Строительство ремонт подводных трубопроводов

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Ремонт — подводный трубопровод

Ремонт подводных трубопроводов должны выполнять водолазы, обученные по специальной программе. При ликвидации аварий, и проведении ремонтов необходимо учитывать влияние различных факторов. [1]

При ремонте подводных трубопроводов без остановки применяют разрезные муфты, устанавливаемые на болтах водолазами. Перед установкой муфт трубопровод очищают от бетона и изоляции струями воды. Окончательная очистка проводится с помощью пескоструйной воздушной струи от компрессоров. Каждая полумуфта для облегчения установки имеет небольшую положительную плавучесть. После установки муфты через специальный штуцер по гибкому шлангу нагнетается эпоксидная смола, заполняющая все кольцевое пространство и обеспечивающая после полимеризации дополнительную герметизацию всего соединения. Затем поверхность трубопровода покрывают эпоксидной изоляцией, накладываемой под водой. [2]

Обслуживание и ремонт подводных трубопроводов связаны с необходимостью выполнения земляных работ. Монтажные операции с подъемом участков трубопровода над поверхностью воды сопровождаются удалением грунта с поднимаемого участка. При ремонте непосредственно под водой также необходимо освобождать трубопровод от грунта, рыть траншею ( котлован) для обеспечения доступа к ремонтируемому участку. [3]

Анализ мировой практики ремонта подводных трубопроводов без подъема на поверхность воды показал, что наиболее доступным способом ремонта является установка на дефектный участок несварного герметизирующего хомута, половинки которого стягиваются вокруг трубы с помощью затяжных болтов. Так как окружные усилия, возникающие при стягивании хомута, прикладываются к стенке трубы через упругие прокладки, такой хомут нельзя рассматривать как усиливающий, а только как временную меру, препятствующую попаданию нефти в окружающую среду в случае разрыва трубы в месте дефекта. [4]

Данный способ позволяет вести ремонт подводного трубопровода методом подсадки и в том случае, если граница ремонтируемого участка 2 выходит за пределы водоема, подсадка участка трубопровода, размещенного на суше, осуществляется по таким же рекомендациям, как и для подводной части трубопровода. [5]

Каждый из перечисленных методов ремонта подводных трубопроводов имеет свои преимущества. [6]

Проблемой пока являются прокладка и ремонт подводных трубопроводов в межледовый период. [7]

При определении наибольшего заглубления при ремонте подводных трубопроводов , уложенных способом протаскивания, за один проход земснаряда необходимо учитывать и продольные растягивающие усилия, оставшиеся в трубопроводе со времени его строительства. Расчеты показывают, что заглубление подводного трубопровода за один проход земснаряда необходимо определять исходя из максимально допустимого прогиба балки, защемленной с обоих концов в грунте, заглубление с использованием перемычек не улучшает напряженного состояния трубопровода. [8]

Анализ показывает, что трубозаглубители для ремонта подводных трубопроводов должны удовлетворять следующим условиям. [9]

Практика показала, что на выполнение ремонта поврежденного подводного трубопровода требуется очень много времени. Отказ однониточного трубопровода может привести к простою всей магистрали и в результате к значительному экономическому ущербу вследствие недопоставки потребителям транспортируемого продукта. Эффективным, но дорогостоящим средством обеспечения надежности трубопровода является его резервирование. Для многониточных систем трубопроводов необходимость строительства дополнительной резервной нитки устанавливается с учетом конкретных характеристик независимо от ширины водной преграды. [10]

При строительстве, и особенно при ремонте подводных трубопроводов , необходимо учитывать характеристики водных преград: ширину и глубину русла, скорость течения, вид грунта и уклоны дна, изменения глубины и других параметров во времени. На горных реках требуется дополнительно учитывать возможность образования селей, обвалов, камнепадов и пр. [11]

Проблемой пока являются прокладка и особенно обследование и ремонт подводных трубопроводов в межледовый период. Эксплуатация морских технических средств и в основном техники для подводных методов разработки требует обеспечения безопасного ведения подводно-техни-ческих работ при ремонте и осмотре подводной части плавучих средств и гидротехнических сооружений. Необходимо также решать задачи по медико-биологическому обеспечению жизнедеятельности человека, в том числе в экстремальных условиях. [12]

