Остаточну конструкцію морських трубопроводів вибирають після порівняльного техніко-економічного аналізу різних варіантів з урахуванням конкретних умов будівництва та експлуатації.

Як матеріали труб у світовій практиці будівництва знайшли застосування сталь, корозійностійкі сплави, алюміній та деякі інші. Найбільшого поширення набули сталеві трубопроводи.

До найбільш поширених матеріалів і відповідно конструкцій відносяться:

1. Труби з вуглецевої марганцевої сталі . Найбільш повне зведення вимог до них міститься в "Правилах для морських трубопровідних систем", випущених Det Norsk Veritas (Норвегія).

2. Гнучкі труби (Рис. 10.5). Ці труби мають композитну структуру та виготовляються з кількох шарів пластмаси, гуми та сталі для формування міцних та гнучких трубопроводів, здатних витримувати високі робочі тиски та забезпечувати транспортування широкого ряду продуктів. Гнучкі труби мають велику вартість матеріалу, проте вони забезпечують значну економію витрат на укладання. Вони можуть укладатися з неспеціалізованих плавучих засобів, а це означає, що великі витратина мобілізацію спеціального трубоукладочного судна, наприклад до віддалених будівельно-монтажних ділянок, можуть бути знижені.

3. Пучки труб . Розробка невеликих родовищ часто пов'язана із застосуванням певної центральної експлуатаційної споруди, оточеної кількома сателітними свердловинами, для видобутку продукту або закачування води в пласт. Економічним рішенням проблеми монтажу кількох ліній на короткій ділянці є застосування пучка ліній. Пучок може складатися з окремих труб, укладених у єдину трубу-носій або пов'язаних разом на березі.

Труба-носій вибирається таким чином, щоб забезпечити плавучість всього пучка, близького до нейтральної. Цей пучок труб буксують на місце дном, поблизу нього або на середньому рівні по глибині в залежності від ряду технічних міркувань, які включають умови на трасі буксирування.

Пучок потім розміщують на дні, трубу, що несе, заповнюють водою на грунті і окремі трубопроводи пучка приєднують до відповідного обладнання. Зв'язування труб у пучки забезпечує значну економію коштів, якщо може бути знайдено відповідний майданчик на березі виготовлення таких пучків.

4. Труби J -подібної форми . Вони є альтернативою звичайному стояку. J-подібну трубу зазвичай монтують попередньо на платформі для подальшого монтажу, захисту та забезпечення опори для внутрішньої труби, що з'єднує верхні будови платформи з покладеним на дні трубопроводом, J-подібні труби можуть підтримуватися окремо або зв'язуватися разом в пучок усередині кесона. Кесон особливо корисний у тих випадках, коли необхідно проводити кілька J-подібних труб в обмеженому просторі.

Конструкція J-подібних труб залежить від того, що передбачається в них розташовувати, а саме: сталевий трубопровід, гнучкий трубопровід або кабелі, що забезпечують.

J-подібні труби забезпечують значну економію, пов'язану із зменшенням вартості конструкції морських споруд, оскільки при цьому унеможливлюється застосування сполучних котушок. Початковий кінець трубопроводу може бути покладений з відповідного плавучого засобу і затягнутий в J-подібну трубу за допомогою лебідок, що розташовуються на платформі. Плавучий засіб потім переміщається від платформи та виконує звичайні операції укладання трубопроводу. Якщо потрібно підключити другий кінець трубопроводу до платформи через J-подібну трубу, його укладають петлею і потім втягують.

5. Конструкція "труба в трубі". Існують конструкції, в яких з метою підвищення надійності труба, що несе, не контактує з навколишнім середовищем - це так звані конструкції типу «труба в трубі».

Серед них можна виділити дві різні схеми:

1) внутрішня труба працює, зовнішня використовується як захисний кожух;

2) обидві труби працюють.

Конструкції типу «труба у трубі» показано на рис. 10.6-10.9. Їх істотним недоліком є те, що кожух не сприймає навантаження від внутрішнього тиску і тим не підвищує їх несучу здатність. Крім того, потрібне баластування всього трубопроводу.

Для більш повного використання несучої здатності внутрішньої та зовнішньої труб було запропоновано міжтрубний простір заповнювати цементно-піщаним розчином (рис. 10.9), який після затвердіння жорстко з'єднує обидві труби. В результаті виходить монолітна двотрубна конструкція, здатна витримувати значно більший внутрішній тиск.

Діаметр внутрішньої труби приймають виходячи з технологічних міркувань (пропускної здатності), а зовнішній - виходячи із забезпечення можливості прокачування заповнювача (цемент, бітум, епоксидні смолиі т. п.) міжтрубного простору, а також із забезпечення необхідної плавучості.

6. Баластування підводних трубопроводів . Баластування підводних трубопроводів необхідне їхнього стійкого становища дні моря, водойми, річки, озера. Задля більшої стійкого становища підводний трубопровід повинен мати негативну плавучість, тобто. повна вага трубопроводу в повітрі має бути більшою від витісненої ним води.

На стійкість підводного трубопроводу великий вплив має об'ємна вага води в придонній зоні (при розмиві ґрунту від дії хвиль), а також гідродинамічний тиск від хвилювання та течій. Зміна об'ємної ваги води з 1,0 до 1,20-1,25 т/м 3 може призвести до зменшення величини негативної плавучості та спливання трубопроводу.

Таким чином, при підрахунку ваги труби у воді, крім значення негативної плавучості, слід враховувати інші фактори, що мають додатковий вплив на стійкість підводного трубопроводу. Необхідне значення ваги баласту визначається за умовною «питомою вагою» трубопроводу (відношення ваги трубопроводу з баластом у повітрі до ваги води, що витісняється трубопроводом та баластом). Так, за американськими технічними умовами морські трубопроводи, що укладаються в прибережних зонах, повинні мати умовну «питому вагу» не менше 1,30. В окремих випадках, залежно від природних умов району прокладки, коли при хвилюваннях об'ємна вага ґрунтової суміші в придонній зоні доходить до 1,8 т/м 3 величини умовної «питомої ваги» морського трубопроводурекомендується збільшувати до 2

У практиці для баластування підводних трубопроводів застосовують суцільні монолітні бетонні та асфальто-бетонні мастики, що наносяться на ізоляцію, а також одиночні чавунні, залізобетонні або бетонні вантажі.

Застосування баластових вантажів із чавуну пов'язане з великою витратою металу. В окремих випадках вартість баластування чавунними вантажами може у 1,5-2 рази перевищувати вартість труб. Тому для економії металу рекомендується застосовувати залізобетонні вантажі. Серйозним недоліком використання бетонних та залізобетонних вантажів для баластування підводних та особливо морських трубопроводів є їх порівняно невелика об'ємна вага і, отже, необхідність застосування великої кількості. Для збільшення об'ємної ваги залізобетонних вантажів до складу інертних заповнювачів вводять додатки, що обтяжують - гематит, залізну руду і т. д. - і тим самим об'ємну вагу бетону доводять до 2,8-3,0 т/м 3 .

Слід зазначити, що одиночні вантажі можуть створювати зосереджені навантаження, ушкоджувати ізоляцію, ускладнювати протягування їх дном і виключати застосування трубозаглиблювальних механізмів.

У Останнім часомпід час будівництва морських трубопроводів знайшли застосування привантаження суцільними покриттями з бетону, посиленого арматурою, поверх шару антикорозійної ізоляції.

Найчастіше бетонну суміш наносять на поверхню шляхом торкретування. Армоване бетонне баластне покриття є ефективним способом обтяження морських трубопроводів особливо великого діаметру. Слід зазначити, що питання доцільності застосування суцільного покриття з бетону пов'язане з вибраним методом прокладання трубопроводів.

Бетонні та інші суцільні покриття часто застосовують при протягуванні трубопроводу дном моря без вигину або з вигином по кривій великого радіусу, щоб запобігти утворенню тріщин.

Крім того, суцільне покриття добре захищає ізоляцію і дає можливість застосовувати найбільш продуктивні трубозаглиблювальні снаряди, що переміщаються вздовж покладених трубопроводів.

Особливий інтерес представляють спеціальні баластові покриття, до складу яких входить асфальтова мастика з частинками скловолокна і матеріалами, що обтяжують. Такі суцільні покриття мають одночасно антикорозійні властивості. Їх об'ємна вага може становити від 2,08 до 3,84 т/м 3 в залежності від кількості матеріалів, що додаються.

Висока пластичність цих покриттів унеможливлює утворення тріщин при згинанні трубопроводу в процесі укладання. Застосування подібних покриттів, що є одночасно ізоляційними матеріалами, допускає укладання трубопроводів методом нарощування з плавучих засобів із вигином у межах пружних деформацій металу труб.

В окремих випадках у спокійних акваторіях із стійкими ґрунтовими умовами, а також при прокладанні трубопроводів через заплавні та заболочені ділянки стійкість може бути забезпечена гвинтовими або іншими видами металевих анкерів.

В даний час для ізоляції підводних трубопроводів застосовують кам'яновугільні емалі, бітумну мастику та полімерну плівку. В останні роки розроблені напилювані епоксидні покриття.

Кам'яновугільні емалі відрізняються високою опірністю до відшаровування, водонепроникністю та стійкістю до хімічних реагентів. Однак ці покриття погано переносять ударні навантаження, мають низьку абразивну зносостійкість, схильні до тендітного руйнування за низьких температур і розм'якшення - при високих.

Бітумна мастика на відміну від кам'яновугільної емалі більш зносостійка, стійка до ударних навантажень, але має меншу адгезію та гнучкість.

Епоксидні покриття виготовляють із суміші епоксидної пудри, барвника та затверджувача. Їх наносять шаром завтовшки 0,31-0,64 мм на попередньо підігріту (приблизно до 232 ° С) поверхню труби. Епоксидні покриття мають більш високі адгезійні властивості, гнучкість і стійкість до абразивного зносу і ударних навантажень, але вимагають особливої підготовки поверхні труби, включаючи попередній підігрів, а також спеціальної технології нанесення покриття, що обтяжує.

Резюме

Морські трубопровідні системи - найскладніші технічні об'єкти, які у важких природних умовах. Вони є ефективними засобами транспорту під час освоєння нафтогазових ресурсів континентального шельфу морів та океанів. У найближчі десятиліття зі збільшенням видобутку газу та нафти з родовищ шельфу Росії потреби в морських трубопроводах наростатимуть.

Ключовим питанням проектування морських трубопроводів є вибір та обґрунтування його основних конструктивних параметрів, таких як матеріал труб, їх зовнішній діаметр та товщина стінки, спосіб монтажу, а також захисту від корозії, забезпечення стійкості та інших експлуатаційних характеристик. Остаточну конструкцію морських трубопроводів вибирають після порівняльного техніко-економічного аналізу різних варіантів з урахуванням конкретних умов будівництва та експлуатації.

Висока ефективність та надійність трубопровідного транспорту нафти та газу зумовили стабільне зростання протяжності морських підводних трубопроводів. У різних країнах земної кулі прокладено понад 60 000 тис. км морських підводних нафтопроводів, газопроводів та продуктопроводів діаметром понад 100 мм.

Найбільш освоєними морськими нафтогазовидобувними регіонами, в яких прокладено велику кількість підводних трубопроводів, є Мексиканська затока та Північне море із суттєво різними умовами будівництва та експлуатації нафтогазотранспортних систем. До інших районів активного морського будівництва відносяться Карибське море між Венесуелою та Тринідадом; Тихий океан уздовж узбережжя південної частини штату Каліфорнія та узбережжя Аляски; моря Тихого океану, що омивають острови Індонезії; вся Перська затока Аравії; південна частина Середземного моря. Останнім часом до цих районів додався шельф острова Сахалін.

