El transporte por oleoductos en Rusia, con casi 100 años de historia, es el más grande del mundo. Sin embargo, los oleoductos marinos (OPP) se utilizan hace relativamente poco tiempo. Se construyeron y pusieron en funcionamiento tramos marinos de gasoductos: el norte de Europa (Nord Stream o NEGP) en el Mar Báltico, Blue Stream y Tuapse-Dzhubga en el Mar Negro. Hay oleoductos marinos de longitud relativamente corta en el mar de Pechersk (oleoducto de exportación de la terminal petrolera de Varandey), en el Báltico (campo D-6) en la plataforma de Sajalín. En la etapa de diseño se encuentran el MT del campo de condensado de gas Shtokman en el Mar de Barents, el campo de condensado de gas Kirinskoye en la plataforma de la isla Sakhalin y South Stream en el Mar Negro. En el futuro, a medida que se desarrolle el trabajo en la plataforma ártica, se debería esperar un aumento significativo en el número de TM. La operación de tuberías, en relación con la operación de tuberías en tierra, tiene ciertas particularidades que no están suficientemente reflejadas en la documentación reglamentaria vigente en la Federación de Rusia. Los problemas relacionados con el funcionamiento seguro de estos oleoductos se resuelven actualmente principalmente mediante proyectos centrados principalmente en el diagnóstico en línea. Este principio no cumple con los requisitos modernos de confiabilidad y seguridad de instalaciones de producción peligrosas. Sólo un enfoque sistemático centrado en la implementación a gran escala de la tarea de monitorear el MT en tiempo real, así como la implementación oportuna y de alta calidad de inspecciones, trabajos de mantenimiento y reparación pueden garantizar el funcionamiento seguro del MT en las condiciones del Ártico. estante. ¿Qué medidas deben adoptarse hoy para garantizar este enfoque?

Características de los oleoductos marinos.

Durante el diseño y la construcción, la confiabilidad y seguridad de los MT se garantizan de acuerdo con los mayores requisitos en relación con los instalados en tierra. Esto se debe a condiciones (marinas) especiales, como un entorno marino bastante agresivo, ubicación bajo el agua, mayor longitud sin estaciones de compresión intermedias, efectos de las olas del mar, el viento y las corrientes, sismicidad, topografía compleja del fondo, posibilidades limitadas de preparación y seguimiento. el recorrido, dificultad o imposibilidad de implementación de las normas estándar de mantenimiento y reparación de los principales gasoductos, etc.

Como medidas especiales para garantizar la seguridad de los vehículos de transporte se pueden especificar las siguientes:

1. instalación de zonas de seguridad a lo largo de la ruta MT (a una distancia de hasta 500 m del eje del oleoducto) con un régimen especial de navegación y actividad económica, determinado a nivel federal;
2. garantizar la protección del MT contra la corrosión, que determina en gran medida su confiabilidad y seguridad, durante todo el período de su funcionamiento y solo de manera integral (revestimiento externo e interno y medios de protección catódica);
3. el uso en el diseño de MT de conexiones aislantes con sistema de protección contra la corrosión (brida o acoplamiento) de áreas terrestres;
4. Al diseñar el MT, se tienen en cuenta todos los posibles impactos en la tubería que pueden requerir protección adicional, a saber:

La aparición y propagación de grietas o colapso de tuberías y soldaduras durante la instalación u operación;

Pérdida de propiedades mecánicas de las tuberías de acero;

Tramos de tubería inaceptablemente grandes en la parte inferior;

Erosión del fondo marino;

Impactos en el oleoducto por anclas de barcos o redes de pesca;

Impactos sísmicos;

Violación del régimen tecnológico de transporte de gas.

1. en el diseño del MT, realizar un análisis de los tramos admisibles y la estabilidad de la tubería en el fondo marino, así como calcular las boquillas que limitan el colapso por avalancha de la tubería durante su tendido a grandes profundidades del mar;
2. profundización del MT hasta el fondo en áreas donde desembarca por debajo de la profundidad prevista de erosión del fondo del área de agua o de la sección costera durante todo el período de operación del oleoducto marino;
3. colocación de MT en la superficie del fondo marino solo si su posición de diseño está garantizada durante todo el período de operación (se excluye la posibilidad de que flote o se mueva bajo la influencia de cargas externas o daños por redes de pesca o anclas de barcos); si es necesario , se prepara previamente el fondo del área de agua o se coloca la tubería en una zanja;
4. elegir un método para proteger MT dependiendo de las condiciones locales ambiente y el grado de amenaza potencial de cada impacto sobre el gasoducto;
5. diseñar el MT para que esté libre de obstáculos al flujo del producto transportado (en el caso de utilizar curvas o accesorios artificiales, se considera que su radio es de al menos 10 diámetros de tubería, lo cual es suficiente para el libre paso de los medios de limpieza y control). dispositivos).

Para garantizar la seguridad del transporte de hidrocarburos y reducir los riesgos en el diseño y construcción de tuberías submarinas, se utilizan los logros más modernos en el campo de su construcción, mayores requisitos de seguridad industrial, tuberías de alta calidad, materiales de soldadura y aislamiento, sistemas de control, etc. son usados. Esta circunstancia crea objetivamente las condiciones para aumentar la confiabilidad y seguridad de los vehículos de transporte, lo que se confirma por la ausencia de accidentes en todos los vehículos de transporte puestos en funcionamiento en nuestro país. Sin embargo, la tasa de accidentes en los oleoductos marinos es hecho real y debe ser tenido en cuenta durante el diseño, construcción y operación de cada MT.

Accidentes en oleoductos marinos

Los datos sobre las tasas de accidentes en los oleoductos marinos se presentan de forma bastante amplia en las fuentes de información disponibles. Por ejemplo, los publica la Oficina de Seguridad de Oleoductos (OPS) (oleoductos y gasoductos) del Departamento de Transporte de EE. UU., así como organizaciones pertinentes de la Comunidad Europea. Sobre la base del análisis de los datos disponibles sobre aproximadamente 700 casos de despresurización de emergencia de tuberías submarinas (durante un período de aproximadamente 40 años), se establecieron las principales causas de su destrucción.

Distribución del número total de destrucciones de tuberías submarinas en función de las causas que las provocaron

Las causas dominantes de las situaciones de emergencia son: corrosión - 50%, daños mecánicos (impacto de anclas, redes de arrastre) de embarcaciones auxiliares y barcazas de construcción - 20% y daños causados ​​por tormentas y erosión del fondo - 12%. Además, la mayoría de los incidentes ocurrieron en secciones de MT en las inmediaciones de las plataformas (dentro de ~15,0 m), incluidas las contrahuellas.

Sobre la base del análisis de datos estadísticos sobre la tasa de accidentes de los oleoductos marinos, se reveló que, teniendo en cuenta las medidas tomadas para mejorar la confiabilidad y seguridad de los oleoductos, la intensidad de los accidentes en los oleoductos marinos ha ido disminuyendo constantemente y actualmente se encuentra en el nivel más bajo. rango de 0,02 - 0,03 accidentes por año por 1000 km de longitud.

A modo de comparación, en el período inicial de uso de MT (años 70 - años del siglo pasado), la tasa de accidentes en oleoductos marinos en el Golfo de México fue de 0,2 accidentes/año/1000 km de oleoductos y de 0,3 accidentes/año/1000 km en el mar del Norte.

A modo de comparación, en Rusia la frecuencia media de accidentes es de 0,17 accidentes/año/1.000 km para los gasoductos y de 0,25 accidentes/año/1.000 km para los oleoductos.

Durante el funcionamiento de los MT, a pesar de las medidas de seguridad adoptadas, existen riesgos reales de daños o mal funcionamiento. Estas amenazas incluyen defectos en las tuberías, procesos y modos tecnológicos anormales, peligros provocados por el hombre, procesos y fenómenos en el entorno geológico, factores naturales, climáticos y geológicos, acciones de terceros, actividades científicas, industriales y militares en las áreas donde se encuentra MT. y otras razones.

Nivel de peligro de los accidentes de oleoductos marinos

Los accidentes de oleoductos marinos crean el peligro de alterar el equilibrio ecológico del medio marino y geológico en las zonas de su uso. El riesgo de accidentes aumenta significativamente en los mares Ártico y del Lejano Oriente de Rusia, que se caracterizan por un bajo nivel de intensidad de tratamiento biológico natural, que en caso de derrames de petróleo de emergencia puede provocar contaminación a largo plazo. agua de mar y sedimentos del fondo.

En caso de accidente en un oleoducto marino, el daño ambiental estará determinado por el monto de los pagos por exceso de contaminación ambiental y el costo de los trabajos para localizar y eliminar el derrame de emergencia. En condiciones de fugas en alta mar, debido a la falta de un sistema confiable de detección de fugas, así como a la complejidad del trabajo para eliminar los derrames de petróleo de emergencia en el mar, se pueden esperar fugas con valores significativamente más altos que el promedio de los oleoductos en tierra existentes.

La realidad de los accidentes de MT, el grado de peligrosidad, la poca experiencia y posibles riesgos El funcionamiento de MT requiere medidas de seguridad adecuadas, que, de acuerdo con los requisitos de la Ley Federal de 27 de diciembre de 2002 No. 184-FZ "Sobre Regulación Técnica", deben reflejarse, en primer lugar, en los enfoques para organizar la operación. de MT.

Análisis de la experiencia extranjera en la regulación de la operación de gasoductos marinos.

En el extranjero se ha establecido una regulación bastante estricta para el funcionamiento de los oleoductos marinos. En la tabla se enumeran los principales documentos de entre las normas internacionales generalmente reconocidas (publicadas en EE. UU., Gran Bretaña, Noruega, Países Bajos, etc.).

En Europa, la regulación del funcionamiento de los gasoductos marinos se implementa en forma de Directivas de la Unión Europea, que son aprobadas por los miembros de la Unión Europea. En este caso, se utiliza el método de referencia a los documentos reglamentarios especiales existentes sobre el transporte por principales tuberías marítimas, que han recibido una evaluación positiva basada en los resultados de su uso a largo plazo (aproximadamente 20 normas de la serie ISO, normas de EE. UU., Noruega, Canadá, etc.), es ampliamente utilizado, como por ejemplo:

API - 1111 “Diseño, construcción, operación y reparación de ductos marinos para hidrocarburos”, Recomendaciones prácticas. 1993 (estándar estadounidense);

Det Norske Veritas" (DNV) "Reglas para sistemas de tuberías submarinas", 1996 (norma noruega);

BS 8010. “Guía Práctica para el Diseño, Construcción y Tendido de Tuberías. Tuberías Submarinas”. Partes 1, 2 y 3, 1993 (norma británica);

Norma estadounidense ASME B 31.8 "Normas para sistemas de tuberías de distribución y transporte de gas", 1996;

Norma estadounidense MSS-SP - 44 "Bridas de acero para tuberías", 1990.

ASME B31.4-2006 Sistemas de tuberías para el transporte de hidrocarburos líquidos y otros líquidos;

ASME B31.8-2003, Sistemas de Tuberías de Gas y Distribución de Gas; -CAN-Z183-M86 "Sistemas de oleoductos y gasoductos";

ASTM 96 "Resistencia a la abrasión de revestimientos de tuberías".

Los estándares más utilizados son los de Det Norske Veritas (DNV). En particular, sobre esta base se creó la sección marina del NEGP y se diseñó un gasoducto desde el yacimiento de condensado de gas de Shtokman.

El sistema de normas DNV relaciona la seguridad con la eliminación de la amenaza de daño al personal, la propiedad y/o el medio ambiente, y el riesgo en la medida del daño causado. Este enfoque se centra en equilibrar las acciones para gestionar los riesgos operativos y tecnológicos para encontrar un equilibrio sostenible entre seguridad, funcionalidad y costo.

Los requisitos se aplican a las inspecciones y reparaciones de tuberías. Al mismo tiempo, es necesario establecer las disposiciones básicas de inspección y control, basadas en programas detallados, cuyos principios de formación se revisan después de 5 a 10 años.

