При проектуванні і спорудженні трубопроводів в умовах Арктики фахівцям необхідно вирішити цілий ряд унікальних завдань, з якими нафтогазова промисловість досі не стикалася, реалізуючи проекти в інших регіонах світу. В їх число входять льодове пропахіваніе, льодова ерозія дна, вихід льоду на берег, стійкість берегового грунту, танення льодів. Найчастіше виникає необхідність розробки спеціальних методів і обладнання, призначених для роботи у віддалених регіонах (за відсутності якої б то не було інфраструктури), з обмеженою тривалістю будівельного сезону, в суворих погодних умовах і складної льодової обстановки.

специфіка Арктики

Всі перераховані вище фактори необхідно враховувати при проектуванні трубопроводів на додаток до обсягів нафти або газу, показниками міцності грунту і стійкості морського дна. Серед інших чинників - умови довкілля: Такі як глибина моря, температура, морська фауна, тип виконуваних робіт (наприклад, морська транспортування вуглеводневої сировини або промислова експлуатація родовища).

Пропахіваніе морського дна має місце при русі льодових торосів під впливом вітру або сусіднього льодового поля, при цьому кіль Тороса стикається з дном. Льодова ерозія дна утворюється під час весняного танення, коли вода з розливаються річок надходить на поверхню морського льоду і просочується в море через ополонки і тріщини. Просочується вода утворює вири, що впливають на морське дно і лежать на дні трубопроводи.

Берегова лінія і бар'єрні острови піддаються впливу рухомого льоду під час його намерзання або розтину. В результаті уздовж берегової лінії утворюються нагону, максимальна висота яких може бути на рівні ватерлінії або рівня берега, що й призводить до виходу крижаних брил на берег.

На ділянці морського трубопроводу при з'єднанні з наземним трубопроводом в його конструкції має бути передбачено деяку відстань, що охороняє трубопровід від пошкоджень при виході льоду на берег. Закладка гравієм, пригрузка, відновлення рослинного покриву необхідні для запобігання прискореної ерозії ділянки в місці виходу труби на берег.

При розрахунку відстані виходу трубопроводу на берег необхідно також врахувати відступ берегової лінії. На мілководді відбувається промерзання донного грунту в зимовий період. Під шаром рухомого льоду знаходиться вічна мерзлота. Тепловий вплив трубопроводу на мерзлий грунт також має враховуватися при проектуванні, щоб відтавання грунту не вплинуло на цілісність трубопроводу.

монтаж конструкцій

Незважаючи на великий досвід будівництва трубопроводів в різних регіонах світу, досвід спорудження трубопровідних систем в умовах Арктики обмежений трьома проектами: Northstar, Oooguruk і Nikaitchuq. Укладання всіх трьох трубопроводів проводилася з льоду під час зимового будівельного сезону. Трубопроводи були заглиблені щоб уникнути пошкоджень від льодового пропахіванія.

В умовах Арктики для укладання трубопроводів на мілководді використовувалося обладнання, розміщене на льоду під час зимового будівельного сезону. Хоча до цих пір жодного глибоководного арктичного трубопроводу побудовано не було, баржі-трубоукладчики застосовувалися на великих глибинах в субарктичних регіонах (там, де не було льоду).

У неарктичних регіонах, схильних до, тим не менш, льодовому пропахіванію, галузевий досвід будівництва трубопроводів був накопичений на російському шельфі (на о-ві Сахалін), де укладання велася з судів. В рамках проекту «Сахалін-2» були встановлені платформи на родовищах Пильтун-Астохского і Лунский, з'єднані з берегом трубопровідною системою сумарною довжиною 262 км. Крім того, що ця система розрахована на те, щоб витримувати землетруси, трубопроводи були заглиблені на 35 м, щоб уникнути пошкодження від льодового пропахіванія.

При визначенні глибини заглиблення трубопроводів необхідно враховувати цілий ряд факторів, таких як берегова ерозія, рух барханів, а також пропахіваніе морського дна колами льодових торосів. Для уточнення величини і частоти льодових пропахіваній і ерозії при проектуванні трубопровідних систем потрібно використовувати спеціальні програми, призначені для дослідження морського дна. Зазвичай для їх проведення використовують судна, обладнані багатопроменевими бічним і донним профілюючими сонарами. У разі льодової ерозії дна до настання сезону відкритої води використовуються вертольоти.

Після збору даних необхідно провести їх обробку і аналіз для розробки відповідних критеріїв проектування. У минулому обробка даних була трудомістким і тривалим процесом. В даний час з цією метою використовують спеціальні комп'ютерні програми. Створюються докладні бази даних, в яких міститься інформація по кожному об'єкту з зазначенням його місця розташування, глибини, ширини, довжини і т.д. Кожен такий набір даних містить найважливіші параметри, які використовуються при проектуванні, і охоплює великий діапазон глибин з інформацією про частоту і величиною льодового пропахіванія.

прогнозування глибин

На параметри заглиблення трубопровідних систем впливають такі чинники: глибина льодового пропахіванія, геометрія траншеї, деформації під борознами пропахіванія, тип ґрунту і його міцність на зрушення. Основним завданням є усунення і вивчення невизначеностей, пов'язаних з розрахунками глибини. Для цього необхідно визначити проектну глибину пропахіванія на підставі польових даних та фізичних обмежень, таких як міцність грунту і льоду, а потім визначити вплив льоду на грунт і навантаження на трубопровід за допомогою пов'язаного (уточнена модель грунту) і незв'язаного (спрощена модель грунту) аналізів. Зазвичай трубопровід проектується так, щоб він не стикався з кілем льодового Торос. Враховуються також навантаження на траншею і грунт при укладанні трубопроводу і критерії проектування трубопроводу в частині деформацій і навантажень, що впливають на конструктивну цілісність трубопроводу.

Пов'язана модель - це тривимірна модель, в якій грунт моделюється як континуум, а процес пропахіванія експліцитно моделюється в середовищі грунту. Незв'язані моделі - це головним чином двомірні моделі консольного типу, в яких грунт моделюється пружинами. Несталий зміщення (деформації під борознами пропахіванія), накладене на основу пружин, моделює вплив процесу пропахіванія на трубопровід в незв'язаних моделях; характеристики пружин є спрощеним уявленням поведінки ґрунтового середовища в частині кривих навантаження / зсув.

Спільні галузеві проекти дозволяють отримати краще уявлення про процеси пропахіванія льоду і необхідній глибині заглиблення трубопроводів. Завершена недавно дослідження «Оцінка і усунення ризиків при будівництві трубопроводів», що є одним зі спільних галузевих проектів, було націлене на створення інженерних моделей, розробку процедур проектування та узагальнення передового досвіду в області захисту трубопроводів від кільових навантажень. Під керівництвом Канадського центру гідравлічних досліджень недавно завершений спільний галузевої проект з моделювання взаємодії килей льодових торосів і морського дна. Метою даного дослідження було вивчення процесу льодового пропахіванія і його параметрів - сили, глибини і їх співвідношень в умовах піщаних грунтів.

