bază.

3.2. Învelișul izolator trebuie să îndeplinească cerințele „Condiții tehnice pentru acoperirea anticoroziune exterioară și internă a țevilor” pentru întreaga durată de viață a conductei în ceea ce privește următorii indicatori: rezistență la tracțiune, alungire relativă la temperatura de funcționare, rezistență la impact, aderenta la otel, suprafata maxima de decojire in apa de mare, rezistenta la ciuperci, rezistenta la indentare.

3.3. Izolația trebuie să reziste la teste de defecțiune la o tensiune de cel puțin
5 kV pe milimetru de grosime.

3.4. Izolarea îmbinărilor sudate, a unităților de supape și a fitingurilor profilate trebuie să îndeplinească cerințele pentru izolarea țevilor în funcție de caracteristicile sale.

Izolarea punctelor de conectare a dispozitivului protectie electrochimicași echipamentele de control și măsurare, precum și izolația restaurată în zonele deteriorate ar trebui să ofere aderență fiabilă și protecție împotriva coroziunii metalului conductei.

3.5. La efectuarea lucrărilor de izolare, trebuie făcute următoarele:

· controlul calitatii materialelor utilizate;

· controlul calității operaționale a etapelor lucrărilor de izolare.

3.6. În timpul transportului, încărcării și descărcarii și depozitării conductelor, trebuie luate măsuri speciale pentru a preveni deteriorarea mecanică a stratului izolator.

3.7. Învelișul izolator pe secțiunile de conducte finalizate este supus inspecției prin metoda polarizării catodice.

3.8. Protecția electrochimică a sistemului de conducte offshore se realizează folosind protectori. Toate echipamentele de protecție electrochimică trebuie proiectate pentru întreaga durată de viață a sistemului de conducte de gaz offshore.

3.9. Protecțiile trebuie să fie realizate din materiale (aliaje pe bază de aluminiu sau zinc) care au trecut teste la scară completă și care îndeplinesc cerințele „Specificațiilor tehnice pentru materiale pentru fabricarea anozilor” elaborate în cadrul proiectului.

3.10. Protectoarele trebuie să aibă două cabluri de legătură cu o țeavă. Protecțiile de tip brățară sunt instalate pe conductă astfel încât să se evite deteriorarea lor mecanică în timpul transportului și așezării conductei.

Cablurile de scurgere ale dispozitivelor de protecție trebuie conectate la conductă folosind arcul manual de argon sau sudarea condensatorului.

În baza acordului cu Clientul, poate fi utilizată sudarea manuală cu arc cu electrozi.

3.11. Pe o conductă offshore, potențialele trebuie furnizate continuu pe toată suprafața sa pe toată perioada de funcționare. Pentru apa de mare, sunt date valorile minime și maxime ale potențialelor de protecție. Potențialele indicate sunt calculate pentru apa de mare cu salinitate de la 32 la 28%o la temperaturi de la 5 la 25°C.

Potențialele de protecție minime și maxime

3.12. Protecția electrochimică trebuie pusă în aplicare în cel mult 10 zile de la finalizarea lucrărilor de așezare a conductelor.

4. Conducta iese spre mal

4.1. Următoarele metode de construcție pot fi utilizate pentru a aduce conducta la țărm:

· lucrari de excavare deschisa cu montaj de palplanse pe linia tarmului;

· foraj direcțional, în care conducta este trasă printr-o sondă preforată într-o zonă offshore;

· metoda tunelului.

4.2. Atunci când alegeți o metodă de construire a unei conducte la locurile de aterizare, trebuie să luați în considerare topografia secțiunilor de coastă și alte condiții locale din zona de construcție, precum și echipamentele. organizarea constructiilor mijloace tehnice utilizate pentru efectuarea lucrărilor.

4.3. Ieșirile de conducte către țărm prin foraj direcțional sau tunel trebuie justificate în proiect prin fezabilitatea economică și de mediu a utilizării lor.

4.4. Atunci când se construiește o conductă pe o secțiune de coastă folosind excavații subacvatice, pot fi utilizate următoarele scheme tehnologice:

· se fabrică pe o navă de pozare a conductelor un șir de conducte de lungimea necesară și se trag până la țărm de-a lungul fundului unui șanț subacvatic pregătit anterior cu ajutorul unui troliu de tracțiune instalat pe mal;

· șirul conductei este fabricat pe uscat, este supus unei încercări hidrostatice și apoi este tras în mare de-a lungul fundului unui șanț subacvatic cu ajutorul unui troliu de tracțiune instalat pe un vas de pozare a conductelor.

4.5. Construcția unei conducte offshore în zonele de coastă se realizează în conformitate cu cerințele „Condiții tehnice pentru construcția unei conducte la traversarea liniei de coastă”, dezvoltate ca parte a proiectului.

5. Săpătură subacvatică

5.1. Procesele tehnologice de dezvoltare a unui șanț, așezarea unei conducte într-un șanț și umplerea acesteia cu sol ar trebui să fie combinate în timp cât mai mult posibil, ținând cont de deriva șanțului și remodelarea profilului său transversal. La umplerea șanțurilor subacvatice, trebuie dezvoltate măsuri tehnologice pentru a minimiza pierderile de sol dincolo de limitele șanțului.

