По подводным газопроводам во всем мире ежесекундно перекачиваются миллионы кубометров голубого топлива. Только в Северном море проложено более 6000 километров газовых труб. На полную мощность запущен «Северный поток», и вот-вот начнется укладка труб «Турецкого потока» по дну Черного моря. А это очень непростая работа.

Работы по прокладке начинаются с разведки морского дна по всей протяженности будущего газопровода. Препятствия могут быть самые разные — от крупных валунов, до затонувших кораблей и невзорвавшихся боеприпасов. В зависимости от сложности препятствий, их устраняют или обходят. Так же определяются места заглублений трубопровода в грунт.

Вслед за «подводной разведкой» идет, вернее плывет, судно-трубоукладчик – гигантское плавучее сооружение, осуществляющее непосредственную укладку труб на морское дно. На его борту смонтирован специальный конвейер, где трубы свариваются. После проверки сварочных швов ультразвуком и нанесения специального антикоррозийного покрытия начинается погружение.

Оно осуществляется с помощью специальной стрелы – стингера, обеспечивающего погружение труб под определенным углом, исключающим деформацию металла.

Что интересно, укладка труб начинается в море и может одновременно проводиться на нескольких участках, которые затем соединяются между собой. На берег уложенные в море трубы вытаскиваются с помощью прочных металлических тросов и затем производится «захлест» — соединение с сухопутной частью газопровода.

Высокая эффективность и надежность трубопроводного транспорта нефти и газа обусловили стабильный рост протяженности морских подводных трубопроводов. В различных странах земного шара проложено более 60 000 тыс. км морских подводных нефтепроводов, газопроводов и продуктопроводов диаметром свыше 100 мм.

Наиболее освоенными морскими нефтегазодобывающими регионами, в которых проложено большое число подводных трубопроводов, являются Мексиканский залив и Северное море с существенно различными условиями строительства и эксплуатации нефтегазотранспортных систем. К другим районам активного морского строительства относятся Карибское море между Венесуэлой и Тринидадом; Тихий океан вдоль побережья южной части штата Калифорния и побережья Аляски; моря Тихого океана, омывающие острова Индонезии; весь Персидский залив Аравии; южная часть Средиземного моря. В последнее время к этим районам прибавился шельф острова Сахалин.

Морские трубопроводные системы - сложнейшие технические объекты, работающие в трудных природных условиях. Они должны сохранять работоспособность при воздействии штормов, течений, ветров, приливов и отливов, выдерживать ледовые нагрузки, быть защищенными от айсбергов. Стоимость прокладки одного километра подводного трубопровода существенно зависит от множества факторов - технологии его прокладки, глубины моря, удаленности от береговых баз, продолжительности штормов, безледного периода, вида донных грунтов - и может составить от 50 тыс. долл. (для теплого климата) до 8-10 млн долл. (для арктических условий).

Современный этап разработки и эксплуатации морских месторождений нефти и газа, все более удаленных от суши и требующих применения новых технологий и повышенных расходов на их освоение характеризуется следующими тенденциями:

разработка месторождений меньшего размера с подключением транспортных коммуникаций к существующим сооружениям;

использование ускоренных методов строительно-монтажных работ;

применение подводных добывающих систем и сооружений;

добыча с больших глубин в неблагоприятных окружающих условиях;

добыча из глубоко залегающих геологических структур с повышенными температурами и давлениями;

применение современных методов технической диагностики для обеспечения безопасной эксплуатации трубопроводов и оборудования;

применение современных методов управления проектами;

широкое использование современных средств компьютерной техники, моделирования, электронных средств связи и навигации.

Подводные трубопроводные системы являются эффективными средствами транспорта при освоении нефтегазовых ресурсов континентального шельфа морей и океанов.

Суровые и специфические условия сооружения и эксплуатации трубопроводов, обусловленные значительной глубиной, волнами и течением, донными переформированиями и штормами, судоходством и рыболовством, трудоемкостью и капиталоемкостью строительных и ремонтных работ, а также непосредственный контакт с высокочувствительной к загрязнению водной средой предъявляют исключительные требования к материалам, конструкции трубопровода, технологии его прокладки, соблюдению режимов перекачки и обслуживания.

В мировой практике накоплен значительный опыт строительства и эксплуатации трубопроводных систем в шельфовых зонах. В частности, при освоении континентального шельфа России полезным представляется опыт обустройства промыслов и создания инфраструктуры для транспорта нефти и газа в Северном море.

Подводные трубопроводы для транспортировки нефти, нефтепродуктов, попутного нефтяного и природного газов применялись еще на начальных стадиях развития нефтяной и газовой промышленности.

Так, при строительстве трубопроводов на пересечении рек, каналов, проливов, озер и других водоемов раньше и теперь преимущественно прокладывают подводные трубопроводные линии.

Значительное применение, особенно за последнее время, в связи с увеличением грузоподъемности наливных судов получили подвод­ные трубопроводы, соединяющие рейдовые причалы с резервуарными парками перевалочных нефтебаз или нефтебаз прибрежных нефтеперерабатывающих заводов. По этим трубопроводам перекачивают нефть или нефтепродукты с танкеров на сушу и обратно.

Кроме того, во многих нефтедобывающих странах с каждым годом все шире применяют подводные трубопроводы для обслуживания морских нефтепромыслов.

Нужно отметить, что пока стоимость прокладки подводных трубопроводов, как правило, намного выше, чем сухопутных. Снижение стоимости строительства является одной из основных задач, стоящих перед морским трубопроводным транспортом.

Бурение и добычу нефти в море ведут теперь не только с эстакад и искусственных островов, но и со специальных плавучих установок, оснащенных соответствующими устройствами, оборудованием и приспособлениями для прокладки подводных трубопроводов. При обустройстве морских нефтепромыслов все большее применение получают подводные затопляемые нефтехранилища.

Непосредственно от скважины укладывают выкидные линии для подачи нефти к групповым сборным пунктам, а от них прокладывают подводные сборные трубопроводы, по которым нефть перекачивают на центральный сборный пункт морского нефтепромысла. Отсюда идут подводные магистральные трубопроводы, по которым транспортируют нефть на нефтебазу, находящуюся на берегу, на искусственном острове или эстакаде.

С удалением морских месторождений вглубь моря и обустройством нефтепромыслов на поверхности эксплуатационные расходы, включая транспортировку нефти, увеличиваются. Значительно возрастает стоимость оснований (платформ или судов) под буровые и другие установки, увеличивается стоимость прокладки на дне морей или океанов сборных трубопроводов в районе расположения нефтепромысла и магистральных трубопроводов для доставки нефти на сушу.

Подсчитано, что при протяженности морских трасс порядка нескольких сотен километров строительство трубопроводов для магистрального транспорта газа более предпочтительно, чем его перевозка танкерами, что связано с большими затратами на строительство и эксплуатацию мощностей по сжижению природного газа.

При строительстве трансконтинентальных морских трубопроводов экономический эффект достигается за счет отсутствия необходимости платежей за транзит газа через территорию третьих стран. Кроме того, протяженность трасс морских трубопроводов обычно ниже, чем при преодолении водных преград по берегу. Этот эффект особенно сильно проявляется при переходе через относительно узкие и в то же время протяженные акватории, такие, как, например, Байдарацкая губа Карского моря.

В качестве примеров строительства трансконтинентальных газопроводов можно привести переход через пролив Гибралтар и Транссредиземноморский трубопровод из Туниса в Италию по дну Средиземного моря.

В настоящее время наиболее известным проектом является «Голубой поток», предусматривающий строительство морского участка газопровода по дну Черного моря из России непосредственно в Турцию. Его особенность заключается прежде всего в значительной глубине моря (2150 м) и сложных геологических условиях.

Трубопровод может пересекать водные преграды на суше, или же уходить в море на значительные расстояния. На морских месторождениях трубопроводы и начинаются и заканчиваются у соответствующих платформ. В любом случае строительство подводных трубопроводов сталкивается с рядом сходных проблем.

В частности, это положительная плавучесть трубопровода. Чем больше его диаметр, тем больше возможная архимедова сила, стремящаяся поднять трубу над дном. Большое значение имеет устойчивость трубопровода на донном грунте, которой мешают и неравномерность его прочностных свойств, а также внешние природные воздействия — течения воды или перемещения массивов льда.