Механічна цілісність трубопроводів і її моніторинг

Системи виявлення витоків на трубопроводах підрозділяються на програмні і апаратні системи. В рамках програмних систем проводиться збір даних з датчиків, які зазвичай використовуються при експлуатації трубопроводів (датчики тиску, температури, витрати) для виявлення та локалізації потенційних витоків на підставі програмних алгоритмів. В апаратних системах для моніторингу витоків використовуються датчики, які пов'язані зі звичайним процесом експлуатації трубопроводів. Для удосконалення наявних в даний час програмних систем моніторингу впроваджується моніторинг випарів і оптоволоконні технології.

інноваційні рубежі

Можливе укладання трубопроводів на короткі відстані через свердловини-шурфи, пробурені з використанням безтраншейних методів укладання. Такі методи можна розділити на дві основні категорії: методи похило-спрямованого буріння і створення мікротуннелей.

Похило-спрямоване буріння застосовується при будівництві річкових переходів і укладанні коротких відрізків трубопроводів через недоступний рельєф. При використанні даного методу бурова установка похилого буріння розташовується на одному березі річки. Вона бурить таку ж свердловину, як і при бурінні на нафту. Свердловина зазвичай буриться на глибину близько декількох метрів під поверхнею грунту з виходом на інший берег. Потім трубопровід або зв'язка трубопроводів простягається через свердловину. Даний метод зводить до мінімуму пошкодження поверхні: параметри обсягу розкриву на погонний метр трубопроводу дозволяють заглиблювати трубопровід на глибину кількох метрів.

Слід зазначити, що при прокладці трубопроводу даним методом використовується буровий розчин (бентоніт). Вихід бурового розчину в непередбачуваних місцях і забруднення навколишнього середовища розчином - головні недоліки даного методу. Крім того, застосування похило-спрямованого буріння може виявитися проблематичним через характеристик грунтів в Арктиці.

Використання даного методу обмежена стійкістю стінок свердловини і зусиллям, необхідним для проштовхування колони бурильних труб в свердловину при бурінні, а після його завершення - для проштовхування трубопроводу через свердловину. Більшої довжини можна досягти за допомогою будівництва кесонів на мілководді через кожні 2 км траси. Така технологія була успішно застосована при з'єднанні платформи Mittelplate в німецькому секторі Північного мору з береговими спорудами за допомогою трубопроводу довжиною 11 км.

Технологія створення мікротуннелей задавливания труб використовувалася на ділянках берегового примикання (наприклад, ділянку трубопроводу Europipe). Проте, при застосуванні даного методу довжина все ще обмежена кількома кілометрами в основному через необхідність проштовхування з одного кінця трубопроводу підтримуючої труби. Звичайна тунельна технологія з використанням тунельних машин дозволяє створювати споруди підтримки безпосередньо за забоєм, внаслідок чого можна збільшити довжину самого тунелю. Для цього його діаметр повинен становити кілька метрів (необхідно для встановлення обладнання). Однак застосування такого методу для будівництва трубопроводів, на думку фахівців, навряд чи можна назвати практичним.

Ключовим питанням проектування морських трубопроводів є вибір і обгрунтування його основних конструктивних параметрів, таких як матеріал труб, їх зовнішній діаметр і товщина стінки, спосіб монтажу, а також захисту від корозії, забезпечення стійкості і інших експлуатаційних характеристик.

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

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

До числа найбільш поширених матеріалів і відповідно конструкцій відносяться:

1. Труби з вуглецево-марганцевої сталі . Найбільш повний звід 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 і виготовляються з декількох шарів пластмаси, гуми і сталі для формування міцних і гнучких трубопроводів, здатних витримувати високі робочі тиску і забезпечувати транспортування широкого ряду продуктів. Гнучкі труби мають велику вартість матеріалу, однак вони забезпечують значну економію витрат на укладання. Вони можуть укладатися з неспеціалізованих плавучих засобів, а це означає, що великі витрати на мобілізацію спеціального трубоукладальних судна, наприклад до віддалених будівельно-монтажним ділянкам, можуть бути знижені.

3. пучки труб . Розробка невеликих родовищ часто пов'язана із застосуванням певного центрального експлуатаційного споруди, оточеного кількома саттелітнимі свердловинами, для видобутку продукту або закачування води в пласт. Економічним рішенням для проблеми монтажу декількох ліній на короткій ділянці є застосування пучка ліній. Пучок може складатися з окремих труб, укладених в 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 буксирують на місце по дну, 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, несучу трубу заповнюють водою на грунті і окремі трубопроводи пучка під'єднують до відповідного обладнання. Зв'язування труб в пучки забезпечує значну економію коштів, якщо може бути знайдена відповідна площадка на березі для виготовлення таких пучків.

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

Конструкція J-образних труб залежить від того, що мається на увазі в них розташовувати, а саме: сталевий трубопровід, гнучкий трубопровід або забезпечують кабелі.

J-образні труби забезпечують значну економію, пов'язану зі зменшенням вартості конструкції морських споруд, оскільки при цьому виключається необхідність застосування сполучних котушок. Початковий кінець трубопроводу може бути укладений з відповідного плавучого засобу і затягнуть у J-подібну трубу за допомогою лебідок, розташованих на платформі. Плавучий засіб потім переміщається від платформи і виконує звичайні операції укладання трубопроводу. Якщо потрібно під'єднати другий кінець трубопроводу до платформи через J-подібну трубу, то його укладають петлею і потім втягують.

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

Серед них можна виділити дві принципово різні схеми:

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

2) обидві труби працюють.

Конструкції типу «труба в трубі» показані на рис. 10.6-10.9. Їх істотним недоліком є \u200b\u200bте, що кожух не сприймає навантаження від внутрішнього тиску і тим самим не підвищує їх несучу здатність. Крім того, потрібно баластування всього трубопроводу.

Для більш повного використання несучої здатності внутрішньої і 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 двухтрубная конструкція, здатна витримувати значно більший внутрішній тиск.

Діаметр внутрішньої труби приймають виходячи з технологічних міркувань (пропускної спроможності), а зовнішній - виходячи із забезпечення можливості прокачування заповнювач (цемент, бітум, епоксидні смоли і т. П.) По міжтрубному просторі, а також із забезпечення необхідної плавучості.