De acuerdo con la sección B 200 de la norma DNV, el sistema de tuberías debe estar sujeto a un control (inspección) rutinario durante su funcionamiento. Las normas DNV exigen la inspección de la estructura de las tuberías marinas y la detección de defectos (sección 10, párrafo B, E DNV-OS-F-101), inspección y control de la corrosión externa e interna (sección 10, párrafo C, D DNV-OS -F-101).

Sin embargo, "los parámetros que puedan amenazar la integridad del sistema de tuberías deben ser monitoreados y evaluados con una frecuencia que permita tomar medidas correctivas antes de que el sistema sufra daños".

Por lo general, las disposiciones y requisitos establecidos en las normas de la DNV tienen carácter consultivo y no contienen disposiciones específicas sobre técnicas y tecnologías para resolverlos.

Regulación regulatoria de la operación de gasoductos marinos en la Federación de Rusia.

Con base en los resultados de la revisión y análisis del marco regulatorio vigente en cuanto a los requisitos de las autoridades federales y autoridades supervisoras para la organización y ejecución de los trabajos de inspección, operación y reparación de tramos marinos de gasoductos, se puede señalar lo siguiente.

1. Actualmente, todo el marco regulatorio existente para la construcción se está actualizando mediante la actualización de SNiP y GOST, la introducción de estándares de la Unión Europea, así como la creación de un marco regulatorio unificado para la Unión Aduanera de Rusia, Bielorrusia y Kazajstán y EurAsEC.

2. Los operadores de oleoductos tienen la oportunidad de formar su propio marco regulatorio que no contradiga la legislación federal, tanto mediante el desarrollo de nuevos documentos como reconociendo los documentos regulatorios existentes, rusos e internacionales.

3.B Federación Rusa establecido por directivas Requerimientos generales garantizar la seguridad del transporte de petróleo y gas por oleoductos marinos mediante la organización y el procedimiento adecuados para la realización de los trabajos de inspección, operación y reparación. No existe documentación reglamentaria y técnica detallada que regule la organización, realización y control de este trabajo a nivel federal, ya que se supone que se desarrollará a nivel de organizaciones y empresas.

4. La base legal para la operación de MT es la Ley Federal No. 187-FZ del 30 de noviembre de 1995 y el Decreto del Gobierno de la Federación de Rusia del 19 de enero de 2000 No. 44. De acuerdo con estos documentos, la operación de MT El sistema debe crearse y operarse de conformidad con los requisitos estipulados por la legislación sobre aguas y en la forma establecida por el Gobierno de la Federación de Rusia, así como sobre la base de la documentación reglamentaria y técnica (NTD) vigente en la Federación de Rusia. , documentación reglamentaria interna de la EO (sucursal de la EO), así como normas internacionales reconocidas en la Federación de Rusia.

5. En la Federación de Rusia, en el campo del diseño, construcción y operación de gasoductos marinos, se aplican los documentos reglamentarios especificados en la tabla. En la práctica, las normas internacionales se utilizan ampliamente:

ISO 13623, ISO 13628, ISO 14723-2003;

Normas de la DNV, incluido el Reglamento de Planificación y Ejecución de Operaciones Marítimas;

Estándares CAN/CSA-S475-93 (Asociación Canadiense de Estándares). Operaciones navales. Estructuras marinas;

Lloyd alemán. Normas de clasificación y construcción. III. Tecnología marina.

Además de los indicados en la tabla, existen alrededor de 70 documentos reglamentarios más relacionados con diversos aspectos. ciclo vital MONTE.

6. El documento principal vigente a nivel estatal es GOST R 54382-2011 Industria del petróleo y el gas. Sistemas de tuberías submarinas. Son comunes requerimientos técnicos(en adelante, GOST), que establece requisitos y reglas para el diseño, fabricación, construcción, prueba, puesta en servicio, operación, mantenimiento, reexamen y liquidación de sistemas de tuberías submarinas en alta mar, así como requisitos para los materiales para su fabricación. GOST es una traducción del inglés al ruso de la norma noruega DNV-OS-F101-2000 (Industria del petróleo y el gas. Sistemas de tuberías submarinas. Requisitos generales), establece requisitos de seguridad para los sistemas de tuberías marinas submarinas definiendo requisitos mínimos de diseño, materiales, fabricación, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación, mantenimiento, reinspección y eliminación y es bastante consistente con la norma ISO 13623, que establece los requisitos funcionales para tuberías marinas (existen algunas diferencias).

GOST requiere que se controlen y evalúen los parámetros que afectan el rendimiento del sistema de tuberías. En este caso, la frecuencia de los monitoreos o inspecciones debe ser tal que el sistema de tuberías no corra peligro debido a cualquier deterioro o desgaste que pueda ocurrir entre dos intervalos sucesivos (la frecuencia debe garantizar que el mal funcionamiento pueda corregirse oportunamente). Se afirma que si la inspección visual o las mediciones simples no son prácticas o confiables, y los métodos de diseño disponibles y la experiencia acumulada no son suficientes para predecir de manera confiable el desempeño del sistema, puede ser necesaria la instrumentación del sistema de tuberías.

Los requisitos GOST para operación, inspección, modificación y reparación de tuberías se aplican a los siguientes elementos:

Instrucciones;

Almacenamiento de documentación operativa;

Mediciones de parámetros técnicos y operativos:

Principios básicos de control y seguimiento;

Controles especiales;

Encuesta de configuración de tuberías;

Exámenes periódicos;

Control y seguimiento de la corrosión externa;

Tuberías y ascendentes en la zona de inmersión;

Control y seguimiento de la corrosión interna;

Control de corrosión;

Monitoreo de corrosión;

Defectos y reparaciones.

Sin embargo, estos requisitos son de carácter general y para un uso práctico necesitan detallarse, lo cual es recomendable implementar en el marco de la nueva norma (en adelante, la Norma).

Cabe señalar que la aplicación selectiva de los requisitos internacionales no siempre es posible debido a la heterogeneidad de enfoques en Rusia y en el extranjero sobre la regulación de la seguridad en las mismas instalaciones.

Enfoque general para la formación de la Norma.

Actualmente, en la Federación de Rusia, la reglamentación técnica, incluso en el ámbito de operación de los principales gasoductos, se lleva a cabo de conformidad con la Ley Federal del 27 de diciembre de 2002 No. 184-FZ "Sobre Regulación Técnica", que cambió fundamentalmente la sistema de normalización nacional. La novedad de este sistema es la siguiente:

Se está creando un sistema de 3 niveles para la elaboración de documentación reglamentaria, en el que solo son obligatorios los requisitos del nivel superior (directivo), que están establecidos por reglamentos técnicos especiales (STR) de la Federación de Rusia;

Las normas estatales (nacionales) son voluntarias;

Los estándares corporativos son válidos sólo entre organizaciones que los aprueban;

Se permite el uso de normas internacionales como base para el desarrollo de normas nacionales;

La responsabilidad de la operación segura de las instalaciones artificiales, incluidas las instalaciones de transporte por tuberías, recae en sus propietarios (clientes).

La solución de los problemas de garantizar la seguridad del funcionamiento de la MT debe tener en cuenta los requisitos de las normas nacionales y extranjeras y vincular la seguridad con la eliminación de la amenaza de daño al personal, la propiedad y/o el medio ambiente, y el riesgo con la magnitud del daño causado. Este enfoque debe centrarse en equilibrar las actividades de gestión de riesgos operativos y de procesos para encontrar un equilibrio sostenible entre seguridad, funcionalidad y costo. Para ello, se deberán establecer las disposiciones/principios básicos del funcionamiento del MT, en materia de control, mantenimiento y reparación de sus elementos, incluyendo inspecciones, inspecciones y reconocimientos.

La norma debe implementar lo dispuesto en el concepto general de reglamento técnico en relación con el objeto de su regulación y relacionarse con los documentos fundamentales (norma organizativa, metodológica y técnica general).

La norma debe desarrollarse sobre la base de disposiciones científicas y técnicas sólidas destinadas a reducir los riesgos y garantizar la seguridad durante la operación de los equipos de transporte y garantizar un nivel moderno de organización y realización del trabajo relevante.

La norma debe garantizar el nivel de seguridad operativa del MT, que debe percibirse como una combinación de seguridad industrial, seguridad ambiental, protección contra intervenciones no autorizadas y amenazas terroristas, protección laboral, etc., no inferior al de los sitios en tierra.

La norma debería aplicarse a los procesos de operación, inspección, mantenimiento y reparación de los MT colocados en la plataforma continental y en los mares interiores de la Federación de Rusia.

La norma debe establecer (en un grado mínimo) provisiones generales, lineamientos básicos, recomendaciones y requisitos técnicos generales de obligado cumplimiento, las normas y reglas más importantes para los procesos, procedimientos, trabajos y operaciones relacionados con la operación, inspección, mantenimiento y reparación de MT. Los requisitos de la Norma no deben impedir iniciativas para introducir métodos y medios técnicos modernos, optimizar tecnologías y procesos organizativos y llevar a cabo trabajos sobre la operación de MT sobre la base de buenas prácticas marítimas.

La norma debe contener tanto requisitos de seguridad que tengan en cuenta los factores peligrosos característicos de la operación de MT, como disposiciones administrativas, que incluyen reglas para la planificación, organización, preparación, realización, control, aceptación de diversos trabajos y reglas para confirmar la conformidad de Equipos utilizados para la operación, inspección y reparación, cumpliendo con los requisitos. Principales amenazas a la seguridad de la MT

Un análisis de la información disponible sobre la experiencia de operar sistemas de ductos marinos para el transporte de hidrocarburos muestra que los componentes de la amenaza general a la seguridad son:

Factores naturales y climáticos;

Procesos y fenómenos en el entorno geológico;

Defectos estructurales y tecnológicos del oleoducto;

Situaciones tecnológicas de emergencia;

Peligros provocados por el hombre (objetos explosivos; armas químicas hundidas y objetos hundidos);

Actividades en el mar;

Acciones de terceros.

Según los datos disponibles, las amenazas externas (desde el exterior de la tubería) prevalecen sobre las internas (dentro de la tubería), tanto en términos de la tasa general de accidentes como del grado de peligrosidad. En este sentido, se dio prioridad a las preguntas de las encuestas de DIH para asegurar el diagnóstico de su condición técnica.

La norma debe alentar la manifestación de iniciativas del personal para introducir métodos y medios técnicos modernos de operación, inspección y reparación de MT, así como para optimizar las tecnologías relevantes y los procesos organizativos basados ​​en las buenas prácticas marítimas.

La norma debería proporcionar:

Protección de la vida y la salud humana, la propiedad, así como la prevención de acciones que induzcan a error a los consumidores (usuarios) sobre la finalidad y seguridad del MT;

Concentración en un solo documento de los requisitos básicos de los documentos legales y reglamentarios vigentes en el campo de operación, inspección, mantenimiento y reparación de equipos de transporte;

Eliminar vacíos en la regulación de las actividades relacionadas con la operación, inspección, mantenimiento y reparación de vehículos de transporte.

Se debe prestar especial atención a los requisitos para la inspección y reparación de equipos relacionados con procesos, procedimientos, trabajos, operaciones marítimas, embarcaciones y equipos especiales.

La norma debe desarrollarse sobre la base de disposiciones científicas y técnicas sólidas destinadas a reducir el riesgo y garantizar la seguridad durante la operación de MT y debe garantizar un nivel moderno de organización y realización del trabajo relevante.

Todas las principales disposiciones, normas, requisitos y reglas de la Norma deben armonizarse con sus análogos del marco regulatorio ruso y extranjero existente.

Los requisitos para trabajos costa afuera (inspecciones y reparaciones de MT, operaciones costa afuera) deben basarse en el uso de la experiencia práctica en el desarrollo e implementación de "proyectos costa afuera" en nuestro país, así como tener en cuenta las normas, reglas y requisitos aplicables. de estándares RMRS, noruegos (DNV) y estadounidenses (API), pautas de la Asociación Canadiense de Estándares y otras fuentes de información.

Al desarrollar las condiciones y especificaciones técnicas especificadas, se requiere utilizar documentación científica y técnica, incluidas normas internacionales generalmente reconocidas, como API 1111 (1993), DNV (1996) y BS 8010 (1993), así como los resultados de investigaciones científicas sobre este tema.