Tehnologia de dezvoltare a șanțurilor subacvatice trebuie convenită cu autoritățile de mediu.

5.2. Parametrii șanțului subacvatic trebuie să fie cât mai minimi posibil, pentru care trebuie asigurată o precizie sporită a dezvoltării lor. Cerințele pentru o precizie sporită se aplică și rambleerii conductelor.

În zona de transformare a valurilor mării, ar trebui alocate pante mai blânde, ținând cont de remodelarea secțiune transversală tranșee.

5.3. Parametrii șanțului subacvatic în zone ale căror adâncimi, ținând cont
fluctuațiile de valuri și maree ale nivelului apei, mai mici decât pescajul echipamentului de terasare, ar trebui luate în conformitate cu standardele de operare nave maritimeși asigurarea adâncimii sigure în limitele mișcărilor de lucru ale echipamentelor de terasament și ale navelor care le deservesc.

5.4. Volumul haldelor temporare de sol trebuie menținut la minimum. Locația de depozitare a solului excavat trebuie selectată ținând cont de poluarea minimă a mediului și convenită cu organizațiile care monitorizează starea de mediu a zonei de construcție.

5.5. Dacă proiectul permite utilizarea solului local pentru a umple șanțul, atunci în timpul construcției unui sistem de conducte cu mai multe linii este permisă umplerea șanțului cu conducta așezată cu pământ luat din șanțul unei linii paralele.

6. Pozare dintr-un vas de pozare a conductelor

6.1. Alegerea metodei de instalare a conductelor offshore se bazează pe fezabilitatea sa tehnologică, eficiență economică si siguranta pentru mediu. Pentru adâncimi mari mai mari, se recomandă metodele de așezare a conductelor cu curba S și J-curba folosind un vas de pozare a conductelor.

6.2. Pozarea conductei offshore se realizează în conformitate cu cerințele „Condiții tehnice pentru construcția secțiunii offshore a conductei”, dezvoltate în cadrul proiectului.

6.3. Înainte de începerea lucrărilor de construcție, vasul de pozare a țevilor trebuie să fie supus unor încercări, inclusiv testarea echipamentelor de sudură și a metodelor de testare nedistructivă, echipamente pentru izolarea și repararea îmbinărilor sudate ale țevilor, dispozitivele de tensionare, trolii, dispozitive de monitorizare și sisteme de control care asigură deplasarea navei de-a lungul traseului și așezarea conductei până la nivelul de proiectare.

6.4. În secțiunile de apă puțin adânci ale traseului, nava de pozare a conductelor trebuie să se asigure că conducta este așezată într-un șanț subacvatic în limitele toleranțelor determinate de proiect. Pentru a monitoriza poziția navei în raport cu șanțul, ar trebui să se utilizeze sondele de scanare și sonare universale.

6.5. Înainte de așezarea conductei într-un șanț, șanțul subacvatic trebuie curățat și trebuie efectuate măsurători de control pentru a construi un profil longitudinal al șanțului. Când trageți o conductă de-a lungul fundului mării, este necesar să efectuați calcule ale forțelor de tracțiune și ale stării de solicitare a conductei.

6.6. Mijloacele de tracțiune sunt selectate în funcție de forța de tracțiune maximă calculată, care, la rândul său, depinde de lungimea conductei care este trasă, de coeficientul de frecare și de greutatea conductei în apă (flotabilitate negativă).

Valorile coeficienților de frecare de alunecare ar trebui să fie atribuite pe baza datelor de cercetare inginerească, ținând cont de posibilitatea de scufundare a conductei în pământ, capacitatea portantă a solului și flotabilitatea negativă a conductei.

6.7. Pentru a reduce forțele de tracțiune în timpul instalării, pe conductă pot fi instalate pontoane pentru a reduce flotabilitatea negativă a acesteia. Pontoanele trebuie să fie testate pentru rezistența la presiunea hidrostatică și să aibă dispozitive de ancorare mecanică.

6.8. Înainte de a așeza o conductă într-o secțiune de apă adâncă, este necesar să se efectueze calcule ale stării de tensiune-deformare a conductei pentru principalele procese tehnologice:

· începerea instalării;

· așezarea continuă a conductei cu o curbă de-a lungul unei curbe în formă de S sau în formă de J;

· așezarea conductei până la fund în timpul unei furtuni și ridicarea acesteia;

· finalizarea lucrărilor de instalare.

6.9. Pozarea conductei trebuie efectuată strict în conformitate cu proiectul de organizare a construcției și proiectul de execuție a lucrărilor.

6.10. În timpul așezării conductei, curbura conductei și tensiunile care apar în conductă trebuie monitorizate în mod continuu. Valorile acestor parametri trebuie determinate pe baza calculelor sarcinilor și deformațiilor înainte de începerea așezării conductei.

7. Măsuri de protecţie a litoralului

7.1. Fixarea versanților de coastă după așezarea conductei se efectuează peste nivelul maxim de proiectare al apei și ar trebui să asigure protecția versantului de coastă împotriva distrugerii sub influența sarcinilor valurilor, a ploii și a apei de topire.