6. Баластування підводних трубопроводів . Баластування підводних трубопроводів необхідна для їх сталого становища на дні моря, водойми, річки, озера. Для забезпечення стійкого становища підводний трубопровід повинен мати негативну плавучість, тобто повний вага трубопроводу в повітрі повинен бути більше витісненої ним води.

На стійкість підводного трубопроводу великий вплив робить об'ємний вага води в придонному зоні (при розмиванні грунту від дії хвиль), а також гідродинамічний тиск від хвилювання і течій. Зміна об'ємної ваги води з 1,0 до 1,20- 1,25 т / м 3 може привести до зменшення величини негативної плавучості і спливання трубопроводу.

Таким чином, при підрахунку ваги труби в воді, крім значення негативної плавучості, слід враховувати й інші фактори, які мають додатковий вплив на стійкість підводного трубопроводу. Необхідне значення ваги баласту визначається за умовним «питомій вазі» трубопроводу (відношення ваги трубопроводу з баластом в повітрі до ваги води, що витісняється трубопроводом і баластом). Так, за американськими технічними умовами морські трубопроводи, що укладаються в прибережних зонах, повинні мати умовний «питома вага» не менше 1,30. В окремих випадках, залежно від природних умов району прокладки, коли при заворушеннях об'ємна вага грунтовій суміші в придонному зоні доходить до 1,8 т / м 3, величини умовного «питомої ваги» морського трубопроводу рекомендується збільшувати до 2.

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

Застосування баластних вантажів з чавуну пов'язано з великою витратою металу. В окремих випадках вартість баластування чавунними вантажами може в 1,5-2 рази перевищувати вартість труб. Тому з метою економії металу рекомендується застосовувати залізобетонні вантажі. Серйозним недоліком використання бетонних і залізобетонних вантажів для баластування підводних і особливо морських трубопроводів є їх порівняно невеликий об'ємний вага і, отже, необхідність застосування великої їх кількості. Для збільшення об'ємної ваги залізобетонних вантажів до складу інертних наповнювачів вводять утяжеляющие добавки - гематит, залізну руду і т. Д. - і тим самим об'ємна вага бетону доводять до 2,8-3,0 т / м 3.

Слід зазначити, що поодинокі вантажі можуть створювати зосереджені навантаження, пошкоджувати ізоляцію, ускладнювати протягування їх по дну і виключати застосування трубозаглубітельних механізмів.

Останнім часом при будівництві морських трубопроводів знайшли застосування пригрузки суцільними покриттями з бетону, посиленого арматурою, поверх шару антикорозійного ізоляції.

У більшості випадків бетонну суміш наносять на поверхню методом торкретування. Армоване бетонне баластні покриття є ефективним способом обважнення морських трубопроводів особливо великого діаметра. Слід зазначити, що питання доцільності застосування суцільного покриття з бетону пов'язаний з обраним методом прокладки трубопроводів.

Бетонні та інші суцільні покриття часто застосовують при протягування трубопроводу по дну 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 трубозаглубітельние снаряди, що переміщаються уздовж укладених трубопроводів.

Особливий інтерес представляють спеціальні баластні покриття, до складу яких входить асфальтова мастика з частинками скловолокна і робить важчою матеріалами. 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 додаються матеріалів.

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

В окремих випадках в спокійних акваторіях з стійкими грунтовими умовами, а також при прокладці трубопроводів через заплавні і 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 і полімерну плівку. В останні роки розроблені напилювані епоксидні покриття.

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

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

Епоксидні покриття виготовляють з суміші епоксидної пудри, барвника і затверджувача. Їх наносять шаром товщиною 0,31-0,64 мм на попередньо підігріту (приблизно до 232 ° С) поверхню труби. Епоксидні покриття володіють більш високими адгезійними властивостями, гнучкістю і стійкістю до абразивного зносу і ударних навантажень, але вимагають особливої \u200b\u200bпідготовки поверхні труби, включаючи попередній підігрів, а також спеціальною технологією нанесення утяжеляются покриття.

резюме

Морські трубопровідні системи - складні технічні об'єкти, що працюють у важких природних умовах. Вони є ефективними засобами транспорту при освоєнні нафтогазових ресурсів континентального шельфу морів і океанів. У найближчі десятиліття зі збільшенням видобутку газу і нафти з родовищ шельфу Росії потреби в морських трубопроводах будуть наростати.

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

Справжні відомчі будівельні норми (ВСН) призначені для проектування і будівництва морських магістральних газопроводів.

В ВСН наведені основні вимоги до проектування та будівництва морських газопроводів на континентальному шельфі Росії діаметром до 720 мм і внутрішньому робочому тиску не більше 25 МПа. При конкретизації регіону будівництва справжні ВСН повинні бути доповнені вимогами, які враховують специфіку даного регіону.

Позначення і одиниці вимірювання, які використовуються в цих нормах і правилах, наведені в.

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

перелік нормативних документів, Використаних при розробці цих норм і правил, наведено в

Розроблено та внесено АТ ВНІІСТ ДВАТ Гіпроспецгаз ВНІІГАЗ

Затверджено ВАТ "Газпром"

ЧАСТИНА 1. НОРМИ ПРОЕКТУВАННЯ

1. Загальні положення

1.1. Морські магістральні газопроводи повинні володіти підвищеною надійністю при будівництві та експлуатації з урахуванням особливих умов (великі глибини моря, підвищена протяжність без проміжних компресорних станцій, морські шторми, підводні течії, сейсмічність і інші фактори).

Проектні рішення по прокладці морських газопроводів повинні бути узгоджені з Державним Комітетом РФ по охороні навколишнього середовища, Держнаглядохоронпраці України і місцевими органами нагляду.

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

1.3. Діаметр морського газопроводу і величина робочого тиску визначаються з умов поставки природного газу Споживачеві на підставі гідравлічного аналізу.

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

1.5. Межами морської ділянки магістрального газопроводу є запірна арматура, встановлена \u200b\u200bна протилежних берегах моря. Запірна арматура повинна бути оснащена автоматикою аварійного закриття.

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

1.7. Морський газопровід повинен бути вільний від перешкод потоку, 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 діючої нитки при будівництві нової нитки газопроводу і безпеки при виконанні будівельно-монтажних робіт.

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

Захист від корозії повинна сприяти безаварійної роботи морського трубопроводу впродовж всього терміну його експлуатації.

1.10. Морський трубопровід повинен мати изолирующее з'єднання (фланець або муфту) з системою захисту від корозії сухопутних ділянок магістрального газопроводу.

1.11. Вибір траси морського трубопроводу повинен проводитися за критеріями оптимальності і грунтуватися на наступних даних:

· Грунтові умови морського дна;

· Батиметрія морського дна;

· Морфологія морського дна;

· Вихідні відомості про навколишнє середовище;

· Сейсмічна активність;

· Райони рибальства;

· Суднові фарватери і місця заякоріванню судів;

· Райони скидання грунту;

· Акваторії з підвищеним екологічним ризиком;

· Характер і протяжність тектонічних розломів. В якості основних критеріїв оптимальності слід приймати технічну і екологічну безпеку споруди.