Проблемой пока являются прокладка и особенно обследование и ремонт подводных трубопроводов в межледовый период. Эксплуатация морских технических средств, и в основном техники для подводных методов разработки, требует обеспечения безопасного ведения подводно-технических работ при ремонте и осмотре подводной части плавучих средств и гидротехнических сооружений. Наряду с решением технических вопросов необходимо решать ряд задач по медико-биологическому обеспечению жизнедеятельности человека, в том числе в экстремальных условиях, а также задач медико-технических аспектов тепловой защиты жизнедеятельности человека при проведении работ под водой. [13]

Между плавучими средствами, участвующими в прокладке или ремонте подводного трубопровода , и береговой базой должна действовать непрерывная радиотелефонная связь, а также связь с гидрометеорологической службой. [14]

Конструкция труба в трубе, например, была использована американцами для ремонта подводного трубопровода диаметром 910 мм, длиной 1500 м ( Обзорн. [15]

Источник

Способы ремонта подводных трубопроводов

До недавнего времени все изношенные аварийные или находящиеся в предельном состоянии дюкеры можно было отремонтировать следующими способами:

— переукладкой с заменой трубы;

— заменой дефектного участка при подъеме трубопровода над водой;

— по технологии «труба в трубе»;

— с использованием ремонтных камер для устранения дефектов.

В настоящее время используется новый метод для ремонта дюкеров – санация трубопровода полимерным рукавом.

Рассмотрим технологии, а также достоинства и недостатки каждого из этих способов.

Затраты при ремонте трубопровода способом переукладки соизмеримы со строительством нового дюкерного перехода. При этом способе старые дюкеры просто выводятся из эксплуатации и рядом строятся новые, подводящие же трубопроводы на берегах переключаются на новый дюкер, что требует строительства дополнительного соединительного трубопровода, иногда протяженностью в несколько сотен метров. Старый же дюкер остается на месте и продолжает разрушаться, иногда становясь причиной дополнительного ущерба окружающей среде и представляя угрозу для судоходства. Бывали случаи, когда дюкеры всплывали вследствие разрушения пригрузов или вымывания дюкера из траншеи на дне реки.

Второй из перечисленных способов исполним на подводных переходах большой протяженности, так как требует размыва трубопровода на значительной длине обеспечения при подъеме радиуса упругого изгиба.

При подъеме трубопровода из воды требуется определенное количество специальных грузоподъемных механизмов, что в комплексе с земляными работами обусловливает удорожание сметной стоимости ремонта.

При использовании метода «труба в трубе» (рис.3.1)в старый трубопровод протягивается новая полиэтиленовая, свободно лежащая труба меньшего диаметра, а межтрубное пространство заполняется специальным цементным раствором. Однако при этом внутренний диаметр нового трубопровода получается меньше диаметра старого. Например, при ремонте методом «труба в трубе» дюкерного перехода 1200 мм используется труба с внутренним диаметром 900 мм, что приводит к снижению пропускной способности нового дюкера. Естественно, это обстоятельство не позволяет широко применять данную технологию там, где пропускная способность не может быть снижена.

Следует также отметить, что этот метод может быть использован для капитального ремонта ППМГ, уложенных по радиусу упругого изгиба в соответствии с требованиями соответствующих СНиП, при отсутствии гофр, вмятин, кривых вставок, подкладных колец, эллипсности сечения.

Рис. 5.1 Технология «труба в трубе»

Рассмотрим способ устранения дефектов с использованием ремонтных камер. Ремонт осуществляется путем установки камеры на дефектный участок трубопровода с последующей врезкой «катушки» или установкой сварочной муфты при атмосферном давлении. Ремонтная камера-полукессон (рис.3.2) состоит из двух коробчатых створок, соединенных шарниром в верхней части. На одной из створок расположена горловина шахты доступа в камеру.