7.2. Atunci când se efectuează lucrări de protecție a malurilor, trebuie utilizate structuri ecologice dovedite prin experiență, procesele și lucrările tehnologice trebuie efectuate în conformitate cu cerințele „Condiții tehnice pentru construcția unei conducte la traversarea litoralului și măsurile de protecție a malurilor. ”

8. Controlul calitatii constructiilor

8.1. Controlul calității construcției ar trebui să fie efectuat de departamente tehnice independente.

8.2. Pentru realizare calitatea cerută lucrări de construcție, este necesar să se asigure controlul calității tuturor operațiuni tehnologice pentru fabricarea și instalarea conductelor:

· procesul de livrare a conductelor de la producător la locul de instalare trebuie să garanteze absența deteriorării mecanice a conductelor;

· controlul calităţii conductelor din beton trebuie efectuat în conformitate cu cerinte tehnice pentru furnizarea conductelor acoperite cu beton;

· conductele de intrare si materialele de sudura (electrozi, flux, sarma) trebuie sa aiba Certificate care sa indeplineasca cerintele conditiilor tehnice de furnizare a acestora;

· la sudarea țevilor, este necesar să se efectueze un control operațional sistematic asupra procesului de sudare, inspectie vizualași măsurarea îmbinărilor sudate și verificarea tuturor sudurilor circumferențiale folosind metode de testare nedistructivă;

· materialele izolante destinate instalării îmbinărilor conductelor nu trebuie să prezinte deteriorări mecanice. Controlul calității acoperirilor izolante ar trebui să includă verificarea continuității acoperirii folosind detectoare de defecte.

8.3. Echipamentele de excavare în larg, barjele pentru instalarea conductelor și navele lor de serviciu trebuie să fie echipate cu un sistem automat de control al atitudinii proiectat să monitorizeze continuu poziția planificată a acestora. mijloace tehniceîn procesul muncii lor.

8.4. Monitorizarea adâncimii conductei în pământ ar trebui să fie efectuată folosind metode de telemetrie, profilere ultrasonice sau sondaje de scufundare după așezarea conductei în șanț.

Dacă adâncimea conductei în pământ este insuficientă, se iau măsuri corective.

8.5. În timpul procesului de așezare a conductelor, este necesar să se monitorizeze principalii parametri tehnologici (poziția stingerului, tensiunea conductei, viteza de deplasare a vasului de pozare a conductelor etc.) pentru a se asigura conformitatea acestora cu datele de proiectare.

8.6. Pentru a monitoriza starea fundului și poziția conductei, este necesar să se efectueze periodic o inspecție folosind scafandri sau vehicule subacvatice, care va dezvălui locația reală a conductei (eroziuni, afundare), precum și posibilele deformații ale conductei. fundul de-a lungul conductei cauzate de valuri sau curenți subacvatici în această zonă.

9. Curățarea și testarea cavității

9.1. Conductele offshore sunt supuse testării hidrostatice după așezarea pe fundul mării în conformitate cu cerințele „Specificațiilor tehnice pentru testarea și punerea în funcțiune a unei conducte de gaz offshore” elaborate ca parte a proiectului.

9.2. Testarea preliminară a șirurilor de conducte la țărm se efectuează numai dacă proiectul prevede fabricarea șirurilor de conducte la țărm și așezarea acestora pe mare prin metode de târare către nava de pozare a conductelor.

9.3. Înainte de a începe testele hidrostatice, este necesar să curățați și să controlați cavitatea internă a conductei folosind porci echipați cu dispozitive de control.

9.4. Presiunea minimă în timpul încercărilor de rezistență hidrostatică este considerată a fi de 1,25 ori mai mare decât presiunea de proiectare. În acest caz, tensiunile cercului din țeavă în timpul testului de rezistență nu trebuie să depășească 0,96 din limita de curgere a metalului țevii.

Timpul de menținere al conductei sub presiunea de încercare hidrostatică trebuie să fie de cel puțin 8 ore.

Se consideră că conducta a trecut testul de presiune dacă nu au fost înregistrate căderi de presiune în ultimele patru ore de testare.

9.5. Etanșeitatea unei conducte de gaz offshore este verificată după o încercare de rezistență și o scădere a presiunii de încercare la valoarea de proiectare în timpul necesar inspectării conductei.

9.6. Îndepărtarea apei din conductă trebuie efectuată prin trecerea a cel puțin două pistoane de separare (principal și de control) sub presiunea aerului comprimat sau a gazului.

Rezultatele îndepărtării apei din conducta de gaz trebuie considerate satisfăcătoare dacă nu există apă în fața separatorului-piston de comandă și aceasta a ieșit nedeteriorată din conducta de gaz. În caz contrar, trecerea pistonului-separator de comandă prin conductă trebuie repetată.

9.7. Dacă în timpul testării apare o ruptură sau o scurgere a conductei, defectul trebuie reparat și conducta offshore trebuie retestată.

9.8. Conducta offshore este pusă în funcțiune după curățarea finală și calibrarea cavității interne a conductei, diagnosticarea inițială și umplerea conductei cu produsul transportat.

9.9. Rezultatele lucrărilor privind curățarea cavității și testarea conductei, precum și eliminarea apei din conductă, trebuie documentate în rapoarte într-o formă aprobată.