1.12. У проекті необхідно подати дані про фізичну і хімічний склад продукту, що транспортується, його щільності, а також вказати розрахункове внутрішній тиск і розрахункову температуру вздовж всієї траси трубопроводу. Наводяться також відомості про граничні значення температури і тиску в трубопроводі.

Слід вказати допустимі концентрації корозійних компонентів в транспортується газ: сірчистих сполук, води, хлоридів, кисню, двоокису вуглецю і сірководню.

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

· Напрямок та швидкість вітру;

· Висота, період і напрямок морських хвиль;

· Швидкість і напрямок морських течій;

· Рівень астрономічного припливу і відпливу;

· Штормовий нагону води;

· Властивості морської води;

· Температура повітря і води;

· Зростання морського обростання на трубопроводі;

· Сейсмічна обстановка;

· Поширення промислових і охоронюваних видів морської флори і фауни.

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

1.15. Газопровід повинен заглиблюватися в дно на ділянках його виходу на берег. Проектна відмітка верху заглибленого в грунт трубопроводу (по утяжеляются покриттю) повинна призначатися нижче прогнозованої глибини розмиву дна акваторії або берегової ділянки на весь період експлуатації морського трубопроводу.

1.16. На глибоководних ділянках газопровід можна прокладати по поверхні дна моря за умови забезпечення його проектного положення в процесі всього періоду експлуатації. При цьому необхідно обгрунтування виключення спливання або зрушень трубопроводу під впливом зовнішніх навантажень і його пошкодження риболовецькими тралами або якорями судів.

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

· Виникнення і поширення розтріскування або зминання труб і зварних швів в процесі монтажу або експлуатації;

· Втрата стійкості положення трубопроводу на дні моря;

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

· Неприпустимо великі прольоти трубопроводу на дні;

· Ерозія морського дна;

· Удари по трубопроводу якорями судів або риболовецьких тралів;

· Землетрусу;

· Порушення технологічного режиму транспортування газу. Вибір способу захисту приймається в проекті в залежності від місцевих умов навколишнього середовища і ступеня потенційної загрози морського газопроводу.

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 стали, необхідність термообробки після зварювання кільцевих монтажних зварних стиків, система протикорозійного захисту, плани майбутнього розвитку регіонів уздовж траси трубопровідної системи, обсяги робіт і 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 при виготовленні, укладанні і 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 усталостного і крихкого руйнування трубопроводу з урахуванням зварних кільцевих швів, аналіз стійкості стінки труби на зминання і надлишкових деформацій , аналіз вібрацій, якщо це необхідно, аналіз стабільності підстави морського дна.

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

· Технічні умови на матеріал труб;

· Технічні умови на зварювання труб і неруйнівний контроль із зазначенням норм допустимих дефектів зварних швів;

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

· Технічні умови на зовнішнє і внутрішнє антикорозійне покриття труб;

· Технічні умови на утяжеляются 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 і берегозахисні заходи;

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

· Технічні умови на обслуговування і ремонт морського трубопроводу;

· Загальну специфікацію матеріалів;

· Опис будівельних плавзасобів та іншого обладнання, що використовується.

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

1.20. Проектно-конструкторська документація, включаючи протоколи випробувань, матеріали досліджень і вихідної діагностики повинні бути збережені протягом усього терміну служби морської трубопровідної системи. Необхідно зберігати також звіти про роботу трубопровідної системи, щодо інспекційного нагляду в процесі її експлуатації, а також дані про технічне обслуговування морської трубопровідної системи.

1.21. Експертиза проектної документації повинна виконуватися незалежними організаціями, якими проектна організація представляє всю необхідну документацію.

2. Розрахункові критерії для трубопроводів.

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

2.2. Розрахунки морського газопроводу необхідно здійснювати на статичні і динамічні навантаження і впливу з урахуванням роботи зварних кільцевих швів відповідно до вимог будівельної механіки, міцності матеріалів і механіки грунтів, а також вимог цих норм.

2.3. Точність методів розрахунку повинна бути обгрунтована практичної і економічною доцільністю. Результати аналітичних і чисельних рішень, при необхідності, повинні бути підтверджені лабораторними або натурними випробуваннями.

2.4. Розрахунок морського газопроводу проводиться на найбільш несприятливе поєднання реально очікуваних навантажень.

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

2.6. При розрахунках на міцність і деформативність основні фізичні характеристики стали слід приймати по " технічним умовам на матеріал труб ".

3. Навантаження і впливи.

3.1. В даних нормах прийняті 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 діючим навантаженням на морський трубопровід в процесі його будівництва і подальшої експлуатації відносяться:

· Вага конструкції трубопроводу, включаючи утяжеляются покриття, морське обростання та інше;

· Зовнішнє гідростатичний тиск морської води;

· Виштовхує сила водного середовища;

· Внутрішній тиск, що транспортується;

· Температурні впливу;

· 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 і навантаження, що виникають в процесі гидростатических випробувань.

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

3.5. При визначенні навантажень і впливів на морський трубопровід слід грунтуватися на даних інженерних вишукувань, проведених в зоні проходження траси трубопроводу, включаючи інженерно-геологічні, метеорологічні, сейсмічні й інші види вишукувань.

Навантаження і впливи повинні підбиратися з урахуванням прогнозного зміни умов навколишнього середовища і технологічного режиму транспортування газу.

4. Допустимі розрахункові напруги і деформації.

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

s доп £ K × s Т (1)

Значення розрахункових коефіцієнтів надійності "К" для морських газопроводів.

Кільцеві напруження розтягу при постійно діючих навантаженнях		Сумарні напруги при постійних навантаженнях в комбінації з навантаженнями навколишнього середовища або випадковими навантаженнями	Сумарні напруги в процесі будівництва або проведення гідростатичних випробувань
морський газопровід	Берегові і прибережні ділянки газопроводу в охоронній зоні		Морський газопровід, включаючи берегові і 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 і місцеву стійкість перетину труби від зовнішнього гідростатичного тиску. У цьому випадку внутрішній тиск в трубопроводі приймають рівним 0,1 МПа.

4.4. Значення овальності труб встановлюється за формулою:

(3)

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

4.5. Залишкова деформація в морському трубопроводі повинна бути не більше 0,2% (0002).

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

4.7. У проекті слід дати аналіз всіх можливих коливань напруги в трубопроводі за інтенсивністю і частотою, здатних викликати втомні руйнування в процесі будівництва або при подальшій експлуатації морської трубопровідної системи (гідродинамічні впливу на трубопровід, коливання робочого тиску і температури та інші). Особливу увагу слід приділяти ділянкам трубопровідної системи, схильним до концентрації напружень.