La norma debe desarrollarse sobre la base de un enfoque integrado para organizar y realizar todos los trabajos relacionados con la operación de equipos de transporte, incluidas las reparaciones. Al mismo tiempo, es importante garantizar la capacidad de mantener constante comentario para ajustar y complementar los requisitos.

La norma debe establecer los siguientes principios básicos para el funcionamiento de MT:

1. El funcionamiento de la MT debe tener como objetivo prevenir fallas y reducir la gravedad de sus consecuencias.
2. No existen reglas uniformes (universales) para el funcionamiento de MT. Se deben establecer reglas individuales para cada MT, teniendo en cuenta las particularidades de su uso, mantenimiento y reparación. Las reglas inicialmente establecidas deben ser analizadas periódicamente y, de ser necesario, revisadas, teniendo en cuenta la experiencia acumulada en la operación del MT. El desarrollo eficaz de las normas puede y debe ser garantizado por el personal que atiende directamente a MT.
3. Una parte importante de las probables fallas del MT no está relacionada con la antigüedad del gasoducto y sus medios de operación, sino que depende de la calidad de construcción, uso y mantenimiento.
4. El funcionamiento del MT debe basarse en un sistema de medidas especiales para garantizar un determinado nivel de confiabilidad del gasoducto basado en un sistema unificado de servicios de diagnóstico experto, que prevea el mantenimiento y reparación de su parte lineal de acuerdo con el estado real en función de sobre diagnóstico y seguimiento del estado técnico del gasoducto y su cimentación del suelo.
5. Las decisiones fundamentales sobre el mantenimiento y reparación de vehículos de motor deben justificarse evaluando el riesgo de un desarrollo desfavorable de los acontecimientos iniciales (las razones de estas decisiones).
6. La planificación de las reparaciones debe ir acompañada de la identificación de las condiciones que preceden a las fallas y la predicción de cuándo ocurrirán las fallas.
7. Si es posible, las reparaciones importantes deben excluirse mediante un control y seguimiento efectivos del proceso de uso de MT, realizando inspecciones oportunas, diagnósticos y pronósticos de cambios en el estado técnico de MT, reparación y mantenimiento y trabajos de reparación en secciones problemáticas del gasoducto.
8. El personal de mantenimiento debe centrarse en la necesidad de generar propuestas informadas encaminadas a garantizar la confiabilidad y seguridad de la operación de MT, así como a reducir los riesgos operativos.
9. Teniendo en cuenta que cada MT específico tiene condiciones locales específicas, soluciones de diseño y construcción, instrucciones de los fabricantes y proveedores de equipos y materiales utilizados como parte del MT, los requisitos detallados para la operación, inspección y reparación de MT deben desarrollarse y registrarse en el trabajo y instrucciones de producción, dibujos, diagramas y otros documentos.

La norma debe desarrollarse sobre la base de la documentación científica y técnica actual en la Federación de Rusia, teniendo en cuenta las decisiones de diseño de los MT puestos en servicio, la experiencia nacional e internacional actual en la inspección, operación y reparación de tuberías marinas y otras instalaciones estacionarias submarinas. además de utilizar documentos reglamentarios departamentales, literatura técnica y resultados de I + D.

Para minimizar el volumen los requisitos reglamentarios en la Norma es aconsejable utilizar un mecanismo de referencias a especificaciones notoriamente conocidas, recomendaciones practicas y estándares.

Parece que la regulación de las actividades para la operación de MT debería establecerse mediante una norma estatal especial, para cuyo desarrollo es necesario involucrar a especialistas con amplia experiencia y conocimiento tanto en el campo del diseño como en la operación de tuberías submarinas marinas. y los métodos y medios técnicos utilizados en este caso. Es especialmente importante tener en cuenta la experiencia en buceo marino y trabajos técnicos submarinos en la inspección y reparación de diversos objetos estacionarios submarinos.

Tabla - Documentos reglamentarios en el campo del diseño, construcción y operación de oleoductos marinos vigentes en la Federación de Rusia

Documentos internacionales

Documento de la CEPE "Directrices y buenas prácticas para garantizar la fiabilidad operativa de las tuberías";

ISO 13623-2009 "Industrias del petróleo y del gas - Sistemas de transporte por tuberías";

ISO 5623 Industrias del petróleo y del gas. Sistemas de transporte por ductos (ISO 5623 Industrias del petróleo y del gas natural - Sistemas de transporte por ductos).

ISO 5623 Industrias del petróleo y del gas. Sistemas de transporte por ductos (ISO 5623 Industrias del petróleo y del gas natural - Sistemas de transporte por ductos)

ISO 21809 Recubrimientos externos para tuberías enterradas o submarinas utilizadas en sistemas de transporte de tuberías;

ISO 12944-6 "Protección anticorrosión de estructuras de acero mediante sistemas de pintura protectora"

GOST R 54382-2011 Industria del petróleo y el gas. Sistemas de tuberías submarinas. Requisitos técnicos generales. (DNV-OS-F101-2000. Industria del petróleo y el gas. Sistemas de tuberías submarinas. Requisitos generales).

ASME B31.4-2006 Sistemas de tuberías para el transporte de hidrocarburos líquidos y otros líquidos;

ASME B31.8-2003, Sistemas de Tuberías de Gas y Distribución de Gas;

CAN-Z183-M86 "Sistemas de oleoductos y gasoductos".

Documentos departamentales

VN 39-1.9-005-98 Normas para el diseño y construcción de un gasoducto marino.

El concepto de reglamento técnico en OAO Gazprom (aprobado por orden de OAO Gazprom de 17 de septiembre de 2009 No. 302)

STO GAZPROM 2-3.7-050-2006 (DNV-OS-F101) Estándar marino. Sistemas de tuberías submarinas (aprobados por orden de OJSC Gazprom de 30 de enero de 2006)

STO Gazprom 2-3.5-454-2010. Estándar de organización. Reglas para la operación de gasoductos principales (aprobadas y puestas en vigor por Orden No. 50 de OJSC Gazprom del 24 de mayo de 2010),

"Reglamento sobre supervisión técnica independiente y control de calidad de la construcción de instalaciones del sistema de transporte de gas Yamal-Europa"

Cada segundo se bombean millones de metros cúbicos de combustible azul a través de gasoductos submarinos en todo el mundo. Sólo en el Mar del Norte se han tendido más de 6.000 kilómetros tubos de gas. Nord Stream se ha lanzado a plena capacidad y está a punto de comenzar el tendido de tuberías de Turkish Stream a lo largo del fondo del Mar Negro. Y este es un trabajo muy difícil.

Los trabajos de construcción comienzan con la exploración del fondo marino a lo largo de toda la longitud del futuro gasoducto. Los obstáculos pueden ser muy diferentes: desde grandes rocas hasta barcos hundidos y municiones sin explotar. Dependiendo de la complejidad de los obstáculos, se eliminan o se evitan. También se determinan los lugares donde se entierra la tubería en el suelo.

Después del "reconocimiento submarino" viene, o más bien flota, un barco tendido de tuberías, una estructura flotante gigante que coloca tuberías directamente en el fondo del mar. A bordo se monta un transportador especial donde se sueldan los tubos. Tras comprobar las soldaduras con ultrasonidos y aplicar un revestimiento especial anticorrosión, se inicia la inmersión.

Se lleva a cabo mediante una pluma especial, un aguijón, que garantiza que las tuberías se sumerjan en un cierto ángulo, eliminando la deformación del metal.

Curiosamente, el tendido de tuberías comienza en el mar y puede realizarse simultáneamente en varias zonas, que luego se conectan entre sí. Las tuberías tendidas en el mar se sacan a tierra mediante fuertes cables metálicos y luego se "aletean", una conexión con la parte terrestre del gasoducto.

= Publicación preparada en interés del grupo de empresas Stroygazmontazh =

Somos una generación que nació en la era de los avances tecnológicos y, a menudo, ni siquiera imaginamos lo que se esconde detrás de los logros de la civilización. Por supuesto, en términos generales, todo el mundo sabe que el agua fluye a través de tuberías subterráneas, que la señal del GPS proviene de un satélite en el espacio y que la electricidad se genera mediante estaciones gigantes. Pero, ¿entendemos lo que hizo falta para crear todo esto?

Anteriormente, yo y. Ahora hablaremos de un objeto inusual construido por la empresa Rotenberg. Sabemos que para los Juegos de Sochi no sólo se construyeron instalaciones deportivas, sino también elementos de infraestructura. A menudo se construye desde cero y por primera vez: no en vano una película sobre una de las instalaciones de infraestructura más complejas e impresionantes se titula “ Nadie nunca"Estamos hablando del gasoducto Dzhubga - Lazarevskoye - Sochi. Su singularidad es que el 90% de la ruta principal (que tiene más de 150 km) discurre por el fondo del Mar Negro a lo largo de la franja costera a una profundidad de hasta 80 metros Esta solución permitió evitar cualquier impacto de la construcción en la costa del Mar Negro.

Como ya he dicho, la mayor parte del gasoducto discurre por el fondo del Mar Negro a una distancia de cinco kilómetros de la costa. Al principio, al final y en varios tramos del recorrido, el recorrido sale al exterior y conecta con puntos de distribución de gas. En estas zonas, el gas se envía por diversas rutas hasta el consumidor. Y él, a su vez, viene de Yamal por otras rutas principales. En otras palabras, antes de llegar a Sochi, el gas recorre miles de kilómetros de norte a sur:

El punto de distribución de gas (PIB) de Kudepsta se encuentra en la cima de la montaña. Desde el mar, un tubo principal “corta” la tierra y sube hasta la cima. Según los constructores, para crear este lugar se utilizó un método de perforación inclinado. No trazaron la ruta mediante el método habitual de zanjas, para no dañar el medio ambiente:

4.

Sin embargo, lo más interesante es cómo se construyó la carretera principal. Todo el trabajo se realizó en el mar. Enormes tuberías con un diámetro de medio metro hechas de una aleación súper resistente se reforzaron con una capa de hormigón, se soldaron directamente al barco y luego se sumergieron en el mar:

Antes de tender el gasoducto, los submarinistas caminaron por la ruta del gasoducto y descubrieron dos campos minados que quedaron después de la Segunda Guerra Mundial:

El proceso de construcción más difícil consistió en unir dos tuberías, el “hilo” principal que recorría el mar y el tramo terrestre. El atraque también se realizó en el mar y duró tres días. Esto requirió un trabajo coordinado de todo el equipo que trabajó en la construcción del gasoducto:

Hoy, el resultado de su trabajo está oculto bajo 80 metros de agua, y esta experiencia única recuerda al nuevo punto de distribución de gas en Kudepsta, que ha aumentado la capacidad de gas de toda la región de Sochi y sus alrededores.

Hay que decir que antes de la construcción del nuevo gasoducto ya había gas en Sochi. Al mismo tiempo, la proporción de gasificación en la región no superó el tres por ciento. Esta cifra es catastróficamente baja para la vida y, por supuesto, no proporcionaría la capacidad necesaria para albergar los Juegos Olímpicos. Además, en caso de accidentes o averías, toda la costa se quedaría sin combustible (basta recordar la historia del apagón en Crimea).

Echemos un vistazo a la fracturación hidráulica y descubramos cómo funciona. Antes de llegar allí, deberás pasar por un control de seguridad. Al ser un punto crítico de infraestructura, el GRP está vigilado las 24 horas del día por varios hombres armados:

8.

La entrada al interior sólo es posible si está acompañado por el responsable del sitio y de acuerdo con la alta dirección:

9.

Hay cámaras con sensores de movimiento en todo el perímetro:

10.

Entonces, la fracturación hidráulica es el punto de distribución del gas desde la tubería principal. Aquí la presión disminuye y el gas pasa a pequeñas estaciones de distribución de gas, que, a su vez, lo envían a los consumidores finales:

11.

El administrador del sitio dice que esta es una de las varias partes de una tubería de varios kilómetros de largo que sale al exterior:

12.

13.

Parece que la zona “huele a gas”, pero no es así. En el aire se siente el olor de un odorante, una composición especial que se agrega al gas para que adquiera olor (el gas en sí no tiene color ni olor):

14.