Морські трубопровідні системи - найскладніші технічні об'єкти, які у важких природних умовах. Вони повинні зберігати працездатність при впливі штормів, течій, вітрів, припливів та відливів, витримувати льодові навантаження, бути захищеними від айсбергів. Вартість прокладання одного кілометра підводного трубопроводу істотно залежить від безлічі факторів - технології його прокладання, глибини моря, віддаленості від берегових баз, тривалості штормів, безлідного періоду, виду донних ґрунтів - і може становити від 50 тис. дол. (для теплого клімату) до 8 -10 млн дол. (Для арктичних умов).

Сучасний етап розробки та експлуатації морських родовищ нафти і газу, дедалі більше віддалених від суші та потребують застосування нових технологій та підвищених витрат на їх освоєння характеризується такими тенденціями:

розробка родовищ меншого розміру із підключенням транспортних комунікацій до існуючих споруд;

використання прискорених методів будівельно-монтажних робіт;

застосування підводних видобувних систем та споруд;

видобуток з великих глибин у несприятливих навколишніх умовах;

видобуток із глибоко залягаючих геологічних структур із підвищеними температурами та тисками;

застосування сучасних методівтехнічної діагностики для забезпечення безпечної експлуатації трубопроводів та обладнання;

застосування сучасних методів управління проектами;

широке використання сучасних засобівкомп'ютерної техніки, моделювання, електронних засобів зв'язку та навігації.

Підводні трубопровідні системи є ефективними засобами транспорту під час освоєння нафтогазових ресурсів континентального шельфу морів та океанів.

Суворі та специфічні умови спорудження та експлуатації трубопроводів, обумовлені значною глибиною, хвилями та течією, донними переформуваннями та штормами, судноплавством та рибальством, трудомісткістю та капіталомісткістю будівельних та ремонтних робіт, а також безпосередній контакт з високочутливим до забруднення водним середовищем пред'являють конструкції трубопроводу, технології його прокладання, дотримання режимів перекачування та обслуговування.

У світовій практиці накопичено значний досвід будівництва та експлуатації трубопровідних систем у шельфових зонах. Зокрема, при освоєнні континентального шельфу Росії корисним є досвід облаштування промислів та створення інфраструктури для транспорту нафти та газу в Північному морі.

Підводні трубопроводи для транспортування нафти, нафтопродуктів, попутного нафтового та природного газів застосовувалися ще на початкових стадіях розвитку нафтової та газової промисловості.

Так, при будівництві трубопроводів на перетині річок, каналів, проток, озер та інших водойм раніше і тепер переважно прокладають підводні трубопровідні лінії.

Значне застосування, особливо останнім часом, у зв'язку із збільшенням вантажопідйомності наливних суден отримали підводні трубопроводи, що з'єднують рейдові причали з резервуарними парками перевалочних нафтобаз або нафтобаз прибережних нафтопереробних заводів. Цими трубопроводами перекачують нафту чи нафтопродукти з танкерів на сушу і назад.

Крім того, у багатьох нафтовидобувних країнах з кожним роком все ширше застосовують підводні трубопроводи обслуговування морських нафтопромислів.

Потрібно зазначити, що поки що вартість прокладки підводних трубопроводів, як правило, набагато вища, ніж сухопутних. Зниження вартості будівництва є одним із основних завдань, що стоять перед морським трубопровідним транспортом.

Буріння та видобуток нафти в морі ведуть тепер не лише з естакад та штучних островів, а й зі спеціальних плавучих установок, оснащених відповідними пристроями, обладнанням та пристроями для прокладання підводних трубопроводів. При облаштуванні морських нафтопромислів все більше застосування отримують підводні нафтосховища, що затоплюються.

Безпосередньо від свердловини укладають викидні лінії для подачі нафти до групових збірних пунктів, а від них прокладають підводні збірні трубопроводи, якими нафту перекачують на центральний збірний пункт морського нафтопромислу. Звідси йдуть підводні магістральні трубопроводи, якими транспортують нафту на нафтобазу, що знаходиться на березі, на штучному острові або естакаді.

З видаленням морських родовищ углиб моря та облаштуванням нафтопромислів на поверхні експлуатаційні витрати, включаючи транспортування нафти, збільшуються. Значно зростає вартість основ (платформ або суден) під бурові та інші установки, збільшується вартість прокладання на дні морів чи океанів збірних трубопроводів у районі розташування нафтопромислу та магістральних трубопроводів для доставки нафти на сушу.

Підраховано, що при довжині морських трас близько кількох сотень кілометрів будівництво трубопроводів для магістрального транспорту газу краще, ніж його перевезення танкерами, що пов'язано з великими витратами на будівництво та експлуатацію потужностей зі зрідження. природного газу.

Під час будівництва трансконтинентальних морських трубопроводів економічний ефект досягається за рахунок відсутності необхідності платежів за транзит газу територією третіх країн. Крім того, довжина трас морських трубопроводів зазвичай нижча, ніж при подоланні водних перешкод берегом. Цей ефект особливо сильно проявляється при переході через відносно вузькі і в той же час протяжні акваторії, такі як, наприклад, Байдарацька губа Карського моря.

Як приклади будівництва трансконтинентальних газопроводів можна навести перехід через протоку Гібралтар і Транссередземноморський трубопровід з Тунісу до Італії дном Середземного моря.

В даний час найбільш відомим проектом є «Блакитний потік», що передбачає будівництво морської ділянки газопроводу дном Чорного моря з Росії безпосередньо до Туреччини. Його особливість полягає насамперед у значній глибині моря (2150 м) та складних геологічних умовах.

ЧАСТИНА 1. НОРМИ ПРОЕКТУВАННЯ

1. Загальні положення

1.1. Морські магістральні газопроводи повинні мати підвищену надійність при будівництві та експлуатації з урахуванням особливих умов (великі глибини моря, підвищена довжина без проміжних компресорних станцій, морські шторми, підводні течії, сейсмічність та інші фактори).

Проектні рішення щодо прокладання морських газопроводів повинні бути узгоджені з Державним Комітетом РФ з охорони довкілля, Держгіртехнаглядом Росії та місцевими органаминагляду.

1.2. Трасою морського газопроводу встановлюються охоронні зони, які включають ділянки магістрального газопроводу від компресорних станцій до урізу води і далі дном моря в межах континентального шельфу, на відстань не менше 500 м.

1.3. Діаметр морського газопроводу та величина робочого тиску визначаються з умов постачання природного газу Споживачу на підставі гідравлічного аналізу.

1.4. Термін служби морського газопроводу встановлюється Замовником проекту. На весь термін служби газопровідної системи повинна бути розрахована надійність та безпека споруди та такі дії, як корозія металу та втома застосовуваних матеріалів.

1.5. Кордонами морської ділянки магістрального газопроводу є запірна арматура, встановлена на протилежних берегах моря. Запірна арматура має бути оснащена автоматикою аварійного закриття.

1.6. На кінцях кожної нитки морського газопроводу мають бути передбачені вузли пуску та прийому очисних пристроїв та снарядів-дефектоскопів. Розташування та конструкція цих вузлів визначаються проектом.

1.7. Морський газопровід повинен бути вільний від перешкод потоку продукту, що транспортується. У разі застосування кривих штучного гнуття або фітингових виробів їх радіус повинен бути достатнім для проходження очисних і контрольних пристроїв, але не менше 10 діаметрів трубопроводу.

1.8. Відстань між паралельними нитками морських газопроводів слід приймати з умов забезпечення надійності в процесі їх експлуатації, збереження нитки, що діє, при будівництві нової нитки газопроводу та безпеки при виробництві будівельно-монтажних робіт.

1.9. Захист морського трубопроводу від корозії здійснюється комплексно: захисним зовнішнім та внутрішнім покриттям та засобами катодного захисту.

Протикорозійний захист має сприяти безаварійній роботі морського трубопроводу протягом усього терміну його експлуатації.

1.10. Морський трубопровід повинен мати ізолюючу сполуку (фланець або муфту) із системою захисту від корозії сухопутних ділянок магістрального газопроводу.

1.11. Вибір траси морського трубопроводу повинен проводитися за критеріями оптимальності та ґрунтуватися на наступних даних:

· Грунтові умови морського дна;

· Батиметрія морського дна;

· Морфологія морського дна;

· Вихідні відомості про навколишнє середовище;

· Сейсмічна активність;

· Райони рибальства;

· Суднові фарватери та місця заякорювання суден;

· Райони скидання грунту;

· Акваторії з підвищеним екологічним ризиком;

· Характер та протяжність тектонічних розломів. Як основні критерії оптимальності слід приймати технічну та екологічну безпеку споруди.

1.12. У проекті необхідно подати дані про фізичний і хімічний склад продукту, що його транспортується, його щільність, а також вказати розрахунковий внутрішній тиск і розрахункову температуру вздовж усієї траси трубопроводу. Наводяться також відомості про граничні значення температури та тиску в трубопроводі.

Слід зазначити допустимі концентрації корозійних компонентів у газі, що транспортується: сірчистих сполук, води, хлоридів, кисню, двоокису вуглецю і сірководню.

1.13. Розробка проекту проводиться на основі аналізу наступних основних факторів:

· Напрямок і швидкість вітру;

· Висота, період і напрямок морських хвиль;

· Швидкість та напрямок морських течій;

· Рівень астрономічного припливу та відливу;

· штормовий нагін води;

· властивості морської води;

· Температура повітря та води;

· Зростання морського обростання на трубопроводі;

· Сейсмічна обстановка;

· Розповсюдження промислових і охоронюваних видів морської флори та фауни.

1.14. У проекті має бути представлений аналіз допустимих прольотів та стійкості трубопроводу на дні моря, а також розрахунок патрубків - обмежувачів лавинного зминання трубопроводу у процесі його укладання на великих глибинах моря.

1.15. Газопровід повинен заглиблюватись у дно на ділянках його виходу на берег. Проектна позначка верху заглибленого в ґрунт трубопроводу (по обтяжливому покриттю) повинна призначатися нижче за прогнозовану глибину розмиву дна акваторії або берегової ділянки на весь період експлуатації морського трубопроводу.

1.16. На глибоководних ділянках газопровід можна прокладати на поверхні дна моря за умови забезпечення його проектного положення в процесі всього періоду експлуатації. При цьому необхідно обґрунтування виключення спливання або переміщення трубопроводу під впливом зовнішніх навантажень та його пошкодження рибальськими тралами або якорями суден.

1.17. При проектуванні морської трубопровідної системи повинні бути враховані всі види впливу на трубопровід, які можуть вимагати додаткового захисту:

· виникнення та розповсюдження розтріскування або зминання труб та зварних швів у процесі монтажу або експлуатації;

· Втрата стійкості положення трубопроводу на дні моря;

· Втрата механічних та службових властивостей трубної сталі в процесі експлуатації;

· Неприпустимо великі прольоти трубопроводу на дні;

· Ерозія морського дна;

· Удари по трубопроводу якорями суден або риболовецьких тралів;

· Землетруси;

· Порушення технологічного режиму транспортування газу. Вибір способу захисту приймається в проекті залежно від місцевих умов довкілля та ступеня потенційної загрози морському газопроводу.

1.18. У проектної документаціїповинні бути відображені такі дані: розміри труб, вид продукту, що транспортується, термін служби трубопровідної системи, глибина води по трасі газопроводу, тип і клас сталі, необхідність термообробки після зварювання кільцевих монтажних зварних стиків, система протикорозійного захисту, плани майбутнього розвитку регіонів уздовж траси трубопровідної системи , обсяги робіт та графіки будівництва.