4.8. Для розрахунку втомних явищ можна використовувати методики, засновані на механіці руйнувань при випробуванні труб на малоцікловую втому.

5. Розрахунок товщини стінки трубопроводу.

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

На внутрішній тиск в трубопроводі для мілководних, берегових і прибережних ділянок газопроводу, розташованих в охоронній зоні;

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

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

()

Примітка:

Наведена залежність може бути застосована для діапазону розрахункових температур газу, що транспортується між - 15 ° С і + 120 ° С за умови забезпечення равнопрочності 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 товщині, отриманої за формулою (), з округленням до найближчого більшого значення, передбаченого державними стандартами або технічними умовами.

5.4. Товщина стінки трубопроводу повинна бути достатньою з урахуванням навантажень, що виникають при монтажі, укладанні, гідравлічних випробуваннях трубопроводу і при 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, додавання допусків на корозію не потрібно.

5.6. Для запобігання зминання стінки трубопроводу на глибоководних ділянках траси під впливом зовнішнього тиску, розтягування і вигину необхідне виконання умови:

(5)

5.7. При визначенні товщини стінки труб в умовах сумісної дії вигину і стиснення в розрахунках слід приймати значення межі текучості на стиск, рівне 0,9 від межі текучості матеріалу труб.

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

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

6.1. Для діапазону співвідношень 15

(6)

(7)

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

6.2. Зовнішнє гідростатичний тиск на трубу при фактичній глибині води визначається за формулою:

(9)

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

Зовнішнє гідростатичний тиск, при якому може відбутися поширення виниклого раніше смятия, встановлюється за формулою:

(10)

6.4. Для виключення розвитку смятия по довжині трубопроводу, на трубопроводі необхідно передбачити установку обмежувачів смятия у вигляді кілець жорсткості або патрубків зі збільшеною товщиною стінки.

Довжина обмежувачів повинна бути не менше чотирьох діаметрів труби.

7. Стійкість трубопроводу на дні моря при впливі гідродинамічних навантажень.

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

Якщо трубопровід заглиблений в неміцному грунті, а його щільність менше щільності навколишнього грунту, слід встановити, що опір грунту зрізають зусиллям досить для запобігання спливання трубопроводу на поверхню.

7.2. Відносна щільність трубопроводу з утяжеляются покриттям повинна бути більше щільності морської води з урахуванням наявності в ній зважених часток грунту і розчинених солей.

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

(11)

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

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

7.5. Максимальну горизонтальну ( Р х + Р і) і відповідну їй вертикальну Рz проекції лінійної навантаження від хвиль і морських течій, що діють на трубопровід, необхідно визначати за формулами *.

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

· Повторюваністю один раз в 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 приймати за даними інженерних вишукувань для відповідних фунтів по трасі морського трубопроводу.

8. Матеріали і вироби.

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

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

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

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

8.3. В "Технічних умовах на зварювання труб і неруйнівний контроль" слід вказати вимоги до дефектів зварних швів, при яких дозволено проводити ремонт кільцевих зварних з'єднань трубопроводу. Необхідно також привести дані по термообробці зварних з'єднань або супутньому їх нагріванні після зварювання при монтажі трубопроводу.

8.4. Для зварювальних електродів і інших виробів повинні бути представлені специфікації на їх виготовлення.

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

8.6. Сполучні деталі, призначені для морського трубопроводу, повинні проходити випробування в заводських умовах гідравлічним тиском в 1,5 рази більшим робочого тиску.

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

· Керамічні або плавлені флюси спеціальних складів;

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

· Аргон газоподібний;

· Спеціальні суміші аргону з вуглекислим газом;

· Самозахисна порошковий дріт.

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

8.8. Для ручного дугового зварювання і ремонту морського трубопроводу повинні використовуватися електроди з основним або целюлозним виглядом покриття. Конкретні марки зварювальних електродів повинні вибиратися з урахуванням їх стійкості в сірководневої середовищі і бути атестовані відповідно до вимог "Технічних умов на зварювання труб і неруйнівний контроль".

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

Клас і марка бетону, його щільність, товщина бетонного покриття, маса обетонірованной труби визначаються проектом.

Сталева арматура не повинна утворювати електричного контакту з трубою або анодами, а також не повинна виходити на зовнішню поверхню покриття.

Між утяжеляются покриттям і трубою має бути забезпечено достатнє зчеплення, що виключає прослизання при зусиллях, що виникають в процесі укладання та експлуатації трубопроводу.

8.10. Армоване бетонне покриття на трубах повинно мати хімічну і механічною стійкістю по відношенню до впливів зовнішнього середовища. Тип арматури вибирається залежно від навантажень на трубопровід і умов експлуатації. Бетон для утяжеляются покриття повинен мати достатню міцність і довговічністю.

Кожна обетонірованная труба, яка надходить на будівельний майданчик, повинна мати спеціальне маркування.

ЧАСТИНА 2. ВИРОБНИЦТВО І ПРИЙНЯТТЯ РОБІТ

1. Загальні положення

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

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

2.1. З'єднання труб при будівництві можуть виконуватися з використанням двох організаційних схем:

· З попередньої зварюванням труб в двох-або Чотирьохтрубна секції, які потім зварюються в безперервну нитку;

· Зварюванням окремих труб в безперервну нитку.

2.2. Зварювальний процес виконується відповідно до "Технічними умовами на зварювання труб і неруйнівний контроль" одним із таких способів:

· Автоматична або напівавтоматична зварювання в середовищі захисного газу плавиться або не плавиться,;

· Автоматична або напівавтоматична зварювання самозахисного дротом з примусовим або вільним формуванням металу шва;

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

· Електроконтактна зварювання безперервним оплавленням з послесварочной термічною обробкою і радіографічним контролем якості зварних з'єднань.

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

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

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

2.4. Всі оператори автоматичного і напівавтоматичного зварювання, а також зварювальники-ручники повинні бути атестовані відповідно до вимог DNV (1996) або з урахуванням додаткових вимог по стійкості зварних з'єднань при роботі в сірководневої середовищі.

Атестація повинна проводитися в присутності представників Замовника.

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

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

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

При узгодженні із Замовником допускається застосування 100% автоматизованого ультразвукового контролю з записом на стрічці 25% дублюючого радіографічного контролю.

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

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

2.9. При відповідному обґрунтуванні допускається виробляти з'єднання батогів трубопроводу або ремонтні роботи на дні моря, із застосуванням стикувальних пристроїв і гіпербаричної зварювання. Процес підводного зварювання повинен бути класифікований відповідними випробуваннями.