10. Protecția mediului

10.1. În condiții marine, toate tipurile de muncă necesită o selecție atentă a proceselor tehnologice, a mijloacelor tehnice și a echipamentelor care asigură conservarea mediului ecologic al regiunii. Este permisă utilizarea numai a acelor procese tehnologice care vor asigura un impact negativ minim asupra mediului și refacerea rapidă a acestuia după finalizarea construcției sistemului de conducte de gaze offshore.

10.2. La proiectarea unui sistem de conducte de gaze offshore, toate măsurile de protecție a mediului trebuie incluse într-un plan de evaluare a impactului asupra mediului (EIA) aprobat în mod corespunzător.

10.3. Atunci când se construiește un sistem de conducte de gaz offshore, este necesar să se respecte cu strictețe cerințele de mediu ale standardelor rusești. În zonele de apă cu importanță pentru pescuitul comercial, este necesar să se prevadă măsuri pentru conservarea și refacerea resurselor biologice și piscicole.

Datele de începere și de încheiere a lucrărilor de excavare subacvatică prin mecanizare hidraulică sau sablare sunt stabilite ținând cont de recomandările autorităților de protecție a pescuitului, pe baza momentului de depunere a icrelor, hrănire, migrare a peștilor, precum și a ciclurilor de dezvoltare a planctonului și bentosului în zona de coastă.

10.4. Planul EIM trebuie să includă un set de măsuri de proiectare, construcție și tehnologice pentru a asigura protecția mediului în timpul construcției și exploatării sistemului de conducte de gaze offshore.

În procesul de elaborare a unei EIM, sunt luați în considerare următorii factori:

· date inițiale privind condițiile naturale, starea ecologică de fond, resursele biologice ale zonei de apă, care caracterizează starea naturală a regiunii;

· caracteristicile tehnologice și de proiectare ale sistemului de conducte de gaze offshore;

· termene, soluții tehnice și tehnologie pentru efectuarea lucrărilor tehnice subacvatice, o listă a mijloacelor tehnice utilizate pentru construcție;

· evaluarea stării actuale și previzionate a mediului și a riscului de mediu, indicând sursele de risc (impacte provocate de om) și daune probabile;

· cerințe de mediu de bază, soluții tehnice și tehnologice pentru protecția mediului în timpul construcției și exploatării unei conducte de gaze offshore și măsuri pentru implementarea acestora la instalație;

· măsuri pentru asigurarea controlului asupra stării tehnice a sistemului de gazoducte offshore și eliminarea promptă a situațiilor de urgență;

· monitorizarea stării mediului în regiune;

dimensiuni investitii de capitalîn măsuri de mediu, sociale și compensatorii;

· evaluarea eficacității măsurilor de mediu și socio-economice planificate și a compensațiilor.

10.5. În timpul funcționării sistemului de conducte de gaze offshore, este necesar să se anticipeze posibilitatea ruperii conductei și eliberării produsului cu o evaluare a prejudiciului preconizat asupra biotei marine, ținând cont de posibila acumulare de pești (depunerea icrelor, migrarea, perioada de hrănire). ) în apropierea amplasamentului sistemului de conducte și implementează măsurile de protecție a conductei și a mediului prevăzute pentru astfel de cazuri de proiect.

10.6. Pentru a proteja și conserva mediul natural din mare și din zona de coastă, este necesar să se organizeze o supraveghere constantă asupra respectării măsurilor de mediu pe toată perioada de impact provocat de om cauzat de lucrările din timpul construcției și exploatării gazoductului offshore. sistem.

Anexa 1 . Obligatoriu.

Simboluri și unități de măsură

D - diametrul nominal al conductei, mm;

t - grosimea nominală a peretelui conductei, mm;

s x - tensiuni longitudinale totale, N/mm 2;

s y - tensiunile totale ale cercului, N/mm2;

t xy - efort de forfecare tangențial, N/mm2;

K este coeficientul de fiabilitate calculat, luat conform;

s t - valoarea minimă a limitei de curgere a conductei metalice, acceptată conform standardelor de stat și specificațiilor tehnice pt țevi din oțel, N/mm2;

P - presiunea internă calculată în conductă, N/mm 2;

Po - presiune hidrostatică externă, N/mm 2;

Px - puterea trage, N/m;

Pz - forta de ridicare, N/m;

Ri - forța inerțială, N/m;

G - greutatea conductei în apă (flotabilitate negativă), N/m;

m este coeficientul de fiabilitate, luat egal cu 1,1;

f - coeficientul de frecare;

Рс - presiunea hidrostatică externă calculată pe conductă ținând cont de ovalitatea conductei, N/mm 2;

Рсг - presiune externă critică pentru o țeavă rotundă, N/mm 2;

Ru - presiunea externă pe conductă, provocând fluiditatea materialului

conducte, N/mm 2;

Рр - presiunea hidrostatică externă la care se va răspândi prăbușirea conductei care a avut loc anterior, N/mm 2 ;

e o - deformarea admisibilă la încovoiere a conductei;

e c este deformarea critică la îndoire care provoacă prăbușirea ca urmare a îndoirii pure a țevii;

u- Coeficientul lui Poisson;

E - Modulul de Young pentru materialul conductei, N/mm 2;

H - adâncimea critică a apei, m;

g - accelerația gravitațională, m/s 2 ;

r- densitatea apei de mare, kg/m3;

U - ovalitatea conductei;

R este raza de curbură admisă a conductei atunci când este amplasată la adâncimi mari ale mării, m.