На трубопровод могут воздействовать и антропогенные факторы — рыбная ловля сетями, волочение якорей, сброс иных тяжелых предметов. Нужно отметить, что всевозможные опасные предметы достаточно широко распространены как в водоемах суши, так и на шельфе морей — это боеприпасы, мины, затонувшие суда.

Работа в акватории морей требует специализированных судов-трубоукладчиков, у которых стоимость судо-суток весьма высока. Переходы через водные преграды на суше в свою очередь часто осложняются как раз невозможностью использования крупных плавстредств, которые могли бы облегчить процесс контролируемой укладки.

Решения

При пересечении водных препятствий на суше укладка трубопровода может производиться протаскиванием уже подготовленного участка трубопровода по дну с одного берега на другой, погружением со льда, свободным погружением, а также с плавучих средств, в том числе последовательным наращиванием.

При укладке протаскиванием, или погружением монтаж трубопровода и его изоляция производятся на суше, на специальной площадке. Заранее рассчитываются условия балластирования трубопровода на дне водной преграды.

При прокладке трубопровода в морских условиях следует учесть необходимость усиленной защиты от коррозии, что связано с высокой соленостью воды. Трубы изолируют уже в заводских условиях, так же устанавливая так называемою катодную защиту, которая обеспечит электрохимический процесс сохраняющий сталь от разрушения. Трубы так же снаружи бетонируются с использованием специального, особо тяжелого бетона. Эта рубашка защищает свободно лежащую на дне трубу от внешних воздействий, а также утяжеляет ее, не давая всплыть. На борту специального судна-трубоукладчика отдельные трубы свариваются, соединения изолируются и трубопровод плавно опускается на дно.

Укладка трубопровода предваряется инженерными изысканиями, с целью определения наиболее безопасного маршрута укладки и определения опасных донных объектов — затонувших судов или боеприпасов. Сложный рельеф, если его нельзя обойти, можно в известной степени улучшить — например, резкие локальные понижения можно засыпать.

На мелководье, особенно где возможно движение ледовых масс, трубопровод необходимо заглублять в грунт. В настоящее время разработаны различные методы, включая применение гидромониторов, которые подмывают грунт под уже уложенной трубой.

Перед началом эксплуатации подводного трубопровода производятся всесторонние тщательные испытания его целостности, так как ремонтные работы в случае утечки продукта на подводном трубопроводе производить гораздо сложнее и затратнее, нежели на суше. К тому же, сама утечка в этих условиях становится причиной загрязнения среды на обширной акватории, что недопустимо с точки зрения охраны окружающей среды.

В настоящее время актуальным стал вопрос о прокладке второй нитки "Северного потока" (Nord Stream). Прокладка трубопровода по морскому дну предусматривает работу судов-трубоукладчиков.

Суда-трубоукладчики используют различные способы укладки трубопровода. К таким основным способам относятся способы укладки трубопроводов методом S-Lay, J-Lay и Reel-Lay. Каждый из этих методов имеет свои особенности. На рис.1-6 приведена схема укладки трубопроводов каждым из методов, со своими достоинствами и недостатками.

Tensioners - устройство для создания усилий натяжения трубопровода; S-lay barge - баржа-трубоукладчик, работающая по методу S-lay; Stinger - стингер (опускная стрела): Sagbend region - район изгиба трубопровода; Seabed - морское дно; Touchdown point - точка касания трубопроводом дна; Unsupported span - неподдерживаемый участок; Waterline - уровень воды; Overbend region - участок опасный с точки зрения возможного перелома трубопровода.

Укладка трубопровода методом S-lay, в основном, практикуется на мелководье, и скорость укладки данным методом составляет примерно 6,5 км/день. Изгибающие моменты при таком методе укладки становятся главным фактором. Поэтому необходим длинный натяжное устройство больших размеров.

Метод неприемлем для укладки трубопроводов на больших глубинах. Натяжное устройство и стингер необходимы для снижения изгибающих моментов.

Перед укладкой трубопровода на дно каждый сегмент трубопровода сваривается, инспектируется и покрывается защитным слоем, проходя через станции сварки, инспекции, нанесения покрытия на борту судна.

Смонтированный трубопровод опускается с кормы судна, усилие натяжения обеспечивается натяжным устройством, а сам трубопровод поддерживается спускной стрелой, причем кривизна спуска трубопровода строго контролируется. Затем трубопровод изгибается под действием собственного веса, и укладывается на дно.

Рис.3. Судно для укладки трубопровода методом J-Lay

Рис.3. Судно для укладки трубопровода методом J-Lay.

J-Lay Tower - вышка для укладки трубопровода методом J-Lay; J-Lay DP Vessel - судно, оснащенное системой динамического позиционирования, с которого укладывается трубопровод методом J-Lay; Thrusters - винто-рулевые колонки; Unsupported span - неподдерживаемый участок; Sagbemd region - участок изгиба трубопровода; Seabed - морское дно; Touchdown point - точка касания дна трубопроводом; Waterline - уровень воды.

В то время как метод укладки трубопровода S-lay приемлем только для мелководья, метод укладки J-lay может быть использован на глубинах. Это возможно благодаря относительно короткому участку провисающего трубопровода и меньшим требуемым усилиям натяжения при укладке.

Монтаж и укладка проводится практически вертикальным способом, причем трубопровод укладывается на морское дно с одинарным радиусом изгиба. Скорость укладки составляет 3,2 км/день. При укладке каждый сегмент трубы сначала поднимается в вертикальное положение, и затем они свариваются один с другим.

Инспектирование и нанесение покрытий также проводится на борту судна. При движении судна по маршруту трубопровод медленно опускается на дно. Поскольку трубопровод в отличие от метода S-lay, имеет только один изгиб, риск структурных повреждений за счет излома трубопровода минимален.

Water - уровень воды; Touchdown point - точка касания дна трубопроводом; Tensioner - устройство для создания усилий натяжения; Stinger - стингер; Reel - барабан; Reel-Lay Barge - баржа для укладки трубопровода методом Reel-Lay; Pipeline - трубопровод.

Метод укладки трубопровода с барабана Reel-lay считается наиболее эффективным. Скорость укладки составляет 3,5 км/час. Он приемлем для укладки трубопроводов с диаметром трубы менее 18 дюймов и коэффициентом соотношения диаметра трубы к толщине стенок (D/t) между 20 и 24.

Главное преимущество такого метода перед предыдущими в том, что весь производственный процесс, включая сварку, инспектирование и нанесение покрытий проводится на берегу, а не борту судна, что значительно сокращает затраты производственного времени и средств.

Перед укладкой трубопровод наматывается на барабан большого диаметра, смонтированный на борту судна. С этого барабана и производится укладка трубопровода на дно.

Время от времени появляются инновационные проекты судов-трубоукладчиков, как например судно "Lewek Constellation".

Компании, заключающие контракты на прокладку трубопроводов по дну моря, все чаще и чаще решают использовать на борту судна различные способы укладки труб, поскольку инфраструктура нефтегазовых месторождений, по большей части, состоит из различных трубопроводов, которые требуют разных методов укладки труб. Это предъявляет к проектам судов-трубоукладчиков специфические требования: больше гибкости в использовании различных технологий, больше ценовой эффективности для работ на любых глубинах, оснащение оборудованием, пригодным для монтажа различных трубопроводов.

Рис.7. Инновационное судно-трубоукладчик "Lewek Constellation", прокладывающее трубопровод методом Multy-Lay.

Aligner Wheel - выравнивающий барабан; 3000 mT Main Crane - главный кран грузоподъемностью 3000 т; 4x1200 mT Storage reels - четыре барабана для хранения трубопровода весом по 1200 т; 2x1250 mT Carousels - два подпалубных поворотных барабана для трубопроводов весом по 1250 т; 60 mT PLET (pipeline end termination) handling system and work station - оборудование весом 60 т для работы с оконечным устройством трубопровода и рабочая станция; Moon pool 19 m L x 8 m W - шахта со свободной водной поверхностью размерами: длина 19 м, ширина 8 м; 2x600 mt Winches - две лебедки с натяжным усилием 600 т; 2x20mT Storage Reel - два барабана для хранения трубопровода весом по 20 т; 125 mT Secondary Winch - вспомогательная лебедка с усилием 125 т; 2 WROVs TMS (Thether Management System) - два подводных телеуправляемых аппарата (ПА) c устройством контроля кабеля ПА; Helipad Sikorsky 61N&S92 - вертолетная площадка для вертолетов марки Sikorsky 61N и S92; Optional J-Lay Module - опционный модуль для укладки труб методом J-Lay; 2x400mT Tensioners - два устройства для создания усилий натяжения по 400 т; Rigidpipe Straightening - спрямляющее устройство; 80mT Crane - кран грузоподъемностью 80 т.