3. Захист від корозії

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

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

3.3. Ізоляція повинна витримувати випробування на пробій при напрузі не менше
5 кВ на міліметр товщини.

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

Ізоляція місць підключення пристроїв електрохімічного захисту і контрольно-вимірювальної апаратури, а також відновлена \u200b\u200bізоляція на пошкоджених ділянках повинні забезпечувати надійну адгезію і захист від корозії металу труб.

3.5. При виконанні ізоляційних робіт повинен проводитися:

· Контроль якості застосовуваних матеріалів;

· Операційний контроль якості етапів ізоляційних робіт.

3.6. У період транспортування, вантажно-розвантажувальних робіт і складування труб повинні бути передбачені спеціальні заходи, що виключають механічні пошкодження ізоляційного покриття.

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

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

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

3.10. Протекторам необхідно мати два сполучних кабелю з трубою. Протектори браслетного типу встановлюють на трубопроводі таким чином, щоб уникнути їх механічного пошкодження при транспортуванні і укладанні трубопроводу.

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

При узгодженні із Замовником можна використовувати ручну електродугове зварювання електродами.

3.11. На морському трубопроводі повинні бути забезпечені потенціали безперервно по всій його поверхні протягом всього періоду експлуатації. Для морської води мінімальні і максимальні значення захисних потенціалів наведені в. Зазначені потенціали розраховані для морської води з солоністю від 32 до 28% о при температурі від 5 до 25 ° С.

Мінімальні та максимальні захисні потенціали

3.12. Електрохімічний захист повинна бути введена в дію не пізніше 10 діб з моменту закінчення робіт з укладання трубопроводу.

4. Виходи трубопроводу на берег

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

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

· Направлене 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 і інші місцеві умови в районі будівництва, а також оснащеність будівельної організації технічними засобами, використовуваними для виконання робіт.

4.3. Виходи трубопроводу на берег із застосуванням похило-спрямованого буріння або тунелю повинні бути обгрунтовані в проекті економічної та екологічної доцільності їх застосування.

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

· Батіг трубопроводу необхідної довжини виготовляється на трубоукладальних судні і простягається до берега по дну раніше підготовленої підводної траншеї із застосуванням тягової лебідки, встановленої на березі;

· Батіг трубопроводу виготовляється на берегової майданчику, проходить гідростатичні випробування і потім витягується в море по дну підводної траншеї за допомогою тягової лебідки, встановленої на трубоукладальних судні.

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

5. Підводні земляні роботи

5.1. Технологічні процеси розробки траншеї, укладання трубопроводу в траншею і його засипки грунтом повинні бути максимально поєднані в часі з урахуванням заносимості траншеї і переформування її поперечного профілю. При засипці підводних траншей повинні бути розроблені технологічні заходи, що знижують до мінімуму втрати грунту за межами траншеї.

Технологія розробки підводних траншей повинна бути узгоджена з природоохоронними органами.

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

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

5.3. Параметри підводної траншеї на ділянках, глибини яких з урахуванням
сгонно-нагінних і припливів-коливань рівня води, менш опади землерийної техніки, слід приймати відповідно снормамі експлуатації морських суден і забезпечення безпечних глибин в межах робочих переміщень землерийної техніки і обслуговуючих її судів.

5.4. Обсяги тимчасових відвалів грунту повинні бути зведені до мінімуму. Місцезнаходження складування розробляється грунту повинно бути вибрано з урахуванням мінімального забруднення навколишнього середовища і погоджено з організаціями, контролюючими екологічний стан району будівництва.

5.5. Якщо проектом дозволяється використовувати для засипання траншеї місцевий грунт, то при будівництві многониточной трубопровідної системи допускається траншею з покладеним трубопроводом засипати грунтом, відривають з траншеї паралельної нитки.

6. Укладання з трубоукладальних судна

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

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

6.3. Трубоукладальне 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 і укладку трубопроводу на проектні позначки.

6.4. На мілководних ділянках траси трубоукладальне судно повинно забезпечувати укладання трубопроводу в підводну траншею в межах допусків, що визначаються проектом. Для контролю положення судна відносно траншеї слід використовувати скануючі ехолоти та гідролокатори кругового огляду.

6.5. Перед початком укладання трубопроводу в траншею слід виконати підчищення підводної траншеї і здійснити контрольне проміри з побудовою поздовжнього профілю траншеї. Під час протягування трубопроводу по дну моря необхідно виконати розрахунки тягових зусиль і напруженого стану трубопроводу.

6.6. Тягові засоби вибирають по максимальному розрахунковому тяговому зусиллю, яке в свою чергу залежить від довжини протягати трубопроводу, коефіцієнта тертя і ваги трубопроводу в воді (негативної плавучості).

Значення коефіцієнтів тертя ковзання повинні призначатися за даними інженерних вишукувань з урахуванням можливості занурення трубопроводу в грунт, несучої здатності грунту і 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 і мати пристрої для механічної отстропкі.

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

· Початок укладання;

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

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

· Закінчення укладки робіт.

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

6.10. В процесі укладання трубопроводу повинні безперервно контролюватися кривизна трубопроводу і напруги, що виникають в трубопроводі. Значення цих параметрів повинні визначатися на основі розрахунків навантажень і деформацій до початку укладання трубопроводу.

7. Берегозахисні заходи

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

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

8. Контроль за якістю будівництва

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

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

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

· Контроль якості обетонірованних труб повинен здійснюватися відповідно до технічних вимог на поставку обетонірованних труб;

· Надходять труби, зварювальні матеріали (електроди, флюс, дріт) повинні мати Сертифікати, які відповідають вимогам технічних умов на їх поставку;

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

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

8.3. Морська землерийна техніка, трубоукладальні баржі і обслуговуючі їх суду повинні бути оснащені автоматичною системою орієнтації, призначеної для постійного контролю планового положення цих технічних засобів в процесі їх роботи.

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

Якщо глибина залягання трубопроводу в грунті виявляється недостатньою, робляться виправні заходи.

8.5. В процесі укладання трубопроводу необхідно проводити контроль основних технологічних параметрів (положення стінгера, натяг трубопроводу, швидкість переміщення трубоукладальних судна і ін.) На предмет їх відповідності проектним даними.

8.6. Для контролю за станом дна і положення трубопроводу необхідно періодично за допомогою водолазів або підводних апаратів виробляти обстеження, яке дозволить виявити фактичне розташування трубопроводу (розмиви, провіси), а також можливі деформації дна вздовж трубопроводу, викликані хвилюванням або підводними течіями в цій зоні.

9. Очищення порожнини і випробування

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

9.2. Попереднє випробування батогів трубопроводу на березі виконується лише в тому випадку, якщо проектом передбачається виготовлення батогів трубопроводу на березі і їх укладання в море способами протягування в напрямку до трубоукладальних судну.