Anexa 2.
Recomandat.

Termeni și definiții tehnice

Conducta de gaz offshore - partea orizontală a sistemului de conducte situată sub nivelul apei, inclusiv conducta în sine, dispozitivele de protecție electrochimică pe aceasta și alte dispozitive care asigură transportul hidrocarburilor gazoase într-un anumit regim tehnologic.

Zona de securitate a secțiunilor de coastă ale gazoductului - tronsoane ale conductei principale de gaz de la stațiile de compresoare de coastă până la malul apei și mai departe de-a lungul fundului mării, la o distanță de cel puțin 500 m.

Elemente de conducte - piese din structura conductei, cum ar fi flanșe, teuri, coturi, adaptoare și supape de închidere.

Acoperire cu greutate - o acoperire aplicată unei conducte pentru a-i oferi flotabilitate negativă și protecție împotriva deteriorărilor mecanice.

Flotabilitatea negativă a conductei - o forță descendentă egală cu greutatea structurii conductei în aer minus greutatea apei deplasată în volumul conductei scufundate în ea.

Limita de curgere minimă - limita de curgere minimă specificată în certificatul sau standardul la care sunt furnizate conductele.

În calcule, se presupune că la limita de curgere minimă, alungirea totală nu depășește 0,2%.

Presiunea de proiectare - presiune, luată ca presiune maximă constantă exercitată de mediul transportat asupra conductei în timpul funcționării acesteia și pentru care este proiectat sistemul de conducte.

Creștere de presiune - Presiunea accidentală cauzată de defectarea debitului în regim de echilibru în sistemul de conducte nu trebuie să depășească presiunea de proiectare cu mai mult de 10%.

Presiune excesivă - diferența dintre două presiuni absolute, hidrostatică externă și internă.

Test de presiune - presiune normalizată la care este testată conducta înainte de punerea în funcțiune.

Proba de etanșeitate - proba de presiune hidraulica, stabilind absenta scurgerii produsului transportat.

Test de rezistență - încercarea de presiune hidraulică care stabilește rezistența structurală a conductei.

Diametrul nominal al conductei - diametrul exterior al conductei specificat în standardul conform căruia sunt furnizate conductele.

Grosimea nominală a peretelui - grosimea peretelui țevii specificată în standardul conform căruia sunt furnizate țevile.

Fiabilitatea conductelor offshore - capacitatea unei conducte de a transporta continuu un produs în conformitate cu parametrii stabiliți de proiect (presiune, debit etc.) pe o anumită durată de viață sub un regim de control și întreținere stabilit.

Tensiuni admisibile - tensiuni totale maxime in conducta (longitudinale, circumferentiale si tangentiale) admise de standarde.

Îngroparea conductei - poziţia conductei sub nivelul natural al fundului mării.

Valoarea adâncimii - diferența dintre nivelurile generatricei superioare a conductei și nivelul natural al solului fundului mării.

Lungimea secțiunii înclinate a conductei - lungimea conductei care nu este în contact cu fundul mării sau cu dispozitivele de sprijin.

Instalarea unei conducte offshore - complex procese tehnologice pentru fabricarea, punerea și adâncirea unei conducte offshore.

Anexa 3.
Recomandat.

Documente de reglementare utilizate pentru
dezvoltarea acestor reguli și reglementări:

1. SNiP 10-01-94. "Sistemul documentelor de reglementare în construcții. Dispoziții de bază" / Ministerul Construcțiilor din Rusia. M.: GP TsPP , 1994

2. SNiP 2.05.06-85 *. " Conducte principale" / Gosstroy. M.: TsITP Gosstroy, 1997

3. *. "Reguli pentru producerea și acceptarea lucrărilor. Conducte principale" /Gosstroy. M.: Stroyizdat, 1997

4. SNiP 2.06.04-82 *. „Încărcările și impacturile asupra structurilor hidraulice (val, gheață și de la nave)” / Gosstroy. M.: CITP Gosstroy, 1995.

5. „Reguli de siguranță pentru explorarea și dezvoltarea zăcămintelor de petrol și gaze de pe platforma continentală a URSS”, M.: „Nedra”, 1990;

6. „Reguli de siguranță pentru construcția conductelor principale”. M.: „Nedra”, 1982;

7. „Reguli” operare tehnică gazoducte principale”, M.: „Nedra”, 1989;

8. Standardul SUA „Proiectarea, construcția, operarea și repararea conductelor de hidrocarburi offshore”, AR I - 1111. Recomandări practice 1993.

9. Standardul norvegian „Det Norske Veritas” (DNV) „Reguli pentru sistemele de conducte submarine”, 1996.

10. Standard britanic S 8010. "Un ghid practic pentru proiectarea, construcția și instalarea conductelor. Conducte submarine." Părțile 1, 2 și 3, 1993

11. API 5 L. „Specificația SUA pentru țeavă de oțel”. 1995

12. API 6 D . „Specificația SUA pentru fitinguri pentru țevi (supape, dopuri și supape de reținere).” 1995

13. Standardul SUA AS ME B 31.8. „Standarde pentru sistemele de conducte de transport și distribuție a gazelor”, 1996.

14.Standard SUA SS -SP - 44. „Flanșe de oțel pentru conducte”, 1990.