Capacidad odorante:

15.

16.

Una vez que la presión del gas ha disminuido y se le ha añadido un "olor", se propaga en varias ramas.

17.

Los trabajadores plantan árboles frutales cerca del sitio de fracturación hidráulica:

18.

En total, el punto Kudepsky envía combustible a 11 estaciones. Es importante aclarar aquí que el gasoducto se conecta a la línea Maykop ya existente. Esto tiene sentido: si anteriormente hubo un accidente o trabajo preventivo en algún sitio, todos los puntos siguientes quedaron sin gas. Y ahora el gas puede circular en dos direcciones, asegurando el funcionamiento ininterrumpido de toda la región de Sochi:

19.

20.

El receptor de gas más importante es la central térmica de Adler, de la que me acuerdo.

Real departamental construyendo códigos(VSN) están destinados al diseño y construcción de gasoductos marinos.

El VSN contiene los requisitos básicos para el diseño y construcción de gasoductos marinos en la plataforma continental rusa con un diámetro de hasta 720 mm y una presión operativa interna de no más de 25 MPa. Al especificar la región de construcción, estos VSN deben complementarse con requisitos que tengan en cuenta las características específicas de esta región.

Los símbolos y unidades de medida utilizados en estas normas y reglamentos se dan en.

Los términos técnicos y las definiciones adoptadas en estas reglas y regulaciones se dan en

La lista de documentos reglamentarios utilizados en el desarrollo de estas normas y reglas se proporciona en

Desarrollado e introducido JSC VNIIST DOAO Giprospetsgaz VNIIGAZ

Aprobado por OJSC Gazprom

PARTE 1. NORMAS DE DISEÑO

1. Disposiciones generales

1.1. Los gasoductos marinos deben tener una mayor confiabilidad durante la construcción y operación, teniendo en cuenta las condiciones especiales (grandes profundidades del mar, mayor longitud sin estaciones compresoras intermedias, tormentas marinas, corrientes submarinas, sismicidad y otros factores).

Las decisiones de diseño para el tendido de gasoductos marinos deben acordarse con el Comité Estatal de la Federación de Rusia para la Protección del Medio Ambiente, el Gosgortekhnadzor de Rusia y las autoridades supervisoras locales.

1.2. Las zonas de seguridad se establecen a lo largo de la ruta del gasoducto marino, que incluye secciones del gasoducto principal desde las estaciones compresoras hasta la orilla del agua y más adelante a lo largo del fondo marino dentro de la plataforma continental, a una distancia de al menos 500 m.

1.3. El diámetro del gasoducto marino y la presión de operación se determinan a partir de las condiciones de suministro de gas natural al Consumidor con base en análisis hidráulicos.

1.4. La vida útil del gasoducto marino la establece el propietario del proyecto. Para toda la vida útil del sistema de gasoductos, se debe calcular la confiabilidad y seguridad de la estructura y efectos tales como la corrosión del metal y la fatiga de los materiales utilizados.

1.5. Los límites de la sección costa afuera del gasoducto principal son válvulas de cierre instaladas en orillas opuestas del mar. Las válvulas de cierre deben estar equipadas con cierre automático de emergencia.

1.6. En los extremos de cada línea del gasoducto marino se deberán disponer unidades para el lanzamiento y recepción de dispositivos de limpieza y proyectiles detectores de fallas. La ubicación y diseño de estas unidades están determinados por el proyecto.

1.7. El gasoducto marino debe estar libre de obstrucciones al flujo del producto transportado. En el caso de utilizar curvas o accesorios de curvatura artificiales, su radio debe ser suficiente para pasar los dispositivos de limpieza y control, pero no menos de 10 diámetros de tubería.

1.8. La distancia entre cadenas paralelas de gasoductos marinos debe tomarse de las condiciones para garantizar la confiabilidad durante su operación, la seguridad de la cadena existente durante la construcción de una nueva cadena del gasoducto y la seguridad durante los trabajos de construcción e instalación.

1.9. La protección de una tubería marina contra la corrosión se lleva a cabo de manera integral: revestimiento protector externo e interno y medios de protección catódica.

La protección anticorrosión debería facilitar el funcionamiento sin problemas del gasoducto marino durante toda su vida útil.

1.10. El gasoducto marino deberá disponer de una conexión aislante (brida o acoplamiento) con sistema de protección contra la corrosión para los tramos terrestres del gasoducto principal.

1.11. La selección de la ruta del gasoducto marino debe realizarse de acuerdo con criterios de optimización y en base a los siguientes datos:

· condiciones del suelo del fondo marino;

· batimetría del fondo marino;

· morfología del fondo marino;

· información básica sobre el medio ambiente;

· actividad sísmica;

· zonas de pesca;

· calles de barcos y zonas de fondeo;

· áreas de descarga al suelo;

· zonas acuáticas con mayor riesgo medioambiental;

· naturaleza y extensión de las fallas tectónicas. El principal criterio de optimización debe ser la seguridad técnica y ambiental de la estructura.

1.12. El proyecto debe proporcionar datos sobre la composición física y química del producto transportado, su densidad, así como indicar la presión interna calculada y la temperatura de diseño a lo largo de todo el recorrido del oleoducto. También se proporciona información sobre los valores límite de temperatura y presión en la tubería.

Deben indicarse las concentraciones permitidas de componentes corrosivos en el gas transportado: compuestos de azufre, agua, cloruros, oxígeno, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno.

1.13. El proyecto se desarrolla en base a un análisis de los siguientes factores principales:

dirección y velocidad del viento;

· altura, período y dirección de las olas del mar;

· velocidad y dirección de las corrientes marinas;

· nivel de marea astronómico;

· marejada ciclónica de agua;

· propiedades del agua de mar;

· temperatura del aire y del agua;

· crecimiento de incrustaciones marinas en el oleoducto;

· situación sísmica;

· distribución de especies comerciales y protegidas de flora y fauna marina.

1.14. El proyecto debe presentar un análisis de los tramos admisibles y la estabilidad de la tubería en el fondo del mar, así como el cálculo de las toberas que limitan el colapso por avalancha de la tubería durante su tendido en grandes profundidades del mar.

1.15. El gasoducto deberá quedar enterrado en el fondo en las zonas de llegada a tierra. La elevación de diseño de la parte superior de la tubería enterrada en el suelo (usando un revestimiento de peso) debe establecerse por debajo de la profundidad prevista de erosión del fondo del área de agua o sección costera durante todo el período de operación de la tubería costa afuera.

1.16. En zonas de aguas profundas, se puede tender un gasoducto a lo largo de la superficie del fondo marino, siempre que se garantice su posición de diseño durante todo el período de operación. En este caso, es necesario justificar la exclusión de la flotación o movimiento de la tubería bajo la influencia de cargas externas y su daño por redes de pesca o anclas de barcos.

1.17. Al diseñar un sistema de tuberías costa afuera, se deben tener en cuenta todo tipo de impactos en la tubería que puedan requerir protección adicional:

· la aparición y propagación de grietas o colapso de tuberías y soldaduras durante la instalación u operación;

· pérdida de estabilidad de la posición de la tubería en el fondo del mar;

· pérdida de propiedades mecánicas y de servicio de las tuberías de acero durante la operación;

· tramos de tubería inaceptablemente grandes en el fondo;

· erosión del fondo marino;

· impactos en el oleoducto por anclas de barcos o redes de pesca;

· temblores;

· violación del régimen tecnológico del transporte de gas. La elección del método de protección se adopta en el proyecto dependiendo de las condiciones ambientales locales y del grado de amenaza potencial al gasoducto marino.

1.18. EN documentación del proyecto Se deben reflejar los siguientes datos: dimensiones de la tubería, tipo de producto transportado, vida útil del sistema de tuberías, profundidad del agua a lo largo de la ruta del gasoducto, tipo y clase de acero, necesidad de tratamiento térmico después de soldar las uniones soldadas de montaje de anillos, anti -sistema de protección contra la corrosión, planes para el desarrollo futuro de las regiones a lo largo de la ruta del sistema de tuberías, alcance de los trabajos y cronogramas de construcción.

Los dibujos deben indicar la ubicación del sistema de tuberías en relación con las cercanías. asentamientos y puertos, rutas de barcos, así como otros tipos de estructuras que pueden afectar la confiabilidad del sistema de tuberías.

El proyecto tiene en cuenta todo tipo de cargas que surgen durante la fabricación, instalación y operación del sistema de tuberías, que pueden afectar la elección de la solución de diseño. Se realizan todos los cálculos necesarios del sistema de tuberías para estas cargas, incluyendo: análisis de la resistencia del sistema de tuberías durante la instalación y operación, análisis de la estabilidad de la posición de la tubería en el fondo marino, análisis de fatiga y falla frágil del tubería teniendo en cuenta las soldaduras circunferenciales, análisis de la resistencia de la pared de la tubería al aplastamiento y deformaciones excesivas, análisis de vibraciones si es necesario, análisis de estabilidad de la cimentación del fondo marino.

1.19. Como parte del proyecto del gasoducto marino, es necesario desarrollar la siguiente documentación:

· especificaciones técnicas para el material de las tuberías;

· especificaciones técnicas para soldadura de tuberías y ensayos no destructivos, indicando las normas para defectos permisibles en soldaduras;

· especificaciones técnicas para inserciones reforzadas para limitar el colapso de la tubería por avalancha;

· especificaciones técnicas para el revestimiento anticorrosión exterior e interior de tuberías;

· especificaciones técnicas para el revestimiento pesado de tuberías;

· especificaciones técnicas del material para la fabricación de ánodos;

· especificaciones técnicas para el tendido del tramo marino del oleoducto;

· condiciones técnicas para la construcción de un oleoducto en la intersección línea costera y medidas de protección costera;

· especificaciones técnicas para pruebas y puesta en servicio del gasoducto marino;

· especificaciones técnicas para el mantenimiento y reparación del oleoducto marino;

· especificación general de materiales;

· descripción de las embarcaciones de construcción y otros equipos utilizados.

Al desarrollar "Condiciones técnicas" y "Especificaciones", se deben tener en cuenta los requisitos de estas normas y las recomendaciones de las normas internacionales generalmente reconocidas (1993), DNV (1996) y (1993), así como los resultados de la investigación científica sobre este tema. usado.

1.20. La documentación de diseño, incluidos los informes de prueba, los materiales de inspección y los diagnósticos iniciales, debe conservarse durante toda la vida útil del sistema de tuberías costa afuera. También es necesario conservar informes sobre el funcionamiento del sistema de tuberías, sobre el control de inspección durante su operación, así como datos sobre el mantenimiento del sistema de tuberías costa afuera.

1.21. El examen de la documentación del proyecto debe ser realizado por organizaciones independientes, a las que la organización de diseño presenta toda la documentación necesaria.

2. Criterios de diseño de tuberías.

2.1. Los criterios de resistencia de estas normas se basan en tensiones admisibles teniendo en cuenta las tensiones residuales de soldadura. También se pueden utilizar métodos de diseño de estado límite, siempre que estos métodos aseguren la confiabilidad del sistema de tuberías costa afuera requerido por estos códigos.

2.2. Los cálculos de un gasoducto marino deben realizarse para cargas e impactos estáticos y dinámicos, teniendo en cuenta la operación de soldaduras circunferenciales de acuerdo con los requisitos de mecánica estructural, resistencia de materiales y mecánica de suelos, así como los requisitos de estas normas.

2.3. La exactitud de los métodos de cálculo debe estar justificada por la viabilidad práctica y económica. Los resultados de las soluciones analíticas y numéricas, si es necesario, deben ser confirmados mediante pruebas de laboratorio o de campo.

2.4. El gasoducto marino se calcula para la combinación más desfavorable de cargas esperadas de manera realista.

2.5. Para un gasoducto marino, los cálculos deben realizarse por separado para las cargas e impactos que surgen durante su construcción, incluidas las pruebas hidrostáticas, y para las cargas e impactos que surgen durante la operación del sistema de gasoducto marino.

2.6. Al calcular la resistencia y la deformabilidad, las principales características físicas del acero deben tomarse de acuerdo con las "Condiciones técnicas para los materiales de las tuberías".