На кресленнях необхідно вказати місце розташування трубопровідної системи щодо довколишніх населених пунктіві гаваней, курсів прямування кораблів, і навіть інших видів споруд, здатних вплинути на надійність трубопровідної системи.

У проекті враховуються всі види навантажень, що виникають під час виготовлення, укладання та експлуатації трубопровідної системи, які можуть вплинути на вибір проектного рішення. Виконуються всі необхідні розрахункитрубопровідної системи на ці навантаження, включаючи: аналіз міцності трубопровідної системи при монтажі та експлуатації, аналіз стійкості положення трубопроводу на дні моря, аналіз втомного та крихкого руйнування трубопроводу з урахуванням зварних кільцевих швів, аналіз стійкості стінки труби на зминання та надмірних деформацій, аналіз вібрацій, якщо це необхідно, аналіз стабільності основи морського дна.

1.19. У складі проекту морського газопроводу необхідно розробити таку документацію:

· Технічні умови на матеріал труб;

· технічні умови на зварювання труб та неруйнівний контроль із зазначенням норм допустимих дефектів зварних швів;

· Технічні умови на посилені вставки для обмеження лавинного зминання трубопроводу;

· технічні умови на зовнішнє та внутрішнє антикорозійне покриття труб;

· Технічні умови на обтяжує покриття труб;

· Технічні умови на матеріал для виготовлення анодів;

· Технічні умови на укладання морської ділянки трубопроводу;

· технічні умови на будівництво трубопроводу при перетині берегової лінії та берегозахисні заходи;

· Технічні умови на випробування та введення в експлуатацію морського трубопроводу;

· Технічні умови на обслуговування та ремонт морського трубопроводу;

· загальну специфікацію матеріалів;

· Опис будівельних плавзасобів та іншого використовуваного обладнання.

При розробці "Технічних умов" та "Специфікацій" повинні бути використані вимоги цих норм та рекомендації загальновизнаних міжнародних стандартів (1993), DNV (1996) та (1993), а також результати наукових досліджень з цієї проблеми.

1.20. Проектно-конструкторська документація, включаючи протоколи випробувань, матеріали вишукувань та вихідної діагностики, повинні бути збережені протягом усього терміну служби морської трубопровідної системи. Необхідно зберігати також звіти про роботу трубопровідної системи, про інспекційний контроль у процесі її експлуатації, а також дані про технічне обслуговуванняморської трубопровідної системи.

1.21. Експертиза проектної документації має виконуватись незалежними організаціями, яким проектна організаціяпредставляє всю необхідну документацію.

2. Розрахункові критерії для трубопроводів.

2.1. Критерії міцності в даних нормах засновані на допустимих напругах з урахуванням залишкових зварювальних напруг. Можна також використовувати методи розрахунку за граничним станом, за умови, що ці методи забезпечать надійність морської трубопровідної системи, необхідну цими нормами.

2.2. Розрахунки морського газопроводу необхідно проводити на статичні та динамічні навантаження та впливи з урахуванням роботи зварних кільцевих швів відповідно до вимог будівельної механіки, міцності матеріалів та механіки ґрунтів, а також вимог цих норм.

2.3. Точність методів розрахунку має бути обґрунтована практичною та економічною доцільністю. Результати аналітичних та чисельних рішень, за потреби, мають бути підтверджені лабораторними чи натурними випробуваннями.

2.4. Розрахунок морського газопроводу виробляється найбільш несприятливе поєднання реально очікуваних навантажень.

2.5. Для морського газопроводу розрахунки слід виконувати окремо на навантаження та впливи, що виникають при його будівництві, включаючи гідростатичні випробування, та на навантаження та впливи, що виникають при експлуатації морської трубопровідної системи.

2.6. При розрахунках на міцність та деформативність основні Фізичні характеристикистали слід приймати за " Технічним умовамна матеріал труб.

3. Навантаження та впливу.

3.1. У цих нормах прийнято такі поєднання навантажень при розрахунках морського газопроводу:

· Постійно діючі навантаження;

· Постійно діючі навантаження спільно з навантаженнями навколишнього середовища;

· Постійно діючі навантаження в комбінації з випадковими навантаженнями.

3.2. До постійно діючих навантажень на морський трубопровід у процесі його будівництва та подальшої експлуатації належать:

· вага конструкції трубопроводу, включаючи покриття, морське обростання та інше;

· Зовнішній гідростатичний тиск морської води;

· Виштовхувальна сила водного середовища;

· Внутрішній тиск продукту, що транспортується;

· температурні дії;

· Тиск грунту засипки.

3.3. До впливів навколишнього середовища на морський трубопровід відносяться:

· Навантаження, викликані підводними течіями;

· Навантаження, викликані морським хвилюванням.

При розрахунках морського трубопроводу на період будівництва слід враховувати також навантаження від будівельних механізмів та навантаження, що виникають у процесі гідростатичних випробувань.

3.4. До випадкових навантажень відносяться: сейсмічна активність, деформація ґрунтів морського дна та зсувні процеси.

3.5. При визначенні навантажень і впливів на морський трубопровід слід ґрунтуватися на даних інженерних досліджень, які проводяться в зоні проходження траси трубопроводу, включаючи інженерно-геологічні, метеорологічні, сейсмічні та інші види досліджень.

Навантаження та впливи повинні підбиратися з урахуванням прогнозної зміни умов довкілля та технологічного режиму транспортування газу.

4. Допустимі розрахункові напруги та деформації.

4.1. Допустимі напруги при розрахунках на міцність і стійкість морських трубопроводів встановлюються в залежності від межі плинності металу труб з використанням розрахункового коефіцієнта "К", значення якого наведені в

sдоп £ K × sТ()

Значення розрахункових коефіцієнтів надійності "К" для морських газопроводів.

Кільцеві розтягувальні напруги при постійно діючих навантаженнях		Сумарна напруга при постійних навантаженнях у комбінації з навантаженнями навколишнього середовища або випадковими навантаженнями	Сумарна напруга в процесі будівництва або проведення гідростатичних випробувань
Морський газопровід	Берегові та прибережні ділянки газопроводу в охоронній зоні		Морський газопровід, включаючи берегові та прибережні ділянки в охоронній зоні
0,72	0,60	0,80	0,96

4.2. Максимальні сумарні напруги, викликані внутрішнім і зовнішнім тиском, поздовжніми зусиллями з урахуванням овальності труб, не повинні перевищувати допустимі значення:

4.3. Трубопроводи слід перевіряти на міцність та місцеву стійкість перерізу труби від зовнішнього гідростатичного тиску. В цьому випадку внутрішній тиск у трубопроводі приймають рівним 0,1 МПа.

4.4. Значення овальності труб встановлюється за такою формулою:

()

Допустима сумарна овальність, включаючи початкову овальність труб (заводські допуски), не повинна перевищувати 1,0 % (0,01).

4.5. Залишкова деформація у морському трубопроводі має бути не більше 0,2 % (0,002).

4.6. На ділянках можливих просадок морського трубопроводу необхідно проводити розрахунок прогнозованого викривлення осі трубопроводу від ваги з урахуванням зовнішніх навантажень.

4.7. У проекті слід дати аналіз усім можливим коливанням напруг у трубопроводі за інтенсивністю та частотою, здатних викликати втомні руйнування в процесі будівництва або при подальшій експлуатації морської трубопровідної системи (гідродинамічні впливи на трубопровід, коливання робочого тиску та температури та інші). Особливу увагуслід приділяти ділянкам трубопровідної системи, схильним до концентрації напруги.

4.8. Для розрахунку втомних явищ можна використовувати методики, що базуються на механіці руйнувань при випробуванні труб на малоциклову втому.

5. Розрахунок товщини стінки трубопроводу.

5.1. Для морського газопроводу товщину стінки труб слід розраховувати для двох ситуацій, що визначаються навантаженнями, що діють:

На внутрішній тиск у трубопроводі для мілководних, берегових та прибережних ділянок газопроводу, розташованих у охоронній зоні;

На зминання газопроводу під впливом зовнішнього тиску, розтягування та вигину для глибоководних ділянок по трасі трубопроводу.

5.2. Розрахунок мінімальної товщини стінки морського газопроводу під впливом внутрішнього тиску слід проводити за такою формулою:

()

5.7. При визначенні товщини стінки труб в умовах спільного впливу вигину та стиску в розрахунках слід приймати значення межі плинності на стиск, що дорівнює 0,9 від межі плинності матеріалу труб.

5.8. При використанні методів укладання з повним контролем деформації вигину трубопроводу допустима деформація вигину при укладанні трубопроводу на глибинах моря більше 1000 м не повинна перевищувати 0,15% (0,0015). При цьому критичне значення деформації згину трубопроводу на таких глибинах становитиме 0,4% (0,004).

6. Стійкість стінки трубопроводу під впливом зовнішнього гідростатичного тиску та згинального моменту.

6.1. Для діапазону співвідношень 15D/t

()

При цьому початкова овальність труби не повинна перевищувати 0,5% (0,005).

6.2. Зовнішній гідростатичний тиск на трубу за фактичної глибини води визначається за формулою:

()

6.3. Слід також враховувати, що при тиску, що перевищує критичне значення, місцеве поперечне зминання труби може розвинутися вздовж поздовжньої осі трубопроводу.

Зовнішній гідростатичний тиск, при якому може відбутися поширення зім'яття, що виникло раніше, встановлюється за формулою:

()

6.4. Для виключення розвитку зім'яття по довжині трубопроводу, на трубопроводі необхідно передбачити встановлення обмежувачів зминання у вигляді кілець жорсткості або патрубків зі збільшеною товщиною стінки.

Довжина обмежувачів має бути не менше чотирьох діаметрів труби.

7. Стійкість трубопроводу на дні моря за впливу гідродинамічних навантажень.

7.1. Розрахунки трубопроводу повинні проводитись для перевірки стійкості положення трубопроводу на дні моря в процесі його будівництва та експлуатації.

Якщо трубопровід заглиблений у неміцному грунті, яке щільність менше щільності навколишнього грунту, слід встановити, що опір грунту зрізуючим зусиллям достатньо для запобігання спливанню трубопроводу на поверхню.

7.2. Відносна щільність трубопроводу з обтяжуючим покриттям повинна бути більшою за щільність морської води з урахуванням наявності в ній зважених частинок грунту і розчинених солей.

7.3. Величина негативної плавучості трубопроводу з умови стійкості його положення на дні моря визначається за такою формулою:

7.4. При визначенні стійкості морських трубопроводів на дні моря під впливом гідродинамічних навантажень розрахункові характеристики вітру, рівня води та елементів хвиль слід приймати відповідно до вимог
*.

Допускається оцінка гідродинамічної стійкості трубопроводу із застосуванням методів аналізу, що враховують переміщення трубопроводу в процесі самозаглиблення в ґрунт.

7.5. Максимальну горизонтальну ( Рх + Рі) та відповідну їй вертикальну Рz проекції лінійного навантаження від хвиль та морських течій, що діють на трубопровід, необхідно визначати за формулами *.

7.6. Розрахунки значень швидкостей придонних течій та хвильових навантажень слід проводити для двох випадків:

· повторюваністю один раз на 100 років при розрахунках на період експлуатації морської трубопровідної системи;

· Повторюваністю один раз на рік при розрахунках на період будівництва морської трубопровідної системи.

7.7. Значення коефіцієнтів тертя необхідно набувати за даними інженерних пошуків для відповідних фунтів по трасі морського трубопроводу.

8. Матеріали та вироби.

8.1. Матеріали та вироби, які застосовуються в морській трубопровідній системі, повинні відповідати вимогам затверджених стандартів, технічних умов та інших нормативних документів.

Не дозволяється застосовувати матеріали та вироби, на які відсутні сертифікати, технічні свідоцтва, паспорти та інші документи, що підтверджують їхню якість.