15. Standard internațional ISO 9000„Managementul calității și asigurarea calității”, 1996

= Post pregătit în interesul Stroygazmontazh Group of Companies =

Suntem o generație care s-a născut în epoca descoperirii tehnologice și de multe ori nici nu ne imaginăm ce se află în spatele realizărilor civilizației. Desigur, în termeni generali, toată lumea știe că apa curge prin țevi din pământ, semnalul GPS vine de la un satelit din spațiu, iar electricitatea este generată de stații gigantice. Dar înțelegem ce a fost nevoie pentru a crea toate acestea?

Anterior, eu și. Acum vom vorbi despre un obiect neobișnuit care a fost construit de compania Rotenberg. Știm că nu numai facilități sportive, ci și elemente de infrastructură au fost construite pentru jocurile de la Soci. Adesea construit de la zero și pentru prima dată: nu degeaba un film despre una dintre cele mai complexe și impresionante facilități de infrastructură se numește „ Nimeni niciodata"Vorbim despre gazoductul Dzhubga - Lazarevskoye - Soci. Unicitatea sa este că 90% din traseul principal (care este mai mult de 150 km) trece de-a lungul fundului Mării Negre de-a lungul fâșiei de coastă la o adâncime de până la 80 de metri Această soluție a făcut posibilă evitarea oricărui - sau impactul construcției pe litoralul Mării Negre.

După cum am spus deja, partea principală a conductei de gaz trece de-a lungul fundului Mării Negre, la o distanță de cinci kilometri de coastă. La început, sfârșit și mai multe tronsoane de-a lungul drumului, traseul iese în exterior și face legătura cu punctele de distribuție a gazelor. În aceste zone, gazul este trimis pe diferite rute către consumator. Și el, la rândul său, vine din Yamal de-a lungul altor rute principale. Cu alte cuvinte, înainte de a ajunge la Soci, gazul parcurge mii de kilometri de la nord la sud:

Punctul de distribuție a gazelor Kudepsta (PIB) este situat în vârful muntelui. Din mare, o conductă principală „taie” pământul și se ridică în vârf. Potrivit constructorilor, pentru realizarea acestui site a fost folosită o metodă de foraj înclinat. Nu au așezat traseul folosind metoda obișnuită a șanțurilor, pentru a nu dăuna mediului:

Cu toate acestea, cel mai interesant lucru este modul în care a fost construită autostrada principală. Toate lucrările au avut loc pe mare. Țevi uriașe cu un diametru de jumătate de metru din aliaj super-rezistent au fost armate cu un strat de beton, sudate direct pe navă și apoi coborâte în mare:

Înainte de a așeza conducta de gaz, submarinații au mers de-a lungul traseului conductei și au descoperit două câmpuri de mine rămase după cel de-al Doilea Război Mondial:

Cel mai dificil proces de construcție a implicat îmbinarea a două țevi - „firul” principal care mergea de-a lungul mării și secțiunea terestră. Andocarea a avut loc și pe mare și a durat trei zile. Acest lucru a necesitat o muncă coordonată a întregii echipe care a lucrat la construcția gazoductului:

Astăzi, rezultatul muncii lor este ascuns de 80 de metri de apă, iar această experiență unică amintește de noul punct de distribuție a gazelor din Kudepsta, care a crescut capacitatea de gaz a întregii regiuni Soci și a zonelor învecinate.

Trebuie spus că înainte de construcția noii gazoducte, la Soci exista deja gaz. În același timp, ponderea gazeificării în regiune nu a depășit trei procente. Acest lucru este catastrofal de scăzut pe viață și, desigur, nu ar oferi capacitatea necesară pentru a găzdui Jocurile Olimpice. În plus, în cazul unor accidente sau defecțiuni, întreaga coastă ar rămâne fără combustibil (doar să ne amintim de povestea prizei de curent din Crimeea).

Să aruncăm o privire asupra fracturării hidraulice și să ne dăm seama cum funcționează. Înainte de a ajunge acolo, trebuie să treci printr-un punct de control de securitate. Fiind un punct critic de infrastructură, GRP este păzit non-stop de mai mulți oameni înarmați:

Intrarea în interior este posibilă numai dacă sunteți însoțiți de managerul șantierului și de comun acord cu conducerea superioară:

Există camere cu senzori de mișcare de-a lungul întregului perimetru:

10.

Deci, fracturarea hidraulică este punctul de distribuție a gazului din conducta principală. Aici presiunea scade și gazul merge către stațiile mici de distribuție a gazului, care, la rândul lor, îl trimit consumatorilor finali:

11.

Managerul de șantier spune că aceasta este una dintre câteva părți ale unei conducte de mai mulți kilometri, lungi de kilometri, care iese afară:

12.

13.

Se pare că zona „miroase a gaz”, dar nu este așa. În aer se simte mirosul unui odorant - o compoziție specială care se adaugă gazului astfel încât acesta să capete un miros (gazul în sine nu are nici culoare, nici miros):

14.

Capacitate de odor:

15.

16.

După ce presiunea gazului a scăzut și i s-a adăugat un „miros”, acesta se răspândește în mai multe ramuri.