Рис.5.2 Камера-полукессон

Камера имеет оригинальную систему центровки на ремонтируемый трубопровод и устанавливается на основание с помощью винтовых аутригеров. Надежные уплотнительные элементы герметизации входных отверстий камеры относительно ремонтируемого подводного трубопровода состоят из двух полуколец и резинового сальника. Система герметизации при установке подвижна относительно входного отверстия камеры, но неподвижна относительно трубопровода, т.е. фиксируется на нем. Такая схема установки уплотнения минимизирует влияние веса камеры на ремонтируемый подводный трубопровод. Створки камеры, уплотнительные кольца и звенья шахты после их поэтапной установки фиксируются водолазами с помощью специальных зажимов. Ремонтный комплекс имеет свою систему балластировки чугунными

грузами различной массы. Система вентиляции позволяет качественно вы­полнять в камере сварочные работы. Дренажный насос поддерживает необходимый уровень подсланевых вод. При этом методе ремонта к минимуму

сводятся земляные работы, так как подводная траншея сооружается только под размеры камеры с учетом естественных откосов, соответствующих типам грунтов. При этом в каждом виде работ число грузоподъемных и землеройных механизмов сведено до одного. Не уменьшается также пропускная способность газопровода, так как не сужается диаметр трубы. Качество сварочных работ по устранению дефектов в «шахтных колодцах» при атмосферном давлении и дос­таточной принудительной вентиляции соответствует всем требованиям нормативных документов.

Рис.5.3 Комплекс по ремонту подводных трубопроводов:

1 – оголовок; 2 – уровень воды; 3 – строп; 4 – якорь; 5 – секции шахты; 6 – ремонтная камера; 7 – трубопровод; 8 – вьюшки; 9 – связка приводов; 10 – контейнер обеспечения

Теперь рассмотрим метод санации трубопровода полимерным рукавом. Возможны два варианта.

1. Санация трубопровода клеевым полимерным рукавом. На заводе изготавливается мягкий полимерный рукав (рис.5.4), состоящий из нескольких слоев полиэфирного фетра, имеющий защитное полимерное покрытие на внутреннем слое.

Рис.5.4Строение полимерного клеевого рукава

Затем рукав пропитывается составом, содержащим полиэфирные или эпоксидные смолы с различными добавками, упаковывается в контейнер со льдом, препятствующим началу процесса полимеризации. Рукав доставляется на место установки в старый трубопровод, который предварительно прошел телеобследование и очистку, и закрепляется на вышке. После этого в рукав начинает подаваться вода (рис.5.5), что заставляет его выворачиваться в старый трубопровод. Через некоторое время рукав полностью выворачивается и достигает противоположного конца трубопровода. После этого вода, заполняющая рукав, нагревается при помощи бойлера и в течение необходимого времени – от 6 до 24 ч – ее температура поддерживается на уровне около 80 °C. По окончании процесса нагревания вода постепенно охлаждается и через некоторое время удаляется. В результате затвердения смолы, которой был пропитан рукав, он приобретает прочность, необходимую для восприятия внешнего и внутреннего (в случае напорного трубопровода) давления.

Рис.5.5 Санация клеевым полимерным рукавом

Таким образом, в результате восстановления получается новый самонесущий трубопровод, срок службы которого составляет не менее 50 лет, что доказано научными исследованиями и опытами по искусственному старению.

В конце 1980-х годов для восстановления дюкеров стал применяться клеевой полимерный рукав (табл.5.1) (К.Фомин, 2005).

Источник

Эксплуатация и ремонт морских трубопроводов

Трубопроводный транспорт России, имеющий почти 100-летнюю историю, является крупнейшим в мире. Однако, морские трубопроводы (МТ) используются сравнительно недавно. Построены и введены в эксплуатацию морские участки газопроводов: «Северо-Европейский» (Nord Stream или СЕГ) в Балтийском море, «Голубой поток» и «Туапсе-Джубга» в Черном море.