8.2. Вимоги до матеріалу труб та сполучних деталей, а також до запірної та регулюючої арматури повинні відповідати вимогам "Технічних умов" на ці вироби, які включають: технологію виробництва виробу, хімічний склад, термічну обробку, механічні властивості, контроль якості, супровідну документацію та маркування.

При необхідності в "Технічних умовах" наводяться вимоги до проведення спеціальних випробувань труб та їх зварних з'єднань, у тому числі й у сірководневому середовищі, з метою отримання їх позитивних результатів до початку виробництва основної партії труб, призначених для будівництва морського газопроводу.

8.3. У "Технічних умовах на зварювання труб та неруйнівний контроль" слід вказати вимоги до дефектів зварних швів, за яких дозволено проводити ремонт кільцевих зварних з'єднань трубопроводу. Необхідно також навести дані з термообробки зварних з'єднань або супутнього їх нагрівання після зварювання при монтажі трубопроводу.

8.4. Для зварювальних електродів та інших виробів мають бути представлені специфікації з їхньої виготовлення.

8.5. Допуски на овальність труб при їх виготовленні (заводський допуск) у будь-якому перерізі труби не повинні перевищувати + 0,5 %.

8.6. З'єднувальні деталі, призначені для морського трубопроводу, повинні випробовуватися в заводських умовах гідравлічним тиском в 1,5 рази більшим за робочий тиск.

8.7. Для автоматичного зварювання стиків труб можуть застосовуватись такі зварювальні матеріали:

· Керамічні або плавлені флюси спеціальних складів;

· Зварювальні дроти спеціального хімічного складу для зварювання під флюсом або в захисних газах;

· Аргон газоподібний;

· Спеціальні суміші аргону з вуглекислим газом;

· Самозахисний порошковий дріт.

Поєднання конкретних марок флюсів та дротів, марки самозахисних порошкових дротів та дротів для зварювання в захисних газах повинні вибиратися з урахуванням їх стійкості у сірководневому середовищі та бути атестовані відповідно до вимог "Технічних умов на зварювання труб та неруйнівний контроль".

8.8. Для ручного дугового зварювання та ремонту морського трубопроводу повинні використовуватись електроди з основним або целюлозним видом покриття. Конкретні марки зварювальних електродів повинні вибиратися з урахуванням їхньої стійкості у сірководневому середовищі та бути атестовані відповідно до вимог "Технічних умов на зварювання труб та неруйнівний контроль".

8.9. Покриття труб, що обтяжує, повинно призначатися з армованого сталевою сіткою бетону, що наноситься на окремі ізольовані труби в заводських умовах відповідно до вимог "Технічних умов на покриття труб, що обтяжує".

Клас та марка бетону, його щільність, товщина бетонного покриття, маса бетонної труби визначаються проектом.

Сталева арматура не повинна утворювати електричного контакту з трубою чи анодами, а також не повинна виходити на зовнішню поверхнюпокриття.

Між обтяжуючим покриттям і трубою має бути забезпечене достатнє зчеплення, що виключає прослизання при зусиллях, що виникають у процесі укладання та експлуатації трубопроводу.

8.10. Армоване бетонне покриття на трубах повинно мати хімічну та механічну стійкість по відношенню до впливів. зовнішнього середовища. Тип арматури вибирається залежно від навантажень на трубопровід та умов експлуатації. Бетон для обтяжуючого покриття повинен мати достатню міцність і довговічність.

Кожна бетонована труба, що надходить на будівельний майданчик, повинна мати спеціальне маркування.

ЧАСТИНА 2. ВИРОБНИЦТВО І ПРИЙМАННЯ РОБОТ

1. Загальні положення

При будівництві морських газопроводів слід застосовувати перевірені досвідом технологічні процеси, обладнання та будівельну техніку.

2. Зварювання труб та методи контролю зварних з'єднань.

2.1. З'єднання труб під час будівництва можуть виконуватися з використанням двох організаційних схем:

· З попереднім зварюванням труб у двох-або чотиритрубні секції, які потім зварюються в безперервну нитку;

· Зварюванням окремих труб у безперервну нитку.

2.2. Зварювальний процес виконується відповідно до "Технічних умов на зварювання труб і неруйнівний контроль" одним з наступних способів:

· автоматичне або напівавтоматичне зварювання в середовищі захисного газу, що плавиться або неплавиться електродом;

· автоматичне або напівавтоматичне зварювання самозахисним дротом з примусовим чи вільним формуванням металу шва;

· ручне зварювання електродами з покриттям основного типу або з целюлозним покриттям;

· Електроконтактне зварювання безперервним оплавленням з післязварювальним термічною обробкоюта радіографічним контролем якості зварних з'єднань.

При зварюванні двох-або чотиритрубних секцій на допоміжній лінії може застосовуватися також автоматичне зварювання під флюсом.

"Технічні умови" розробляються у складі проекту Підрядником та затверджуються Замовником на основі проведення досліджень щодо зварюваності дослідної партії труб та отримання необхідних властивостей зварених кільцевих з'єднань, у тому числі щодо їх надійності та працездатності у сірководневому середовищі, та проведення відповідної атестації технології зварювання.

2.3. Перед початком будівельних робітспособи зварювання, зварювальне обладнання та матеріали, прийняті до використання, повинні бути атестовані на зварювальній базі або на трубоукладальному судні в умовах, наближених до умов будівництва, у присутності представників Замовника та прийняті Замовником.

2.4. Усі оператори автоматичного та напівавтоматичного зварювання, а також зварювальники-ручники повинні бути атестовані відповідно до вимог DNV (1996) або з урахуванням додаткових вимогпо стійкості зварних з'єднань під час роботи у сірководневому середовищі.

Атестація має проводитись у присутності представників Замовника.

2.5. Зварювальники, які повинні виконувати зварювання під водою, додатково повинні пройти відповідне навчання, а потім спеціальну атестацію у камері під тиском з імітацією натурних умов роботи на дні моря.

2.6. Зварні кільцеві з'єднання труб повинні відповідати вимогам "Технічних умов на зварювання труб та неруйнівний контроль".

2.7. Кільцеві зварні з'єднання піддаються 100% радіографічного контролю з дублюванням 20% стиків автоматизованим ультразвуковим контролем із записом результатів контролю на стрічку.

За погодженням із Замовником допускається застосування 100 % автоматизованого ультразвукового контролю із записом на стрічці 25 % дублюючого радіографічного контролю.

Приймання зварних з'єднань здійснюється відповідно до вимог "Технічних умов на зварювання труб та неруйнівний контроль", які повинні включати норми допустимих дефектів у зварних швах.

2.8. Кільцеві зварні шви вважаються прийнятими лише після схвалення представником Замовника на основі перегляду радіографічних знімків та записів результатів ультразвукового контролю. Документація із записами результатів процесу зварювання та контролю зварних стиків труб зберігається експлуатуючою трубопровід організацією протягом усього терміну служби морського трубопроводу.

2.9. При відповідному обґрунтуванні дозволяється проводити з'єднання батогів трубопроводу або ремонтні роботи на дні моря, із застосуванням стикувальних пристроїв та гіпербаричного зварювання. Процес підводного зварювання має бути класифікований відповідними випробуваннями.

3. Захист від корозії

3.1. Морський газопровід повинен бути ізольований по всій зовнішній та внутрішній поверхні антикорозійним покриттям. Ізоляція труб повинна бути здійснена в заводських або базових умовах.

3.2. Ізоляційне покриття має відповідати вимогам "Технічних умов на зовнішнє та внутрішнє антикорозійне покриття труб" на весь період служби трубопроводу за такими показниками: міцність при розриві, відносне подовження при робочої температури, Міцність при ударі, адгезія до сталі, гранична площа відшаровування в морській воді, грибостійкість, опір вдавлюванню.

3.3. Ізоляція повинна витримувати випробування на пробій при напрузі щонайменше
5 кв на міліметр товщини.

3.4. Ізоляція зварних стиків, кранових вузлів і фасонної арматури повинна за своїми характеристиками відповідати вимогам до ізоляції труб.

Ізоляція місць підключення пристроїв електрохімічного захисту та контрольно-вимірювальної апаратури, а також відновлена ізоляція на пошкоджених ділянках повинні забезпечувати надійну адгезію та захист від корозії металу труб.

3.5. При виконанні ізоляційних робіт повинен виконуватись:

· Контроль якості застосовуваних матеріалів;

· Поопераційний контроль якості етапів ізоляційних робіт.

3.6. У період транспортування, вантажно-розвантажувальних робіт та складування труб мають бути передбачені спеціальні заходи, що унеможливлюють механічні пошкодження ізоляційного покриття.

3.7. Ізоляційне покриття на закінчених будівництвом ділянках трубопроводу підлягає контролю методом катодної поляризації.

3.8. Електрохімічний захист системи морських трубопроводів провадиться за допомогою протекторів. Все обладнання електрохімічного захисту має бути розраховане на повний термін експлуатації системи морських газопроводів.

3.9. Протектори повинні бути виготовлені з матеріалів (сплавів на основі алюмінію або цинку), що пройшли натурні випробування та відповідають вимогам "Технічних умов на матеріал для виготовлення анодів", що розробляються у складі проекту.

3.10. Протекторам необхідно мати два з'єднувальні кабелі з трубою. Протектори браслетного типу встановлюють на трубопроводі таким чином, щоб уникнути їх механічного пошкодження при транспортуванні та укладання трубопроводу.

Дренажні кабелі захисних пристроїв слід приєднувати до трубопроводу за допомогою аргонодугового або конденсаторного зварювання.

При узгодженні із Замовником можна використовувати ручне електродугове зварювання електродами.

3.11. На морському трубопроводі повинні бути забезпечені потенціали безперервно по всій поверхні протягом усього періоду експлуатації. Для морської води мінімальні та максимальні значення захисних потенціалів наведені у . Зазначені потенціали розраховані для морської води із солоністю від 32 до 28 % про при температурі від 5 до 25°С.

Мінімальні та максимальні захисні потенціали

3.12. Електрохімічний захист має бути введений у дію не пізніше 10 діб з моменту закінчення робіт із укладання трубопроводу.

4. Виходи трубопроводу на берег

4.1. Для виходу трубопроводу на берег можуть бути використані такі способи будівництва:

· Відкриті земляні роботи з улаштуванням шпунтових огорож на береговій смузі;

· Спрямоване буріння, при якому трубопровід протягують через попередньо пробурену свердловину на прибережній ділянці;

· тунельний спосіб.

4.2. При виборі способу будівництва трубопроводу на ділянках виходу на берег слід враховувати рельєф берегових ділянок та інші місцеві умови в районі будівництва, а також оснащеність будівельної організаціїтехнічними засобами, що використовуються для виконання робіт.

4.3. Виходи трубопроводу на берег із застосуванням похило-спрямованого буріння або тунелю мають бути обґрунтовані у проекті економічною та екологічною доцільністю їх застосування.

4.4. При будівництві трубопроводу на прибережній ділянці із застосуванням підводних земляних робіт можуть бути застосовані такі технологічні схеми:

· батіг трубопроводу необхідної довжини виготовляється на трубоукладочном судні і простягається до берега дном раніше підготовленої підводної траншеї із застосуванням тягової лебідки, встановленої на березі;

батіг трубопроводу виготовляється на береговому майданчику, проходить гідростатичні випробування і потім витягується в море по дну підводної траншеї за допомогою тягової лебідки, встановленої на трубоукладальному судні.

4.5. Будівництво морського трубопроводу на прибережних ділянках провадиться відповідно до вимог "Технічних умов на будівництво трубопроводу при перетині берегової лінії", що розробляються у складі проекту.