Наличие на борту судна ПА обеспечивает возможности инспекции и при необходимости проведения подводных работ. ПА является необходимым компонентом оборудования судна-трубоукладчика. Шахта со свободной водной поверхностью с размещенным спускоподъемным оборудованием также представляет собой сложное инженерное сооружение.

Рис.8. Шахта со свободной водной поверхностью и спуско-подъемным оборудованием судна "Lewek Constellation". Оборудование шахты должно обеспечивать работу ТПА на глубине 4000 м в суровых погодных условиях.

Cursor Winch - лебедка; Latch Beam and Subsea Snubber - выдвижная балка и амортизатор для подводных работ; Cursor Frame - рама; HPU (Hydraulic Power Unit) for Hatches and Skidding Pallet - гидравлический привод для люковых закрытий и паллет, движущихся по направляющим; Active Heave Compensation ROV Winches - спуско-подъемная лебедка для ТПА с активной компенсацией качки; Umbilical Sheave - шлангокабельный шкив; Cursor Sheave - шкив; Cursor Rails and Parking Pads - направляющие и поддоны для ТПА; Latch Beam Umbilical Winch - шлангокабельная лебедка; Fall Safe Foldable Top Moon Pool Hatch - безопасный складывающийся верхний люк шахты с открытой водной поверхностью; Skidding Pallet - паллета, перемещающаяся по направляющим; ROV Moon Pool - шахта с открытой водной поверхностью для спуска и подъема ТПА.

Текст: Олег Губарев

ЧАСТЬ 1. НОРМЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

1. Общие положения

1.1. Морские магистральные газопроводы должны обладать повышенной надежностью при строительстве и эксплуатации с учетом особых условий (большие глубины моря, повышенная протяженность без промежуточных компрессорных станций, морские штормы, подводные течения, сейсмичность и другие факторы).

Проектные решения по прокладке морских газопроводов должны быть согласованы с Государственным Комитетом РФ по охране окружающей среды, Госгортехнадзором России и местными органами надзора.

1.2. По трассе морского газопровода устанавливаются охранные зоны, которые включают участки магистрального газопровода от компрессорных станций до уреза воды и далее по дну моря в пределах континентального шельфа, на расстояние не менее 500 м.

1.3. Диаметр морского газопровода и величина рабочего давления определяются из условий поставки природного газа Потребителю на основании гидравлического анализа.

1.4. Срок службы морского газопровода устанавливается Заказчиком проекта. На весь срок службы газопроводной системы должна быть рассчитана надежность и безопасность сооружения и такие воздействия, как коррозия металла и усталость применяемых материалов.

1.5. Границами морского участка магистрального газопровода является запорная арматура, установленная на противоположных берегах моря. Запорная арматура должна быть оснащена автоматикой аварийного закрытия.

1.6. На концах каждой нитки морского газопровода должны быть предусмотрены узлы пуска и приема очистных устройств и снарядов-дефектоскопов. Расположение и конструкция этих узлов определяются проектом.

1.7. Морской газопровод должен быть свободен от препятствий потоку транспортируемого продукта. В случае применения кривых искусственного гнутья или фитинговых изделий, их радиус должен быть достаточным для прохождения очистных и контрольных устройств, но не менее 10 диаметров трубопровода.

1.8. Расстояние между параллельными нитками морских газопроводов следует принимать из условий обеспечения надежности в процессе их эксплуатации, сохранности действующей нитки при строительстве новой нитки газопровода и безопасности при производстве строительно-монтажных работ.

1.9. Защита морского трубопровода от коррозии осуществляется комплексно: защитным наружным и внутренним покрытием и средствами катодной защиты.

Противокоррозионная защита должна способствовать безаварийной работе морского трубопровода на протяжении всего срока его эксплуатации.

1.10. Морской трубопровод должен иметь изолирующее соединение (фланец или муфту) с системой защиты от коррозии сухопутных участков магистрального газопровода.

1.11. Выбор трассы морского трубопровода должен производиться по критериям оптимальности и основываться на следующих данных:

· грунтовые условия морского дна;

· батиметрия морского дна;

· морфология морского дна;

· исходные сведения об окружающей среде;

· сейсмическая активность;

· районы рыболовства;

· судовые фарватеры и места заякоривания судов;

· районы сброса грунта;

· акватории с повышенным экологическим риском;

· характер и протяженность тектонических разломов. В качестве основных критериев оптимальности следует принимать техническую и экологическую безопасность сооружения.

1.12. В проекте необходимо представить данные о физическом и химическом составе транспортируемого продукта, его плотности, а также указать расчетное внутреннее давление и расчетную температуру вдоль всей трассы трубопровода. Приводятся также сведения о предельных значениях температуры и давления в трубопроводе.

Следует указать допустимые концентрации коррозионных компонентов в транспортируемом газе: сернистых соединений, воды, хлоридов, кислорода, двуокиси углерода и сероводорода.

1.13. Разработка проекта производится на основе анализа следующих основных факторов:

· направление и скорость ветра;

· высота, период и направление морских волн;

· скорость и направление морских течений;

· уровень астрономического прилива и отлива;

· штормовой нагон воды;

· свойства морской воды;

· температура воздуха и воды;

· рост морского обрастания на трубопроводе;

· сейсмическая обстановка;

· распространение промысловых и охраняемых видов морской флоры и фауны.

1.14. В проекте должен быть представлен анализ допустимых пролетов и устойчивости трубопровода на дне моря, а также расчет патрубков - ограничителей лавинного смятия трубопровода в процессе его укладки на больших глубинах моря.

1.15. Газопровод должен заглубляться в дно на участках его выхода на берег. Проектная отметка верха заглубленного в грунт трубопровода (по утяжеляющему покрытию) должна назначаться ниже прогнозируемой глубины размыва дна акватории или берегового участка на весь период эксплуатации морского трубопровода.

1.16. На глубоководных участках газопровод можно прокладывать по поверхности дна моря при условии обеспечения его проектного положения в процессе всего периода эксплуатации. При этом необходимо обоснование исключения всплытия или подвижек трубопровода под воздействием внешних нагрузок и его повреждения рыболовецкими тралами или якорями судов.

1.17. При проектировании морской трубопроводной системы должны быть учтены все виды воздействия на трубопровод, которые могут потребовать дополнительной защиты:

· возникновение и распространение растрескивания или смятия труб и сварных швов в процессе монтажа или эксплуатации;

· потеря устойчивости положения трубопровода на дне моря;

· потеря механических и служебных свойств трубной стали в процессе эксплуатации;

· недопустимо большие пролеты трубопровода на дне;

· эрозия морского дна;

· удары по трубопроводу якорями судов или рыболовецких тралов;

· землетрясения;

· нарушение технологического режима транспортировки газа. Выбор способа защиты принимается в проекте в зависимости от местных условий окружающей среды и степени потенциальной угрозы морскому газопроводу.

1.18. В проектной документации должны быть отражены следующие данные: размеры труб, вид транспортируемого продукта, срок службы трубопроводной системы, глубина воды по трассе газопровода, тип и класс стали, необходимость термообработки после сварки кольцевых монтажных сварных стыков, система противокоррозионной защиты, планы будущего развития регионов вдоль трассы трубопроводной системы, объёмы работ и графики строительства.

На чертежах необходимо указать местоположение трубопроводной системы относительно близлежащих населенных пунктов и гаваней, курсов следования кораблей, а также других видов сооружений, способных оказать влияние на надежность трубопроводной системы.