Трубопроводный транспорт России, имеющий почти 100-летнюю историю, является крупнейшим в мире. Однако, морские трубопроводы (МТ) используются сравнительно недавно. Построены и введены в эксплуатацию морские участки газопроводов: «Северо-Европейский» (Nord Stream или СЕГ) в Балтийском море, «Голубой поток» и «Туапсе-Джубга» в Черном море. Морские нефтепроводы относительно небольшой протяженности имеются в Печерском море (отгрузочый трубопровод Варандейского нефтяного терминала), на Балтике (месторождение Д-6) на шельфе Сахалина. В стадии проектирования находятся МТ от Штокмановского ГКМ в Баренцевом море и Киринского ГКМ на шельфе острова Сахалин, «Южный поток» в Черном море. В дальнейшем, по мере развития работ на арктическом шельфе, следует ожидать существенного увеличения количества МТ. Эксплуатация МТ, по отношению к эксплуатации трубопроводов на суше, имеет определенную специфику, которая недостаточно отражена в действующей в РФ нормативной документации. Вопросы обеспечения безопасной эксплуатации этих трубопроводов в настоящее время решаются, главным образом, на основе проектов, ориентированных, преимущественно, на внутритрубную диагностику. Такой принцип не соответствует современным требованиям надежности и безопасности опасных производственных объектов. Только системный подход, ориентированный на полномасштабное выполнение задачи контроля МТ в реальном времени, а также своевременное и качественное выполнение обследований, технического обслуживания и ремонтно-восстановительных работ могут быть гарантией безопасной эксплуатации МТ в условиях Арктического шельфа. Какие шаги необходимо сегодня предпринять для обеспечения такого подхода?

Особенности морских трубопроводов

При проектировании и строительстве надежность и безопасность МТ обеспечиваются по повышенным требованиям, по отношению к проложенным на суше. Это вызвано особыми (морскими) условиями, такими как, достаточно агрессивная морская среда, подводное расположение, повышенная протяженность без промежуточных компрессорных станций, воздействия морского волнения, ветра и течений, сейсмичность, сложный рельеф дна, ограниченные возможности подготовки и контроля трассы, затрудненность или невозможность реализации стандартного для магистральных газопроводов регламента обслуживания и ремонтов и т.д.

В качестве специальных мер обеспечения безопасности МТ можно указать следующие:

1. установка вдоль трассы МТ охранных зон (на расстояние до 500 м от оси трубопровода) с особым режимом мореплавания и хозяйственной деятельности, определяемым на федеральном уровне;
2. обеспечение защиты МТ от коррозии, в значительной степени определяющей его надежность и безопасность, на весь срок его эксплуатации и только комплексно (наружным и внутренним покрытием и средствами катодной защиты);
3. использование в конструкции МТ изолирующих соединений с системой защиты от коррозии (фланец или муфта) от сухопутных участков;
4. учет при проектировании МТ всех возможных воздействий на трубопровод, которые могут потребовать дополнительной защиты, а именно:

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

-потеря механических свойств трубной стали;

-недопустимо большие пролеты трубопровода на дне;

-эрозия морского дна;

-удары по трубопроводу якорями судов или рыболовецких тралов;

-нарушение технологического режима транспортировки газа.

1. выполнение при проектировании МТ анализа допустимых пролетов и устойчивости трубопровода на дне моря, а также расчета патрубков — ограничителей лавинного смятия трубопровода в процессе его укладки на больших глубинах моря;
2. заглубление МТ в дно на участках его выхода на берег ниже прогнозируемой глубины размыва дна акватории или берегового участка на весь период эксплуатации морского трубопровода;
3. прокладка МТ по поверхности дна моря только при условии обеспечения его проектного положения в процессе всего периода эксплуатации (исключается возможность его всплытия или подвижек под воздействием внешних нагрузок или повреждения рыболовецкими тралами или якорями судов), при необходимости, дно акватории предварительно подготавливается либо трубопровод укладывается в траншею;
4. выбор способа защиты МТ в зависимости от местных условий окружающей среды и степени потенциальной угрозы каждого воздействия на газопровод;
5. проектирование МТ свободным от препятствий потоку транспортируемого продукта (в случае применения кривых искусственного гнутья или фитинговых изделий, их радиус принимается не менее 10 диаметров трубопровода, что достаточно для свободного прохождения очистных и контрольных устройств).

Для обеспечения безопасности транспортировки углеводородов и снижения риска при проектировании и сооружении подводных трубопроводов используются самые современные достижения в области их строительства, повышенные требования промышленной безопасности, высококачественные трубы, сварочные и изоляционные материалы, системы контроля и т.д. Данное обстоятельство объективно создает условия для повышения надежности и безопасности МТ, что подтверждается отсутствием аварий на всех МТ, введенных в эксплуатацию в нашей стране. Тем не менее, аварийность на морских трубопроводах является реальным фактом и должна учитываться при проектировании, строительстве и эксплуатации каждого МТ.