3. Cargas e impactos.

3.1. Estas normas aceptan las siguientes combinaciones de cargas al calcular un gasoducto marino:

· cargas permanentes;

· cargas permanentes junto con cargas ambientales;

· cargas permanentes en combinación con cargas aleatorias.

3.2. Las cargas constantes en un oleoducto marino durante su construcción y posterior operación incluyen:

· peso de la estructura de la tubería, incluido el peso del revestimiento, las incrustaciones marinas, etc.;

· presión hidrostática exterior del agua de mar;

· fuerza de flotación del medio acuático;

· presión interna del producto transportado;

· influencias de la temperatura;

presión del suelo de relleno.

3.3. Los impactos ambientales en un oleoducto marino incluyen:

· cargas causadas por corrientes submarinas;

· Cargas provocadas por las olas del mar.

Al calcular el período de construcción de una tubería marina, también se deben tener en cuenta las cargas de los mecanismos de construcción y las cargas que surgen durante las pruebas hidrostáticas.

3.4. Las cargas aleatorias incluyen: actividad sísmica, deformación de los suelos del fondo marino y procesos de deslizamientos de tierra.

3.5. Al determinar las cargas y los impactos en un oleoducto marino, debe basarse en datos de estudios de ingeniería realizados en el área de la ruta del oleoducto, incluidos estudios geotécnicos, meteorológicos, sísmicos y de otro tipo.

Las cargas y los impactos deben seleccionarse teniendo en cuenta los cambios previstos en las condiciones ambientales y el régimen tecnológico del transporte de gas.

4. Esfuerzos y deformaciones de diseño admisibles.

4.1. Las tensiones permitidas al calcular la resistencia y estabilidad de las tuberías marinas se establecen en función del límite elástico del metal de las tuberías utilizadas utilizando el coeficiente de diseño "K", cuyos valores se dan en

s extra £ k × s T (1)

Valores de los coeficientes de confiabilidad de diseño "K" para gasoductos marinos.

Esfuerzos de tracción del anillo bajo cargas constantes.		Esfuerzos totales bajo cargas constantes combinadas con cargas ambientales o aleatorias.	Esfuerzos totales durante la construcción o pruebas hidrostáticas.
Gasoducto marino	Tramos terrestres y marinos del gasoducto en zona de seguridad		Gasoducto marino, incluidos los tramos terrestres y marinos en la zona protegida
0,72	0,60	0,80	0,96

4.2. Las tensiones totales máximas provocadas por la presión interna y externa, las fuerzas longitudinales, teniendo en cuenta la ovalidad de las tuberías, no deben exceder los valores permitidos:

4.3. Se debe comprobar la resistencia de las tuberías y la estabilidad local de la sección de la tubería frente a la presión hidrostática externa. En este caso, la presión interna en la tubería se considera igual a 0,1 MPa.

4.4. El valor de ovalidad de las tuberías está determinado por la fórmula:

(3)

La ovalidad total permitida, incluida la ovalidad inicial de las tuberías (tolerancias de fábrica), no debe exceder el 1,0% (0,01).

4.5. La deformación permanente en la tubería marina no debe ser superior al 0,2% (0,002).

4.6. En áreas de posible hundimiento de una tubería marina, es necesario calcular la curvatura prevista del eje de la tubería a partir de su propio peso, teniendo en cuenta las cargas externas.

4.7. El proyecto debe analizar todas las posibles fluctuaciones de tensión en la tubería en términos de intensidad y frecuencia que pueden causar fallas por fatiga durante la construcción o durante la operación posterior del sistema de tuberías costa afuera (efectos hidrodinámicos en la tubería, fluctuaciones en la presión y temperatura de operación, y otros). . Se debe prestar especial atención a las áreas del sistema de tuberías que son propensas a concentraciones de tensiones.

4.8. Para calcular los fenómenos de fatiga, se pueden utilizar métodos basados ​​en la mecánica de fractura al probar tuberías en busca de fatiga de ciclo bajo.

5. Cálculo del espesor de la pared de la tubería.

5.1. Para un gasoducto marino, el espesor de la pared de la tubería debe calcularse para dos situaciones determinadas por las cargas actuales:

Sobre la presión interna en el gasoducto para los tramos poco profundos, costeros y costeros del gasoducto ubicados en la zona de seguridad;

En el caso del colapso del gasoducto bajo la influencia de la presión externa, se producen estiramientos y flexiones en los tramos de aguas profundas a lo largo de la ruta del gasoducto.

5.2. El cálculo del espesor mínimo de pared de un gasoducto marino bajo la influencia de la presión interna debe realizarse mediante la fórmula:

()

Nota:

La dependencia dada es aplicable para el rango de temperaturas de diseño del gas transportado entre - 15 ° C y + 120 ° C, siempre que las uniones soldadas con el metal base de las tuberías tengan la misma resistencia y la dureza requerida del anillo soldado. Se garantiza la resistencia de las uniones al agrietamiento por sulfuro de hidrógeno.

5.3. El espesor nominal de la pared de la tubería se establece mediante el espesor mínimo obtenido mediante la fórmula (), redondeado al valor mayor más cercano previsto por las normas estatales o especificaciones técnicas.

5.4. El espesor de la pared de la tubería debe ser suficiente teniendo en cuenta las cargas que surgen durante la instalación, tendido, prueba hidráulica de la tubería y durante su operación.

5.5. Si es necesario, es posible agregar tolerancias para la corrosión interna al espesor nominal calculado de la pared de la tubería.

Si se proporciona un programa de monitoreo de corrosión o inyección de inhibidor, no es necesario agregar tolerancias de corrosión.

5.6. Para evitar el colapso de la pared de la tubería en secciones de la ruta de aguas profundas bajo la influencia de presión externa, estiramiento y flexión, se deben cumplir las siguientes condiciones:

(5)

5.7. Al determinar el espesor de la pared de las tuberías bajo la influencia combinada de flexión y compresión, los cálculos deben tomar un valor del límite elástico de compresión igual a 0,9 del límite elástico del material de la tubería.

5.8. Cuando se utilizan métodos de tendido con control total de la deformación por flexión de la tubería, la deformación por flexión permitida al tender una tubería a profundidades del mar de más de 1000 m no debe exceder el 0,15% (0,0015). En este caso, el valor crítico de la deformación por flexión de la tubería a tales profundidades será del 0,4% (0,004).

6. Estabilidad de la pared de la tubería bajo la influencia de la presión hidrostática externa y el momento flector.

6.1. Para rango de relación 15

(6)

(7)

En este caso, la ovalidad inicial de la tubería no debe exceder el 0,5% (0,005).

6.2. La presión hidrostática externa sobre la tubería a la profundidad real del agua está determinada por la fórmula:

(9)

6.3. También se debe tener en cuenta que a una presión que excede un valor crítico, se puede desarrollar un colapso transversal local de la tubería a lo largo del eje longitudinal de la tubería.

La presión hidrostática externa, a la que puede propagarse la compresión anterior, se establece mediante la fórmula:

(10)

6.4. Para evitar el desarrollo de colapso a lo largo de la tubería, es necesario prever la instalación de limitadores de colapso en la tubería en forma de anillos de refuerzo o tuberías con mayor espesor de pared.

La longitud de los limitadores debe ser de al menos cuatro diámetros de tubería.

7. Estabilidad de la tubería en el fondo marino bajo la influencia de cargas hidrodinámicas.

7.1. Se deben realizar cálculos de la tubería para verificar la estabilidad de la posición de la tubería en el fondo marino durante su construcción y operación.

Si la tubería está enterrada en un suelo débil y su densidad es menor que la densidad del suelo circundante, se debe determinar que la resistencia del suelo a las fuerzas cortantes es suficiente para evitar que la tubería flote hacia la superficie.

7.2. La densidad relativa de una tubería recubierta de peso debe ser mayor que la densidad del agua de mar, teniendo en cuenta la presencia de partículas de suelo en suspensión y sales disueltas en ella.

7.3. La cantidad de flotabilidad negativa de la tubería debido a la condición de estabilidad de su posición en el fondo del mar está determinada por la fórmula:

(11)

7.4. Al determinar la estabilidad de tuberías marinas en el fondo marino bajo la influencia de cargas hidrodinámicas, las características calculadas del viento, el nivel del agua y los elementos de las olas deben tomarse de acuerdo con los requisitos.
*.

Es posible evaluar la estabilidad hidrodinámica de la tubería mediante métodos de análisis que tengan en cuenta el movimiento de la tubería durante el proceso de autoenterramiento en el suelo.

7.5. Máximo horizontal ( R x + R i) y la correspondiente proyección vertical Pz de la carga lineal de las olas y corrientes marinas que actúan sobre la tubería debe determinarse mediante las fórmulas *.

7.6. Los cálculos de las velocidades de las corrientes del fondo y las cargas de las olas deben realizarse para dos casos:

· repetibilidad una vez cada 100 años al calcular el período de operación del sistema de tuberías costa afuera;

· repetibilidad una vez al año al calcular el período de construcción del sistema de tuberías costa afuera.

7.7. Los valores de los coeficientes de fricción deben tomarse de acuerdo con los datos de los estudios de ingeniería para las libras correspondientes a lo largo de la ruta del oleoducto costa afuera.

8. Materiales y productos.

8.1. Los materiales y productos utilizados en el sistema de tuberías costa afuera deben cumplir con los requisitos de las normas aprobadas, especificaciones técnicas y otros documentos reglamentarios.

No está permitido utilizar materiales y productos que no cuenten con certificados, certificados técnicos, pasaportes y otros documentos que acrediten su calidad.

8.2. Los requisitos para el material de las tuberías y las piezas de conexión, así como para las válvulas de cierre y control, deben cumplir con los requisitos de las "Especificaciones técnicas" para estos productos, que incluyen: tecnología de producción del producto, composición química, tratamiento térmico, propiedades mecánicas, calidad. control, documentación de acompañamiento y etiquetado.

Si es necesario, las "Especificaciones técnicas" establecen requisitos para pruebas especiales de tuberías y sus uniones soldadas, incluso en un ambiente de sulfuro de hidrógeno, con el fin de obtener resultados positivos antes del inicio de la producción del lote principal de tuberías destinadas a la construcción de una gasoducto marino.

8.3. Las “Especificaciones Técnicas para Soldadura de Tuberías y Ensayos No Destructivos” deben indicar los requisitos para defectos en soldaduras bajo los cuales se permite reparar uniones soldadas circunferenciales de la tubería. También es necesario proporcionar datos sobre el tratamiento térmico de las uniones soldadas o su correspondiente calentamiento después de la soldadura durante la instalación de la tubería.

8.4. Para electrodos de soldadura y otros productos se deberán proporcionar especificaciones para su fabricación.

8.5. Las tolerancias para la ovalidad de las tuberías durante su fabricación (tolerancia de fábrica) en cualquier sección de la tubería no deben exceder el + 0,5%.

8.6. Las piezas de conexión destinadas a tuberías marinas deben probarse en fábrica con una presión hidráulica de 1,5 veces la presión de funcionamiento.

8.7. Se pueden utilizar los siguientes materiales de soldadura para la soldadura automática de uniones de tuberías:

· fundentes cerámicos o fundidos de composiciones especiales;

· alambres de soldadura de composición química especial para soldadura por arco sumergido o gases de protección;

· gas argón;

· mezclas especiales de argón con dióxido de carbono;

Hilo tubular autoprotegido.

Las combinaciones de grados específicos de fundentes y alambres, grados de alambres con núcleo fundente autoprotectores y alambres para soldadura con protección de gas, deben seleccionarse teniendo en cuenta su resistencia en un ambiente de sulfuro de hidrógeno y certificarse de acuerdo con los requisitos de la " Especificaciones Técnicas para Soldadura de Tuberías y Ensayos No Destructivos”.

8.8. Para la soldadura por arco manual y la reparación de tuberías marinas, se deben utilizar electrodos con un recubrimiento básico o de celulosa. Las marcas específicas de electrodos de soldadura deben seleccionarse teniendo en cuenta su resistencia en un ambiente de sulfuro de hidrógeno y estar certificadas de acuerdo con los requisitos de las "Especificaciones técnicas para soldadura de tuberías y ensayos no destructivos".

8.9. El revestimiento de peso de tubería deberá ser concreto reforzado con malla de acero aplicado a tuberías individuales aisladas en fábrica de acuerdo con los requisitos de la Especificación de revestimiento de peso de tubería.

La clase y grado del hormigón, su densidad, el espesor del revestimiento de hormigón y el peso de la tubería de hormigón están determinados por el proyecto.

El refuerzo de acero no debe formar contacto eléctrico con la tubería o los ánodos y no debe extenderse hasta la superficie exterior del revestimiento.

Se debe proporcionar suficiente adherencia entre el revestimiento de peso y la tubería para evitar resbalones debido a las fuerzas que surgen durante la instalación y operación de la tubería.

8.10. El revestimiento de hormigón armado de las tuberías debe tener resistencia química y mecánica a las influencias ambientales. El tipo de refuerzo se selecciona según las cargas en la tubería y las condiciones de operación. El hormigón para el revestimiento de peso debe tener suficiente resistencia y durabilidad.

Cada tubo de hormigón que llegue al sitio de construcción debe tener una marca especial.

PARTE 2. PRODUCCIÓN Y ACEPTACIÓN DEL TRABAJO

1. Disposiciones generales

En la construcción de gasoductos marinos se deben utilizar procesos tecnológicos, equipos y técnicas de construcción probados por la experiencia.

2. Soldadura de tuberías y métodos de seguimiento de uniones soldadas.

2.1. Las conexiones de tuberías durante la construcción se pueden realizar mediante dos esquemas organizativos:

· con soldadura preliminar de tubos en secciones de dos o cuatro tubos, que luego se sueldan en una rosca continua;

· soldar tubos individuales en una rosca continua.

2.2. El proceso de soldadura se realiza de acuerdo con las “Especificaciones Técnicas para Soldadura de Tuberías y Ensayos No Destructivos” de alguna de las siguientes formas:

· soldadura automática o semiautomática en ambiente de gas protector con electrodo consumible o no consumible;

· soldadura automática o semiautomática con alambre autoprotector con formación forzada o libre del metal de soldadura;

· soldadura manual con electrodos con revestimiento tipo básico o con revestimiento de celulosa;

· Soldadura eléctrica por contacto por flasheo continuo con tratamiento térmico post-soldadura y control de calidad radiográfico de las uniones soldadas.

Al soldar secciones de dos o cuatro tubos en una línea auxiliar, también se puede utilizar la soldadura automática por arco sumergido.

Las "condiciones técnicas" son desarrolladas como parte del proyecto por el Contratista y aprobadas por el Cliente sobre la base de realizar investigaciones sobre la soldabilidad de un lote piloto de tuberías y obtener las propiedades necesarias de las uniones anulares soldadas, incluida su confiabilidad y rendimiento en un ambiente de sulfuro de hidrógeno y realizar la correspondiente certificación de la tecnología de soldadura.

2.3. Antes de comenzar los trabajos de construcción, los métodos de soldadura, los equipos de soldadura y los materiales aceptados para su uso deben certificarse en una base de soldadura o en un recipiente de colocación de tuberías en condiciones cercanas a las condiciones de construcción, en presencia de representantes del Cliente y aceptados por el Cliente. .

2.4. Todos los operadores de soldadura automática y semiautomática, así como los soldadores manuales, deben estar certificados de acuerdo con los requisitos de DNV (1996) o teniendo en cuenta requisitos adicionales para la resistencia de las uniones soldadas cuando se trabaja en un ambiente de sulfuro de hidrógeno.

La certificación deberá realizarse en presencia de representantes del Cliente.

2.5. Los soldadores que deben soldar bajo el agua deben además recibir una formación adecuada y luego una certificación especial en una cámara de presión que simule las condiciones naturales de trabajo en el fondo del mar.

2.6. Las uniones anulares soldadas de tuberías deben cumplir con los requisitos de las "Especificaciones técnicas para soldadura de tuberías y ensayos no destructivos".

2.7. Las uniones soldadas con anillos se someten a pruebas radiográficas 100% con duplicación del 20% de las uniones mediante pruebas ultrasónicas automatizadas con registro de los resultados de las pruebas en cinta.

Previo acuerdo con el Cliente, se permite utilizar pruebas ultrasónicas 100% automatizadas con un 25% de pruebas radiográficas duplicadas grabadas en cinta.

La aceptación de uniones soldadas se realiza de acuerdo con los requisitos de las "Especificaciones Técnicas para Soldadura de Tuberías y Ensayos No Destructivos", que deben incluir normas sobre defectos permisibles en soldaduras.

2.8. Las soldaduras circunferenciales se consideran aceptadas sólo después de su aprobación por parte del representante del Cliente basándose en la revisión de imágenes radiográficas y registros de resultados de pruebas ultrasónicas. La organización que opera la tubería conserva la documentación que registra los resultados del proceso de soldadura y el control de las uniones soldadas de las tuberías durante toda la vida útil de la tubería costa afuera.

2.9. Con la justificación adecuada, se permite conectar ramales de tuberías o realizar trabajos de reparación en el fondo del mar mediante dispositivos de conexión y soldadura hiperbárica. El proceso de soldadura submarina debe clasificarse mediante pruebas adecuadas.

3. Protección contra la corrosión

3.1. El gasoducto marino debe estar aislado en toda la superficie exterior e interior con un revestimiento anticorrosión. El aislamiento de las tuberías debe realizarse en condiciones básicas o de fábrica.

3.2. El revestimiento aislante debe cumplir con los requisitos de las "Condiciones técnicas para el revestimiento anticorrosión externo e interno de tuberías" durante toda la vida útil de la tubería en términos de los siguientes indicadores: resistencia a la tracción, alargamiento relativo a la temperatura de funcionamiento, resistencia al impacto, adherencia al acero, área máxima de pelado en agua de mar, resistencia a hongos, resistencia a indentaciones.

3.3. El aislamiento debe resistir pruebas de rotura a una tensión de al menos
5 kV por milímetro de espesor.

3.4. El aislamiento de juntas soldadas, conjuntos de válvulas y accesorios perfilados debe cumplir en sus características con los requisitos para el aislamiento de tuberías.

El aislamiento de los puntos de conexión de dispositivos de protección electroquímica y equipos de instrumentación, así como el aislamiento restaurado en áreas dañadas, deben garantizar una adhesión confiable y protección contra la corrosión del metal de las tuberías.

3.5. Al realizar trabajos de aislamiento, se debe hacer lo siguiente:

· control de calidad de los materiales utilizados;

· control de calidad operativa de las etapas de los trabajos de aislamiento.

3.6. Durante el transporte, carga, descarga y almacenamiento de tuberías, se deben tomar medidas especiales para evitar daños mecánicos al revestimiento aislante.

3.7. El revestimiento aislante de los tramos de tubería terminados está sujeto a inspección mediante el método de polarización catódica.

3.8. La protección electroquímica del sistema de tuberías costa afuera se realiza mediante protectores. Todo el equipo de protección electroquímica debe estar diseñado para la vida útil completa del sistema de gasoductos marinos.

3.9. Los protectores deben estar fabricados con materiales (aleaciones a base de aluminio o zinc) que hayan superado pruebas a escala real y cumplan con los requisitos de las "Especificaciones Técnicas de Materiales para la Fabricación de Ánodos" desarrolladas en el marco del proyecto.

3.10. Los protectores deben tener dos cables de conexión con un tubo. Los protectores tipo pulsera se instalan en la tubería de tal manera que se eviten daños mecánicos durante el transporte y tendido de la tubería.

Los cables de drenaje de los dispositivos de protección deben conectarse a la tubería mediante soldadura manual por arco de argón o por condensador.

Previo acuerdo con el Cliente, se puede utilizar soldadura por arco manual con electrodos.

3.11. En un gasoducto marino, los potenciales deben proporcionarse de forma continua en toda su superficie durante todo el período de operación. Para el agua de mar, se dan los valores mínimo y máximo de potenciales protectores. Los potenciales indicados están calculados para agua de mar con salinidad de 32 a 28%o a temperaturas de 5 a 25° C.

Potenciales de protección mínimos y máximos.

3.12. La protección electroquímica debe entrar en vigor a más tardar 10 días después de la finalización de los trabajos de tendido de tuberías.

4. Salidas del oleoducto a la costa.

4.1. Se pueden utilizar los siguientes métodos de construcción para llevar la tubería a tierra:

· trabajos de excavación a cielo abierto con instalación de tablestacas en la costa;

· perforación direccional, en la que el oleoducto se introduce a través de un pozo previamente perforado en una zona marina;

· método del túnel.

4.2. Al elegir un método para construir una tubería en los lugares de llegada a tierra, se debe tener en cuenta la topografía de las secciones costeras y otras condiciones locales en el área de construcción, así como el equipamiento de la organización de construcción con los medios técnicos utilizados para el trabajo.

4.3. Las salidas de los oleoductos a la costa mediante perforación direccional o túnel deberán estar justificadas en el proyecto por la viabilidad económica y ambiental de su utilización.

4.4. Al construir una tubería en un tramo costero mediante excavación submarina, se pueden utilizar los siguientes esquemas tecnológicos:

· se fabrica una sarta de tubería de la longitud requerida en un barco de colocación de tuberías y se arrastra hasta la orilla a lo largo del fondo de una zanja submarina previamente preparada mediante un cabrestante de tracción instalado en la orilla;

· la tubería se fabrica en tierra, se somete a pruebas hidrostáticas y luego se extrae hacia el mar a lo largo del fondo de una zanja submarina mediante un cabrestante de tracción instalado en un barco de colocación de tuberías.

4.5. La construcción de un oleoducto marino en zonas costeras se lleva a cabo de acuerdo con los requisitos de las “Condiciones técnicas para la construcción de un oleoducto en el cruce de la costa”, desarrolladas en el marco del proyecto.

5. Excavación submarina

5.1. Los procesos tecnológicos de desarrollar una zanja, colocar una tubería en una zanja y rellenarla con tierra deben combinarse en el tiempo tanto como sea posible, teniendo en cuenta la deriva de la zanja y la remodelación de su perfil transversal. Al rellenar zanjas submarinas, se deben desarrollar medidas tecnológicas para minimizar la pérdida de suelo más allá de los límites de la zanja.

La tecnología para el desarrollo de zanjas submarinas debe ser acordada con las autoridades ambientales.

5.2. Los parámetros de la zanja submarina deben ser lo más mínimos posible, para lo cual se debe garantizar una mayor precisión en su desarrollo. Los requisitos de mayor precisión también se aplican al relleno de tuberías.

En la zona de transformación de las olas del mar, se deben asignar pendientes más planas, teniendo en cuenta la remodelación de la sección transversal de la zanja.

5.3. Parámetros de la trinchera submarina en zonas cuyas profundidades, teniendo en cuenta
Las fluctuaciones de marejadas y mareas en el nivel del agua, menores que el calado de los equipos de movimiento de tierras, deben tomarse de acuerdo con las normas para la operación de embarcaciones marítimas y garantizando profundidades seguras dentro de los límites de los movimientos de trabajo de los equipos de movimiento de tierras y la buques que lo sirven.

5.4. El volumen de los vertederos temporales de tierra debe reducirse al mínimo. El lugar de almacenamiento del suelo excavado debe seleccionarse teniendo en cuenta una contaminación ambiental mínima y coordinarse con las organizaciones que controlan las condiciones ambientales del área de construcción.

5.5. Si el proyecto permite el uso de tierra local para llenar la zanja, entonces durante la construcción de un sistema de tuberías multilínea se permite llenar la zanja con la tubería tendida con tierra extraída de la zanja de una línea paralela.

6. Tendido desde un recipiente de tendido de tuberías.

6.1. La elección del método para tender un gasoducto marino se realiza en función de su viabilidad tecnológica, eficiencia económica y seguridad para el medio ambiente. Para mayores profundidades del mar, se recomiendan los métodos de tendido de tuberías con curva S y curva J utilizando un buque de tendido de tuberías.

6.2. El tendido del gasoducto marino se realiza de acuerdo con los requisitos de las “Condiciones técnicas para la construcción del tramo marino del gasoducto”, desarrolladas en el marco del proyecto.

6.3. Antes de comenzar los trabajos de construcción, el recipiente de tendido de tuberías debe someterse a pruebas, incluidas pruebas de equipos de soldadura y métodos de prueba no destructivos, equipos para aislar y reparar uniones soldadas de tuberías, dispositivos tensores, cabrestantes, dispositivos de monitoreo y sistemas de control que aseguren el movimiento de la embarcación a lo largo de la ruta y el tendido de la tubería hasta el nivel de diseño.

6.4. En los tramos de aguas poco profundas de la ruta, el buque tendido de tuberías debe asegurarse de que la tubería se coloque en una zanja submarina dentro de las tolerancias determinadas por el diseño. Para controlar la posición del barco en relación con la trinchera, se deben utilizar ecosondas de barrido y sonares todo terreno.

6.5. Antes de colocar la tubería en una zanja, se debe limpiar la zanja submarina y se deben tomar medidas de control para construir un perfil longitudinal de la zanja. Al arrastrar una tubería a lo largo del fondo marino, es necesario realizar cálculos de las fuerzas de tracción y el estado tensional de la tubería.

6.6. Los medios de tracción se seleccionan de acuerdo con la fuerza de tracción máxima calculada, que a su vez depende de la longitud de la tubería que se tira, el coeficiente de fricción y el peso de la tubería en el agua (flotabilidad negativa).

Los valores de los coeficientes de fricción por deslizamiento deben asignarse en función de los datos de estudios de ingeniería, teniendo en cuenta la posibilidad de inmersión de la tubería en el suelo, la capacidad de carga del suelo y la flotabilidad negativa de la tubería.

6.7. Para reducir las fuerzas de tracción durante la instalación, se pueden instalar pontones en la tubería para reducir su flotabilidad negativa. Los pontones deben someterse a pruebas de resistencia a la presión hidrostática y disponer de dispositivos de amarre mecánico.

6.8. Antes de tender una tubería en una sección de aguas profundas, es necesario realizar cálculos del estado tensión-deformación de la tubería para los principales procesos tecnológicos:

· inicio de la instalación;

· tendido continuo de la tubería con una curva en forma de S o de J;

· tender la tubería hasta el fondo durante una tormenta y levantarla;

· finalización de los trabajos de instalación.

6.9. El tendido de la tubería debe realizarse estrictamente de acuerdo con el proyecto de organización de la construcción y el proyecto de ejecución de la obra.

6.10. Durante el tendido de tuberías se debe controlar continuamente la curvatura de la tubería y las tensiones que se producen en ella. Los valores de estos parámetros deben determinarse en base a cálculos de cargas y deformaciones antes del inicio del tendido de la tubería.

7. Medidas de protección costera

7.1. La fijación de las pendientes costeras después de colocar la tubería se realiza por encima del nivel máximo de agua de diseño y debe garantizar la protección de la pendiente costera contra la destrucción bajo la influencia de las cargas de las olas, la lluvia y el agua de deshielo.

7.2. Al realizar trabajos de protección de orillas, se deben utilizar estructuras amigables con el medio ambiente probadas por la experiencia, los procesos tecnológicos y el trabajo deben realizarse de acuerdo con los requisitos de las "Condiciones técnicas para la construcción de una tubería al cruzar la costa y las medidas de protección de orillas". "

8. Control de calidad de la construcción

8.1. El control de calidad de la construcción debe ser realizado por departamentos técnicos independientes.

8.2. Para lograr la calidad requerida del trabajo de construcción, es necesario garantizar el control de calidad de todas las operaciones tecnológicas para la fabricación e instalación de la tubería:

· el proceso de entrega de las tuberías desde el fabricante hasta el lugar de instalación debe garantizar la ausencia de daños mecánicos en las tuberías;

· el control de calidad de los tubos revestidos de hormigón debe realizarse de acuerdo con los requisitos técnicos para el suministro de tubos revestidos de hormigón;

· las tuberías entrantes y los materiales de soldadura (electrodos, fundentes, alambres) deben tener Certificados que cumplan con los requisitos de las condiciones técnicas para su suministro;

· al soldar tuberías, es necesario realizar un control operativo sistemático del proceso de soldadura, inspección visual y medición de las uniones soldadas y verificación de todas las soldaduras circunferenciales mediante métodos de prueba no destructivos;

· Los materiales aislantes destinados a las juntas de instalación de tuberías no deben presentar daños mecánicos. El control de calidad de los revestimientos aislantes debe incluir la comprobación de la continuidad del revestimiento mediante detectores de defectos.

8.3. Los equipos de movimiento de tierras en alta mar, las barcazas de tendido de tuberías y los buques que los atiendan deben estar equipados con un sistema automático de control de actitud diseñado para monitorear continuamente la posición planificada de estos equipos durante su operación.

8.4. El control de la profundidad de la tubería en el suelo debe realizarse mediante métodos de telemetría, perfiladores ultrasónicos o estudios de buceo después de colocar la tubería en la zanja.

Si la profundidad de la tubería en el suelo es insuficiente, se toman medidas correctivas.

8.5. Durante el proceso de tendido de tuberías, es necesario controlar los principales parámetros tecnológicos (posición del aguijón, tensión de la tubería, velocidad de movimiento del recipiente de tendido de tuberías, etc.) para garantizar su conformidad con los datos de diseño.

8.6. Para controlar el estado del fondo y la posición de la tubería, es necesario realizar periódicamente una inspección mediante buzos o vehículos submarinos, que permitirá conocer la ubicación real de la tubería (erosiones, hundimientos), así como posibles deformaciones del mismo. el fondo del oleoducto causado por olas o corrientes submarinas en esta zona.

9. Limpieza y prueba de cavidades.

9.1. Los gasoductos marinos se someten a pruebas hidrostáticas después de su colocación en el fondo del mar de acuerdo con los requisitos de las "Especificaciones técnicas para las pruebas y la puesta en servicio de un gasoducto marino" desarrolladas en el marco del proyecto.

9.2. Las pruebas preliminares de los tramos de tuberías en tierra se llevan a cabo sólo si el proyecto prevé la fabricación de tramos de tuberías en tierra y su tendido en el mar mediante métodos de arrastre hacia el buque tendido de tuberías.

9.3. Antes de iniciar las pruebas hidrostáticas, es necesario limpiar y controlar la cavidad interna de la tubería mediante cerdos equipados con dispositivos de control.

9.4. La presión mínima durante las pruebas de resistencia hidrostática se considera 1,25 veces mayor que la presión de diseño. En este caso, las tensiones circulares en la tubería durante la prueba de resistencia no deben exceder 0,96 del límite elástico del metal de la tubería.

El tiempo de permanencia de la tubería bajo presión de prueba hidrostática debe ser de al menos 8 horas.

Se considera que la tubería ha pasado la prueba de presión si no se registraron caídas de presión durante las últimas cuatro horas de prueba.

9.5. La estanqueidad de un gasoducto marino se verifica después de una prueba de resistencia y una disminución de la presión de prueba al valor de diseño durante el tiempo requerido para inspeccionar el gasoducto.

9.6. La eliminación del agua de la tubería debe realizarse pasando al menos dos pistones separadores (principal y de control) bajo presión de aire o gas comprimido.

Los resultados de la extracción de agua del gasoducto deben considerarse satisfactorios si no hay agua delante del pistón-separador de control y sale intacta del gasoducto. En caso contrario se deberá repetir el paso del pistón-separador de control a través de la tubería.

9.7. Si se produce una ruptura o fuga en la tubería durante las pruebas, se debe reparar el defecto y se debe volver a probar la tubería costa afuera.

9.8. La tubería marina se pone en funcionamiento después de la limpieza final y calibración de la cavidad interna de la tubería, el diagnóstico inicial y el llenado de la tubería con el producto transportado.

9.9. Los resultados del trabajo de limpieza de la cavidad y prueba de la tubería, así como de eliminación de agua de la tubería, deben documentarse en informes en un formulario aprobado.

10. Protección del medio ambiente

10.1. En condiciones marinas, todo tipo de trabajos requieren una cuidadosa selección de procesos tecnológicos, medios técnicos y equipos que aseguren la preservación del entorno ecológico de la región. Se permite utilizar únicamente aquellos procesos tecnológicos que garanticen un impacto negativo mínimo en el medio ambiente y su rápida restauración una vez finalizada la construcción del sistema de gasoductos marinos.

10.2. Al diseñar un sistema de gasoductos marinos, todas las medidas de protección ambiental deben incluirse en un plan de evaluación de impacto ambiental (EIA) debidamente aprobado.

10.3. Al construir un sistema de gasoductos marinos, es necesario cumplir estrictamente con los requisitos medioambientales de las normas rusas. En las zonas acuáticas de importancia pesquera comercial, es necesario prever medidas para la conservación y restauración de los recursos biológicos y pesqueros.

Las fechas de inicio y finalización de los trabajos de excavación submarina mediante mecanización hidráulica o voladuras se establecen teniendo en cuenta las recomendaciones de las autoridades de protección pesquera, en función de los tiempos de desove, alimentación, migración de los peces, así como los ciclos de desarrollo del plancton y bentos en la zona costera.

10.4. El plan EIA debe incluir un conjunto de medidas de diseño, construcción y tecnológicas para asegurar la protección ambiental durante la construcción y operación del sistema de gasoductos marinos.

En el proceso de elaboración de una EIA se tienen en cuenta los siguientes factores:

· datos iniciales sobre las condiciones naturales, el estado ecológico fundamental, los recursos biológicos del área de agua, que caracterizan el estado natural de la región;

· características tecnológicas y de diseño del sistema de gasoductos marinos;

· plazos, soluciones técnicas y tecnología para realizar trabajos técnicos submarinos, una lista de medios técnicos utilizados para la construcción;

· evaluación del estado actual y previsto del medio ambiente y del riesgo ambiental, indicando las fuentes de riesgo (impactos provocados por el hombre) y los daños probables;

· requisitos ambientales básicos, soluciones técnicas y tecnológicas para la protección del medio ambiente durante la construcción y operación de un gasoducto marino y medidas para su implementación en la instalación;

· medidas para garantizar el control del estado técnico del sistema de gasoductos marinos y la pronta eliminación de situaciones de emergencia;

· seguimiento del estado del medio ambiente en la región;

· el importe de las inversiones de capital en medidas medioambientales, sociales y de compensación;

· evaluación de la eficacia de las medidas y compensaciones ambientales y socioeconómicas planificadas.

10.5. Durante la operación del sistema de gasoductos marinos, es necesario predecir la posibilidad de ruptura del gasoducto y liberación de productos con una evaluación del daño esperado a la biota marina, teniendo en cuenta la posible acumulación de peces (desove, migración, período de alimentación). ) cerca del sitio del sistema de tuberías e implementar medidas de protección para la tubería y el medio ambiente previstas para tales casos por el proyecto.

10.6. Para proteger y preservar el medio ambiente natural en el mar y en la zona costera, es necesario organizar una supervisión constante del cumplimiento de las medidas ambientales durante todo el período de influencia humana causada por los trabajos durante la construcción y operación del gasoducto marino. sistema.

Anexo 1.
Obligatorio.

Símbolos y unidades de medida.