5. Підводні земляні роботи

5.1. Технологічні процеси розробки траншеї, укладання трубопроводу в траншею та його засипання ґрунтом повинні бути максимально поєднані в часі з урахуванням занесення траншеї та переформування її поперечного профілю. При засипанні підводних траншей мають бути розроблені технологічні заходи, що знижують до мінімуму втрати ґрунту за межами траншеї.

Технологія розробки підводних траншей має бути узгоджена із природоохоронними органами.

5.2. Параметри підводної траншеї повинні бути якомога мінімальними, для чого слід забезпечувати підвищену точність їх розробки. Вимоги підвищеної точності поширюються також на засипку трубопроводу.

У зоні трансформації морських хвиль слід призначати більш пологі укоси з урахуванням переформування поперечного перерізу траншеї.

5.3. Параметри підводної траншеї на ділянках, глибини яких з урахуванням
згінно-нагінних і приливно-відливних коливань рівня води, менші за опади землерийної техніки, слід приймати відповідно до снорма експлуатації морських суден і забезпечення безпечних глибин у межах робочих переміщень землерийної техніки та суден, що її обслуговують.

5.4. Обсяги тимчасових відвалів ґрунту мають бути зведені до мінімуму. Розташування складування грунту, що розробляється, має бути обране з урахуванням мінімального забруднення навколишнього середовища та погоджено з організаціями, що контролюють екологічний стан району будівництва.

5.5. Якщо проектом дозволяється використовувати для засипки траншеї місцевий ґрунт, то при будівництві багатониткової трубопровідної системи допускається траншею з укладеним трубопроводом засипати ґрунтом, що відривається з траншеї паралельної нитки.

6. Укладання з трубоукладального судна

6.1. Вибір методу укладання морського трубопроводу проводиться на основі його технологічної здійсненності, економічної ефективностіта безпеки для навколишнього середовища. Для великих глибин моря рекомендуються методи укладання трубопроводу по S-подібної та J-подібної кривої з використанням трубоукладочного судна.

6.2. Укладання морського трубопроводу провадиться відповідно до вимог "Технічних умов на будівництво морської ділянки трубопроводу", що розробляються у складі проекту.

6.3. Трубоукладочне судно до початку виконання будівельних робіт має пройти випробування, включаючи випробування зварювального обладнання та неруйнівних методів контролю, обладнання для ізоляції та ремонту зварних стиків труб, натяжних пристроїв, лебідок, приладів контролю та систем управління, що забезпечують переміщення судна по трасі та укладання трубопроводу на проектні. позначки.

6.4. На мілководних ділянках траси трубоукладальне судно повинне забезпечувати укладання трубопроводу в підводну траншею в межах допусків, що визначаються проектом. Для контролю положення судна щодо траншеї слід використовувати ехолоти, що сканують, і гідролокатори кругового огляду.

6.5. Перед початком укладання трубопроводу в траншею слід виконати підчистку підводної траншеї та провести контрольні проміри з побудовою поздовжнього профілю траншеї. При протягуванні трубопроводу дном моря необхідно виконати розрахунки тягових зусиль і напруженого стану трубопроводу.

6.6. Тягові засоби вибирають за максимальним розрахунковим тяговим зусиллям, яке в свою чергу залежить від довжини трубопроводу, що протаскується, коефіцієнта тертя і ваги трубопроводу у воді (негативної плавучості).

Значення коефіцієнтів тертя ковзання повинні призначатися за даними інженерних пошуків з урахуванням можливості занурення трубопроводу в ґрунт, несучої здатності ґрунту та негативної плавучості трубопроводу.

6.7. Для зменшення тягових зусиль при укладанні на трубопровід можуть бути встановлені понтони, що зменшують його негативну плавучість. Понтони повинні бути перевірені на міцність від впливу гідростатичного тиску та мати пристрої для механічного відстропування.

6.8. Перед укладанням трубопроводу на глибоководній ділянці необхідно виконати розрахунки напружено-деформованого стану трубопроводу для основних технологічних процесів:

· Початок укладання;

· безперервне укладання трубопроводу з вигином по S-подібної або J-подібної кривої;

· Укладання трубопроводу на дно під час шторму та його підйом;

· Закінчення укладальних робіт.

6.9. Укладання трубопроводу слід виконувати строго відповідно до проекту організації будівництва та проекту виконання робіт.

6.10. У процесі укладання трубопроводу повинні безперервно контролюватись кривизна трубопроводу та напруги, що виникають у трубопроводі. Значення цих параметрів повинні визначатися на основі розрахунків навантажень та деформацій до початку укладання трубопроводу.

7. Берегозахисні заходи

7.1. Кріплення берегових схилів після укладання трубопроводу виробляється вище максимального розрахункового рівня води та має забезпечувати захист берегового схилу від руйнування під впливом хвильових навантажень, дощових та талих вод.

7.2. При виконанні берегозахисних робіт слід застосовувати перевірені досвідом екологічно чисті конструкції, технологічні процеси та роботи виконувати відповідно до вимог "Технічних умов на будівництво трубопроводу при перетині берегової лінії та берегозахисні заходи".

8. Контроль за якістю будівництва

8.1. Контроль за якістю будівництва має здійснюватись незалежними технічними підрозділами.

8.2. Для досягнення необхідної якостібудівельних робіт необхідно забезпечити контроль якості виконання всіх технологічних операцій з виготовлення та монтажу трубопроводу:

· Процес доставки труб від заводу-виробника до монтажного майданчика повинен гарантувати відсутність механічних пошкоджень на трубах;

· Контроль якості бетонованих труб повинен здійснюватися відповідно до технічними вимогамина постачання бетонованих труб;

· надходять труби, зварювальні матеріали (електроди, флюс, дріт) повинні мати Сертифікати, що відповідають вимогам технічних умов на їх постачання;

· при зварюванні труб необхідно здійснювати систематичний поопераційний контроль за процесом зварювання, візуальний огляд та обмір зварних з'єднань та перевірку всіх кільцевих зварних швів неруйнівними методами контролю;

· ізоляційні матеріали, призначені для монтажних стиків труб, не повинні мати механічних пошкоджень. Контроль якості ізоляційних покриттів має передбачати перевірку суцільності покриття із застосуванням дефектоскопів.

8.3. Морська землерийна техніка, трубоукладальні баржі та судна, що обслуговують їх, повинні бути оснащені автоматичною системоюорієнтації, призначеної постійного контролю планового становища цих технічних засобів у процесі роботи.

8.4. Контроль глибини залягання трубопроводу у ґрунті повинен виконуватися за допомогою методів телеметрії, ультразвукових профілактографів або водолазних обстежень після укладання трубопроводу в траншею.

Якщо глибина залягання трубопроводу в ґрунті виявляється недостатньою, вживаються виправні заходи.

8.5. У процесі укладання трубопроводу необхідно здійснювати контроль основних технологічних параметрів (положення стингера, натягування трубопроводу, швидкість переміщення трубоукладочного судна та ін.) щодо їх відповідності проектним даним.

8.6. Для контролю за станом дна та положення трубопроводу необхідно періодично за допомогою водолазів або підводних апаратів проводити обстеження, яке дозволить виявити фактичне розташування трубопроводу (розмиви, провиси), а також можливі деформації дна вздовж трубопроводу, спричинені хвилюванням або підводними течіями у цій зоні.

9. Очищення порожнини та випробування

9.1. Морські трубопроводи піддаються гідростатичним випробуванням після укладання на морське дно відповідно до вимог "Технічних умов на випробування та введення в експлуатацію морського газопроводу", що розробляються у складі проекту.

9.2. Попереднє випробування батогів трубопроводу на березі виконується лише в тому випадку, якщо проектом передбачається виготовлення батогів трубопроводу на березі та їх укладання в морі способами протягування у напрямку до трубоукладального судна.

9.3. До початку гідростатичних випробувань необхідно провести очищення та контроль внутрішньої порожнини трубопроводу із застосуванням скребків, оснащених приладами контролю.

9.4. Мінімальний тиск при гідростатичних випробуваннях на міцність приймається в 1,25 рази вище за розрахунковий тиск. При цьому кільцева напруга в трубі під час випробування на міцність не повинна перевищувати 0,96 від межі плинності металу труб.

Час витримки трубопроводу під тиском гідростатичного випробування має становити щонайменше 8 годин.

Трубопровід вважається таким, що витримав опресування, якщо протягом останніх чотирьох годин випробувань не було зареєстровано падінь тиску.

9.5. Перевірку герметичності морського газопроводу проводять після випробування на міцність та зниження випробувального тиску до розрахункового значення протягом часу, необхідного для огляду трубопроводу.

9.6. Видалення води з трубопроводу повинно проводитись з пропуском не менше двох (основного та контрольного) поршнів-розділювачів під тиском стисненого повітря або газу.

Результати видалення води з газопроводу слід вважати задовільними, якщо попереду контрольного поршня-розділювача немає води і він вийшов із газопроводу не зруйнованим. В іншому випадку пропуск контрольного поршня-розділювача трубопроводом необхідно повторити.

9.7. Якщо в процесі випробувань станеться розрив трубопроводу або витік у ньому, то дефект повинен бути усунений, а морський трубопровід підданий повторному випробуванню.

9.8. Здача морського трубопроводу в експлуатацію проводиться після остаточного очищення та калібрування внутрішньої порожнини трубопроводу, проведення вихідної діагностики та заповнення трубопроводу продуктом, що транспортується.

9.9. Результати виконання робіт з очищення порожнини та випробування трубопроводу, а також видалення води з трубопроводу повинні бути оформлені актами за затвердженою формою.

10. Охорона довкілля

10.1. У морських умовах всі види робіт вимагають ретельного вибору технологічних процесів, технічних засобів та обладнання, що забезпечують безпеку екологічного середовища регіону. Дозволяється використовувати лише ті технологічні процеси, які забезпечать мінімальний негативний вплив на навколишнє середовище та швидке відновлення після завершення будівництва системи морських газопроводів.

10.2. При проектуванні системи морських газопроводів всі заходи з охорони навколишнього середовища повинні бути включені до належно затвердженого плану оцінки впливу на довкілля (ОВНС).

10.3. p align="justify"> При спорудженні системи морських газопроводів необхідно суворе виконання природоохоронних вимог російських стандартів. На акваторіях, що мають промислове рибогосподарське значення, необхідно передбачати заходи щодо збереження та відновлення біологічних та рибних ресурсів.

Терміни початку та закінчення підводних земляних робіт з використанням засобів гідромеханізації або вибухових робіт встановлюються з урахуванням рекомендацій органів рибоохорони, виходячи із строків нересту, нагулу, міграції риби, а також циклів розвитку планктону та бентосу у прибережній зоні.

10.4. До плану ОВНС має входити комплекс конструктивних, будівельних та технологічних заходів, які забезпечують охорону навколишнього середовища під час будівництва та експлуатації системи морських газопроводів.

У процесі розробки ОВНС враховуються такі фактори:

· Вихідні дані по природним умовам, фонового екологічного стану, біологічних ресурсів акваторії, що характеризує природний стан регіону;

· технологічні та конструктивні особливостісистеми морського газопроводу;

· Терміни, технічні рішення та технологія виконання підводно-технічних робіт, перелік технічних засобів, що використовуються для будівництва;

· Оцінка сучасного та прогнозованого стану навколишнього середовища та екологічного ризикуіз зазначенням джерел ризику (техногенних впливів) та ймовірних збитків;

· Основні екологічні вимоги, технічні та технологічні рішення щодо захисту навколишнього середовища при будівництві та експлуатації морського газопроводу та заходи щодо їх реалізації на об'єкті;

· Заходи щодо забезпечення контролю за технічним станом системи морських газопроводів та оперативного усунення аварійних ситуацій;

· Моніторинг за станом навколишнього середовища в регіоні;

· розміри капітальних вкладеньу природоохоронні, соціальні та компенсаційні заходи;

· Оцінка ефективності намічених природоохоронних та соціально-економічних заходів та компенсацій.