Аварийность на морских трубопроводах

Данные по аварийности на морских трубопроводах достаточно широко представлены в доступных источниках информации. Например, они публикуются Управлением трубопроводной безопасности (OPS) Министерства транспорта США (нефтепроводы, газопроводы), а также соответствующими организациями Европейского сообщества. На основании анализа имеющихся данных о примерно 700 случаях аварийной разгерметизации подводных трубопроводов (за примерно 40 летний период), были установлены основные причины их разрушений.

Распределение общего числа разрушений подводных трубопроводов в зависимости от вызвавших их причин

Доминирующими причинами аварийных ситуаций являются: коррозия — 50%, механические повреждения (воздействия якорей, тралов) вспомогательных судов и строительных барж — 20% и повреждения, вызванные штормами, размывами дна — 12%. При этом большинство инцидентов произошло на участках МТ в непосредственной близости от платформ (в пределах

15,0 м), в том числе, на стояках.

На основании анализа статистических данных по аварийности морских трубопроводов было выявлено, что с учетом принятых мер для повышения надежности и безопасности МТ, интенсивность аварий на морских трубопроводах постоянно сокращалась и в настоящее время находится в пределах 0,02 — 0,03 аварий в год на 1000 км их протяженности.

Для сравнения, в начальный период использования МТ (70 — годы прошлого века) интенсивность аварий на морских трубопроводах в Мексиканском заливе составляла 0,2 аварий/год/1000 км трубопроводов и 0,3 аварий/год/1000 км — в Северном море.

Для сравнения — в России средняя частота аварий составляет 0,17 аварий/год/1000 км для газопроводов и 0,25 аварий/год/1000 км для нефтепроводов.

При эксплуатации МТ, несмотря на принимаемые меры безопасности, имеются реальные угрозы их повреждения или нарушения работоспособности. К этим угрозам следует отнести дефекты трубопровода, нештатные технологические процессы и режимы, техногенные опасности, процессы и явления в геологической среде, природно-климатические и геологические факторы, действия третьих лиц, научная, промышленная, военная деятельность в районах размещения МТ и другие причины.

Степень опасности аварий морских трубопроводов

Аварии морских трубопроводов создают опасность нарушения экологического равновесия морской и геологической сред в районах их использования. Степень опасности аварий значительно увеличивается в арктических и дальневосточных морях России, которые характеризуются низким уровнем интенсивности естественной биологической очистки, что в случае аварийных разливов нефти может привести к длительному загрязнению морской воды и донных отложений.

В случае аварии на морском трубопроводе, экологический ущерб будет определяться размером платежей за сверхнормативное загрязнение окружающей среды и стоимостью работ по локализации и ликвидации аварийного разлива. В морских условиях истечения, из-за отсутствия надежной системы обнаружения утечек, а также сложностью проведения работ по ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов в море, можно ожидать утечек с существенно более высокими значениями, чем среднестатистические для действующих сухопутных трубопроводов.

Реальность аварий МТ, степень их опасностей, не большой опыт и возможные риски эксплуатации МТ требуют адекватных мер обеспечения безопасности, которые, в соответствии с требованиями ФЗ от 27.12.2002 № 184-ФЗ «О техническом регулировании», должны быть отражены, прежде всего, в подходах к организации эксплуатации МТ.

Анализ зарубежного опыта регулирования эксплуатации морских газопроводов

За рубежом установлено достаточно жесткое регулирование эксплуатации морских трубопроводов. Основные документы из числа общепризнанных международных стандартов (изданных в США, Великобритании, Норвегии, Нидерландах и т.д.), указаны в таблице.

В Европе регулирование эксплуатации морских газопроводов реализуются в форме Директив Европейского Союза, которые утверждаются членами Европейского Союза. При этом широко используется метод ссылок на действующие специальные нормативные документы по магистральному морскому трубопроводному транспорту, получившие положительную оценку по результатам длительного применения (примерно 20 стандартов серии ISO, стандарты США, Норвегии, Канады и др.), такие как:

-АРI — 1111 «Проектирование, строительство, эксплуатация и ремонт морских трубопроводов для углеводородов», Практические рекомендации. 1993 (стандарт США);

-Det Norske Veritas» (DNV) «Правила для подводных трубопроводных систем», 1996 г.( стандарт Норвегии);

-ВS 8010. «Практическое руководство для проектирования, строительства и укладки трубопроводов. Подводные трубопроводы». Части 1, 2 и 3, 1993 г. (британский стандарт);

-стандарт США АSМЕ В 31.8 «Нормативы по транспортировке газа и распределительным трубопроводным системам», 1996 г.;

-стандарт США МSS -SР — 44 «Стальные фланцы для трубопроводов», 1990г.