В проекте учитываются все виды нагрузок, возникающих при изготовлении, укладке и эксплуатации трубопроводной системы, которые могут повлиять на выбор проектного решения. Выполняются все необходимые расчеты трубопроводной системы на эти нагрузки, включая: анализ прочности трубопроводной системы при монтаже и эксплуатации, анализ устойчивости положения трубопровода на дне моря, анализ усталостного и хрупкого разрушения трубопровода с учетом сварных кольцевых швов, анализ устойчивости стенки трубы на смятие и избыточных деформаций, анализ вибраций, если это необходимо, анализ стабильности основания морского дна.

1.19. В составе проекта морского газопровода необходимо разработать следующую документацию:

· технические условия на материал труб;

· технические условия на сварку труб и неразрушающий контроль с указанием норм допустимых дефектов сварных швов;

· технические условия на усиленные вставки для ограничения лавинного смятия трубопровода;

· технические условия на наружное и внутреннее антикоррозионное покрытие труб;

· технические условия на утяжеляющее покрытие труб;

· технические условия на материал для изготовления анодов;

· технические условия на укладку морского участка трубопровода;

· технические условия на строительство трубопровода при пересечении береговой линии и берегозащитные мероприятия;

· технические условия на испытания и ввод в эксплуатацию морского трубопровода;

· технические условия на обслуживание и ремонт морского трубопровода;

· общую спецификацию материалов;

· описание строительных плавсредств и другого используемого оборудования.

При разработке "Технических условий" и "Спецификаций" должны быть использованы требования настоящих норм и рекомендации общепризнанных международных стандартов (1993), DNV (1996) и (1993), а также результаты научных исследований по этой проблеме.

1.20. Проектно-конструкторская документация, включая протоколы испытаний, материалы изысканий и исходной диагностики должны быть сохранены в течение всего срока службы морской трубопроводной системы. Необходимо сохранять также отчеты о работе трубопроводной системы, об инспекционном контроле в процессе её эксплуатации, а также данные о техническом обслуживании морской трубопроводной системы.

1.21. Экспертиза проектной документации должна выполняться независимыми организациями, которым проектная организация представляет всю необходимую документацию.

2. Расчетные критерии для трубопроводов.

2.1. Критерии прочности в данных нормах основаны на допускаемых напряжениях с учетом остаточных сварочных напряжений. Можно использовать также методы расчета по предельному состоянию, при условии, что эти методы обеспечат надежность морской трубопроводной системы, требуемую настоящими нормами.

2.2. Расчеты морского газопровода необходимо производить на статические и динамические нагрузки и воздействия с учетом работы сварных кольцевых швов в соответствии с требованиями строительной механики, прочности материалов и механики грунтов, а также требованиями настоящих норм.

2.3. Точность методов расчета должна быть обоснована практической и экономической целесообразностью. Результаты аналитических и численных решений, при необходимости, должны быть подтверждены лабораторными или натурными испытаниями.

2.4. Расчет морского газопровода производится на наиболее неблагоприятное сочетание реально ожидаемых нагрузок.

2.5. Для морского газопровода расчеты следует выполнять отдельно на нагрузки и воздействия, возникающие при его строительстве, включая гидростатические испытания, и на нагрузки и воздействия, возникающие при эксплуатации морской трубопроводной системы.

2.6. При расчетах на прочность и деформативность основные физические характеристики стали следует принимать по "Техническим условиям на материал труб".

3. Нагрузки и воздействия.

3.1. В данных нормах приняты следующие сочетания нагрузок при расчетах морского газопровода:

· постоянно действующие нагрузки;

· постоянно действующие нагрузки совместно с нагрузками окружающей среды;

· постоянно действующие нагрузки в комбинации со случайными нагрузками.

3.2. К постоянно действующим нагрузкам на морской трубопровод в процессе его строительства и последующей эксплуатации относятся:

· вес конструкции трубопровода, включая утяжеляющее покрытие, морское обрастание и прочее;

· наружное гидростатическое давление морской воды;

· выталкивающая сила водной среды;

· внутреннее давление транспортируемого продукта;

· температурные воздействия;

· давление грунта засыпки.

3.3. К воздействиям окружающей среды на морской трубопровод относятся:

· нагрузки, вызванные подводными течениями;

· нагрузки, вызванные морским волнением.

При расчетах морского трубопровода на период строительства следует учитывать также нагрузки от строительных механизмов и нагрузки, возникающие в процессе гидростатических испытаний.

3.4. К случайным нагрузкам относятся: сейсмическая активность, деформация грунтов морского дна и оползневые процессы.

3.5. При определении нагрузок и воздействий на морской трубопровод следует основываться на данных инженерных изысканий, проводимых в зоне прохождения трассы трубопровода, включая инженерно-геологические, метеорологические, сейсмические и другие виды изысканий.

Нагрузки и воздействия должны подбираться с учетом прогнозного изменения условий окружающей среды и технологического режима транспортировки газа.

4. Допустимые расчетные напряжения и деформации.

4.1. Допустимые напряжения при расчетах на прочность и устойчивость морских трубопроводов устанавливаются в зависимости от предела текучести металла применяемых труб с использованием расчетного коэффициента "К", значения которого приведены в

s доп £ K × s Т ()

Значения расчетных коэффициентов надежности "К" для морских газопроводов.

Кольцевые растягивающие напряжения при постоянно действующих нагрузках		Суммарные напряжения при постоянных нагрузках в комбинации с нагрузками окружающей среды или случайными нагрузками	Суммарные напряжения в процессе строительства или проведения гидростатических испытаний
Морской газопровод	Береговые и прибрежные участки газопровода в охранной зоне		Морской газопровод, включая береговые и прибрежные участки в охранной зоне
0,72	0,60	0,80	0,96

4.2. Максимальные суммарные напряжения, вызванные внутренним и наружным давлением, продольными усилиями с учетом овальности труб, не должны превышать допускаемые значения:

4.3. Трубопроводы следует проверять на прочность и местную устойчивость сечения трубы от наружного гидростатического давления. В этом случае внутреннее давление в трубопроводе принимают равным 0,1 МПа.

4.4. Значение овальности труб устанавливается по формуле:

()

Допустимая суммарная овальность, включая начальную овальность труб (заводские допуски), не должна превышать 1,0 % (0,01).

4.5. Остаточная деформация в морском трубопроводе должна быть не более 0,2 % (0,002).

4.6. На участках возможных просадок морского трубопровода необходимо производить расчет прогнозируемого искривления оси трубопровода от собственного веса с учетом внешних нагрузок.

4.7. В проекте следует дать анализ всем возможным колебаниям напряжений в трубопроводе по интенсивности и частоте, способных вызвать усталостные разрушения в процессе строительства или при дальнейшей эксплуатации морской трубопроводной системы (гидродинамические воздействия на трубопровод, колебания рабочего давления и температуры и другие). Особое внимание следует уделять участкам трубопроводной системы, предрасположенным к концентрации напряжений.

4.8. Для расчета усталостных явлений можно использовать методики, основанные на механике разрушений при испытании труб на малоцикловую усталость.

5. Расчет толщины стенки трубопровода.

5.1. Для морского газопровода толщину стенки труб следует рассчитывать для двух ситуаций, определяемых действующими нагрузками:

На внутреннее давление в трубопроводе для мелководных, береговых и прибрежных участков газопровода, расположенных в охранной зоне;

На смятие газопровода под воздействием наружного давления, растяжения и изгиба для глубоководных участков по трассе трубопровода.

5.2. Расчет минимальной толщины стенки морского газопровода под воздействием внутреннего давления следует производить по формуле:

()

5.7. При определении толщины стенки труб в условиях совместного воздействия изгиба и сжатия в расчетах следует принимать значение предела текучести на сжатие, равное 0,9 от предела текучести материала труб.

5.8. При использовании методов укладки с полным контролем деформации изгиба трубопровода допустимая деформация изгиба при укладке трубопровода на глубинах моря более 1000 м не должна превышать 0,15 % (0,0015). При этом критическое значение деформации изгиба трубопровода на таких глубинах составит 0,4 % (0,004).

6. Устойчивость стенки трубопровода под воздействием внешнего гидростатического давления и изгибающего момента.

6.1. Для диапазона соотношений 15D/t

()

()

При этом, начальная овальность трубы не должна превышать 0,5 % (0,005).