10.5. У процесі експлуатації системи морських газопроводів необхідно прогнозувати можливість розриву трубопроводу та викиду продукту з оцінкою очікуваної шкоди біоті моря з урахуванням можливого скупчення риби (нерест, міграція, період нагулу) поблизу створу системи трубопроводів та здійснювати реалізацію захисних заходів для трубопроводу та навколишнього середовища, передбачених для таких випадків проектом.

10.6. Для захисту та збереження природного середовища на акваторії моря та в береговій зоні необхідна організація постійного нагляду за дотриманням природоохоронних заходів у процесі всього періоду техногенного впливу, викликаного виконанням робіт під час будівництва та експлуатації системи морських газопроводів.

Додаток 1 . Обов'язкове.

Позначення та одиниці виміру

D – номінальний діаметр трубопроводу, мм;

t - номінальна товщина стінки трубопроводу, мм;

sх - сумарні поздовжні напруги, Н/мм 2;

s y - сумарні кільцеві напруги, Н/мм 2;

tху - тангенціальні зрізні напруги, Н/мм 2 ;

К - розрахунковий коефіцієнт надійності, що приймається по ;

sт - мінімальне значення межі плинності металу труб, що приймається за державними стандартами та технічними умовами сталеві труби, Н/мм 2;

Р - розрахунковий внутрішній тиск у трубопроводі, Н/мм 2;

Ро - зовнішній гідростатичний тиск, Н/мм 2;

Рx – сила лобового опору, Н/м;

Рz -підйомна сила, Н/м;

Ри – інерційна сила, Н/м;

G - вага трубопроводу у воді (негативна плавучість), Н/м;

m - коефіцієнт надійності, що приймається рівним 1,1;

f – коефіцієнт тертя;

Рс - розрахунковий зовнішній гідростатичний тиск на трубопровід з урахуванням овальності труби, Н/мм 2;

Рсг - критичний зовнішній тиск для круглої труби, Н/мм 2;

Ру - зовнішній тиск на трубопровід, що викликає плинність матеріалу

труб, Н/мм 2;

Рр - зовнішній гідростатичний тиск, при якому відбудеться поширення зім'яття труби, що виникло раніше, Н/мм 2 ;

eпро - допустима деформація вигину для трубопроводу;

eз - критична деформація вигину, що викликає зминання в результаті чистого вигину труби;

u- коефіцієнт Пуассона;

Е - модуль Юнга для матеріалу труб, Н/мм 2;

Н – критична глибина води, м;

g - прискорення сили тяжіння, м/с 2;

r- Щільність морської води, кг/м 3 ;

U – овальність трубопроводу;

R - допустимий радіус кривизни трубопроводу при укладанні на великих глибинах моря

Додаток 2 .
Рекомендоване.

Технічні терміни та визначення

Морський газопровід - горизонтальна частина трубопровідної системи, розташована нижче за рівень води, що включає сам трубопровід, пристрої електрохімічного захисту на ньому та інші пристрої, що забезпечують транспортування газоподібних вуглеводнів при заданому технологічному режимі.

Охоронна зона прибережних ділянок газопроводу - ділянки магістрального газопроводу від берегових компресорних станцій до урізу води і далі дном моря, на відстань не менше 500 м-коду.

Трубні елементи - деталі в конструкції трубопроводу, такі як фланці, трійники, коліна, перехідники та запірна арматура.

Покриття, що обтяжує - покриття, що наноситься на трубопровід з метою забезпечення йому негативної плавучості та захисту від механічних пошкоджень.

Негативна плавучість трубопроводу - сила, спрямована вниз, дорівнює вазі конструкції трубопроводу на повітрі за вирахуванням ваги води, витісненої обсягом зануреного в неї трубопроводу.

Мінімальна межа плинності - мінімальна межа плинності, вказана в сертифікаті або стандарті, за яким поставляються труби.

При розрахунках приймається, що з мінімальному межі плинності сумарне подовження вбирається у 0,2 %.

розрахунковий тиск - тиск, прийнятий як постійно діючий максимальний тиск, що надається середовищем, що транспортується, на трубопровід в процесі його експлуатації і на яке розрахована трубопровідна система.

Сплеск тиску - випадковий тиск, що викликається збоєм встановленого режиму потоку в трубопровідній системі, не повинен перевищувати розрахунковий тиск більш ніж на 10%.

Тиск надлишковий - різницю двох абсолютних тисків, зовнішнього гідростатичного та внутрішнього.

Випробувальний тиск - нормований тиск, при якому здійснюється випробування трубопроводу перед здаванням його в експлуатацію.

Випробування на герметичність - гідравлічне випробування тиском, що встановлює відсутність витоку продукту, що транспортується.

Випробування на міцність - гідравлічне випробування тиском, що встановлює конструктивну міцність трубопроводу.

Номінальний діаметр труби - зовнішній діаметр труби, вказаний у стандарті, за яким поставляються труби.

Номінальна товщина стінки - товщина стінки труби, зазначена у стандарті, за яким поставляються труби.

Надійність морського трубопроводу - здатність трубопроводу безперервно транспортувати продукт відповідно до встановлених проектом параметрів (тиск, витрата та інші) протягом заданого терміну експлуатації при встановленому режимі контролю та технічного обслуговування.

Допустима напруга - максимальна сумарна напруга в трубопроводі (подовжня, кільцева і тангенційна), що допускаються нормами.

Заглиблення трубопроводу - положення трубопроводу нижче природного рівня ґрунту морського дна.

Величина заглиблення - різниця між рівнями розташування верхньої утворюючої трубопроводу та природним рівнем ґрунту морського дна.

Довжина провисаючої ділянки трубопроводу - довжина трубопроводу, що не стикається з морським дном або з опорними пристроями.

Прокладання морського трубопроводу - комплекс технологічних процесівз виготовлення, укладання та заглиблення морського трубопроводу.

3 .
Рекомендоване.

Нормативні документи, використані при
розроблення цих норм і правил:

1. СНіП 10-01-94. "Система нормативних документів у будівництві. Основні положення"/Мінбуд Росії. М: ДП ЦПП , 1994 р.

2. СНіП 2.05.06-85*. "Магістральні трубопроводи" / Держбуд. М.: ЦІТП Держбуду, 1997 р.

3. *. "Правила виробництва та приймання робіт. Магістральні трубопроводи"/Держбуд. М.: Будвидав, 1997 р.

4. СНіП 2.06.04-82*. "Навантаження та впливу на гідротехнічні споруди (хвильові, льодові та від судів)" / Держбуд. М: ЦИТП Держбуду, 1995 р.

5. "Правила безпеки при розвідці та розробці нафтових та газових родовищ на континентальному шельфі СРСР", М.: "Надра", 1990р.;

6. "Правила техніки безпеки під час будівництва магістральних трубопроводів". М.: "Надра", 1982;

7. "Правила технічної експлуатаціїмагістральних газопроводів", М.: "Надра", 1989;

8. Стандарт США "Проектування, будівництво, експлуатація та ремонт морських трубопроводів для вуглеводнів", АР I - 1111. Практичні рекомендації.1993.

9. Стандарт Норвегії "Det Norske Veritas" (DNV) "Правила для підводних трубопровідних систем", 1996

10. Британський стандарт S 8010. "Практичний посібник для проектування, будівництва та укладання трубопроводів. Підводні трубопроводи". Частини 1, 2 та 3, 1993 р.

11. АРІ 5 L. "Специфікація США для сталевих труб". 1995 р.

12. АРІ 6 D . "Специфікація США для трубопровідної арматури (клапани, заглушки та контрольні засувки)". 1995 р.

13. Стандарт США АS МЕ 31.8. "Нормативи з транспортування газу та розподільних трубопровідних систем", 1996 р.

14. Стандарт США SS-SР - 44. "Сталеві фланці для трубопроводів", 1990р.

15. Міжнародний стандарт ISO 9000"Управління якістю та гарантії якості", 1996 р.

= Пост підготовлений на користь ГК Стройгазмонтаж =

Ми – покоління, яке народилося у вік технологічного прориву, і часто навіть не уявляємо, що стоїть за досягненнями цивілізації. Звичайно, загалом кожен знає, що вода йде трубами в землі, сигнал GPS надходить із супутника в космосі, а електрику виробляють гігантські станції. Але чи розумінням ми чого варто було створити все це?

Раніше, я , і . Зараз же йтиметься про незвичайний об'єкт, який був побудований компанією Ротенбергів. Ми знаємо, що до ігор у Сочі зводили не лише спортивні споруди, а й елементи інфраструктури. Найчастіше будували з нуля і вперше: не дарма фільм про один із найскладніших і вражаючих інфраструктурних об'єктів називається " Ніхто і ніколиЙдеться про газопровод "Джубга - Лазаревське - Сочі". Унікальність його в тому, що 90% магістральної траси (а це понад 150 км) проходить дном Чорного моря вздовж прибережної смуги на глибині до 80 метрів. Таке рішення дозволило уникнути якихось або впливів будівництва на Чорноморське узбережжя.

Як я вже сказав, основна частина газопроводу проходить дном Чорного моря на відстані п'яти кілометрів від берега. На самому початку, кінці та кількох ділянках по дорозі траса виходить назовні та з'єднується з газорозподільними пунктами. На цих ділянках газ прямує різними маршрутами до споживача. А приходить він, у свою чергу з Ямала іншими магістральними трасами. Іншими словами, перш ніж опинитися в Сочі, газ проходить тисячі кілометрів із півночі на південь:

Газорозподільний пункт (ДРП) "Кудепста" знаходиться на вершині гори. З моря в сушу "врізається" магістральна труба і піднімається нагору. За словами будівельників, для створення цієї ділянки використали метод похилого буріння. Прокладати трасу звичайним траншейним методом не стали, щоб, знову ж таки, не завдавати шкоди навколишньому середовищу:

Однак найцікавіше те, як будували основну магістраль. Усі роботи відбувалися у морі. Величезні труби діаметром півметра з надміцного сплаву посилювали шаром бетону, варили прямо на кораблі, а потім опускали в море:

Перед тим, як прокладати газопровід, підводники пройшлися шляхом прямування труби і виявили два мінні поля, що залишилися після Другої світової війни:

Самий складний процесБудівництво полягало в стиковці двох труб - основної "нитки", яка йшла морем і сухопутною ділянкою. Стикування так само відбувалося в морі та зайняло три дні. Це вимагало злагодженої роботи всієї команди, яка працювала на будівництві газопроводу:

Сьогодні результат їхньої роботи прихований 80 метрами води, а про цей унікальний досвід нагадує новий газорозподільний пункт у Кудепсті, який збільшив газові потужності всього сочинського району та околиць.

Потрібно сказати, що до будівництва нового газопроводу в Сочі вже був газ. При цьому частка газифікації району не перевищувала трьох відсотків. Це катастрофічно мало для життя і, звичайно, не забезпечило б необхідних для проведення Олімпіади потужностей. Крім того, у разі аварій чи збоїв, все узбережжя залишилося б без палива (досить згадати історію з блекаутом у Криму).

Погляньмо на ГРП і розберемося як вона влаштована. Перш ніж туди потрапити, необхідно пройти пункт огляду та перевірки. Будучи найважливішою інфраструктурною точкою, ГРП охороняється цілодобово кількома озброєними людьми:

Прохід усередину можливий лише у супроводі начальника дільниці та за погодженням з вищим керівництвом:

Уздовж усього периметра стоять камери з датчиками руху:

10.