-ASME B31.4-2006 «Трубопроводные системы для транспортировки жидких углеводородов и других жидкостей»;

-ASME B31.8-2003 «Системы трубопроводов газа и газораспределение»; -CAN-Z183-M86 «Системы нефтегазопроводов»;

-ASTM 96 «Абразивостойкость покрытий трубопроводов».

Чаще других используются стандарты компании Det Norske Veritas (DNV). В частности, на их основе создан морской участок СЕГ и проектируется газопровод со Штокмановского ГКМ.

Система стандартов DNV связывает безопасность с устранением угрозы причинения вреда персоналу, имуществу и/или окружающей среде, а риск — с размером причиненного ущерба. Указанный подход ориентирован на баланс действий по управлению эксплуатационными и технологическими рисками для нахождения устойчивого равновесия между безопасностью, функциональными возможностями и стоимостью.

Требования распространяются на инспекции и ремонт трубопроводов. При этом должны быть установлены основные положения инспекций и контроля, базирующихся на детальных программах, принципы формирования которых пересматриваются через 5-10 лет.

В соответствии с разделом B 200 стандарта DNV, трубопроводная система в обязательном порядке должна обеспечиваться текущим контролем (инспекцией) в течение времени эксплуатации. Стандарты DNV предписывают обследование конструкции морских трубопроводов и обнаружение дефектов (разд. 10, п. В, Е DNV-OS-F-101), инспекцию и контроль внешней и внутренней коррозии (разд. 10, п. С, D DNV-OS-F -101).

При этом «Параметры, которые могут угрожать работоспособности трубопроводной системы, должны контролироваться и оцениваться с той частотой, которая позволит принять меры по устранению неисправности прежде, чем система будет повреждена».

В целом, изложенные в стандартах DNV положения и требования носят рекомендательный характер и не содержат конкретных положений по технике и технологиям их решения.

Нормативное регулирование эксплуатации морских трубопроводов в РФ

По результатам рассмотрения и анализа действующей нормативно-правовой базы в части требований федеральных органов власти и надзорных органов к организации и производству работ по обследованию, эксплуатации и ремонту морских участков газопроводов, можно отметить следующее.

1. В настоящее время проходит обновление всей существующей нормативной базы строительства путем актуализации СНиП и ГОСТ, внедрения стандартов Европейского союза, а также создание единой нормативной базы Таможенного союза России, Белоруссии и Казахстана и ЕврАзЭс.

2. Операторы трубопроводов имеют возможность формировать собственную нормативную базу, не противоречащую федеральному законодательству, как путем разработки новых документов, так и путем признания действующих нормативных документов — российских и международных.

3. В Российской Федерации директивно установлены общие требования обеспечения безопасности морского трубопроводного транспорта нефти и газа путем соответствующей организации и порядка проведения работ по их обследованию, эксплуатации и ремонтам. Детальная нормативно-техническая документация, регламентирующая организацию, проведение и контроль этих работ на федеральном уровне отсутствует, поскольку предполагается, что она будет разрабатываться на уровне организаций и предприятий.

4. Правовой основой эксплуатации МТ являются Федеральный закон № 187-ФЗ от 30.11.1995 г. и постановление Правительства РФ от 19.01.2000 г. № 44. В соответствии с этими документами система эксплуатации МТ должна создаваться и функционировать с соблюдением требований предусмотренных водным законодательством, и в порядке, установленном Правительством Российской Федерации, а также на основе действующей в РФ нормативно-технической документации (НТД), внутренней нормативной документации ЭО (филиала ЭО), а также признанных в Российской Федерации международных стандартов.