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

9.4. Мінімальний тиск при гідростатичних випробуваннях на міцність приймається в 1,25 рази вище розрахункового тиску. При цьому кільцеві напруги в трубі під час випробування на міцність не повинні перевищувати 0,96 від межі текучості металу труб.

Час витримки трубопроводу під тиском гідростатичного випробування повинна становити не менше 8 годин.

Трубопровід вважається витримали опресовування, якщо протягом останніх чотирьох годин випробувань не було зареєстровано поданий тиску.

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

9.6. Видалення води з трубопроводу повинне проводитися з пропуском не менше двох (основного і контрольного) поршнів-роздільників під тиском стисненого повітря або газу.

Результати видалення води з газопроводу слід вважати задовільними, якщо попереду контрольного поршня-роздільника немає води і він вийшов з газопроводу не руйнування. В іншому випадку пропуск контрольного поршня-роздільника по трубопроводу необхідно повторити.

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

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

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

10. Охорона навколишнього середовища

10.1. У морських умовах всі види робіт вимагають ретельного вибору технологічних процесів, технічних засобів і обладнання, що забезпечують збереження екологічного середовища регіону. Дозволяється використовувати лише ті технологічні процеси, які забезпечать мінімальну негативну дію на навколишнє середовище і швидке її відновлення після завершення будівництва системи морських газопроводів.

10.2. При проектуванні системи морських газопроводів всі заходи з охорони навколишнього середовища повинні бути включені в належним чином затверджений план оцінки впливу на навколишнє середовище (ОВНС).

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

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

10.4. У план ОВНС повинен входити комплекс конструктивних, будівельних і технологічних заходів, що забезпечують охорону навколишнього середовища при будівництві та експлуатації системи морських газопроводів.

В процесі розробки ОВНС враховуються такі чинники:

· Вихідні дані за природними умовами, фонового екологічного стану, біологічним ресурсам акваторії, що характеризує природний стан регіону;

· Технологічні і конструктивні особливості системи морського газопроводу;

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

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

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

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

· Моніторинг за станом навколишнього середовища в регіоні;

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

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

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

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

Додаток 1.
Обов'язкове.

Позначення і одиниці вимірювання

D - номінальний діаметр трубопроводу, мм;

t - номінальна товщина стінки трубопроводу, мм;

s х - сумарні поздовжні напруги, Н / мм 2;

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

t ху - тангенціальні зрізують напруги, Н / мм 2;

К - розрахунковий коефіцієнт надійності, що приймається по;

s т - мінімальне значення межі текучості металу труб, прийняте за державними стандартами і технічними умовами на сталеві труби, Н / мм 2;

Р - розрахункове внутрішній тиск в трубопроводі, Н / мм 2;

Ро - зовнішнє гідростатичний тиск, Н / мм 2;

Рx - сила лобового опору, Н / м;

Рz -под'емная сила, Н / м;

Рі - інерційна сила, Н / м;

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

m - коефіцієнт надійності, що дорівнює 1,1;

f - коефіцієнт тертя;

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

РСГ - критичне зовнішній тиск для круглої труби, Н / мм 2;

Ру - зовнішній тиск на трубопровід, що викликає плинність матеріалу

труб, Н / мм 2;

Рр - зовнішнє гідростатичний тиск, при якому відбудеться поширення виниклого раніше зім'яло труби, Н / мм 2;

e про - допустима деформація вигину для трубопроводу;

e с - критична деформація вигину, що викликає смятие 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, м.

Технічні терміни та визначення

морський газопровід - горизонтальна частина трубопровідної системи, розташована нижче рівня води, що включає сам трубопровід, пристрої електрохімічного захисту на ньому і 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 по дну моря, на відстань не менше 500 м.

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

утяжеляются покриття - покриття, що наноситься на трубопровід з метою забезпечення йому негативної плавучості і захисту від механічних пошкоджень.

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

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

При розрахунках приймається, що при мінімальній межі текучості сумарне подовження не перевищує 0,2%.

розрахунковий тиск - тиск, прийняте як постійно діюче максимальний тиск, який чиниться транспортується середовищем на трубопровід в процесі його експлуатації і на яке розрахована трубопровідна система.

сплеск тиску - випадкове тиск, що викликається збоєм усталеного режиму потоку в трубопровідній системі, не повинно перевищувати розрахункове тиск більш ніж на 10%.

тиск надмірний - різницю двох абсолютних тисків, зовнішнього гідростатичного і внутрішнього.

Випробувальний тиск - нормоване тиск, при якому проводиться випробування трубопроводу перед здачею його в експлуатацію.

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

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

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

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

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

Допустимі напруги - максимальні сумарні напруги в трубопроводі (поздовжні, кільцеві і тангенціальні), яких припускаються нормами.

заглиблення трубопроводу - становище трубопроводу нижче природного рівня грунту морського дна.

величина заглиблення - різниця між рівнями розташування верхньої твірної трубопроводу і природним рівнем грунту морського дна.

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

Прокладка морського трубопроводу - комплекс технологічних процесів по виготовленню, укладанню і заглиблення морського трубопроводу.

Додаток 3.
Рекомендоване.

Нормативні документи, використані при
розробленні цих норм і правил:

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

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

3. СНиП III-42-80 *. "Правила виробництва і приймання робіт. Магістральні трубопроводи" / Держбуд. М .: Стройиздат, 1997 г.

4. СНиП 2.06.04-82 *. "Навантаження і впливи на гідротехнічні споруди (хвильові, льодові і від судів)" / Держбуд. М .: ЦІТП Держбуду, 1995 г.

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

6. "Правила техніки безпеки при будівництві магістральних трубопроводів". М .: "Надра", 1982 р .;

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

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

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

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

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

12. АРI 6 D . "Технічна специфікація США для трубопровідної арматури (клапани, заглушки і контрольні засувки)". 1995 р

13. Стандарт США АSМЕ В 31.8. "Нормативи з транспортування газу і розподільним трубопровідним системам", 1996 г.

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

15. Міжнародний стандарт ISO 9000 "Управління якістю і гарантії якості", 1996 г.

Глибина моря може досягати декількох кілометрів. Прокласти труби по дну - складне завдання. Але по дну Північного моря йдуть 6000 км трубопроводів, деякі з яких там уже 40 років.

Розміри найбільшого в світі судна - Solitaire - 300 метрів в довжину і близько 40 метрів в ширину. Саме це судно задіяне в будівництві газопроводу Nord Stream.