17.

Muncitorii plantează pomi fructiferi în apropierea locului de fracturare hidraulică:

18.

În total, punctul Kudepsky trimite combustibil la 11 stații. Este important să clarificăm aici că gazoductul se conectează la linia deja existentă Maykop. Acest lucru are sens: dacă anterior a existat un accident sau lucrări preventive la un loc, toate punctele următoare au rămas fără gaz. Și acum gazul poate circula în două direcții, asigurând funcționarea neîntreruptă a întregii regiuni Soci:

19.

20.

Cel mai important destinatar de gaz este Centrala Termoelectrică Adler, despre care I

Conducta poate traversa barierele de apă pe uscat sau poate ieși în mare pe distanțe considerabile. În câmpurile offshore, conductele încep și se termină la platformele corespunzătoare. În orice caz, construcția conductelor submarine se confruntă cu o serie de probleme similare.

În special, aceasta este flotabilitatea pozitivă a conductei. Cu cât diametrul său este mai mare, cu atât este mai mare forța arhimediană posibilă care tinde să ridice țeava deasupra fundului. Mare importanță stabilitatea conductei pe fundul solului este îngreunată de neuniformitatea proprietăților sale de rezistență, precum și de influențele naturale externe - curgerile de apă sau mișcarea maselor de gheață.

Conducta poate fi afectată și de factori antropici - pescuitul cu plase, târarea ancorelor, aruncarea altor obiecte grele. Trebuie remarcat faptul că tot felul de obiecte periculoase sunt destul de răspândite atât în corpurile de apă de pe uscat, cât și pe raftul mării - acestea sunt muniții, mine, nave scufundate.

Lucrul în mare necesită nave specializate pentru pozarea conductelor, al căror cost pe zi de navă este foarte mare. Trecerea barierelor de apă pe uscat, la rândul său, este adesea complicată de imposibilitatea utilizării ambarcațiunilor mari care ar putea facilita procesul de pozare controlată.

Soluții

Când traversați obstacole de apă pe uscat, așezarea unei conducte se poate face prin tragerea unei secțiuni deja pregătite a conductei de-a lungul fundului de la un mal la altul, scufundări de pe gheață, scufundări libere, precum și din echipamente plutitoare, inclusiv construirea secvențială. sus.

La așezarea prin târâre sau imersie, instalarea conductei și izolarea acesteia se efectuează pe uscat, pe un loc special. Condițiile de balastare a conductei la fundul unei bariere de apă sunt calculate în avans.

Atunci când se instalează o conductă în condiții offshore, trebuie luată în considerare necesitatea unei protecție sporită împotriva coroziunii, care este asociată cu salinitatea ridicată a apei. Țevile sunt deja izolate în fabrică, instalându-se și așa-numita protecție catodică, care va asigura un proces electrochimic care păstrează oțelul de distrugere. Conductele se betoneaza si la exterior folosind beton special, mai ales greu. Această jachetă protejează țeava care se află lejer pe fund de influente externe, și, de asemenea, îl face mai greu, împiedicându-l să plutească. La bordul unui vas special de așezare a țevilor, țevile individuale sunt sudate, îmbinările sunt izolate, iar conducta este coborâtă fără probleme până la fund.

Pozarea conductei este precedată de studii inginerești pentru a determina cea mai sigură rută de pozare și pentru a identifica obiectele de fund periculoase - nave scufundate sau muniție. Terenul complex, dacă nu poate fi ocolit, poate fi îmbunătățit într-o anumită măsură - de exemplu, depresiunile locale ascuțite pot fi completate.

În apele puțin adânci, în special acolo unde este posibilă mișcarea maselor de gheață, conducta trebuie să fie îngropată în pământ. În prezent, au fost dezvoltate diverse metode, inclusiv utilizarea de monitoare hidraulice care spală solul sub o conductă deja așezată.

Înainte de începerea funcționării unei conducte subacvatice, se efectuează teste cuprinzătoare și amănunțite ale integrității acesteia, deoarece lucrările de reparație în cazul unei scurgeri de produs pe o conductă subacvatică sunt mult mai dificil și mai costisitor de efectuat decât pe uscat. În plus, scurgerea în sine în aceste condiții provoacă poluare a mediului pe o suprafață vastă de apă, ceea ce este inacceptabil din punct de vedere al protecției mediului.

Aceste standarde departamentale de construcție (VSN) sunt destinate proiectării și construcției conductelor de gaze offshore.

VSN conține cerințele de bază pentru proiectarea și construcția conductelor de gaze offshore pe platforma continentală rusă, cu un diametru de până la 720 mm și o presiune internă de funcționare de cel mult 25 MPa. La specificarea regiunii de construcție, aceste VSN-uri trebuie completate cu cerințe care țin cont de specificul acestei regiuni.

Simbolurile și unitățile de măsură utilizate în aceste reguli și reglementări sunt date în.