5. В Российской Федерации в области проектирования, строительства и эксплуатации морских трубопроводов применяются нормативные документы, указанные в таблице. На практике широко используются международные стандарты:

— ISO 13623, ISO 13628, ISO 14723-2003;

-стандарты DNV, включая Правила планирования и выполнения морских операций;

-стандарты CAN/CSA-S475-93 (Канадская ассоциация стандартизации). Морские операции. Морские сооружения;

-Германский Ллойд. Правила классификации и постройки. III. Морская техника.

Кроме указанных в таблице, имеется около 70 других нормативных документов, имеющих отношение к различным аспектам жизненного цикла МТ.

6. Основным действующим на государственном уровне документом, является ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования (далее — ГОСТ), который устанавливает требования и правила на проектирование, изготовление, строительство, испытания, ввод в эксплуатацию, эксплуатацию, техническое обслуживание, переосвидетельствование и ликвидацию подводных морских трубопроводных систем, а также требования к материалам для их изготовления. ГОСТ является переводом с английского на русский норвежского стандарта DNV-OS-F101-2000 (Oil and gas industry. Submarine pipeline systems. General requirements), устанавливает требования безопасности для подводных морских трубопроводных систем путем определения минимальных требований к проектированию, материалам, изготовлению, строительству, испытанию, вводу в эксплуатацию, эксплуатации, техническому обслуживанию, переосвидетельствованию и ликвидации и достаточно хорошо согласуется со стандартом ИСО 13623, устанавливающим функциональные требования для морских трубопроводов (имеются некоторые отличия).

ГОСТ требует, чтобы параметры, влияющие на работоспособность трубопроводной системы, контролировались и оценивались. При этом периодичность мониторинга или инспекций должна быть такой, чтобы трубопроводная система не подвергалась опасности вследствие какого-либо ухудшения показателей, износа, которые могут произойти между двумя последовательными интервалами (периодичность должна обеспечить возможность своевременного устранения неисправности). Указывается, что если визуальный осмотр или простые измерения не являются практичными или надежными, а доступные методы проектирования и накопленный опыт не достаточны для надежного предсказания эксплуатационных характеристик системы, то может потребоваться оснащение трубопроводной системы контрольно-измерительными приборами.

Требования ГОСТ к эксплуатации, инспекциям, модификациям и ремонтам трубопроводов распространяются на следующие элементы:

-хранение эксплуатационной документации;

-измерения за технико-эксплуатационными параметрами:

-основные принципы контроля и мониторинга;

-обследование конфигурации трубопровода;

-контроль и мониторинг наружной коррозии;

-трубопроводы и райзеры в зоне погружения;

-контроль и мониторинг внутренней коррозии;

-дефекты и ремонт.

Однако эти требования имеют общий характер и для практического использования нуждаются в детализации, которую целесообразно осуществить в рамках нового стандарта (далее — Стандарт).

Следует отметить, что выборочное применение международных требований не всегда возможно по причине неоднородности подходов в России и за рубежом к регулированию безопасности на одних и также объектах.

Общий подход к формированию Стандарта

В настоящее время в Российской Федерации техническое регулирование, в том числе и в области эксплуатации магистральных газопроводов, осуществляется в соответствии с ФЗ от 27.12.2002 № 184-ФЗ «О техническом регулировании», который принципиально изменил отечественную систему стандартизации. Новизна этой системы заключается в следующем:

-создается 3-х уровневая система построения нормативной документации, в которой обязательными для исполнения являются только требования верхнего (директивного) уровня, которые устанавливаются специальными техническими регламентами (СТР) РФ;

-государственные (национальные) стандарты имеют добровольный характер применения;

-корпоративные стандарты действительны только среди утвердивших их организаций;

-разрешено применение международных стандартов в качестве основы разработки национальных стандартов;

-ответственность за безопасность эксплуатации техногенных объектов, в том числе объектов трубопроводного транспорта, возложена на их владельцев (заказчиков).

Решение задач обеспечения безопасности эксплуатации МТ должно учитывать требования отечественных и зарубежных стандартов и увязать безопасность с устранением угрозы причинения вреда персоналу, имуществу и/или окружающей среде, а риск — с размером причиненного ущерба. Указанный подход должен быть ориентирован на баланс действий по управлению эксплуатационными и технологическими рисками для нахождения устойчивого равновесия между безопасностью, функциональными возможностями и стоимостью. Для этого должны быть установлены основные положения/принципы эксплуатации МТ, в части, контроля, технического обслуживания и ремонта их элементов, включая инспекции, осмотры и обследования.