Отже, ГРП – це точка розподілу газу з основної магістральної труби. Тут знижується тиск і газ йде на невеликі газорозподільні станції, які, своєю чергою, відправляють його кінцевим споживачам:

11.

Начальник ділянки розповідає, що це – одна з кількох частин багатокілометрової кілометрової труби, яка виходить назовні:

12.

13.

Здається, на ділянці “пахне газом”, але це не так. У повітрі відчувається запах одоранту - спеціального складу, який додають у газ, щоб він набув запаху (сам по собі газ не має ні кольору, ні запаху):

14.

Місткість одоранта:

15.

16.

Після того, як тиск газу знизився і йому додали "запах", він розповзається на кілька гілок.

17.

Поряд із ГРП працівники висаджують фруктові дерева:

18.

Загалом Кудепський пункт відправляє паливо на 11 станцій. Тут важливо пояснити, що газопровід з'єднується з Майкопською ниткою. У цьому є свій сенс: якщо раніше на якійсь ділянці відбувалася аварія чи профілактична робота, без газу залишалися всі пункти. А зараз газ може циркулювати у двох напрямках, забезпечуючи безперебійну роботу всього Сочинського району:

19.

20.

Найважливішим одержувачем газу є Адлерська ТЕС, про яку я

Справжні відомчі будівельні норми (ВБН) призначені для проектування та будівництва морських магістральних газопроводів.

У ВСН наведено основні вимоги до проектування та будівництва морських газопроводів на континентальному шельфі Росії діаметром до 720 мм та внутрішньому робочому тиску не більше 25 МПа. При конкретизації регіону будівництва ці ВРН мають бути доповнені вимогами, що враховують специфіку цього регіону.

Позначення та одиниці виміру, що використовуються в цих нормах та правилах, наведені в .

Технічні терміни та визначення, прийняті в цих нормах та правилах, наведені в

Перелік нормативних документів, використаних при розробці цих норм та правил, наведено у

Розроблено та внесено
АТ ВНІІСТ
ДОАТ Гіпроспецгаз ВНІІГАЗ

Затверджено ВАТ "Газпром"

ЧАСТИНА 1. НОРМИ ПРОЕКТУВАННЯ

1. Загальні положення

Проектні рішення щодо прокладання морських газопроводів повинні бути узгоджені з Державним Комітетом РФ з охорони навколишнього середовища, Держгіртехнаглядом Росії та місцевими органами нагляду.

· Грунтові умови морського дна;

· Батиметрія морського дна;

· Морфологія морського дна;

· Вихідні відомості про навколишнє середовище;

· Сейсмічна активність;

· Райони рибальства;

· Суднові фарватери та місця заякорювання суден;

· Райони скидання грунту;

· Акваторії з підвищеним екологічним ризиком;

1.13. Розробка проекту проводиться на основі аналізу наступних основних факторів:

· Напрямок і швидкість вітру;

· Висота, період і напрямок морських хвиль;

· Швидкість та напрямок морських течій;

· Рівень астрономічного припливу та відливу;

· штормовий нагін води;

· властивості морської води;

· Температура повітря та води;

· Зростання морського обростання на трубопроводі;

· Сейсмічна обстановка;

· Розповсюдження промислових і охоронюваних видів морської флори та фауни.

· Втрата стійкості положення трубопроводу на дні моря;

· Втрата механічних та службових властивостей трубної сталі в процесі експлуатації;

· Неприпустимо великі прольоти трубопроводу на дні;

· Ерозія морського дна;

· Удари по трубопроводу якорями суден або риболовецьких тралів;

· Землетруси;

1.18. У проектній документації повинні бути відображені такі дані: розміри труб, вид продукту, що транспортується, термін служби трубопровідної системи, глибина води по трасі газопроводу, тип і клас сталі, необхідність термообробки після зварювання кільцевих монтажних зварних стиків, система протикорозійного захисту, плани майбутнього розвитку регіонів вздовж траси трубопровідної системи, обсяги робіт та графіки будівництва.

На кресленнях необхідно вказати місце розташування трубопровідної системи щодо прилеглих населених пунктів і гаваней, курсів проходження кораблів, а також інших видів споруд, здатних вплинути на надійність трубопровідної системи.

У проекті враховуються всі види навантажень, що виникають під час виготовлення, укладання та експлуатації трубопровідної системи, які можуть вплинути на вибір проектного рішення. Виконуються всі необхідні розрахунки трубопровідної системи на ці навантаження, включаючи: аналіз міцності трубопровідної системи при монтажі та експлуатації, аналіз стійкості положення трубопроводу на дні моря, аналіз втомного та крихкого руйнування трубопроводу з урахуванням зварних кільцевих швів, аналіз стійкості стінки труби на зминання та надмірних деформацій , аналіз вібрацій, якщо це необхідно, аналіз стабільності основи морського дна

1.19. У складі проекту морського газопроводу необхідно розробити таку документацію:

· Технічні умови на матеріал труб;

· Технічні умови на посилені вставки для обмеження лавинного зминання трубопроводу;

· технічні умови на зовнішнє та внутрішнє антикорозійне покриття труб;

· Технічні умови на обтяжує покриття труб;

· Технічні умови на матеріал для виготовлення анодів;

· Технічні умови на укладання морської ділянки трубопроводу;

· технічні умови на будівництво трубопроводу при перетині берегової лінії та берегозахисні заходи;

· Технічні умови на випробування та введення в експлуатацію морського трубопроводу;

· Технічні умови на обслуговування та ремонт морського трубопроводу;

· загальну специфікацію матеріалів;

· Опис будівельних плавзасобів та іншого використовуваного обладнання.

1.20. Проектно-конструкторська документація, включаючи протоколи випробувань, матеріали вишукувань та вихідної діагностики, повинні бути збережені протягом усього терміну служби морської трубопровідної системи. Необхідно зберігати також звіти про роботу трубопровідної системи, інспекційний контроль у процесі її експлуатації, а також дані про технічне обслуговування морської трубопровідної системи.

1.21. Експертиза проектної документації має виконуватись незалежними організаціями, яким проектна організація представляє всю необхідну документацію.

2. Розрахункові критерії для трубопроводів.

2.6. При розрахунках на міцність та деформативність основні фізичні характеристики стали слід приймати за "Технічними умовами на матеріал труб".

3. Навантаження та впливу.

3.1. У цих нормах прийнято такі поєднання навантажень при розрахунках морського газопроводу:

· Постійно діючі навантаження;

· Постійно діючі навантаження спільно з навантаженнями навколишнього середовища;

· Постійно діючі навантаження в комбінації з випадковими навантаженнями.

· вага конструкції трубопроводу, включаючи покриття, морське обростання та інше;

· Зовнішній гідростатичний тиск морської води;

· Виштовхувальна сила водного середовища;

· Внутрішній тиск продукту, що транспортується;

· температурні дії;

· Тиск грунту засипки.

3.3. До впливів навколишнього середовища на морський трубопровід відносяться:

· Навантаження, викликані підводними течіями;

· Навантаження, викликані морським хвилюванням.

4. Допустимі розрахункові напруги та деформації.

sдоп £ K × sТ (1)

Значення розрахункових коефіцієнтів надійності "К" для морських газопроводів.

Кільцеві розтягувальні напруги при постійно діючих навантаженнях		Сумарна напруга при постійних навантаженнях у комбінації з навантаженнями навколишнього середовища або випадковими навантаженнями	Сумарна напруга в процесі будівництва або проведення гідростатичних випробувань
Морський газопровід	Берегові та прибережні ділянки газопроводу в охоронній зоні		Морський газопровід, включаючи берегові та прибережні ділянки в охоронній зоні
0,72	0,60	0,80	0,96

4.4. Значення овальності труб встановлюється за такою формулою:

(3)

4.5. Залишкова деформація у морському трубопроводі має бути не більше 0,2 % (0,002).

4.7. У проекті слід дати аналіз усім можливим коливанням напруг у трубопроводі за інтенсивністю та частотою, здатних викликати втомні руйнування в процесі будівництва або при подальшій експлуатації морської трубопровідної системи (гідродинамічні впливи на трубопровід, коливання робочого тиску та температури та інші). Особливу увагу слід приділяти ділянкам трубопровідної системи, схильним до концентрації напруги.

5. Розрахунок товщини стінки трубопроводу.

()

Примітка:

Наведена залежність застосовна для діапазону розрахункових температур газу, що транспортується між - 15°С і + 120°С за умови забезпечення рівноміцності зварних з'єднань з основним металом труб і забезпечення необхідної твердості зварних кільцевих з'єднань і їх стійкості проти сірководневого розтріскування.

5.3. Номінальна товщина стінки труб встановлюється за мінімальною товщиною, отриманою за формулою (), із заокругленням до найближчого більшого значення, передбаченого державними стандартамичи технічними умовами.

5.4. Товщина стінки трубопроводу повинна бути достатньою з урахуванням навантажень, що виникають при монтажі, укладанні, гідравлічних випробуваннях трубопроводу та його експлуатації.

5.5. При необхідності можна додавати до розрахункової номінальної товщини стінки трубопроводу допуски на внутрішню корозію.

Якщо передбачається програма моніторингу корозії або закачування інгібіторів, додавати допуски на корозію не потрібно.

5.6. Для запобігання зім'яттю стінки трубопроводу на глибоководних ділянках траси під впливом зовнішнього тиску, розтягування та вигину необхідно виконання умови:

(5)

6. Стійкість стінки трубопроводу під впливом зовнішнього гідростатичного тиску та згинального моменту.

6.1. Для діапазону співвідношень 15

(6)

(7)

При цьому початкова овальність труби не повинна перевищувати 0,5% (0,005).

6.2. Зовнішній гідростатичний тиск на трубу за фактичної глибини води визначається за формулою:

(9)

(10)

Довжина обмежувачів має бути не менше чотирьох діаметрів труби.

7. Стійкість трубопроводу на дні моря за впливу гідродинамічних навантажень.

(11)

· Повторюваністю один раз на рік при розрахунках на період будівництва морської трубопровідної системи.

8. Матеріали та вироби.

8.1. Матеріали та вироби, що застосовуються у морській трубопровідній системі, повинні відповідати вимогам затверджених стандартів, технічних умов та інших нормативних документів.

8.7. Для автоматичного зварювання стиків труб можуть застосовуватись такі зварювальні матеріали:

· Керамічні або плавлені флюси спеціальних складів;

· Зварювальні дроти спеціального хімічного складу для зварювання під флюсом або в захисних газах;

· Аргон газоподібний;

· Спеціальні суміші аргону з вуглекислим газом;

· Самозахисний порошковий дріт.

Клас та марка бетону, його щільність, товщина бетонного покриття, маса бетонної труби визначаються проектом.

Сталева арматура повинна утворювати електричного контакту з трубою чи анодами, і навіть має виходити на зовнішню поверхню покриття.

8.10. Армоване бетонне покриття на трубах повинно мати хімічну і механічну стійкість по відношенню до впливів зовнішнього середовища. Тип арматури вибирається залежно від навантажень на трубопровід та умов експлуатації. Бетон для обтяжуючого покриття повинен мати достатню міцність і довговічність.

Кожна бетонована труба, що надходить на будівельний майданчик, повинна мати спеціальне маркування.

ЧАСТИНА 2. ВИРОБНИЦТВО І ПРИЙМАННЯ РОБОТ

1. Загальні положення

2. Зварювання труб та методи контролю зварних з'єднань.

2.1. З'єднання труб під час будівництва можуть виконуватися з використанням двох організаційних схем:

· З попереднім зварюванням труб у двох-або чотиритрубні секції, які потім зварюються в безперервну нитку;

· Зварюванням окремих труб у безперервну нитку.