Termenii și definițiile tehnice adoptate în aceste reguli și reglementări sunt date în

Lista documentelor de reglementare utilizate în elaborarea acestor norme și reguli este dată în

Dezvoltat și introdus
SA VNIIST
DOAO Giprospetsgaz VNIIGAZ

Aprobat de OJSC Gazprom

PARTEA 1. STANDARDE DE PROIECTARE

1. Dispoziții generale

Deciziile de proiectare pentru instalarea conductelor de gaze offshore trebuie convenite cu Comitetul de Stat al Federației Ruse pentru Protecția Mediului, Gosgortekhnadzor al Rusiei și autoritățile locale de supraveghere.

1.2. Zonele de securitate sunt stabilite de-a lungul traseului gazoductului offshore, care cuprind secțiuni ale conductei principale de gaze de la stațiile de compresoare până la malul apei și mai departe de-a lungul fundului mării în cadrul platformei continentale, la o distanță de cel puțin 500 m.

1.3. Diametrul gazoductului offshore și presiunea de funcționare se determină din condițiile de furnizare a gazelor naturale către Consumator pe baza analizei hidraulice.

1.6. La capetele fiecărei linii ale conductei de gaz offshore trebuie prevăzute unități pentru lansarea și primirea dispozitivelor de curățare și proiectilelor detectoare de defecte. Amplasarea și designul acestor unități sunt determinate de proiect.

1.9. Protecția unei conducte offshore împotriva coroziunii se realizează într-o manieră cuprinzătoare: acoperire de protecție externă și internă și mijloace de protecție catodică.

Protecția anticoroziune ar trebui să faciliteze funcționarea fără probleme a conductei offshore pe toată durata de viață a acesteia.

1.10. Conducta offshore trebuie să aibă o legătură izolatoare (flanșă sau cuplaj) cu sistem de protecție împotriva coroziunii pentru tronsoanele de pe uscat ale conductei principale de gaz.

1.11. Alegerea traseului conductei offshore trebuie făcută în funcție de criterii de optimitate și pe baza următoarelor date:

· condiţiile de sol ale fundului mării;

· batimetria fundului mării;

· morfologia fundului mării;

· informații de bază despre mediu;

· activitate seismică;

· zone de pescuit;

· canale de navigație și zone de ancorare;

· zone de deversare în sol;

· zone de apă cu risc crescut pentru mediu;

· natura și întinderea faliilor tectonice. Principalele criterii de optimitate ar trebui să fie siguranța tehnică și de mediu a structurii.

1.12. Proiectul trebuie să furnizeze date privind compoziția fizică și chimică a produsului transportat, densitatea acestuia și, de asemenea, să indice presiunea internă calculată și temperatura de proiectare de-a lungul întregului traseu al conductei. De asemenea, sunt furnizate informații despre valorile limită ale temperaturii și presiunii în conductă.

Concentrațiile admisibile ale componentelor corozive în gazul transportat trebuie indicate: compuși de sulf, apă, cloruri, oxigen, dioxid de carbon și hidrogen sulfurat.

1.13. Proiectul este dezvoltat pe baza unei analize a următorilor factori principali:

direcția și viteza vântului;

· înălțimea, perioada și direcția valurilor mării;

· viteza și direcția curenților marini;

· nivelul mareelor astronomice;

· val de vijelie a apei;

· proprietățile apei de mare;

· temperatura aerului și apei;

· creșterea murdăriei marine pe conductă;

· condiţii seismice;

· distribuția speciilor comerciale și protejate de floră și faună marine.

1.17. La proiectarea unui sistem de conducte offshore, trebuie luate în considerare toate tipurile de impact asupra conductei care pot necesita protecție suplimentară:

· apariția și răspândirea fisurilor sau prăbușirii țevilor și sudurilor în timpul instalării sau exploatării;

· pierderea stabilității poziției conductei pe fundul mării;

· pierderea proprietăților mecanice și de serviciu ale țevilor de oțel în timpul funcționării;

· deschideri de conducte inacceptabil de mari în partea de jos;

· eroziunea fundului mării;

· impactul asupra conductei de către ancore de nave sau traule de pescuit;

· cutremure;

· încălcarea regimului tehnologic al transportului gazelor. Alegerea metodei de protecție este adoptată în proiect în funcție de condițiile locale de mediu și de gradul de potențială amenințare la adresa conductei de gaz offshore.

1.18. Documentația de proiectare trebuie să reflecte următoarele date: dimensiunile conductei, tipul produsului transportat, durata de viață a sistemului de conducte, adâncimea apei de-a lungul traseului conductei de gaz, tipul și clasa de oțel, necesitatea tratamentului termic după sudarea îmbinărilor sudate instalației circumferențiale. , sistem de protecție anticorozivă, planuri pentru dezvoltarea viitoare a regiunilor de-a lungul traseelor sistemului de conducte, sfera lucrărilor și graficele de construcție.

Proiectul ia în considerare toate tipurile de sarcini care apar în timpul fabricării, instalării și exploatării sistemului de conducte, care pot afecta alegerea soluției de proiectare. Se efectuează toate calculele necesare ale sistemului de conducte pentru aceste sarcini, inclusiv: analiza rezistenței sistemului de conducte în timpul instalării și funcționării, analiza stabilității poziției conductei pe fundul mării, analiza oboselii și a defecțiunii fragile a conductei. conductă luând în considerare sudurile circumferențiale, analiza rezistenței peretelui conductei la strivire și deformații excesive, analiza vibrațiilor dacă este necesar, analiza stabilității fundației fundului marin.