Пошук перешкод

На частку морських газопроводів сьогодні припадає 45% імпорту природного газу в Європу. До початку укладання газопроводу проводиться ретельне дослідження дна моря на протязі всієї траси. Фахівцям необхідно виявити всі потенційні перешкоди - це і затонулі кораблі, і боєприпаси, і просто великі валуни. При необхідності перешкоди або усувають, або проектують трасу в обхід. На цьому етапі фахівці також виявляють місця, де буде необхідно виробляти заглиблення трубопроводу в грунт або його засипку.

Всі труби для майбутнього газопроводу проходять спеціальну обробку. Зсередини вони обробляються антифрикційним покриттям, яке знижує опір при транспортуванні газу. Зверху труби обробляються антикорозійним, а потім робить важчою бетонним покриттям.

Плавучі будинки

Безпосередньо укладання труб на дно моря ведеться зі спеціальних трубоукладальних судів. Суда-трубоукладчики - це величезні плавучі будинки, на яких можуть одночасно перебувати кілька сотень людей.

В процесі трубоукладки, як правило, беруть участь відразу кілька кораблів - спеціальні баржі виробляють безперервно доставку труб на трубоукладач, а перед ним в процесі укладання йде судно, яке веде моніторинг морського дна. Доставлені труби вивантажуються на складські майданчики, розташовані безпосередньо на палубі трубоукладника - на них повинен знаходитися запас труб на 12 годин роботи.

Як укладають труби

На трубоукладальних судні встановлений спеціальний конвеєр - на нього надходять труби, які тут же зварюються. Потім кожен зварений шов проходить ультразвукову перевірку на наявність дефектів. Після зварювання всі шви покриваються антикорозійним покриттям. Зварені між собою труби просуваються по конвеєру в напрямку корми. Тут розташований Стінгер - спеціальна стріла, під кутом йде в воду, по якій труби поступово опускаються на морське дно. Саме він задає необхідний прогин верхньої частини трубопроводу, що дозволяє не допускати деформації металу.

На дні моря труби, як правило, лежать під власною вагою - їх не потрібно спеціально закріплювати, тому що вага кожної труби після нанесення бетонного покриття досягає декількох тонн. Лише в деяких місцях, наприклад біля виходів на берег, для забезпечення стабільності труби укладають в спеціальні траншеї і зверху присипають грунтом.

З моря - на берег

Процес укладання морського газопроводу, як правило, починається не з берега, як можна було б подумати, а в море. Газопровід може складатися з декількох ділянок, побудованих в різний час з різних судів і потім з'єднаних між собою - адже на різних ділянках газопровід повинен витримувати різний тиск, а для цього використовуються труби з різною товщиною стінок.
Після завершення будівництва морської частини труби протягують на берег за допомогою спеціальної лебідки, встановленої на суші, яка з'єднується з трубою залізними тросами і повільно витягає її з моря. Потім трубопровід з'єднують з його сухопутної частиною - роблять «захлест».

Обов'язковим етапом є проведення гідровипробувань газопроводу. Для цього його наповнюють водою під потрібним тиском і витримують так деякий час для виявлення можливих дефектів. Ретельний моніторинг стану газопроводу ведуть і після його запуску в експлуатацію. Для цього застосовують спеціальні електронні пристрої внутрішньотрубної діагностики.

перший морський нафтопровід з'явився на початку 50-х років минулого століття в зв'язку з початком і розвитком видобутку нафти на Каспії. В цей же час стали з'являтися і першіморські газопроводи. Всі вони служили для транспортування нафти і газу від місць видобутку до сухопутних ділянок.

Сьогодні до цих завдань, виконуваних підводними трубопроводами, додалися функції ефективних морських магістральних трубопроводів, Призначених для забезпечення транспортування газу і нафти на значні відстані. Їх будівництво, навіть не дивлячись на технологічні складнощі і високу вартість, в сьогоднішній неспокійну політичну обстановку повністю виправдано. Принцип простий. Одні країни хочуть мати стійкий дохід від реалізації нафти і газу, а інші гарантовано отримувати продукти без перебоїв по шляху транзиту вуглеводнів. Морські трубопроводи повністю виключають всі геополітичні ризики, пов'язані з транзитом через інші країни.

Будівництво морських трубопроводів починається на трубному заводі-виробнику, де на зовнішню поверхню труб наноситься тришарове покриття, що складається з епоксидного складу, адгезиву і поліетилену. Там же для збільшення пропускної здатності труби і додаткової ізоляції на внутрішню поверхню наноситься спеціальна епоксидна фарба червоно-коричневого кольору. Наступні етапи - установка катодного захисту проти корозії і обетонірованіе шляхом покриття труби шаром бетону, нанесеного на армований каркас або дротяну сітку, іноді з наповнювачем у вигляді залізної руди. При цьому маса однієї 12-ти метрової труби може досягати 24 тонн.

Бетон додатково захищає трубу від механічних пошкоджень, а залізна руда в якості наповнювача ускладнює конструкцію і дозволяє їй стабільно лежати на морському дні. Незахищеними залишаються тільки кінці труб для здійснення подальшої зварювання.

Приварювання труб до основної нитки газопроводу і подальша ізоляція стиків проводиться на спеціальному судні-трубоукладачі, яке представляє собою велику несамохідну баржу, що пересувається за допомогою буксира і спеціальної якірної лебідки.

Безумовно, найбільш вразливим місцем морських магістральних трубопроводів є підводний стик. Саме тому його ізоляції приділяється максимум уваги.Технологія ізоляції підводного стику включає в себе наступні етапи:

Дробемётная очищення стику сталевих труб шляхом подачі чавунної дробу, яка з силою викидається на очищаються поверхні спеціальної дробемётной установкою. Це найбільш ефективний спосіб видалення окалин, іржі та інших забруднень зі стиків труб.

індукційний нагрів стиків труб перед ізоляцією, що забезпечує більш високу продуктивність, швидкий і рівномірний нагрів - в порівнянні з використанням для цих цілей.

Установка термоусадочної манжети ТІАЛ-МГП - на сьогоднішній день одна з найнадійніших рішень, що забезпечує надійну довговічну ізоляцію стиків підводних трубопроводів. Проводиться за класичною технологією усадки манжети ТІАЛ.

Спочатку наноситься праймер:

Проводиться усадка манжети пропановими пальниками:

Контроль якості за допомогою іскрового дефектоскопа і адгезіметром.

Монтаж футеровочного кожуха, Всередину якого заливаються компоненти ППУ.

Технологія ізоляції підводного стику за допомогою манжети ТІАЛ-МГП затребувана і широко використовується при будівництві сучасних морських підводних трубопроводів.

Матеріали ТІАЛ, включені вРосійський морський регістр судноплавства , Розділ - Об'єкти спостереження,Морські підводні трубопроводи:

Манжета для антикорозійного захисту зварного шва