· ручне зварювання електродами з покриттям основного типу або з целюлозним покриттям;

· електроконтактне зварювання безперервним оплавленням з післязварювальною термічною обробкою та радіографічним контролем якості зварних з'єднань.

2.3. Перед початком будівельних робіт способи зварювання, зварювальне обладнання та матеріали, прийняті до використання, повинні бути атестовані на зварювальній базі або на трубоукладальному судні в умовах, наближених до умов будівництва, у присутності представників Замовника та прийняті Замовником.

2.4. Усі оператори автоматичного та напівавтоматичного зварювання, а також зварювальники-ручники повинні бути атестовані відповідно до вимог DNV (1996) або з урахуванням додаткових вимог щодо стійкості зварних з'єднань під час роботи у сірководневому середовищі.

Атестація має проводитись у присутності представників Замовника.

3. Захист від корозії

3.2. Ізоляційне покриття має відповідати вимогам "Технічних умов на зовнішнє та внутрішнє антикорозійне покриття труб" на весь період служби трубопроводу за такими показниками: міцність при розриві, відносне подовження при робочій температурі, міцність при ударі, адгезія до сталі, гранична площа відшаровування в морській воді грибостійкість, опір вдавлюванню.

3.3. Ізоляція повинна витримувати випробування на пробій при напрузі щонайменше
5 кв на міліметр товщини.

3.5. При виконанні ізоляційних робіт повинен виконуватись:

· Контроль якості застосовуваних матеріалів;

· Поопераційний контроль якості етапів ізоляційних робіт.

При узгодженні із Замовником можна використовувати ручне електродугове зварювання електродами.

Мінімальні та максимальні захисні потенціали

4. Виходи трубопроводу на берег

4.1. Для виходу трубопроводу на берег можуть бути використані такі способи будівництва:

· Відкриті земляні роботи з улаштуванням шпунтових огорож на береговій смузі;

· тунельний спосіб.

4.2. При виборі способу будівництва трубопроводу на ділянках виходу на берег слід враховувати рельєф берегових ділянок та інші місцеві умови в районі будівництва, а також оснащеність будівельної організації технічними засобами, що використовуються для робіт.

5. Підводні земляні роботи

Технологія розробки підводних траншей має бути узгоджена із природоохоронними органами.

6. Укладання з трубоукладального судна

6.1. Вибір методу укладання морського трубопроводу здійснюється на основі його технологічної здійсненності, економічної ефективності та безпеки для навколишнього середовища. Для великих глибин моря рекомендуються методи укладання трубопроводу S-подібною і J-подібною кривою з використанням трубоукладочного судна.

· Початок укладання;

· безперервне укладання трубопроводу з вигином по S-подібної або J-подібної кривої;

· Укладання трубопроводу на дно під час шторму та його підйом;

· Закінчення укладальних робіт.

7. Берегозахисні заходи

8. Контроль за якістю будівництва

8.1. Контроль за якістю будівництва має здійснюватись незалежними технічними підрозділами.

8.2. Для досягнення необхідної якості будівельних робіт необхідно забезпечити контроль якості виконання всіх технологічних операцій з виготовлення та монтажу трубопроводу:

· Контроль якості бетонованих труб повинен здійснюватися відповідно до технічних вимог на постачання бетонованих труб;

8.3. Морська землерийна техніка, трубоукладальні баржі та судна, що їх обслуговують, повинні бути оснащені автоматичною системою орієнтації, призначеною для постійного контролю планового положення цих технічних засобів у процесі їх роботи.

Якщо глибина залягання трубопроводу в ґрунті виявляється недостатньою, вживаються виправні заходи.

9. Очищення порожнини та випробування

Час витримки трубопроводу під тиском гідростатичного випробування має становити щонайменше 8 годин.

10. Охорона довкілля

10.3. При спорудженні системи морських газопроводів потрібне суворе виконання природоохоронних вимог російських стандартів. На акваторіях, що мають промислове рибогосподарське значення, необхідно передбачати заходи щодо збереження та відновлення біологічних та рибних ресурсів.

У процесі розробки ОВНС враховуються такі фактори:

· Вихідні дані щодо природних умов, фонового екологічного стану, біологічних ресурсів акваторії, що характеризує природний стан регіону;

· технологічні та конструктивні особливості системи морського газопроводу;

· Оцінка сучасного та прогнозованого стану навколишнього середовища та екологічного ризику із зазначенням джерел ризику (техногенних впливів) та ймовірних збитків;

· Моніторинг за станом навколишнього середовища в регіоні;

· Розміри капітальних вкладень у природоохоронні, соціальні та компенсаційні заходи;

· Оцінка ефективності намічених природоохоронних та соціально-економічних заходів та компенсацій.

Додаток 1.
Обов'язкове.

Позначення та одиниці виміру

D – номінальний діаметр трубопроводу, мм;

t - номінальна товщина стінки трубопроводу, мм;

sх - сумарні поздовжні напруги, Н/мм 2;

s y - сумарні кільцеві напруги, Н/мм 2;

tху - тангенціальні зрізні напруги, Н/мм 2 ;

К - розрахунковий коефіцієнт надійності, що приймається по ;

sт - мінімальне значення межі плинності металу труб, що приймається за державними стандартами та технічними умовами на сталеві труби, Н/мм 2 ;

Р - розрахунковий внутрішній тиск у трубопроводі, Н/мм 2;

Ро - зовнішній гідростатичний тиск, Н/мм 2;

Рx – сила лобового опору, Н/м;

Рz-підйомна сила, Н/м;

Ри – інерційна сила, Н/м;

G - вага трубопроводу у воді (негативна плавучість), Н/м;

m - коефіцієнт надійності, що приймається рівним 1,1;

f – коефіцієнт тертя;

Рс - розрахунковий зовнішній гідростатичний тиск на трубопровід з урахуванням овальності труби, Н/мм 2;

Рсг - критичний зовнішній тиск для круглої труби, Н/мм 2;

Ру - зовнішній тиск на трубопровід, що викликає плинність матеріалу

труб, Н/мм 2;

Рр - зовнішній гідростатичний тиск, при якому відбудеться поширення зім'яття труби, що виникло раніше, Н/мм 2 ;

eпро - допустима деформація вигину для трубопроводу;

eз - критична деформація вигину, що викликає зминання в результаті чистого вигину труби;

u- коефіцієнт Пуассона;

Е - модуль Юнга для матеріалу труб, Н/мм 2;

Н – критична глибина води, м;

g - прискорення сили тяжіння, м/с 2;

r- Щільність морської води, кг/м 3 ;

U – овальність трубопроводу;

R - допустимий радіус кривизни трубопроводу при укладанні на великих глибинах моря

Технічні терміни та визначення

При розрахунках приймається, що з мінімальному межі плинності сумарне подовження вбирається у 0,2 %.

Тиск надлишковий - різницю двох абсолютних тисків, зовнішнього гідростатичного та внутрішнього.

Номінальний діаметр труби - зовнішній діаметр труби, вказаний у стандарті, за яким поставляються труби.

Номінальна товщина стінки - товщина стінки труби, зазначена у стандарті, за яким поставляються труби.

Заглиблення трубопроводу - положення трубопроводу нижче природного рівня ґрунту морського дна.

Прокладання морського трубопроводу - комплекс технологічних процесів з виготовлення, укладання та заглиблення морського трубопроводу.

Додаток 3.
Рекомендоване.

Нормативні документи, використані при
розроблення цих норм і правил:

1. СНіП 10-01-94. "Система нормативних документів у будівництві. Основні положення"/Мінбуд Росії. М: ДП ЦПП , 1994 р.

2. СНіП 2.05.06-85*. "Магістральні трубопроводи" / Держбуд. М.: ЦІТП Держбуду, 1997 р.

3. СНиП III-42-80*. "Правила виробництва та приймання робіт. Магістральні трубопроводи"/Держбуд. М.: Будвидав, 1997 р.

4. СНіП 2.06.04-82 *. "Навантаження та впливу на гідротехнічні споруди (хвильові, льодові та від судів)" / Держбуд. М: ЦИТП Держбуду, 1995 р.

6. "Правила техніки безпеки під час будівництва магістральних трубопроводів". М.: "Надра", 1982;

7. "Правила технічної експлуатації магістральних газопроводів", М.: "Надра", 1989;

9. Стандарт Норвегії "Det Norske Veritas" (DNV) "Правила для підводних трубопровідних систем", 1996

11. АРI 5 L. "Специфікація США сталевих труб". 1995 р.

12. АРІ 6 D . "Специфікація США для трубопровідної арматури (клапани, заглушки та контрольні засувки)". 1995 р.

13. Стандарт США АSМЕ 31.8. "Нормативи з транспортування газу та розподільних трубопровідних систем", 1996 р.

14. Стандарт США МSS-SР - 44. "Сталеві фланці для трубопроводів", 1990р.

15. Міжнародний стандарт ISO 9000 "Управління якістю та гарантії якості", 1996 р.

ЧАСТИНА 1. НОРМИ ПРОЕКТУВАННЯ

1. Загальні положення

2. Розрахункові критерії для трубопроводів.

3. Навантаження та впливу.

4. Допустимі розрахункові напруги та деформації.

5. Розрахунок товщини стінки трубопроводу.

6. Стійкість стінки трубопроводу під впливом зовнішнього гідростатичного тиску та згинального моменту.

7. Стійкість трубопроводу на дні моря за впливу гідродинамічних навантажень.

8. Матеріали та вироби.

ЧАСТИНА 2. ВИРОБНИЦТВО І ПРИЙМАННЯ РОБОТ

1. Загальні положення

2. Зварювання труб та методи контролю зварних з'єднань.

3. Захист від корозії

4. Виходи трубопроводу на берег

5. Підводні земляні роботи

6. Укладання з трубоукладального судна

7. Берегозахисні заходи

8. Контроль за якістю будівництва

9. Очищення порожнини та випробування

10. Охорона довкілля

Додаток 1 . Обов'язкове.

Позначення та одиниці виміру

Додаток 2 . Рекомендоване.

Технічні терміни та визначення

3 . Рекомендоване.

Нормативні документи, використані при розроблення цих норм і правил:

ЧАСТИНА 1. НОРМИ ПРОЕКТУВАННЯ

1. Загальні положення

2. Розрахункові критерії для трубопроводів.

3. Навантаження та впливу.

4. Допустимі розрахункові напруги та деформації.

5. Розрахунок товщини стінки трубопроводу.

6. Стійкість стінки трубопроводу під впливом зовнішнього гідростатичного тиску та згинального моменту.

7. Стійкість трубопроводу на дні моря за впливу гідродинамічних навантажень.

8. Матеріали та вироби.

ЧАСТИНА 2. ВИРОБНИЦТВО І ПРИЙМАННЯ РОБОТ

1. Загальні положення

2. Зварювання труб та методи контролю зварних з'єднань.

3. Захист від корозії

4. Виходи трубопроводу на берег

5. Підводні земляні роботи

6. Укладання з трубоукладального судна

7. Берегозахисні заходи

8. Контроль за якістю будівництва

9. Очищення порожнини та випробування

10. Охорона довкілля

Додаток 1. Обов'язкове.

Позначення та одиниці виміру

Технічні терміни та визначення

Додаток 3. Рекомендоване.

Нормативні документи, використані при розроблення цих норм і правил:

Додаток 2 .
Рекомендоване.

3 .
Рекомендоване.

Нормативні документи, використані при
розроблення цих норм і правил:

Додаток 1.
Обов'язкове.

Додаток 3.
Рекомендоване.

Нормативні документи, використані при
розроблення цих норм і правил: