Cum sunt așezate conductele subacvatice? Conducte submarine: Cum funcționează Proiecte de intersecție a conductelor submarine offshore cu cabluri

PARTEA 1. STANDARDE DE PROIECTARE

1. Dispoziții generale

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

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

1.2. De-a lungul traseului gazoductului offshore se stabilesc zone de protecție, care includ tronsoane ale conductei principale de gaze de la stațiile de compresoare până la malul apei și mai departe de-a lungul fundului mării în cadrul platformei continentale, la o distanță de cel puțin 500 m.

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

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

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

1.6. La capetele fiecărei linii ale conductei de gaz offshore, ar trebui să fie prevăzute unități pentru lansarea și primirea dispozitivelor de curățare și proiectilelor detectoare de defecte. Locația și designul acestor noduri sunt determinate de proiect.

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

1.8. Distanța dintre liniile paralele ale conductelor de gaze offshore ar trebui luată din condițiile de asigurare a fiabilității în timpul funcționării lor, siguranța liniei existente în timpul construcției unei noi linii a conductei de gaz și siguranța în timpul lucrărilor de construcție și instalare.

1.9. Protecția conductelor offshore împotriva coroziunii se realizează într-un mod complex: printr-o acoperire de protecție exterioară și interioară și mijloace de protecție catodică.

Protecția anticorozivă ar trebui să contribuie la funcționarea fără probleme a conductei offshore pe toată perioada de funcționare a acesteia.

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

1.11. Alegerea traseului conductei offshore trebuie făcută în funcție de criteriile de optimitate și să se bazeze pe următoarele date:

· condiţiile de sol ale fundului mării;

batimetria fundului mării;

morfologia fundului mării;

informații inițiale despre mediu;

· activitate seismică;

Zone de pescuit

canalele de navigație și locurile de acostare a navelor;

zone de deversare în sol;

zone de apă cu risc crescut pentru mediu;

Natura și amploarea faliilor tectonice. Siguranța tehnică și de mediu a structurii ar trebui luată ca criterii principale de optimitate.

1.12. Proiectul trebuie să furnizeze date privind compoziția fizică și chimică a produsului transportat, densitatea acestuia, precum și să indice presiunea internă calculată și temperatura de proiectare de-a lungul întregului traseu al conductei. De asemenea, sunt oferite informații despre limitele de temperatură și presiune din conductă.

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

1.13. Dezvoltarea proiectului se bazează pe analiza următorilor factori principali:

direcția și viteza vântului;

înălțimea, perioada și direcția valurilor mării;

viteza și direcția curenților marini;

nivelul mareelor ​​înalte și joase astronomice;

· val de vijelie a apei;

Proprietățile apei de mare

temperatura aerului și apei;

· creșterea murdăriei marine pe conductă;

mediu seismic;

· Distribuția speciilor comerciale și protejate ale florei și faunei marine.

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

1.15. Conducta de gaz ar trebui să fie îngropată în partea de jos, în zonele de aterizare. Cota de proiectare a vârfului conductei îngropate în pământ (în funcție de greutatea acoperirii) ar trebui să fie stabilită sub adâncimea estimată de eroziune a fundului zonei de apă sau a secțiunii de pe uscat pentru întreaga perioadă de funcționare a conductei offshore.

1.16. În secțiunile de apă adâncă, conducta de gaz poate fi așezată pe suprafața fundului mării, cu condiția ca poziția sa de proiectare să fie asigurată pe toată perioada de funcționare. În același timp, este necesar să se justifice excluderea ridicării sau mișcării conductei sub influența încărcăturilor externe și a deteriorării acesteia de către traulele de pescuit sau ancorele navelor.

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

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

· Pierderea stabilității conductei pe fundul mării;

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

· deschideri inacceptabil de mari ale conductei în partea de jos;

eroziunea fundului mării;

· lovituri asupra conductei de către ancore ale navelor sau traule de pescuit;

cutremure;

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

1.18. Următoarele date ar trebui să fie reflectate în documentația proiectului: dimensiunile conductei, tipul de produs transportat, durata de viață a sistemului de conducte, adâncimea apei de-a lungul traseului conductei de gaz, tipul și clasa de oțel, necesitatea tratamentului termic după sudarea câmpului circumferinței îmbinări sudate, sistem de protecție anticorozivă, planuri pentru dezvoltarea viitoare a regiunilor de-a lungul rutelor sistemului de conducte, sfera lucrărilor și graficele de construcție.

Pe desene, este necesar să se indice locația sistemului de conducte în raport cu așezările și porturile din apropiere, cursurile navelor, precum și alte tipuri de structuri care pot afecta fiabilitatea sistemului de conducte.

Proiectul ia în considerare toate tipurile de încărcări care apar în timpul fabricării, instalării și exploatării sistemului de conducte, care pot afecta alegerea soluției de proiectare. Se efectuează toate calculele necesare ale sistemului de conducte pentru aceste sarcini, inclusiv: analiza rezistenței sistemului de conducte în timpul instalării și funcționării, analiza stabilității poziției conductei pe fundul mării, analiza oboselii și ruperii fragile a conductei. conductă, luând în considerare cusăturile circumferențiale sudate, analiza stabilității peretelui conductei împotriva colapsului și deformațiilor excesive, analiza vibrațiilor, dacă este necesar, analiza stabilității bazei fundului mării.

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

Specificații pentru materialul țevilor;

Specificații pentru sudarea țevilor și încercările nedistructive, indicând normele pentru defecte admisibile la suduri;

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

Specificații pentru acoperirea anticorozivă exterioară și internă a țevilor;

Specificații pentru acoperirea cu greutate a țevilor;

· specificații pentru materialul pentru fabricarea anozilor;

· condiţii tehnice de aşezare a tronsonului offshore al conductei;

· condiţiile tehnice de construcţie a conductei la traversarea litoralului şi măsurile de protecţie a litoralului;

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

· conditii tehnice pentru intretinerea si repararea conductei offshore;

specificația generală a materialelor;

Descrierea ambarcațiunilor de construcție și a altor echipamente utilizate.

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

1.20. Documentația de proiectare, inclusiv rapoartele de testare, materialele de cercetare și diagnosticarea inițială, trebuie păstrată pe toată durata de viață a sistemului de conducte offshore. De asemenea, este necesar să se salveze rapoarte privind funcționarea sistemului de conducte, privind controlul inspecției în timpul funcționării acestuia, precum și date privind întreținerea sistemului de conducte offshore.

1.21. Examinarea documentației de proiectare ar trebui să fie efectuată de organizații independente, cărora organizația de proiectare le furnizează toată documentația necesară.

2. Criterii de proiectare pentru conducte.

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

2.2. Calculele conductei de gaz offshore trebuie făcute pentru sarcinile și impacturile statice și dinamice, ținând cont de lucrul cusăturilor circumferențiale sudate în conformitate cu cerințele mecanicii structurale, rezistența materialelor și mecanica solului, precum și cerințele acestor standarde. .

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

2.4. Calculul gazoductului offshore se face pentru cea mai nefavorabilă combinație de sarcini efectiv așteptate.

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

2.6. Când se calculează rezistența și deformabilitatea, principalele caracteristici fizice ale oțelului trebuie luate în conformitate cu „Specificațiile pentru materialul țevilor”.

3. Sarcini și impacturi.

3.1. În aceste standarde, următoarele combinații de sarcini sunt acceptate în calculele conductei de gaz offshore:

sarcini permanente;

· încărcări de funcționare constantă împreună cu încărcări de mediu;

· sarcini permanente în combinație cu sarcini aleatorii.

3.2. Sarcinile permanente pe conducta offshore în timpul construcției și exploatării ulterioare includ:

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

presiunea hidrostatică externă a apei de mare;

forța de flotabilitate a mediului acvatic;

presiunea internă a produsului transportat;

influențe ale temperaturii;

umpleți presiunea solului.

3.3. Impactul asupra mediului asupra unei conducte offshore includ:

sarcinile cauzate de curenții subacvatici;

· Încărcări cauzate de valurile mării.

Atunci când se calculează conducta offshore pentru perioada de construcție, ar trebui să se ia în considerare și sarcinile de la mecanismele de construcție și sarcinile care apar în procesul de teste hidrostatice.

3.4. Încărcările aleatorii includ: activitatea seismică, deformarea solului fundului mării și procesele de alunecări de teren.

3.5. La determinarea sarcinilor și impacturilor asupra conductei offshore, aceasta ar trebui să se bazeze pe datele sondajelor inginerești efectuate în zona traseului conductei, inclusiv inginerie-geologice, meteorologice, seismice și alte tipuri de studii.

Încărcările și impacturile ar trebui selectate ținând cont de schimbările prevăzute în condițiile de mediu și de regimul tehnologic de transport al gazelor.

4. Tensiuni și tensiuni de proiectare admise.

4.1. Tensiunile admisibile în calculele pentru rezistența și stabilitatea conductelor offshore sunt stabilite în funcție de limita de curgere a metalului conductelor utilizate folosind coeficientul de proiectare "K", ale cărui valori sunt date în

s adiţional £ K × s T ()

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

Tensiuni de tracțiune inelului sub sarcini permanente		Tensiuni totale pentru sarcini constante în combinație cu sarcini de mediu sau sarcini aleatorii	Tensiuni totale în timpul construcției sau încercărilor hidrostatice
Conducta de gaz offshore	Secțiuni de coastă și de coastă ale conductei de gaz în zona protejată		Conducta de gaz offshore, inclusiv secțiunile de coastă și de coastă în zona protejată
0,72	0,60	0,80	0,96

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

4.3. Conductele trebuie verificate pentru rezistența și stabilitatea locală a secțiunii de conductă față de presiunea hidrostatică externă. În acest caz, se presupune că presiunea internă în conductă este de 0,1 MPa.

4.4. Valoarea ovalității țevilor este stabilită prin formula:

()

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

4.5. Deformația reziduală în conducta offshore nu trebuie să depășească 0,2% (0,002).

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

4.7. Proiectul ar trebui să analizeze toate fluctuațiile posibile ale tensiunii din conductă în termeni de intensitate și frecvență care pot cauza defecțiuni prin oboseală în timpul procesului de construcție sau în timpul funcționării ulterioare a sistemului de conducte offshore (efecte hidrodinamice asupra conductei, fluctuații ale presiunii și temperaturii de funcționare, si altii). O atenție deosebită trebuie acordată secțiunilor sistemului de conducte predispuse la concentrarea tensiunilor.

4.8. Pentru a calcula fenomenele de oboseală, este posibil să se utilizeze tehnici bazate pe mecanica ruperii atunci când se testează țevi pentru oboseală cu ciclu scăzut.

5. Calculul grosimii peretelui conductei.

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

Cu privire la presiunea internă în conductă pentru secțiunile de mică adâncime, de coastă și de coastă ale conductei de gaz situate în zona protejată;

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

5.2. Calculul grosimii minime a peretelui conductei de gaz offshore sub influența presiunii interne ar trebui să se facă conform formulei:

()

5.7. La determinarea grosimii peretelui țevilor în condițiile efectului combinat de îndoire și compresie, valoarea limitei de curgere la compresiune egală cu 0,9 a limitei de curgere a materialului țevii trebuie luată în considerare în calcule.

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

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

6.1. Pentru intervalul de raport 15D/t

()

()

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

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

()

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

Presiunea hidrostatică externă la care se poate produce propagarea colapsului care a avut loc anterior este determinată de formula:

()

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

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

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

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

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

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

7.3. Valoarea flotabilității negative a conductei din starea de stabilitate a poziției sale pe fundul mării este determinată de formula:

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

Este permisă evaluarea stabilității hidrodinamice a conductei folosind metode de analiză care iau în considerare mișcarea conductei în procesul de auto-sgropare în pământ.

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

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

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

· repetabilitatea o dată pe an în calculele pentru perioada de construcție a sistemului de conducte offshore.

7.7. Valorile coeficientului de frecare trebuie luate din datele sondajului de inginerie pentru kilogramele corespunzătoare de-a lungul rutei conductei offshore.

8. Materiale și produse.

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

Nu este permisă utilizarea materialelor și produselor pentru care nu există certificate, certificate tehnice, pașapoarte și alte documente care să confirme calitatea acestora.

8.2. Cerințele pentru materialul țevilor și fitingurilor, precum și pentru supapele de închidere și control trebuie să îndeplinească cerințele din „Specificațiile” pentru aceste produse, care includ: tehnologia de fabricație a produsului, compoziția chimică, tratamentul termic, proprietățile mecanice, calitatea control, documentație de însoțire și marcare .

Dacă este necesar, „Condițiile tehnice” prevede cerințe pentru încercări speciale ale țevilor și îmbinărilor lor sudate, inclusiv în mediu cu hidrogen sulfurat, pentru a obține rezultate pozitive ale acestora înainte de începerea producției lotului principal de țevi destinate construcției o conductă de gaz offshore.

8.3. „Specificațiile pentru sudarea țevilor și testarea nedistructivă” ar trebui să indice cerințele pentru defecte ale sudurilor, în conformitate cu care este permisă repararea îmbinărilor sudate pe circumferință ale conductei. De asemenea, este necesar să se furnizeze date despre tratamentul termic al îmbinărilor sudate sau încălzirea lor concomitentă după sudare în timpul instalării conductei.

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

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

8.6. Conectorii destinati conductelor offshore vor fi testați din fabrică cu o presiune hidraulică de 1,5 ori presiunea de lucru.

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

fluxuri ceramice sau topite din compoziții speciale;

· Sârme de sudare cu compoziție chimică specială pentru sudarea cu arc scufundat sau gaze de protecție;

argon gazos;

amestecuri speciale de argon cu dioxid de carbon;

fir cu miez de flux autoecranat.

Combinațiile de grade specifice de fluxuri și fire, clase de fire cu miez de flux autoecranat și fire pentru sudarea ecranată, trebuie selectate ținând cont de rezistența lor într-un mediu cu hidrogen sulfurat și să fie certificate în conformitate cu cerințele „Specificațiilor pentru Sudarea țevilor și testarea nedistructivă”.

8.8. Pentru sudarea manuală cu arc și repararea conductelor offshore, ar trebui folosiți electrozi de bază sau celulozici. Mărcile specifice de electrozi de sudare trebuie selectate ținând cont de rezistența acestora într-un mediu cu hidrogen sulfurat și să fie certificate în conformitate cu cerințele „Specificațiilor pentru sudarea țevilor și testarea nedistructivă”.

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

Clasa și marca betonului, densitatea acestuia, grosimea învelișului de beton, masa conductei betonate sunt determinate de proiect.

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

Trebuie asigurată o aderență suficientă între învelișul de greutate și țeavă pentru a preveni alunecarea sub forțele care apar în timpul așezării și funcționării conductei.

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

Fiecare conductă de beton care intră pe șantier trebuie să aibă un marcaj special.

PARTEA 2. PRODUCEREA SI ACCEPTAREA LUCRARILOR

1. Dispoziții generale

În timpul construcției conductelor de gaze offshore, ar trebui utilizate procese tehnologice, echipamente și echipamente de construcție testate de experiență.

2. Sudarea țevilor și metodele de control al îmbinărilor sudate.

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

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

sudarea țevilor individuale într-un fir continuu.

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

· sudura automata sau semiautomata in gaz de protectie cu electrod consumabil sau neconsumabil;

· sudura automata sau semiautomata cu sarma autoecranata cu formare fortata sau libera a metalului de sudura;

· sudare manuală prin electrozi cu înveliș de tip bazic sau cu înveliș de celuloză;

· sudare electrocontact prin fuziune continuă cu tratament termic post sudare și control radiografic al calității îmbinărilor sudate.

La sudarea a două sau patru secțiuni de țeavă pe linia auxiliară, poate fi utilizată și sudarea automată cu arc scufundat.

„Specificațiile” sunt elaborate ca parte a proiectului de către Antreprenor și aprobate de către Client pe baza efectuării studiilor privind sudabilitatea unui lot pilot de țevi și obținerea proprietăților necesare ale îmbinărilor inelare sudate, inclusiv fiabilitatea și performanța acestora într-un mediu de hidrogen sulfurat și efectuarea certificării adecvate a tehnologiei de sudare.

2.3. Înainte de începerea lucrărilor de construcție, metodele de sudare, echipamentele de sudare și materialele acceptate pentru utilizare trebuie să fie certificate la baza de sudare sau pe vasul de pozare a conductelor în condiții apropiate de condițiile de construcție, în prezența reprezentanților Clientului și acceptate de Client.

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

Certificarea trebuie efectuată în prezența reprezentanților Clientului.

2.5. Sudorii care trebuie să efectueze sudare subacvatică trebuie să urmeze în plus o pregătire adecvată și apoi o certificare specială într-o cameră de presiune cu condiții naturale de lucru simulate pe fundul mării.

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

2.7. Îmbinările sudate circumferenţiale sunt supuse controlului radiografic 100% cu duplicarea a 20% din îmbinări prin control ultrasonic automat cu înregistrarea rezultatelor testelor pe bandă.

În baza acordului cu Clientul, este permisă utilizarea testării cu ultrasunete 100% automatizate cu o înregistrare pe bandă de 25% din testele radiografice duplicate.

Recepția îmbinărilor sudate se efectuează în conformitate cu cerințele „Specificațiilor pentru sudarea țevilor și încercările nedistructive”, care ar trebui să includă normele pentru defecte admise la suduri.

2.8. Sudurile circumferenţiale sunt considerate acceptate numai după ce au fost aprobate de către reprezentantul Angajatorului pe baza analizei imaginilor radiografice şi a înregistrărilor rezultatelor testelor cu ultrasunete. Documentația cu înregistrări ale rezultatelor procesului de sudare și controlul îmbinărilor sudate a țevilor este păstrată de organizația de exploatare a conductei pe toată durata de viață a conductei offshore.

2.9. Cu o justificare adecvată, este permisă conectarea șirurilor de conducte sau lucrările de reparații pe fundul mării, folosind dispozitive de andocare și sudare hiperbară. Procesul de sudare subacvatică va fi clasificat prin teste corespunzătoare.

3. Protecție împotriva coroziunii

3.1. Conducta de gaz offshore trebuie izolată pe întreaga suprafață exterioară și interioară cu un strat anticoroziv. Izolarea țevilor trebuie efectuată în condiții de fabrică sau de bază.

3.2. Acoperirea izolatoare trebuie să respecte cerințele „Specificațiilor pentru acoperirea anticorozivă externă și internă a țevilor” pentru întreaga durată de viață a conductei în ceea ce privește următorii indicatori: rezistență la tracțiune, alungire relativă la temperatura de funcționare, rezistență la impact, aderenta la otel, suprafata maxima de exfoliere in apa de mare, rezistenta la ciuperci, rezistenta la indentare.

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

3.4. Izolarea îmbinărilor sudate, a ansamblurilor de supape și a fitingurilor profilate trebuie să respecte, în ceea ce privește caracteristicile sale, cerințele pentru izolarea țevilor.

Izolarea punctelor de conectare ale dispozitivelor și instrumentelor de protecție electrochimică, precum și izolarea restabilită în zonele deteriorate, trebuie să asigure o aderență fiabilă și o protecție împotriva coroziunii a conductelor metalice.

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

controlul calității materialelor utilizate;

· controlul calității pas cu pas al etapelor lucrărilor de izolare.

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

3.7. Învelișul izolator pe tronsoanele de conducte finalizate prin construcție este supus controlului prin metoda polarizării catodice.

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

3.9. Protectoarele trebuie sa fie realizate din materiale (aliaje pe baza de aluminiu sau zinc) care au trecut teste la scara maxima si indeplinesc cerintele din „Specificatiile pentru materialul pentru fabricarea anozilor” elaborate in cadrul proiectului.

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

Cablurile de scurgere ale dispozitivelor de protecție trebuie conectate la conductă folosind sudarea manuală cu arc cu argon sau condensator.

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

3.11. Pe conducta offshore potenţialele trebuie furnizate continuu pe toată suprafaţa sa pe toată perioada de exploatare. Pentru apa de mare, sunt date valorile minime și maxime ale potențialelor de protecție. Aceste potențiale sunt calculate pentru apa de mare cu o salinitate de 32 până la 28%o la o temperatură de 5 până la 25°C.

Potențialele de protecție minime și maxime

3.12. Protecția electrochimică trebuie să fie pusă în aplicare în termen de cel mult 10 zile de la data finalizării așezării conductei.

4. Abordări ale conductei

4.1. Următoarele metode de construcție pot fi utilizate pentru aterizarea conductei:

· lucrări de excavare deschisă cu montarea palplanșelor pe țărm;

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

metoda tunelului.

4.2. Atunci când alegeți o metodă de construcție a conductei la secțiunile de aterizare, relieful secțiunilor de coastă și alte condiții locale din zona de construcție, precum și echipamentul organizației de construcții cu mijloacele tehnice utilizate pentru efectuarea lucrării trebuie luate în considerare. cont.

4.3. Abordările de teren ale conductelor care utilizează foraj direcțional sau un tunel trebuie să fie fundamentate în proiect prin fezabilitatea economică și de mediu a utilizării lor.

4.4. În timpul construcției conductei pe tronsonul de coastă cu utilizarea terasamentelor subacvatice se pot aplica următoarele scheme tehnologice:

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

· Sirul conductei este fabricat pe uscat, testat hidrostatic si apoi tras in mare de-a lungul fundului unui sant subacvatic folosind un troliu de tractiune instalat pe un vas de pozare a conductelor.

4.5. Construcția conductei offshore în zonele de coastă se realizează în conformitate cu cerințele „Specificațiilor tehnice pentru construcția unei conducte la trecerea țărmului”, elaborate în cadrul proiectului.

5. Săpătură subacvatică

5.1. Procesele tehnologice de dezvoltare a unui șanț, așezarea unei conducte într-un șanț și umplerea acesteia cu sol ar trebui să fie combinate la maximum în timp, ținând cont de deriva șanțului și remodelarea profilului său transversal. La umplerea șanțurilor subacvatice, trebuie dezvoltate măsuri tehnologice care să reducă la minimum pierderea de sol în afara limitelor șanțurilor.

Tehnologia pentru dezvoltarea șanțurilor subacvatice trebuie convenită cu autoritățile de mediu.

5.2. Parametrii șanțului subacvatic trebuie să fie cât mai minimi posibil, pentru care trebuie asigurată o precizie sporită în dezvoltarea lor. Cerințele de precizie sporită se aplică și pentru umplerea conductei.

În zona de transformare a valurilor mării, ar trebui alocate pante mai blânde, ținând cont de reformarea secțiunii transversale a șanțului.

5.3. Parametrii unui șanț subacvatic în zone ale căror adâncimi, ținând cont
fluctuațiile de supratensiune și maree ale nivelului apei, mai mici decât pescajul echipamentului de terasare, ar trebui luate în conformitate cu standardele de exploatare a navelor maritime și asigurând adâncimi sigure în limitele mișcărilor de lucru ale echipamentelor de terasament și navele care o servesc.

5.4. Stocurile temporare ar trebui reduse la minimum. Locația de depozitare a solului dezvoltat trebuie aleasă ținând cont de poluarea minimă a mediului și convenită cu organizațiile care controlează starea ecologică a zonei de construcție.

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

6. Pozare dintr-un vas de pozare a conductelor

6.1. Alegerea metodei de instalare a conductelor offshore se bazează pe fezabilitatea sa tehnologică, eficiența economică și siguranța mediului. Pentru mări adânci, sunt recomandate metodele de așezare cu curba în S și curba în J, folosind un vas de așezare a conductelor.

6.2. Pozarea conductei offshore se realizează în conformitate cu cerințele „Specificațiilor pentru construcția secțiunii offshore a conductei”, elaborate ca parte a proiectului.

6.3. Vasul de pozare a țevilor, înainte de începerea lucrărilor de construcție, trebuie să fie supus unor încercări, inclusiv încercări ale echipamentelor de sudură și metodelor de încercare nedistructivă, echipamente pentru izolarea și repararea îmbinărilor sudate ale țevilor, dispozitivele de tensionare, trolii, dispozitive de control și sisteme de control care asigura deplasarea vasului de-a lungul traseului și așezarea conductei până la reperele de proiectare.

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

6.5. Înainte de a începe așezarea conductei în șanț, șanțul subacvatic trebuie curățat și trebuie făcute măsurători de control cu ​​construcția profilului longitudinal al șanțului. La tragerea conductei de-a lungul fundului mării, este necesar să se efectueze calcule ale forțelor de tracțiune și ale stării de solicitare a conductei.

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

Valorile coeficienților de frecare de alunecare ar trebui să fie atribuite în funcție de studii inginerești, ținând cont de posibilitatea de scufundare a conductei în pământ, capacitatea portantă a solului și flotabilitatea negativă a conductei.

6.7. Pentru a reduce tracțiunea în timpul așezării, pe conductă pot fi instalate pontoane, care reduc flotabilitatea negativă a acesteia. Pontoanele trebuie să fie testate pentru rezistența la presiunea hidrostatică și să aibă dispozitive de slinging mecanic.

6.8. Înainte de așezarea conductei în secțiunea de apă adâncă, este necesar să se efectueze calcule ale stării de tensiune-deformare a conductei pentru principalele procese tehnologice:

început de ouat

· pozarea continuă a conductei cu o curbă pe curbă în formă de S sau în formă de J;

așezarea conductei pe fund în timpul unei furtuni și ridicarea acesteia;

Finalizarea lucrărilor de instalare.

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

6.10. În timpul așezării conductei, curbura conductei și tensiunile care apar în conductă trebuie monitorizate în mod continuu. Valorile acestor parametri ar trebui determinate pe baza calculelor de sarcină și deformare înainte de așezarea conductei.

7. Măsuri de protecţie a litoralului

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

7.2. În timpul lucrărilor de protecție a coastei, ar trebui utilizate proiecte ecologice testate de experiență, procesele și lucrările tehnologice ar trebui efectuate în conformitate cu cerințele „Specificațiilor tehnice pentru construcția unei conducte la traversarea litoralului și coastei”. Măsuri de protecție”.

8. Controlul calitatii constructiilor

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

8.2. Pentru a obține calitatea necesară a lucrărilor de construcție, este necesar să se asigure controlul calității tuturor operațiunilor tehnologice pentru fabricarea și instalarea conductei:

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

· controlul calității țevilor betonate trebuie efectuat în conformitate cu cerințele tehnice pentru furnizarea țevilor betonate;

· conductele de intrare, materialele de sudura (electrozi, flux, sarma) trebuie sa aiba Certificate care sa indeplineasca cerintele specificatiilor tehnice pentru furnizarea lor;

· la sudarea țevilor, este necesar să se efectueze controlul sistematic pas cu pas asupra procesului de sudare, inspecția vizuală și măsurarea îmbinărilor sudate și verificarea tuturor sudurilor circumferențiale prin metode de control nedistructiv;

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

8.3. Echipamentele maritime de terasare, barjele de pozare a conductelor si navele lor de serviciu trebuie sa fie echipate cu un sistem automat de orientare conceput sa monitorizeze in mod constant pozitia planificata a acestor echipamente tehnice in timpul functionarii lor.

8.4. Controlul adâncimii conductei în pământ ar trebui să fie efectuat folosind metode de telemetrie, profilere ultrasonice sau sondaje de scufundare după ce conducta este așezată în șanț.

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

8.5. În timpul așezării conductei, este necesar să se controleze principalii parametri tehnologici (poziția stingerului, tensiunea conductei, viteza vasului de așezare a conductelor etc.) pentru conformitatea lor cu datele de proiectare.

8.6. Pentru a controla starea fundului și poziția conductei, este necesar să se efectueze periodic un sondaj cu ajutorul scafandrilor sau al vehiculelor subacvatice, care va dezvălui locația reală a conductei (eroziune, afundare), cât mai bine posibil. deformari ale fundului de-a lungul conductei cauzate de valuri sau curenti subacvatici in aceasta zona.

9. Curățarea și testarea cavității

9.1. Conductele offshore sunt supuse testării hidrostatice după ce au fost așezate pe fundul mării în conformitate cu cerințele „Specificațiilor pentru testarea și punerea în funcțiune a conductei de gaz offshore”, elaborate în cadrul proiectului.

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

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

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

Timpul de menținere a conductei sub presiunea încercării hidrostatice trebuie să fie de cel puțin 8 ore.

Se consideră că conducta a trecut testul de presiune dacă nu s-au înregistrat căderi de presiune în ultimele patru ore de testare.

9.5. Testul de etanșeitate al conductei de gaz offshore se efectuează după o încercare de rezistență și o scădere a presiunii de încercare la valoarea calculată în timpul necesar inspectării conductei.

9.6. Îndepărtarea apei din conductă trebuie efectuată prin trecerea a cel puțin două separatoare-piston (principale și de control) sub presiunea aerului comprimat sau a gazului.

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

9.7. Dacă conducta se rupe sau se scurge în timpul testării, defectul trebuie eliminat și conducta offshore retestată.

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

9.9. Rezultatele curățării cavității și testării conductelor, precum și îndepărtarea apei din conductă, trebuie documentate în acte în forma aprobată.

10. Protecția mediului

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

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

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

Datele de începere și încheiere a lucrărilor de terasamente subacvatice prin hidromecanizare sau sablare sunt stabilite ținând cont de recomandările autorităților de protecție a pescuitului, pe baza momentului de depunere a icrelor, hrănirii, migrației peștilor, precum și a ciclurilor de dezvoltare a planctonului și bentosului în zona de coastă.

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

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

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

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

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

· Evaluarea stării actuale și prognozate a mediului și a riscului ecologic, cu indicarea surselor de risc (impacte tehnologice) și a pagubelor probabile;

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

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

monitorizarea stării mediului în regiune;

· mărimea investițiilor de capital în măsuri de mediu, sociale și compensatorii;

· Evaluarea eficacității măsurilor și compensațiilor de mediu și socio-economice preconizate.

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

10.6. Pentru protejarea și conservarea mediului natural din zona mării și din zona de coastă, este necesar să se organizeze o supraveghere constantă asupra respectării măsurilor de mediu pe toată perioada de impact antropic cauzat de construcția și exploatarea sistemului de gazoducte offshore.

Atasamentul 1 . Obligatoriu.

Denumiri și unități de măsură

D - diametrul nominal al conductei, mm;

t - grosimea nominală a peretelui conductei, mm;

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

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

t xy - tensiuni de forfecare tangenţiale, N/mm2;

K - coeficientul de fiabilitate al proiectării, luat în funcție de;

s t - valoarea minimă a limitei de curgere a țevii metalice, adoptată conform standardelor și specificațiilor de stat pentru țevile de oțel, N/mm 2;

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

Ro - presiune hidrostatică externă, N/mm 2;

Px - forța de tracțiune, N/m;

Рz - forța de ridicare, N/m;

Ri - forța inerțială, N/m;

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

m - factor de fiabilitate, luat egal cu 1,1;

f este coeficientul de frecare;

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

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

Ru - presiunea externă pe conductă, provocând fluiditatea materialului

țevi, N / mm 2;

PP - presiune hidrostatică externă la care se va răspândi prăbușirea conductei care a avut loc mai devreme, N / mm 2;

e o - deformarea admisibilă la încovoiere pentru conductă;

e c - deformarea critică a cotului, determinând prăbușirea ca urmare a îndoirii pure a țevii;

u- Coeficientul lui Poisson;

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

H - adâncimea critică a apei, m;

g - accelerația gravitației, m / s 2;

r- densitatea apei de mare, kg/m 3 ;

U - ovalitatea conductei;

R - raza de curbură admisă a conductei atunci când se așează la adâncimi mari ale mării, m.

Anexa 2.
Recomandat.

Termeni și definiții tehnice

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

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

Elemente de conductă - detalii în construcția conductei, cum ar fi flanșe, teuri, coturi, adaptoare și supape.

Acoperire cu greutate - un strat aplicat unei conducte pentru a-i oferi flotabilitate negativă și protecție împotriva deteriorării mecanice.

Flotabilitate negativă a conductei - forță descendentă egală cu greutatea structurii conductei în aer minus greutatea apei deplasate în volumul conductei scufundate în ea.

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

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

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

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

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

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

Proba de etanșeitate - test de presiune hidraulica, care stabileste absenta scurgerii produsului transportat.

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

Diametrul nominal al conductei - diametrul exterior al conductei specificat în standardul la care sunt furnizate conductele.

Grosimea nominală a peretelui - grosimea peretelui țevii specificată în standardul la care sunt furnizate țevile.

Fiabilitatea conductelor offshore - capacitatea conductei de a transporta continuu produsul în conformitate cu parametrii stabiliți de proiect (presiune, debit și altele) pentru o perioadă determinată de funcționare în regimul de control și întreținere stabilit.

Tensiuni admisibile - tensiuni totale maxime în conductă (longitudinale, inelare și tangenţiale), admise de standarde.

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

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

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

Pozarea conductelor offshore - un complex de procese tehnologice pentru fabricarea, pozarea și adâncirea conductei offshore.

Anexa 3.
Recomandat.

Documentele de reglementare utilizate în
dezvoltarea acestor reguli și reglementări:

1. SNiP 10-01-94. „Sistemul documentelor normative în construcții. Dispoziții de bază” / Ministerul Construcțiilor din Rusia. Moscova: GP TsPP , 1994

2. SNiP 2.05.06-85 *. „Conducte principale” / Gosstroy. M.: CITP Gosstroy, 1997

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

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

5. „Reguli de siguranță pentru explorarea și dezvoltarea zăcămintelor de petrol și gaze de pe platoul continental al URSS”, M.: „Nedra”, 1990;

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

7. „Reguli de exploatare tehnică a conductelor principale de gaz”, M.: „Nedra”, 1989;

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

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

10. Standard britanic S8010. „Un ghid practic pentru proiectarea, construcția și așezarea conductelor. Conducte submarine”. Părțile 1, 2 și 3, 1993

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

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

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

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

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

Primul conductă de petrol offshorea apărut la începutul anilor 50 ai secolului trecut în legătură cu începutul și dezvoltarea producției de petrol în Marea Caspică. În același timp, primulconducte de gaze offshore. Toate au servit la transportul petrolului și gazelor de la site-urile de producție către zonele de pe uscat.

Astăzi, aceste sarcini îndeplinite de conductele subacvatice au fost completate de funcțiile de eficient conductele principale offshore concepute pentru a asigura transportul gazelor și petrolului pe distanțe lungi. Construcția lor, în ciuda dificultăților tehnologice și a costurilor ridicate, este pe deplin justificată în mediul politic turbulent de astăzi. Principiul este simplu. Unele țări doresc să aibă un venit stabil din vânzarea de petrol și gaze, în timp ce altele au garantat să primească produse fără întrerupere de-a lungul rutei de tranzit al hidrocarburilor. Conductele offshore elimină complet toate riscurile geopolitice asociate tranzitului prin alte țări.

Construcția de conducte offshoreîncepe de la fabrica de țevi, unde pe suprafața exterioară a țevilor se aplică un strat de trei straturi format din epoxid, adeziv și polietilenă. În același loc, pentru a crește debitul țevii și a izolației suplimentare, pe suprafața interioară se aplică o vopsea epoxidice roșu-maro specială. Următorii pași sunt instalarea protecției catodice împotriva coroziunii și betonării prin acoperirea țevii cu un strat de beton aplicat pe un cadru armat sau plasă de sârmă, uneori umplută cu minereu de fier. În același timp, masa unei țevi de 12 metri poate ajunge la 24 de tone.

Betonul protejează suplimentar conducta de deteriorări mecanice, iar minereul de fier ca umplutură face structura mai grea și îi permite să se așeze stabil pe fundul mării. Doar capetele țevilor rămân neprotejate pentru sudarea ulterioară.

Sudarea țevilor pe linia principală a conductei de gaz și izolarea ulterioară a îmbinărilor se efectuează pe un vas special de așezare a țevilor, care este o barjă mare neautopropulsată care se deplasează cu ajutorul unui remorcher și a unui troliu special de ancorare. .

Fără îndoială, punctul cel mai vulnerabil al conductelor principale offshore este îmbinarea subacvatică. De aceea izolării sale i se acordă maximă atenție.Tehnologia de izolare a articulațiilor subacvatice include următorii pași:

Curățarea prin sablare a îmbinărilor țevilor de oțel prin furnizarea de împușcătură de fontă, care este aruncată cu forță pe suprafețele care urmează să fie curățate de o unitate specială de sablare. Acesta este cel mai eficient mod de a elimina depunerile, rugina și alți contaminanți din îmbinările țevilor.

încălzire prin inducțieîmbinările țevilor înainte de izolație, oferind o productivitate mai mare, o încălzire mai rapidă și mai uniformă - în comparație cu utilizarea în aceste scopuri.

Instalarea unei manșete termocontractabile TIAL-MGP- astăzi una dintre cele mai fiabile soluții care asigură izolarea fiabilă pe termen lung a îmbinărilor conductelor subacvatice. Este produs conform tehnologiei clasice de contracție a manșetei TIAL.

Primer se aplică amorsa:

Manșeta se micșorează cu arzătoarele cu propan:

Control de calitate folosind un detector de defecte de scânteie și un contor de adeziv.

Instalarea carcasei căptușelii, in interiorul caruia sunt turnate componentele PPU.

Tehnologia utilizată pentru izolarea îmbinării subacvatice folosind gulerul TIAL-MGP este solicitată și este utilizată pe scară largă în construcția de conducte subacvatice moderne în larg.

Materialele TIAL incluse înRegistrul maritim de transport maritim rusesc , capitol - obiecte de observatie,Conducte submarine offshore:

Manșon pentru protecție anticorozivă sudură

În prezent, problema așezării celei de-a doua linii a Nord Stream (Nord Stream) a devenit de actualitate. Așezarea conductei pe fundul mării asigură munca navelor de pozare a conductelor.

Vasele de așezare a conductelor folosesc o varietate de metode de așezare a conductelor. Aceste metode principale includ metodele de așezare a conductelor folosind metodele S-Lay, J-Lay și Reel-Lay. Fiecare dintre aceste metode are propriile sale caracteristici. Fig. 1-6 prezintă dispunerea conductelor după fiecare dintre metode, cu propriile avantaje și dezavantaje.

Tensionare - un dispozitiv pentru crearea forțelor de tensionare a conductelor; S-lay barge - o barjă de pozare a conductelor care funcționează conform metodei S-lay; Stinger - stinger (coborârea brațului): regiunea Sagbend - zona de curbură a conductei; Fundul mării - fundul mării; Punct de atingere - punctul în care conducta atinge partea de jos; Unsupported span - interval neacceptat; Linia de plutire - nivelul apei; Regiunea de supraîndoire - o secțiune periculoasă din punctul de vedere al unei posibile ruperi a conductei.

Pozarea țevilor S-lay se practică în principal în ape puțin adânci, iar viteza de pozare a acestei metode este de aproximativ 6,5 km/zi. Momentele încovoietoare în această metodă de așezare devin un factor major. Prin urmare, este necesar un întinzător lung și mare.

Metoda este inacceptabilă pentru așezarea conductelor la adâncimi mari. Pentru a reduce momentele de încovoiere, sunt necesare un întinzător și un înțepător.

Înainte de așezarea conductei pe fundul mării, fiecare segment al conductei este sudat, inspectat și acoperit cu un strat de protecție, trecând prin stațiile de sudură, inspecție, acoperire de la bordul navei.

Conducta asamblată este coborâtă de la pupa navei, forța de întindere este asigurată de întinzătorul, iar conducta în sine este susținută de brațul de lansare, iar curbura coborârii conductei este strict controlată. Conducta este apoi îndoită sub propria greutate și așezată pe fund.

Fig.3. Vas de instalare a conductei J-Lay

Fig.3. Vas de pozare a conductelor J-Lay.

J-Lay Tower - un turn pentru așezarea conductelor folosind metoda J-Lay; J-Lay DP Vessel - o navă echipată cu un sistem de poziționare dinamică, de pe care se așează conducta folosind metoda J-Lay; Propulsoare - coloane elice-directie; Unsupported span - interval neacceptat; Regiunea Sagbemd - secțiunea de curbură a conductei; Fundul mării - fundul mării; Punct de atingere - punctul în care conducta atinge partea de jos; Linia de plutire - nivelul apei.

În timp ce metoda S-lay este potrivită numai pentru ape puțin adânci, metoda J-lay poate fi utilizată în ape mai adânci. Acest lucru este posibil datorită secțiunii relativ scurte a conductei înclinate și a forțelor de tracțiune mai mici necesare în timpul instalării.

Instalarea și instalarea se realizează într-o manieră aproape verticală, cu conducta așezată pe fundul mării cu o singură rază de curbură. Viteza de asfaltare este de 3,2 km/zi. La așezare, fiecare segment de țeavă este mai întâi ridicat într-o poziție verticală și apoi sunt sudați împreună.

Inspecția și acoperirea se efectuează și la bord. Când nava se deplasează de-a lungul rutei, conducta se scufundă încet până la fund. Deoarece conducta, spre deosebire de metoda S-lay, are o singură curbă, riscul de deteriorare structurală din cauza unei curbe în conductă este minim.

Apa - nivelul apei; Punct de atingere - punctul în care conducta atinge partea de jos; Întinzător - un dispozitiv pentru crearea forțelor de tensiune; Stinger - stinger; Mulinetă - tobă; Reel-Lay Barge - o barjă pentru așezarea conductelor folosind metoda Reel-Lay; Pipeline - conductă.

Metoda Reel-lay de așezare a conductei este considerată cea mai eficientă. Viteza de asfaltare este de 3,5 km/h. Este potrivit pentru așezarea conductelor cu un diametru al țevii mai mic de 18 inchi și un raport diametrul țevii la grosimea peretelui (D/t) între 20 și 24.

Principalul avantaj al acestei metode față de cele anterioare este că întregul proces de producție, inclusiv sudarea, inspecția și acoperirea, se desfășoară la țărm și nu la bord, ceea ce reduce semnificativ timpul și costurile de producție.

Înainte de așezarea conductei, aceasta este înfășurată pe un tambur de diametru mare montat la bordul vasului. Din acest tambur, conducta este așezată în partea de jos.

Din când în când, apar modele inovatoare de vase de așezare a conductelor, cum ar fi Constelația Lewek.

Contractorii de conducte submarine aleg din ce în ce mai mult să folosească o varietate de metode de așezare a conductelor la bordul navei, deoarece infrastructura câmpului de petrol și gaze constă în cea mai mare parte din conducte diferite care necesită metode diferite de așezare a conductelor. Acest lucru impune cerințe specifice proiectelor de nave de pozare a conductelor: mai multă flexibilitate în utilizarea diferitelor tehnologii, mai multă rentabilitate pentru operațiuni la orice adâncime, echipamente potrivite pentru instalarea diferitelor conducte.

Fig.7. Vas inovator de așezare a conductelor „Lewek Constellation” care așează conducta folosind metoda Multy-Lay.

Roata de aliniere - tambur de nivelare; 3000 mT Macara principală - macara principală cu o capacitate de ridicare de 3000 t; 4x1200 mT Mulinete de depozitare - patru butoaie pentru depozitarea conductelor cu o greutate de 1200 tone fiecare; Carusele 2x1250 mT - doi tamburi pivotanti sub punte pentru conducte cu o greutate de 1250 tone fiecare; Sistem de manipulare și stație de lucru PLET (terminare la capătul conductei) de 60 mT Moon pool 19 m L x 8 m W - o mină cu o suprafață de apă liberă, dimensiuni: lungime 19 m, lățime 8 m; Trolii 2x600 mt - doua trolii cu forta de tragere de 600 t; Tambur de stocare 2x20mT - două butoaie pentru depozitarea conductelor cu o greutate de 20 de tone fiecare; Troliu secundar 125 mT - troliu auxiliar cu o forță de 125 t; 2 WROV-uri TMS (Thether Management System) - două vehicule subacvatice telecomandate (UA) cu un dispozitiv de control prin cablu UA; Helipad Sikorsky 61N&S92 - helipad pentru elicoptere Sikorsky 61N si S92; Modul opțional J-Lay - un modul opțional pentru pozarea țevilor folosind metoda J-Lay; Tensionare 2x400mT - două dispozitive pentru crearea forțelor de întindere de 400 t fiecare; Rigidpipe Straightening - dispozitiv de îndreptat; 80mT Macara - macara cu o capacitate de ridicare de 80 t.

Prezența la bordul navei PA oferă posibilitatea inspecției și, dacă este necesar, efectuarea de lucrări subacvatice. PA este o componentă necesară a echipamentului vasului de pozare a conductelor. O mină cu apă liberă cu echipamente de ridicare amplasate este, de asemenea, o structură inginerească complexă.

Fig.8. Mină cu suprafață de apă liberă și echipament de ridicare a navei „Lewek Constellation”. Echipamentul minei trebuie să asigure funcționarea ROV-ului la o adâncime de 4000 m în condiții meteorologice severe.

Cursor Winch - troliu; Latch Beam și Subsea Snubber - fascicul retractabil și amortizor pentru lucrări subacvatice; Cursor Frame - cadru; HPU (Hydraulic Power Unit) pentru trape și paleți de derapare - acţionare hidraulică pentru capacele de trape și paleții care se deplasează de-a lungul ghidajelor; Active Heave Compensation ROV Winches - troliu de declanșare pentru ROV-uri cu compensare activă de rulare; Umbilical Sheave - snopi ombilical; Scripete cursor - scripete; Sine cursor și tampoane de parcare - ghidaje și tăvi pentru mașini de turnat prin injecție; Latch Beam Umbilical Winch - troliu ombilical; Trapa superioară pliabilă în siguranță pentru cădere Moon Pool Hatch - o trapă superioară pliabilă sigură a unei mine cu o suprafață de apă deschisă; Skidding Pallet - un palet care se deplasează de-a lungul ghidajelor; ROV Moon Pool este un puț cu o suprafață de apă deschisă pentru coborârea și ridicarea ROV-urilor.

Text: Oleg Gubarev

Dezvoltarea câmpurilor de petrol și gaze situate pe raft este imposibilă fără construcția de conducte. În câmpurile petroliere offshore moderne, unele conducte submarine conectează platforme offshore individuale cu un rezervor central și o dană plutitoare, care este echipată pentru acostarea tancurilor, altele conectează rezervoarele direct cu depozitul de petrol pe uscat.

Tehnologia de construcție a conductelor offshore prevede următoarele etape: excavarea, pregătirea conductei pentru pozare, așezarea acesteia, rambleul și protecția împotriva deteriorării.

Necesitatea de a îngropa conductele offshore se datorează faptului că, în caz contrar, acestea pot fi deteriorate la deplasarea gheții de coastă, traulelor, ancorelor de nave etc. În timpul lucrărilor de terasament se folosesc dispozitive care dezvoltă un șanț, atât de la suprafața apei, cât și în poziție scufundată. Primele includ dragele plutitoare, instalațiile cu jet, dragele cu clapetă, pompele pneumatice și hidraulice de sol. La al doilea - diferite tipuri de dispozitive autonome care funcționează sub apă.

Așadar, în Italia, a fost creat draga S-23, care poate dezvolta șanțuri la o adâncime de până la 60 m. Săparea unui șanț este efectuată de un frezator cu o viteză de până la 130 m/h în soluri de densitate medie. Parametrii șanțului care urmează să fie rupt sunt următorii: adâncime - până la 2,5 m, lățime de-a lungul fundului - de la 1,8 la 4,5 m.

În Japonia, un buldozer și un excavator au fost dezvoltate pentru lucrul sub apă la o adâncime de până la 70 m. Buldozerul cu o greutate de 34 de tone are un motor puternic și se deplasează pe șenile. Spre deosebire de dragele, poate dezvolta soluri dense.

Excavatorul subacvatic este proiectat pentru excavarea șanțurilor în timpul construcției de conducte offshore, gropi de fundație pentru fundațiile diferitelor structuri offshore și dragare. Viteza de deplasare de-a lungul fundului este de 3 km/h. Excavatorul este operat de doi operatori dintr-un vas de suprafață.

Înainte de așezare, se aplică un strat de protecție pe conductă și este supraîncărcat împotriva ascensiunii. Experiența mondială în construcția conductelor offshore a arătat că cel mai bun strat de protecție pentru acestea și, în același timp, o greutate este un strat de beton.

Poziționarea conductelor offshore se realizează prin tragere sau de la suprafața mării prin acumulare treptată.

Schema de tragere este prezentată în fig. 4. Conducta 1 se deplasează de-a lungul traseului de coborâre a rolei 5. Forța de tracțiune de-a lungul cablului 2 este transmisă de la troliul instalat pe navă 3. Vasul este ținut de ancore 4. Metoda de tragere este simplă, asigură așezarea conductă exact de-a lungul traseului. Cu toate acestea, este aplicabil atunci când se instalează conducte de până la 15 km lungime.

Schema de așezare de la suprafața mării cu o acumulare treptată (Fig. 5) este cea mai utilizată. Vasul de pozare a țevilor 4 este fixat pe ancore 6, fiecare dintre acestea putând rezista la o forță de până la 10 tone. Pe vas se creează un stoc de țevi betonate, dintre care secțiuni au lungimea de 36 m și sunt livrate cu nave speciale de transport. Lungimea vasului de pozare a conductelor face posibilă conectarea secțiunilor într-un șir de 180 m lungime.

Conducta 1 este așezată după cum urmează. Pe nava 4, se sudează următoarea sire, îmbinările sunt izolate, betonate și echipate cu flotoare 2. Sirena este îmbinată la capătul conductei așezate mai devreme și ținută de întinzătorul și de un atașament special rigid 3. Unghiul de înclinarea acestui atașament este aleasă astfel încât să minimizeze solicitarea în conducta coborâtă. Rostul este izolat si betonat, dupa care biciurile sunt coborate in apa pe pontoane. Dezlegarea pontoanelor se efectuează automat la o adâncime predeterminată.

Nava „Suleiman Vezirov” cu o deplasare de 8900 de tone pe zi poate pune sub apă 1,2 km de țevi sudate cu un diametru de 200 ... 800 mm. Vasul de pozare de țevi al companiei Vartsila cu o deplasare de 41.000 de tone permite așezarea a până la 2,5 km dintr-o conductă cu un diametru de 530 mm pe zi la o adâncime de până la 300 m. Stocul de țevi este suficient pentru ca aceștia să poată lucreaza 5 ... 10 zile.

Instalarea conductelor offshore cu o excavare preliminară a șanțului este asociată cu costuri semnificative. Tăierea de șanțuri pe mare costă de o sută de ori mai mult decât pe uscat. În plus, este destul de dificil să așezi cu precizie țeava într-un șanț din partea unei nave care se legănă pe valuri.

Este mai ieftin și mai ușor să îngropați o conductă de oțel deja așezată pe fund în pământ. Pentru aceasta, au fost proiectate unități speciale de adâncire a conductelor subacvatice. Elementul lor principal este un cărucior care se rostogolește de-a lungul țevii.

Fig 4 - Schema de tragere prin conductă: 1 - conductă; 2 - cablu; 3 - nava pe care este instalat troliul; 4 - ancore.

Figura 5 - Schema de aşezare a conductei de către un vas de pozare a conductelor: 1 - conductă; 2 - plutitoare; 3 - prefix rigid pe care se află capătul conductei; 4 - vas de pozare a conductelor; 5 - macara; 6 ancore.

Pe cărucior sunt fixate diverse dispozitive de adâncire: duze cu jet, pluguri, freze sau roți rotative. Energia pentru conducerea lor este furnizată de la navă printr-o linie de cablu, care atinge o lungime de 1 km sau mai mult. Recent, adâncitoarele de țevi sunt echipate cu camere subacvatice, ceea ce face posibilă controlul funcționării acestora de la suprafață.

Plasarea rocii este folosită cel mai frecvent pentru a proteja conductele offshore de daune în zona de coastă. Piatra este aruncată de pe marginea barjelor cu buncăre înclinate și vibratoare. Sunt adesea folosite nave cu o punte netedă, peste bord, pietrele fiind aruncate de un buldozer. Precizia unei astfel de umpleri este scăzută. Prin urmare, în prezent, rolul unui buldozer este îndeplinit de scuturi speciale controlate de cilindri hidraulici conectați la un computer. Astfel de dispozitive permit umplerea de înaltă calitate a conductei cu valuri la fel de înalte ca o casă cu două etaje și viteze ale vântului de până la 15 m / s.

O altă modalitate de a proteja conductele offshore de daune este de a așeza asfalt peste șanț. Asfaltarea fundului mării se realizează cu ajutorul unei instalații de asfalt plutitoare. De pe puntea sa, amestecul finit este alimentat la fund printr-o conductă verticală, în centrul căreia trece o conductă de încălzire, astfel încât asfaltul să nu aibă timp să se răcească din cauza contactului cu apa relativ rece. In partea de jos, asfaltul este nivelat si compactat printr-un dispozitiv automat asemanator celor folosite pentru asfaltarea pietelor si strazilor. Într-o trecere a stivuitorului apare pe fund o zonă asfaltată cu lățimea de 5 m și grosimea de 85 mm.

Atunci când proiectează și construiesc conducte în Arctica, specialiștii trebuie să rezolve o serie de provocări unice pe care industria petrolului și gazelor nu le-a întâlnit încă atunci când implementează proiecte în alte regiuni ale lumii. Acestea includ decuparea gheții, eroziunea gheții a fundului, fluxul de gheață către țărm, stabilitatea solului de coastă și topirea gheții. Adesea este nevoie să se dezvolte metode și echipamente speciale concepute pentru a funcționa în regiuni îndepărtate (în absența oricărui fel de infrastructură), cu o durată limitată a sezonului de construcție, în condiții meteorologice severe și condiții dificile de gheață.

Specificitatea Arcticii

Toți factorii de mai sus trebuie luați în considerare la proiectarea conductelor, pe lângă volumele de petrol sau gaz pompate, rezistența solului și stabilitatea fundului mării. Alți factori includ condițiile de mediu precum adâncimea mării, temperatura, viața marină, tipul de muncă efectuată (de exemplu, transportul maritim al hidrocarburilor sau exploatarea industrială a unui câmp).

Aratul fundului mării are loc atunci când gheața se deplasează sub influența vântului sau a unui câmp de gheață învecinat, în timp ce chila hummock-ului este în contact cu fundul. Eroziunea gheții a fundului se formează în timpul dezghețului de primăvară, când apa din râurile care se revarsă intră pe suprafața gheții de mare și se infiltrează în mare prin polinii și crăpături. Infiltrarea apei creează vârtejuri care afectează fundul mării și conductele subiacente.

Linia de coastă și insulele de barieră sunt expuse gheții mobile în timpul înghețului sau deschiderii acesteia. Ca urmare, se formează valuri de-a lungul liniei de coastă, a căror înălțime maximă poate fi la nivelul liniei de plutire sau la nivelul coastei, ceea ce duce la apariția blocurilor de gheață pe coastă.

În secțiunea conductei offshore, atunci când se conectează la conducta de pe uscat, trebuie prevăzută o anumită distanță în proiectarea acesteia pentru a proteja conducta de deteriorare atunci când gheața ajunge la țărm. Pietrișul, încărcarea, revegetarea sunt necesare pentru a preveni eroziunea accelerată a șantierului la locul căderii țevii.

Atunci când se calculează distanța de aterizare a conductei, trebuie luată în considerare și retragerea liniei de țărm. În ape puțin adânci, solul de jos îngheață iarna. Sub stratul de gheață în mișcare este permafrost. Efectul termic al conductei asupra solului înghețat trebuie, de asemenea, luat în considerare în proiectare, astfel încât dezghețarea solului să nu afecteze integritatea conductei.

Instalarea structurilor

În ciuda experienței vaste în construirea de conducte în diferite regiuni ale lumii, experiența în construirea sistemelor de conducte în Arctica este limitată la trei proiecte: Northstar, Oooguruk și Nikaitchuq. Toate cele trei conducte au fost scoase de pe gheață în timpul sezonului de construcții de iarnă. Conductele au fost îngropate pentru a evita deteriorarea cauzată de gheața.

În condițiile arctice, echipamentele puse pe gheață în timpul sezonului de construcții de iarnă au fost folosite pentru a așeza conducte în ape puțin adânci. Deși până acum nu s-au construit conducte arctice de adâncime, șlepuri pentru pozarea conductelor au fost folosite la adâncimi mari în regiunile subarctice (unde nu era gheață).

În regiunile non-arctice, care sunt totuși supuse tăierii gheții, experiența industriei în construcția de conducte a fost acumulată pe raftul rus (pe insula Sahalin), unde așezarea a fost efectuată de pe nave. În cadrul proiectului Sakhalin-2, au fost instalate platforme pe câmpurile Piltun-Astokhskoye și Lunskoye, conectate la țărm printr-un sistem de conducte cu o lungime totală de 262 km. Pe lângă faptul că au fost proiectate să reziste la cutremure, conductele au fost îngropate la 35 m pentru a evita deteriorarea cauzată de gheața.

Atunci când se determină adâncimea conductelor, este necesar să se ia în considerare o serie de factori, cum ar fi eroziunea de coastă, mișcarea dunelor de nisip, precum și arătura fundului mării cu chile de gheață. Pentru a clarifica amploarea și frecvența decupării gheții și a eroziunii în proiectarea sistemelor de conducte, este necesar să se utilizeze programe speciale concepute pentru a studia fundul mării. De obicei, pentru implementarea lor se folosesc nave echipate cu sonare de profilare laterală și inferioară cu mai multe fascicule. În cazul eroziunii gheții a fundului, elicopterele sunt folosite înainte de sezonul de apă deschisă.

După colectarea datelor, este necesară procesarea și analizarea acestora pentru a dezvolta criterii de proiectare adecvate. În trecut, prelucrarea datelor era un proces laborios și îndelungat. În prezent, în acest scop sunt folosite programe speciale de calculator. Sunt create baze de date detaliate care conțin informații despre fiecare obiect, indicând locația acestuia, adâncimea, lățimea, lungimea etc. Fiecare astfel de set de date conține cei mai importanți parametri utilizați în proiectare și acoperă o gamă largă de adâncimi cu informații despre frecvența și magnitudinea decupării gheții.

Predicția adâncimii

Următorii factori influențează parametrii adâncirii sistemelor de conducte: adâncimea de tăiere a gheții, geometria șanțului, deformațiile sub brazde de deformare, tipul de sol și rezistența acestuia la forfecare. Sarcina principală este eliminarea și studierea incertitudinilor asociate calculelor de adâncime. Pentru a face acest lucru, este necesar să se determine adâncimea de proiectare a arăturii pe baza datelor de câmp și a constrângerilor fizice, cum ar fi rezistența solului și a gheții, și apoi să se determine efectul gheții asupra solului și sarcina pe conductă folosind cuplat (model de sol rafinat) și analize necuplate (model de sol simplificat). În mod obișnuit, conducta este proiectată astfel încât să nu vină în contact cu chila de gheață. De asemenea, sunt luate în considerare încărcările pe șanț și sol în timpul așezării conductei și criteriile de proiectare a conductei în ceea ce privește deformațiile și sarcinile care afectează integritatea structurală a conductei.

Modelul asociat este un model 3D în care solul este modelat ca un continuum și procesul de arătură este modelat în mod explicit în mediul solului. Modelele nelegate sunt în primul rând modele cantilever 2D în care terenul este modelat de arcuri. Deplasarea tranzitorie (deformatii sub brazdele de plonjare) suprapuse pe baza arcurilor modeleaza efectul procesului de arat asupra conductei in modelele decuplate; caracteristicile arcului sunt o reprezentare simplificată a comportării mediului sol în ceea ce privește curbele de sarcină/deplasare.

Proiectele industriale de colaborare oferă o mai bună înțelegere a proceselor de arătură a gheții și adâncimea necesară a conductelor. Un studiu recent finalizat, Assessing and Addressing Risks in Pipeline Construction, care este unul dintre proiectele comune ale industriei, a avut ca scop crearea de modele de inginerie, dezvoltarea procedurilor de proiectare și rezumarea celor mai bune practici în domeniul protecției conductelor de sarcinile de chilă. Sub conducerea Centrului canadian de cercetare hidraulică, un proiect industrial de colaborare a fost finalizat recent pentru a modela interacțiunea chilelor de gheață și fundul mării. Scopul acestui studiu a fost acela de a studia procesul de tăiere a gheții și parametrii săi - rezistența, adâncimea și relațiile lor în condiții de sol nisipos.

Integritatea mecanică a conductelor și monitorizarea acesteia

Sistemele de detectare a scurgerilor din conducte sunt împărțite în sisteme software și hardware. Ca parte a sistemelor software, datele sunt colectate de la senzori care sunt utilizați în mod obișnuit în operarea conductelor (senzori de presiune, temperatură, debit) pentru a detecta și localiza scurgeri potențiale pe baza algoritmilor software. Sistemele hardware de monitorizare a scurgerilor folosesc senzori care nu sunt asociați cu funcționarea normală a conductelor. Tehnologiile de monitorizare prin evaporare și fibră optică sunt introduse pentru a îmbunătăți sistemele software de monitorizare disponibile în prezent.

Frontierele inovației

Este posibilă așezarea conductelor pe distanțe scurte prin puțuri forate folosind metode de pozare fără șanțuri. Astfel de metode pot fi împărțite în două categorii principale: metode de foraj direcțional și microtunel.

Forajul direcțional este utilizat în construcția de treceri de râuri și așezarea unor secțiuni scurte de conducte prin teren inaccesibil. Cu această metodă, instalația de foraj direcțională este situată pe o parte a râului. Forează la fel de bine ca atunci când forează pentru ulei. Sonda este forată de obicei la o adâncime de ordinul a câțiva metri sub suprafața solului cu acces la celălalt mal. Conducta sau mănunchiul de conducte este apoi tras prin puț. Această metodă minimizează deteriorarea suprafeței: volumul de suprasarcină pe metru liniar de conductă permite ca conducta să fie îngropată la o adâncime de câțiva metri.

Trebuie remarcat faptul că la așezarea conductei prin această metodă se folosește noroi de foraj (bentonită). Ieșirea fluidului de foraj în locuri imprevizibile și contaminarea mediului cu fluidul sunt principalele dezavantaje ale acestei metode. În plus, utilizarea forajelor direcționale poate fi problematică din cauza caracteristicilor solurilor din Arctica.

Utilizarea acestei metode este limitată de stabilitatea pereților găurii și de forța necesară pentru a împinge garnitura de foraj în găuri în timpul forajului și, după ce este finalizată, pentru a împinge conducta prin găuri. Lungimi mai mari pot fi realizate prin construirea de chesoane în apă puțin adâncă la fiecare 2 km de traseu. Această tehnologie a fost aplicată cu succes pentru a conecta platforma Mittelplate din sectorul german al Mării Nordului la instalațiile de pe uscat printr-o conductă de 11 km.

Tehnologia de microtunel cu țevi de împingere a fost utilizată în zonele de aterizare (de exemplu, secțiunea Europipe). Cu toate acestea, cu această metodă, lungimea este încă limitată la câțiva kilometri, în principal din cauza necesității de a împinge o țeavă de sprijin de la un capăt al conductei. Tehnologia convențională de tunelare folosind mașini de tunel permite crearea unor structuri de susținere direct în spatele feței, în urma cărora este posibilă creșterea lungimii tunelului în sine. Pentru a face acest lucru, diametrul său ar trebui să fie de câțiva metri (necesar pentru instalarea echipamentului). Cu toate acestea, utilizarea acestei metode pentru construcția de conducte, potrivit experților, poate fi cu greu numită practică.

 

Ar putea fi util să citiți:

• Radiația: impactul asupra oamenilor și consecințele acestuia;
• Arts and Crafts Descărcați prezentarea despre Arts and Crafts;
• Prezentare pe tema „Adunare și scădere de polinoame” Prezentare de adunare și scădere de polinoame;
• Radiația: impactul asupra oamenilor și consecințele acestuia;
• Lecția deschisă „condensatori” Energia unui condensator încărcat aplicarea condensatoarelor de prezentare;
• Prezentare pe tema „Nikolai Nosov „Pălărie vie””;
• Prezentare Prezentare „glob” pentru o lecție despre lumea înconjurătoare pe această temă;
• Prezentare pe tema: „O plimbare la grădiniță;