6.2. Наружное гидростатическое давление на трубу при фактической глубине воды определяется по формуле:

()

6.3. Следует также учитывать, что при давлении, превышающем критическое значение, местное поперечное смятие трубы может развиться вдоль продольной оси трубопровода.

Наружное гидростатическое давление, при котором может произойти распространение возникшего ранее смятия, устанавливается по формуле:

()

6.4. Для исключения развития смятия по длине трубопровода, на трубопроводе необходимо предусмотреть установку ограничителей смятия в виде колец жесткости или патрубков с увеличенной толщиной стенки.

Длина ограничителей должна быть не менее четырех диаметров трубы.

7. Устойчивость трубопровода на дне моря при воздействии гидродинамических нагрузок.

7.1. Расчеты трубопровода должны проводиться для проверки устойчивости положения трубопровода на дне моря в процессе его строительства и эксплуатации.

Если трубопровод заглублен в непрочном грунте, а его плотность меньше плотности окружающего грунта, следует установить, что сопротивление грунта срезающим усилиям достаточно для предотвращения всплытия трубопровода на поверхность.

7.2. Относительная плотность трубопровода с утяжеляющим покрытием должна быть больше плотности морской воды с учетом наличия в ней взвешенных частиц грунта и растворенных солей.

7.3. Величина отрицательной плавучести трубопровода из условия устойчивости его положения на дне моря определяется по формуле:

7.4. При определении устойчивости морских трубопроводов на дне моря под воздействием гидродинамических нагрузок расчетные характеристики ветра, уровня воды и элементов волн следует принимать в соответствии с требованиями
*.

Допускается оценка гидродинамической устойчивости трубопровода с применением методов анализа, учитывающих перемещение трубопровода в процессе самозаглубления в грунт.

7.5. Максимальную горизонтальную (Р х + Р и) и соответствующую ей вертикальную Рz проекции линейной нагрузки от волн и морских течений, действующих на трубопровод, необходимо определять по формулам *.

7.6. Расчёты значений скоростей придонных течений и волновых нагрузок следует производить для двух случаев:

· повторяемостью один раз в 100 лет при расчетах на период эксплуатации морской трубопроводной системы;

· повторяемостью один раз в год при расчётах на период строительства морской трубопроводной системы.

7.7. Значения коэффициентов трения необходимо принимать по данным инженерных изысканий для соответствующих фунтов по трассе морского трубопровода.

8. Материалы и изделия.

8.1. Материалы и изделия, применяемые в морской трубопроводной системе, должны отвечать требованиям утвержденных стандартов, технических условий и других нормативных документов.

Не допускается применять материалы и изделия, на которые отсутствуют сертификаты, технические свидетельства, паспорта и другие документы, подтверждающие их качество.

8.2. Требования к материалу труб и соединительным деталям, а также к запорной и регулирующей арматуре должны отвечать требованиям "Технических условий" на эти изделия, в которые включают: технологию производства изделия, химический состав, термическую обработку, механические свойства, контроль качества, сопроводительную документацию и маркировку.

При необходимости, в "Технических условиях" приводятся требования к проведению специальных испытаний труб и их сварных соединений, в том числе и в сероводородной среде, с целью получения их положительных результатов до начала производства основной партии труб, предназначенных для строительства морского газопровода.

8.3. В "Технических условиях на сварку труб и неразрушающий контроль" следует указать требования к дефектам сварных швов, при которых разрешено производить ремонт кольцевых сварных соединений трубопровода. Необходимо также привести данные по термообработке сварных соединений или сопутствующем их нагреве после сварки при монтаже трубопровода.

8.4. Для сварочных электродов и других изделий должны быть представлены спецификации на их изготовление.

8.5. Допуски на овальность труб при их изготовлении (заводской допуск) в любом сечении трубы не должны превышать + 0,5 %.

8.6. Соединительные детали, предназначенные для морского трубопровода, должны испытываться в заводских условиях гидравлическим давлением в 1,5 раза большим рабочего давления.

8.7. Для автоматической сварки стыков труб могут применяться следующие сварочные материалы:

· керамические или плавленые флюсы специальных составов;

· сварочные проволоки специального химического состава для сварки под флюсом или в защитных газах;

· аргон газообразный;

· специальные смеси аргона с углекислым газом;

· самозащитная порошковая проволока.

Сочетания конкретных марок флюсов и проволок, марки самозащитных порошковых проволок и проволок для сварки в защитных газах, должны выбираться с учетом их стойкости в сероводородной среде и быть аттестованы в соответствии с требованиями "Технических условий на сварку труб и неразрушающий контроль".

8.8. Для ручной дуговой сварки и ремонта морского трубопровода должны использоваться электроды с основным или целлюлозным видом покрытия. Конкретные марки сварочных электродов должны выбираться с учетом их стойкости в сероводородной среде и быть аттестованы в соответствии с требованиями "Технических условий на сварку труб и неразрушающий контроль".

8.9. Утяжеляющее покрытие труб должно назначаться из армированного стальной сеткой бетона, наносимого на отдельные изолированные трубы в заводских условиях в соответствии с требованиями "Технических условий на утяжеляющее покрытие труб".

Класс и марка бетона, его плотность, толщина бетонного покрытия, масса обетонированной трубы определяются проектом.

Стальная арматура не должна образовывать электрического контакта с трубой или анодами, а также не должна выходить на наружную поверхность покрытия.

Между утяжеляющим покрытием и трубой должно быть обеспечено достаточное сцепление, исключающее проскальзывание при усилиях, возникающих в процессе укладки и эксплуатации трубопровода.

8.10. Армированное бетонное покрытие на трубах должно обладать химической и механической стойкостью по отношению к воздействиям внешней среды. Тип арматуры выбирается в зависимости от нагрузок на трубопровод и условий эксплуатации. Бетон для утяжеляющего покрытия должен обладать достаточной прочностью и долговечностью.

Каждая обетонированная труба, поступающая на строительную площадку, должна иметь специальную маркировку.

ЧАСТЬ 2. ПРОИЗВОДСТВО И ПРИЕМКА РАБОТ

1. Общие положения

При строительстве морских газопроводов следует применять проверенные опытом технологические процессы, оборудование и строительную технику.

2. Сварка труб и методы контроля сварных соединений.

2.1. Соединения труб при строительстве могут выполняться с использованием двух организационных схем:

· с предварительной сваркой труб в двух- или четырехтрубные секции, которые затем свариваются в непрерывную нитку;

· сваркой отдельных труб в непрерывную нитку.

2.2. Сварочный процесс выполняется в соответствии с "Техническими условиями на сварку труб и неразрушающий контроль" одним из следующих способов:

· автоматическая или полуавтоматическая сварка в среде защитного газа плавящимся или неплавящимся электродом;

· автоматическая или полуавтоматическая сварка самозащитной проволокой с принудительным или свободным формированием металла шва;

· ручная сварка электродами с покрытием основного типа или с целлюлозным покрытием;

· электроконтактная сварка непрерывным оплавлением с послесварочной термической обработкой и радиографическим контролем качества сварных соединений.

При сварке двух- или четырехтрубных секций на вспомогательной линии может применяться также автоматическая сварка под флюсом.

"Технические условия" разрабатываются в составе проекта Подрядчиком и утверждаются Заказчиком на основе проведения исследований по свариваемости опытной партии труб и получения необходимых свойств сварных кольцевых соединений, в том числе по их надежности и работоспособности в сероводородной среде, и проведения соответствующей аттестации технологии сварки.

2.3. Перед началом строительных работ способы сварки, сварочное оборудование и материалы, принятые к использованию, должны быть аттестованы на сварочной базе или на трубоукладочном судне в условиях, приближенных к условиям строительства, в присутствии представителей Заказчика и приняты Заказчиком.

2.4. Все операторы автоматической и полуавтоматической сварки, а также сварщики-ручники должны быть аттестованы в соответствии с требованиями DNV (1996) или с учетом дополнительных требований по стойкости сварных соединений при работе в сероводородной среде.

Аттестация должна проводиться в присутствии представителей Заказчика.

2.5. Сварщики, которые должны выполнять сварку под водой, дополнительно должны пройти соответствующее обучение, а затем специальную аттестацию в камере под давлением с имитацией натурных условий работы на дне моря.

2.6. Сварные кольцевые соединения труб должны соответствовать требованиям "Технических условиях на сварку труб и неразрушающий контроль".

2.7. Кольцевые сварные соединения подвергаются 100 % радиографическому контролю с дублированием 20 % стыков автоматизированным ультразвуковым контролем с записью результатов контроля на ленту.

При согласовании с Заказчиком допускается применение 100 % автоматизированного ультразвукового контроля с записью на ленте 25 % дублирующего радиографического контроля.

Приемка сварных соединений производится в соответствии с требованиями "Технических условий на сварку труб и неразрушающий контроль", которые должны включать нормы допустимых дефектов в сварных швах.

2.8. Кольцевые сварные швы считаются принятыми только после их одобрения представителем Заказчика на основе просмотра радиографических снимков и записей результатов ультразвукового контроля. Документация с записями результатов процесса сварки и контроля сварных стыков труб сохраняется эксплуатирующей трубопровод организацией на протяжении всего срока службы морского трубопровода.

2.9. При соответствующем обосновании разрешается производить соединение плетей трубопровода или ремонтные работы на дне моря, с применением стыковочных устройств и гипербарической сварки. Процесс подводной сварки должен быть классифицирован соответствующими испытаниями.

3. Защита от коррозии

3.1. Морской газопровод должен быть изолирован по всей наружной и внутренней поверхности антикоррозионным покрытием. Изоляция труб должна быть произведена в заводских или базовых условиях.

3.2. Изоляционное покрытие должно соответствовать требованиям "Технических условий на наружное и внутреннее антикоррозионное покрытие труб" на весь период службы трубопровода по следующим показателям: прочность при разрыве, относительное удлинение при рабочей температуре, прочность при ударе, адгезия к стали, предельная площадь отслаивания в морской воде, грибостойкость, сопротивление вдавливанию.

3.3. Изоляция должна выдерживать испытания на пробой при напряжении не менее
5 кВ на миллиметр толщины.

3.4. Изоляция сварных стыков, крановых узлов и фасонной арматуры должна по своим характеристикам соответствовать требованиям, предъявляемым к изоляции труб.

Изоляция мест подключения устройств электрохимической защиты и контрольно-измерительной аппаратуры, а также восстановленная изоляция на поврежденных участках должны обеспечивать надежную адгезию и защиту от коррозии металла труб.

3.5. При выполнении изоляционных работ должен производиться:

· контроль качества применяемых материалов;

· пооперационный контроль качества этапов изоляционных работ.

3.6. В период транспортировки, погрузочно-разгрузочных работ и складирования труб должны быть предусмотрены специальные меры, исключающие механические повреждения изоляционного покрытия.

3.7. Изоляционное покрытие на законченных строительством участках трубопровода подлежит контролю методом катодной поляризации.

3.8. Электрохимическая защита системы морских трубопроводов производится с помощью протекторов. Все оборудование электрохимической защиты должно быть рассчитано на полный срок эксплуатации системы морских газопроводов.

3.9. Протекторы должны быть изготовлены из материалов (сплавов на основе алюминия или цинка), прошедших натурные испытания и отвечающих требованиям "Технических условий на материал для изготовления анодов", разрабатываемых в составе проекта.

3.10. Протекторам необходимо иметь два соединительных кабеля с трубой. Протекторы браслетного типа устанавливают на трубопроводе таким образом, чтобы избежать их механического повреждения при транспортировке и укладке трубопровода.

Дренажные кабели защитных устройств следует присоединять к трубопроводу с помощью ручной аргонодуговой или конденсаторной сварки.

При согласовании с Заказчиком можно использовать ручную электродуговую сварку электродами.

3.11. На морском трубопроводе должны быть обеспечены потенциалы непрерывно по всей его поверхности в течение всего периода эксплуатации. Для морской воды минимальные и максимальные значения защитных потенциалов приведены в . Указанные потенциалы рассчитаны для морской воды с соленостью от 32 до 28 %о при температуре от 5 до 25° С.

Минимальные и максимальные защитные потенциалы

3.12. Электрохимическая защита должна быть введена в действие не позднее 10 суток с момента окончания работ по укладке трубопровода.

4. Выходы трубопровода на берег

4.1. Для выхода трубопровода на берег могут быть использованы следующие способы строительства:

· открытые земляные работы с устройством шпунтовых ограждений на береговой полосе;

· направленное бурение, при котором трубопровод протаскивают через предварительно пробуренную скважину на прибрежном участке;

· тоннельный способ.

4.2. При выборе способа строительства трубопровода на участках выхода на берег следует учитывать рельеф береговых участков и другие местные условия в районе строительства, а также оснащенность строительной организации техническими средствами, используемыми для производства работ.

4.3. Выходы трубопровода на берег с применением наклонно-направленного бурения или тоннеля должны быть обоснованы в проекте экономической и экологической целесообразностью их применения.

4.4. При строительстве трубопровода на прибрежном участке с применением подводных земляных работ могут быть применены следующие технологические схемы:

· плеть трубопровода требуемой длины изготавливается на трубоукладочном судне и протягивается к берегу по дну ранее подготовленной подводной траншеи с применением тяговой лебедки, установленной на берегу;

· плеть трубопровода изготавливается на береговой площадке, проходит гидростатические испытания и затем вытягивается в море по дну подводной траншеи с помощью тяговой лебедки, установленной на трубоукладочном судне.

4.5. Строительство морского трубопровода на прибрежных участках производится в соответствии с требованиями "Технических условий на строительство трубопровода при пересечении береговой линии", разрабатываемых в составе проекта.

5. Подводные земляные работы

5.1. Технологические процессы разработки траншеи, укладки трубопровода в траншею и его засыпки грунтом должны быть максимально совмещены во времени с учетом заносимости траншеи и переформирования ее поперечного профиля. При засыпке подводных траншей должны быть разработаны технологические мероприятия, снижающие до минимума потери грунта за границами траншеи.

Технология разработки подводных траншей должна быть согласована с природоохранными органами.

5.2. Параметры подводной траншеи должны быть по возможности минимальными, для чего следует обеспечивать повышенную точность их разработки. Требования повышенной точности распространяются также и на засыпку трубопровода.

В зоне трансформации морских волн следует назначать более пологие откосы с учетом переформирования поперечного сечения траншеи.

5.3. Параметры подводной траншеи на участках, глубины которых с учетом
сгонно-нагонных и приливно-отливных колебаний уровня воды, менее осадки землеройной техники, следует принимать в соответствии снормами эксплуатации морских судов и обеспечения безопасных глубин в границах рабочих перемещений землеройной техники и обслуживающих её судов.

5.4. Объемы временных отвалов грунта должны быть сведены к минимуму. Местоположение складирования разрабатываемого грунта должно быть выбрано с учетом минимального загрязнения окружающей среды и согласовано с организациями, контролирующими экологическое состояние района строительства.

5.5. Если проектом разрешается использовать для засыпки траншеи местный грунт, то при строительстве многониточной трубопроводной системы допускается траншею с уложенным трубопроводом засыпать грунтом, отрываемым из траншеи параллельной нитки.

6. Укладка с трубоукладочного судна

6.1. Выбор метода укладки морского трубопровода производится на основе его технологической выполнимости, экономической эффективности и безопасности для окружающей среды. Для больших глубин моря рекомендуются методы укладки трубопровода по S -образной и J -образной кривой с использованием трубоукладочного судна.

6.2. Укладка морского трубопровода производится в соответствии с требованиями "Технических условий на строительство морского участка трубопровода", разрабатываемых в составе проекта.

6.3. Трубоукладочное судно до начала производства строительных работ должно пройти испытания, включая испытания сварочного оборудования и неразрушающих методов контроля, оборудования для изоляции и ремонта сварных стыков труб, натяжных устройств, лебедок, приборов контроля и систем управления, обеспечивающих перемещение судна по трассе и укладку трубопровода на проектные отметки.

6.4. На мелководных участках трассы трубоукладочное судно должно обеспечивать укладку трубопровода в подводную траншею в пределах допусков, определяемых проектом. Для контроля положения судна относительно траншеи следует использовать сканирующие эхолоты и гидролокаторы кругового обзора.

6.5. Перед началом укладки трубопровода в траншею следует выполнить подчистку подводной траншеи и произвести контрольные промеры с построением продольного профиля траншеи. При протаскивании трубопровода по дну моря необходимо выполнить расчеты тяговых усилий и напряженного состояния трубопровода.

6.6. Тяговые средства выбирают по максимальному расчетному тяговому усилию, которое в свою очередь зависит от длины протаскиваемого трубопровода, коэффициента трения и веса трубопровода в воде (отрицательной плавучести).

Значения коэффициентов трения скольжения должны назначаться по данным инженерных изысканий с учетом возможности погружения трубопровода в грунт, несущей способности грунта и отрицательной плавучести трубопровода.

6.7. Для уменьшения тяговых усилий при укладке, на трубопровод могут быть установлены понтоны, уменьшающие его отрицательную плавучесть. Понтоны должны быть проверены на прочность от воздействия гидростатического давления и иметь устройства для механической отстропки.

6.8. Перед укладкой трубопровода на глубоководном участке необходимо выполнить расчеты напряженно-деформированного состояния трубопровода для основных технологических процессов:

· начало укладки;

· непрерывная укладка трубопровода с изгибом по S -образной или J-образной кривой;

· укладка трубопровода на дно во время шторма и его подъем;

· окончание укладочных работ.

6.9. Укладку трубопровода следует выполнять строго в соответствии с проектом организации строительства и проектом производства работ.

6.10. В процессе укладки трубопровода должны непрерывно контролироваться кривизна трубопровода и напряжения, возникающие в трубопроводе. Значения этих параметров должны определяться на основе расчетов нагрузок и деформаций до начала укладки трубопровода.

7. Берегозащитные мероприятия

7.1. Крепление береговых склонов после укладки трубопровода производится выше максимального расчетного уровня воды и должно обеспечивать защиту берегового склона от разрушения под воздействием волновых нагрузок, дождевых и талых вод.

7.2. При производстве берегозащитных работ следует применять проверенные опытом экологически чистые конструкции, технологические процессы и работы выполнять в соответствии с требованиями "Технических условий на строительство трубопровода при пересечении береговой линии и берегозащитные мероприятия".

8. Контроль за качеством строительства

8.1. Контроль за качеством строительства должен осуществляться независимыми техническими подразделениями.

8.2. Для достижения необходимого качества строительных работ необходимо обеспечить контроль качества выполнения всех технологических операций по изготовлению и монтажу трубопровода:

· процесс доставки труб от завода-изготовителя до монтажной площадки должен гарантировать отсутствие механических повреждений на трубах;

· контроль качества обетонированных труб должен осуществляться в соответствии с техническими требованиями на поставку обетонированных труб;

· поступающие трубы, сварочные материалы (электроды, флюс, проволока) должны иметь Сертификаты, соответствующие требованиям технических условий на их поставку;

· при сварке труб необходимо осуществлять систематический пооперационный контроль за процессом сварки, визуальный осмотр и обмер сварных соединений и проверку всех кольцевых сварных швов неразрушающими методами контроля;

· изоляционные материалы, предназначенные для монтажных стыков труб не должны иметь механических повреждений. Контроль качества изоляционных покрытий должен предусматривать проверку сплошности покрытия с применением дефектоскопов.

8.3. Морская землеройная техника, трубоукладочные баржи и обслуживающие их суда должны быть оснащены автоматической системой ориентации, предназначенной для постоянного контроля планового положения этих технических средств в процессе их работы.

8.4. Контроль глубины залегания трубопровода в грунте должен выполняться с помощью методов телеметрии, ультразвуковых профилографов или водолазных обследований после укладки трубопровода в траншею.

Если глубина залегания трубопровода в грунте оказывается недостаточной, предпринимаются исправительные мероприятия.

8.5. В процессе укладки трубопровода необходимо производить контроль основных технологических параметров (положение стингера, натяжение трубопровода, скорость перемещения трубоукладочного судна и др.) на предмет их соответствия проектным данным.

8.6. Для контроля за состоянием дна и положения трубопровода необходимо периодически с помощью водолазов или подводных аппаратов производить обследование, которое позволит выявить фактическое расположение трубопровода (размывы, провисы), а также возможные деформации дна вдоль трубопровода, вызванные волнением или подводными течениями в этой зоне.

9. Очистка полости и испытание

9.1. Морские трубопроводы подвергаются гидростатическим испытаниям после укладки на морское дно в соответствии с требованиями "Технических условий на испытания и ввод в эксплуатацию морского газопровода", разрабатываемых в составе проекта.

9.2. Предварительное испытание плетей трубопровода на берегу выполняется лишь в том случае, если проектом предусматривается изготовление плетей трубопровода на берегу и их укладка в море способами протаскивания в направлении к трубоукладочному судну.

9.3. До начала гидростатических испытаний необходимо произвести очистку и контроль внутренней полости трубопровода с применением скребков, оснащенных приборами контроля.

9.4. Минимальное давление при гидростатических испытаниях на прочность принимается в 1,25 раза выше расчетного давления. При этом кольцевые напряжения в трубе во время испытания на прочность не должны превышать 0,96 от предела текучести металла труб.

Время выдержки трубопровода под давлением гидростатического испытания должно составлять не менее 8 часов.

Трубопровод считается выдержавшим опрессовку, если в течение последних четырех часов испытаний не было зарегистрировано падений давления.

9.5. Проверку герметичности морского газопровода производят после испытания на прочность и снижения испытательного давления до расчетного значения в течение времени, необходимого для осмотра трубопровода.

9.6. Удаление воды из трубопровода должно производиться с пропуском не менее двух (основного и контрольного) поршней-разделителей под давлением сжатого воздуха или газа.

Результаты удаления воды из газопровода следует считать удовлетворительными, если впереди контрольного поршня-разделителя нет воды и он вышел из газопровода не разрушенным. В противном случае пропуск контрольного поршня-разделителя по трубопроводу необходимо повторить.

9.7. Если в процессе испытаний произойдет разрыв трубопровода или утечка в нем, то дефект должен быть устранен, а морской трубопровод подвергнут повторному испытанию.

9.8. Сдача морского трубопровода в эксплуатацию производится после окончательной очистки и калибровки внутренней полости трубопровода, проведения исходной диагностики и заполнения трубопровода транспортируемым продуктом.

9.9. Результаты производства работ по очистке полости и испытанию трубопровода, а также удалению воды из трубопровода должны быть оформлены актами по утвержденной форме.

10. Охрана окружающей среды

10.1. В морских условиях все виды работ требуют тщательного выбора технологических процессов, технических средств и оборудования, обеспечивающих сохранность экологической среды региона. Разрешается использовать лишь те технологические процессы, которые обеспечат минимальное отрицательное воздействие на окружающую среду и быстрое ее восстановление после завершения строительства системы морских газопроводов.

10.2. При проектировании системы морских газопроводов все мероприятия по охране окружающей среды должны быть включены в надлежащим образом утвержденный план оценки воздействия на окружающую среду (ОВОС).

10.3. При сооружении системы морских газопроводов необходимо строгое выполнение природоохранных требований российских стандартов. На акваториях, имеющих промысловое рыбохозяйственное значение, необходимо предусматривать мероприятия по сохранению и восстановлению биологических и рыбных ресурсов.

Сроки начала и окончания подводных земляных работ с использованием средств гидромеханизации или взрывных работ устанавливаются с учетом рекомендаций органов рыбоохраны, исходя из сроков нереста, нагула, миграции рыбы, а также циклов развития планктона и бентоса в прибрежной зоне.

10.4. В план ОВОС должен входить комплекс конструктивных, строительных и технологических мероприятий, обеспечивающих охрану окружающей среды при строительстве и эксплуатации системы морских газопроводов.

В процессе разработки ОВОС учитываются следующие факторы:

· исходные данные по природным условиям, фоновому экологическому состоянию, биологическим ресурсам акватории, характеризующим естественное состояние региона;

· технологические и конструктивные особенности системы морского газопровода;

· сроки, технические решения и технология выполнения подводно-технических работ, перечень технических средств, используемых для строительства;

· оценка современного и прогнозируемого состояния окружающей среды и экологического риска с указанием источников риска (техногенных воздействий) и вероятных ущербов;

· основные экологические требования, технические и технологические решения по защите окружающей среды при строительстве и эксплуатации морского газопровода и мероприятия по их реализации на объекте;

· мероприятия по обеспечению контроля за техническим состоянием системы морских газопроводов и оперативному устранению аварийных ситуаций;

· мониторинг по состоянию окружающей среды в регионе;

· размеры капитальных вложений в природоохранные, социальные и компенсационные мероприятия;

· оценка эффективности намечаемых природоохранных и социально-экономических мер и компенсаций.

10.5. В процессе эксплуатации системы морских газопроводов необходимо прогнозировать возможность разрыва трубопровода и выброса продукта с оценкой ожидаемого ущерба биоте моря с учетом возможного скопления рыбы (нерест, миграция, период нагула) вблизи створа системы трубопроводов и осуществлять реализацию защитных мер для трубопровода и окружающей среды, предусмотренных для таких случаев проектом.

10.6. Для защиты и сохранения природной среды на акватории моря и в береговой зоне необходима организация постоянного надзора за соблюдением природоохранных мер в процессе всего периода техногенного воздействия, вызванного производством работ при строительстве и эксплуатации системы морских газопроводов.

Приложение 1 . Обязательное.

Обозначения и единицы измерения

D - номинальный диаметр трубопровода, мм;

t - номинальная толщина стенки трубопровода, мм;

s х - суммарные продольные напряжения, Н/мм 2 ;

s y - суммарные кольцевые напряжения, Н/мм 2 ;

t ху - тангенциальные срезающие напряжения, Н/мм 2 ;

К - расчетный коэффициент надежности, принимаемый по ;

s т - минимальное значение предела текучести металла труб, принимаемое по государственным стандартам и техническим условиям на стальные трубы, Н/мм 2 ;

Р - расчетное внутреннее давление в трубопроводе, Н/мм 2 ;

Ро - наружное гидростатическое давление, Н/мм 2 ;

Рx - сила лобового сопротивления, Н/м;

Рz -подъемная сила, Н/м;

Ри - инерционная сила, Н/м;

G - вес трубопровода в воде (отрицательная плавучесть), Н/м;

m - коэффициент надежности, принимаемый равным 1,1;

f - коэффициент трения;

Рс - расчетное наружное гидростатическое давление на трубопровод с учетом овальности трубы, Н/мм 2 ;

Рсг - критическое наружное давление для круглой трубы, Н/мм 2 ;

Ру - наружное давление на трубопровод, вызывающее текучесть материала

труб, Н/мм 2 ;

Рр - наружное гидростатическое давление, при котором произойдет распространение возникшего ранее смятия трубы, Н/мм 2 ;

e о - допустимая деформация изгиба для трубопровода;

e с - критическая деформация изгиба, вызывающая смятие в результате чистого изгиба трубы;

u - коэффициент Пуассона;

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

Н - критическая глубина воды, м;

g - ускорение силы тяжести, м/с 2 ;

r - плотность морской воды, кг/м 3 ;

U - овальность трубопровода;

R - допустимый радиус кривизны трубопровода при укладке на больших глубинах моря, м.

Приложение 2 .
Рекомендуемое.

Технические термины и определения

Морской газопровод - горизонтальная часть трубопроводной системы, расположенная ниже уровня воды, включающая сам трубопровод, устройства электрохимической защиты на нем и другие устройства, обеспечивающие транспортирование газообразных углеводородов при заданном технологическом режиме.

Охранная зона прибрежных участков газопровода - участки магистрального газопровода от береговых компрессорных станций до уреза воды и далее по дну моря, на расстояние не менее 500 м.

Трубные элементы - детали в конструкции трубопровода, такие как фланцы, тройники, колена, переходники и запорная арматура.

Утяжеляющее покрытие - покрытие, наносимое на трубопровод с целью обеспечения ему отрицательной плавучести и защиты от механических повреждений.

Отрицательная плавучесть трубопровода - сила, направленная вниз, равная весу конструкции трубопровода на воздухе за вычетом веса воды, вытесненной в объеме погруженного в нее трубопровода.

Минимальный предел текучести - минимальный предел текучести, указанный в сертификате или стандарте, по которому поставляются трубы.

При расчетах принимается, что при минимальном пределе текучести суммарное удлинение не превышает 0,2 %.

Расчетное давление - давление, принятое как постоянно действующее максимальное давление, оказываемое транспортируемой средой на трубопровод в процессе его эксплуатации и на которое рассчитана трубопроводная система.

Всплеск давления - случайное давление, вызываемое сбоем установившегося режима потока в трубопроводной системе, не должно превышать расчетное давление более чем на 10 %.

Давление избыточное - разность двух абсолютных давлений, наружного гидростатического и внутреннего.

Испытательное давление - нормированное давление, при котором производится испытание трубопровода перед сдачей его в эксплуатацию.

Испытание на герметичность - гидравлическое испытание давлением, устанавливающее отсутствие утечки транспортируемого продукта.

Испытание на прочность - гидравлическое испытание давлением, устанавливающее конструктивную прочность трубопровода.

Номинальный диаметр трубы - наружный диаметр трубы, указанный в стандарте, по которому поставляются трубы.

Номинальная толщина стенки - толщина стенки трубы, указанная в стандарте, по которому поставляются трубы.

Надежность морского трубопровода - способность трубопровода непрерывно транспортировать продукт в соответствии с установленными проектом параметрами (давление, расход и другие) в течение заданного срока эксплуатации при установленном режиме контроля и технического обслуживания.

Допускаемые напряжения - максимальные суммарные напряжения в трубопроводе (продольные, кольцевые и тангенциальные), допускаемые нормами.

Заглубление трубопровода - положение трубопровода ниже естественного уровня грунта морского дна.

Величина заглубления - разница между уровнями расположения верхней образующей трубопровода и естественным уровнем грунта морского дна.

Длина провисающего участка трубопровода - длина трубопровода, не соприкасающегося с морским дном или с опорными устройствами.

Прокладка морского трубопровода - комплекс технологических процессов по изготовлению, укладке и заглублению морского трубопровода.

Приложение 3 .
Рекомендуемое.

Нормативные документы, использованные при
разработке настоящих норм и правил:

1. СНиП 10-01-94. "Система нормативных документов в строительстве. Основные положения" / Минстрой России. М.: ГП ЦПП, 1994 г.

2. СНиП 2.05.06-85 *. " Магистральные трубопроводы" / Госстрой. М.:ЦИТП Госстроя, 1997 г.

3. *. " Правила производства и приемки работ. Магистральные трубопроводы" /Госстрой. М.: Стройиздат, 1997 г.

4. СНиП 2.06.04-82 *. "Нагрузки и воздействия на гидротехнические сооружения (волновые, ледовые и от судов)" / Госстрой. М.: ЦИТП Госстроя, 1995 г.

5. "Правила безопасности при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений на континентальном шельфе СССР", М.: "Недра", 1990г.;

6. "Правила техники безопасности при строительстве магистральных трубопроводов". М.: "Недра", 1982 г.;

7. "Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов", М.:"Недра", 1989 г.;

8. Стандарт США "Проектирование, строительство, эксплуатация и ремонт морских трубопроводов для углеводородов", АР I - 1111 . Практические рекомендации.1993.

9. Стандарт Норвегии "Det Norske Veritas " (DNV ) "Правила для подводных трубопроводных систем", 1996 г.

10. Британский стандарт S 8010 . "Практическое руководство для проектирования, строительства и укладки трубопроводов. Подводные трубопроводы". Части 1, 2 и 3, 1993 г.

11. АРI 5 L . "Спецификация США для стальных труб". 1995 г.

12. АРI 6 D. "Спецификация США для трубопроводной арматуры (клапаны, заглушки и контрольные задвижки)". 1995 г.

13. Стандарт США АS МЕ В 31.8. "Нормативы по транспортировке газа и распределительным трубопроводным системам", 1996 г.

14. Стандарт США SS -SР - 44 . "Стальные фланцы для трубопроводов", 1990г.

15. Международный стандарт ISO 9000 "Управление качеством и гарантии качества", 1996 г.