D - diámetro nominal de la tubería, mm;

t - espesor nominal de la pared de la tubería, mm;

s x - tensiones longitudinales totales, N/mm 2;

s y - tensiones circunferenciales totales, N/mm 2 ;

t xy - esfuerzo cortante tangencial, N/mm 2 ;

K es el coeficiente de confiabilidad calculado, tomado según;

s t - el valor mínimo del límite elástico de la tubería metálica, aceptado según las normas estatales y las especificaciones técnicas para tuberías de acero, N/mm 2;

P - presión interna calculada en la tubería, N/mm 2;

Po - presión hidrostática externa, N/mm 2;

Px - fuerza de arrastre, N/m;

Pz - fuerza de elevación, N/m;

Ri - fuerza de inercia, N/m;

G - peso de la tubería en agua (flotabilidad negativa), N/m;

m es el coeficiente de confiabilidad, tomado igual a 1,1;

f - coeficiente de fricción;

Рс - presión hidrostática externa calculada sobre la tubería teniendo en cuenta la ovalidad de la tubería, N/mm 2;

Рсг - presión externa crítica para un tubo redondo, N/mm 2;

Ru: presión externa sobre la tubería, que provoca la fluidez del material.

tubos, N/mm2;

Рр - presión hidrostática externa a la que se propagará el colapso de la tubería que se produjo anteriormente, N/mm 2 ;

mi o - deformación por flexión permitida de la tubería;

mi c es la deformación crítica por flexión que causa el colapso como resultado de la flexión pura de la tubería;

tu- El coeficiente de Poisson;

E - Módulo de Young para el material de la tubería, N/mm 2;

H - profundidad crítica del agua, m;

g - aceleración de la gravedad, m/s 2 ;

r- densidad del agua de mar, kg/m3;

U - ovalidad de la tubería;

R es el radio de curvatura permitido de la tubería cuando se coloca a grandes profundidades del mar, m.

Términos técnicos y definiciones.

Gasoducto marino - la parte horizontal del sistema de tuberías ubicada debajo del nivel del agua, incluida la propia tubería, los dispositivos de protección electroquímica en la misma y otros dispositivos que aseguren el transporte de hidrocarburos gaseosos bajo un régimen tecnológico determinado.

Zona de seguridad de los tramos costeros del gasoducto. - tramos del gasoducto principal desde las estaciones compresoras costeras hasta la orilla del agua y más a lo largo del fondo marino, a una distancia de al menos 500 m.

Elementos de tubería - partes en la estructura de la tubería, como bridas, tes, codos, adaptadores y válvulas de cierre.

Recubrimiento de peso - Revestimiento aplicado a una tubería para proporcionarle flotabilidad negativa y protección contra daños mecánicos.

Flotabilidad negativa del oleoducto. - una fuerza hacia abajo igual al peso de la estructura de la tubería en el aire menos el peso del agua desplazada en el volumen de la tubería sumergida en ella.

Límite elástico mínimo - el límite elástico mínimo especificado en el certificado o norma al que se suministran las tuberías.

En los cálculos, se supone que con el límite elástico mínimo, el alargamiento total no supera el 0,2%.

Presión de diseño - presión, entendida como la presión máxima constante que ejerce el medio transportado sobre la tubería durante su operación y para la cual está diseñado el sistema de tuberías.

Aumento de presión - La presión accidental causada por fallas en las condiciones de flujo estable en el sistema de tuberías no debe exceder la presión de diseño en más del 10%.

Presión excesiva - la diferencia entre dos presiones absolutas, hidrostática externa e interna.

Presión de prueba - presión normalizada a la que se prueba la tubería antes de ponerla en funcionamiento.

Prueba de fugas - prueba de presión hidráulica, estableciendo la ausencia de fugas del producto transportado.

Prueba de resistencia - Prueba de presión hidráulica que establece la resistencia estructural de la tubería.

Diámetro nominal de la tubería - el diámetro exterior de la tubería especificado en la norma según la cual se suministran las tuberías.

Espesor nominal de la pared - Espesor de la pared de la tubería especificado en la norma según la cual se suministran las tuberías.

Fiabilidad de los oleoductos marinos - la capacidad de una tubería para transportar continuamente un producto de acuerdo con los parámetros establecidos por el proyecto (presión, flujo, etc.) durante una vida útil determinada bajo un régimen de control y mantenimiento establecido.

tensiones permitidas - Esfuerzos totales máximos en la tubería (longitudinal, circunferencial y tangencial) permitidos por las normas.

entierro del oleoducto - Posición del oleoducto por debajo del nivel natural del fondo marino.

Valor de profundidad - la diferencia entre los niveles de la generatriz superior del oleoducto y el nivel natural del suelo del fondo marino.

Longitud de la sección hundida de la tubería. - longitud de la tubería que no está en contacto con el fondo marino o los dispositivos de soporte.

Tendido de un oleoducto marino - un conjunto de procesos tecnológicos para la fabricación, tendido y profundización de un oleoducto marino.

Apéndice 3.
Recomendado.

Documentos reglamentarios utilizados para
desarrollo de estas normas y reglamentos:

1. SNIP 10-01-94. "El sistema de documentos reglamentarios en la construcción. Disposiciones básicas" / Ministerio de Construcción de Rusia. M.: GP TSPP , 1994

2. SNIP 2.05.06-85 *. "Principales oleoductos" / Gosstroy. Moscú: CITP Gosstroy, 1997

3. SNIP III-42-80 *. "Reglas para la producción y aceptación de obra. Tuberías principales" /Gosstroy. Moscú: Stroyizdat, 1997.

4. SNIP 2.06.04-82*. "Cargas e impactos sobre estructuras hidráulicas (olas, hielo y barcos)" / Gosstroy. Moscú: CITP Gosstroy, 1995.

5. “Normas de seguridad para la exploración y desarrollo de yacimientos de petróleo y gas en la plataforma continental de la URSS”, M.: “Nedra”, 1990;

6. "Normas de seguridad para la construcción de tuberías principales". M.: "Nedra", 1982;

7. “Reglas para la operación técnica de los principales gasoductos”, M.: “Nedra”, 1989;

8. Norma estadounidense "Diseño, construcción, operación y reparación de oleoductos marinos de hidrocarburos", Arkansas I - 1111. Recomendaciones prácticas.1993.

9. Norma noruega "Det Norske Veritas" (DNV) "Reglas para sistemas de tuberías submarinas", 1996.

10. Norma británica S 8010. "Guías prácticas para el diseño, construcción e instalación de tuberías. Tuberías submarinas". Partes 1, 2 y 3, 1993

11. API 5 L. "Especificación estadounidense para tubos de acero". 1995

12. API6D . "Especificación estadounidense para accesorios de tubería (válvulas, tapones y válvulas de retención)". 1995

13. Norma estadounidense ASME B 31.8. "Normas para Sistemas de Tuberías de Transporte y Distribución de Gas", 1996.

14. Norma estadounidense MSS - SP - 44. "Bridas de acero para tuberías", 1990.

15. Norma internacional ISO 9000 "Gestión de calidad y aseguramiento de la calidad", 1996

La comunidad internacional reconoce el hecho indiscutible de la capacidad de la Federación de Rusia para tender un oleoducto a lo largo del fondo marino y comenzar con éxito su funcionamiento. Se ha logrado un éxito en la implementación del proyecto Nord Stream en el Mar Báltico.

El siguiente en la fila es South Stream, pero el área de agua es más estrecha que el Mar Negro. ¿Es capaz la Federación de Rusia de construir un gasoducto con indicadores de rendimiento que garanticen su funcionamiento sin problemas durante toda su vida útil? ¡Sí! Capaz. Los especialistas rusos garantizarán el funcionamiento del gasoducto incluso hasta el momento en que se agoten las reservas de gas natural. En ese momento la tubería estará vacía ya que no habrá gas.

Entonces, ¿qué tiene que ver la ruleta rusa con esto? Hay una serie de circunstancias que nadie tiene derecho a ignorar.

1. Hidrología del Mar Negro

a) la profundidad de la mayor parte del fondo marino es de 2000 metros.

Al bucear a una profundidad de 10 metros, tenemos un aumento de presión de 1 atmósfera. El submarino nuclear en el que el autor tuvo el honor de servir se sumergió a una profundidad de 415 metros. El espesor de la armadura con la que se fabricó el Murena era de 5 cm, no estiramos los hilos entre los mamparos, esto es tecnológicamente imposible de hacer, pero registramos visualmente el "hundimiento" de los silos de misiles y los "gemidos". del resistente casco del barco se percibió como una continuación de nuestro propio nervio expuesto.

b) el volumen de agua en el Mar Negro es de 550.000 km3.

c) El sulfuro de hidrógeno H2S está presente en el 87% del volumen de todo el mar y en estado libre llenará 20.000 km3.

d) la longitud del bombeo de gas desde una estación en la costa del Cáucaso de la Federación de Rusia hasta una estación en la costa búlgara es de varios cientos de kilómetros. No existe ninguna posibilidad técnica de una “aceleración” adicional del flujo de gas en la estación intermedia. La única opción es aumentar la presión tanto como sea posible en el territorio de la Federación Rusa y bombearla desde la tubería del otro lado. (¡Punto muy importante!)

2. Circunstancias insuperables sobre las que nadie puede influir

Debido a una tormenta, el barco naufragó. La embarcación se hunde y termina en un gasoducto. 15.000 toneladas de metal reciben una enorme energía hasta superar los 2.000 metros desde la superficie hasta el fondo. El oleoducto será cortado instantáneamente. Una práctica común en el Mar Negro es transportar chatarra en buques fluviales de fondo plano (!), que tienen un casco reforzado y están clasificados como “río-mar”. También puedes soldar algo al casco de una barcaza fluvial autopropulsada y elevar su clase al nivel "río-océano", pero esto no te salvará de una catástrofe inmediata... Entonces será así: bajo loco presión, el gas forma una burbuja que irá a la superficie. Las fuerzas de inercia en el gasoducto (ver párrafo anterior), el tiempo necesario para activar el sistema de emergencia y cortar el flujo, permitirán superar volúmenes increíblemente grandes de agua saturada con sulfuro de hidrógeno y atravesar un tramo de 100 a 400 metros. capa de agua enriquecida con oxígeno. Durante el mal tiempo, cuando ocurre un accidente de barco, siempre hay rayos. Una mezcla de gas, sulfuro de hidrógeno y oxígeno atmosférico no esperará mucho hasta que se produzca una chispa que provocará una explosión.

3. Oremos por las almas de los inocentes asesinados en Beslan y Noruega. Niños murieron a manos de terroristas, jóvenes murieron en una pequeña isla a manos de un loco.

La tubería en el fondo del mar se puede ver en el dispositivo con tanta claridad como sus propias zapatillas con los pies extendidos. Un proyectil HEAT atraviesa el blindaje de un tanque como si fuera papel de periódico, y el blindaje del tanque es mucho más grueso que la pared de una tubería. Un gasoducto a lo largo del fondo del Mar Negro es una granada que puede hacer estallar en circunstancias insuperables y por cualquier loco, fanático o terrorista individual. Y la organización de los malos llevará a cabo tal ataque terrorista incluso de noche.

Las consecuencias de una explosión de sulfuro de hidrógeno pueden provocar, en el peor de los casos, la pérdida de la órbita del planeta Tierra o el desplazamiento de las placas tectónicas; entonces perderemos el 60% de la fauna y la flora. Pasará un cierto período de tiempo y la vida volverá y florecerá; lo principal es que Gazprom no revive.

Durante los 20 años de independencia de Ucrania, no hemos tenido un liderazgo que no haya hecho "trampa" con el sistema de transporte de gas. Medios, medios colosales, nublan las mentes de todos, en todas partes. La opacidad de las relaciones, los esquemas oscuros: esto es lo que conduce a tales proyectos y puede poner fin a la civilización. Esas relaciones entre Ucrania y la Federación de Rusia son inaceptables.

No se puede culpar a la Federación Rusa por todos sus pecados, dejando a Ucrania blanca y esponjosa. Ambas partes deben rendir cuentas. Y el árbitro en esta situación debería ser la comunidad mundial. El sistema de transporte de gas ucraniano debe funcionar en un régimen de apertura y de auditoría internacional y seguimiento constante. Y el primer paso hacia ello es que la comunidad internacional debe poner fin al posible fraude en las elecciones a la Rada Suprema de Ucrania en 2012. Hoy en día, los funcionarios del gobierno actual pueden comprar plataformas de perforación flotantes a un precio más alto del que las vende el fabricante. Nuestro liderazgo no deja otra opción a la Federación de Rusia que comenzar a construir South Stream. Una gestión así no puede gestionar honestamente el sistema de transporte de gas ucraniano. Debe desaparecer. La comunidad mundial debe darse cuenta de la magnitud de la amenaza de la corrupción ucraniana y la terquedad de Gazprom, que juntas pueden crear las condiciones para una explosión que fácilmente podría superar el potencial nuclear estadounidense detonado simultáneamente.