Стандарт должен реализовать положения общей концепции технического регулирования, применительно к объекту его регулирования и относиться к основополагающим документам (организационно-методический и общетехнический стандарт).

Стандарт должен разрабатываться на основе обоснованных научных и технических положений, направленных на снижение риска и обеспечение безопасности при эксплуатации МТ и обеспечить современный уровень организации и проведения соответствующих работ.

Стандарт должен обеспечить уровень безопасности эксплуатации МТ, которая должна восприниматься как совокупность промышленной безопасности, экологической безопасности, защиты от не санкционированного вмешательства и террористических угроз, охраны труда и т.д., не ниже, чем береговых участков.

Стандарт должен распространяться на процессы эксплуатации, обследований, технического обслуживания и ремонтов МТ, проложенных на континентальном шельфе и во внутренних морях Российской Федерации.

Стандарт должен устанавливать (в минимальном объёме) общие положения, основные руководящие положения, рекомендации и обязательные для соблюдения общие технические требования, важнейшие нормы и правила к процессам, процедурам, работам и операциям, связанным с эксплуатацией, обследованиями, техническим обслуживанием и ремонтами МТ. Требования Стандарта не должны препятствовать проявлению инициатив по внедрению современных методов и технических средств, оптимизации технологий и организационных процессов и осуществлению работ по эксплуатации МТ на основе хорошей морской практики.

Стандарт должен содержать как требования безопасности, учитывающие опасные факторы, характерные для эксплуатации МТ, так и административные положения, к которым относятся правила планирования, организации, подготовки, проведения, контроля, приемки различных работ и правила подтверждения соответствия используемого для эксплуатации, обследований и ремонта оборудования, соответствующим требованиям. Основные угрозы безопасности МТ

Анализ доступной информации по опыту эксплуатации морских трубопроводных систем для транспортировки углеводородов показывает, что составляющими общей угрозы безопасности являются:

-процессы и явления в геологической среде;

-конструктивные и технологические дефекты трубопровода;

-нештатные технологические ситуации;

-техногенные опасности (взрывоопасные объекты; затопленное химическое оружие и затонувшие объекты);

-деятельность на море;

-действия третьих лиц.

По имеющимся данным, внешние угрозы (с внешней стороны трубопровода) превалируют над внутренними (внутри трубы), как по общему показателю аварийности, так и по степени их опасности. В этой связи приоритет получили вопросы обследований МГП для обеспечения диагностики его технического состояния.

Стандарт должен поощрять проявление инициатив персонала по внедрению современных методов и технических средств эксплуатации, обследований и ремонтов МТ, а также по оптимизации соответствующих технологий и организационных процессов на основе хорошей морской практики.

Стандарт должен обеспечивать:

-защиту жизни и здоровья человека, имущества, а также предупреждения действий, вводящих в заблуждение потребителей (пользователей) относительно назначения и безопасности МТ;

-концентрацию в едином документе основных требований нормативно-правовых и нормативно-технических документов, действующих, в области эксплуатации, обследований, технического обслуживания и ремонтов МТ;

-устранение пробелов регламентирования деятельности по эксплуатации, обследованиям, техническому обслуживанию и ремонтам МТ.

Особое внимание должно быть уделено требованиям к обследованиям и ремонтам МТ, касающимся специальных процессов, процедур, работ, морских операций, судов и оборудования.

Стандарт должен разрабатываться на основе обоснованных научных и технических положений, направленных на снижение риска и обеспечение безопасности при эксплуатации МТ и должен обеспечить современный уровень организации и проведения соответствующих работ.

Все основные положения, нормы, требования и правила Стандарта должны быть гармонизированы со своими аналогами существующей российской и зарубежной нормативной базы.

Требования к морским работам (обследования и ремонты МТ, морские операции) должны базироваться на использовании практического опыта разработки и реализации «морских проектов» в нашей стране, а также с учетом применимых норм, правил и требований РМРС, норвежских (DNV) и американских (API) стандартов, рекомендаций Канадской ассоциации стандартов и других источников информации.

При разработке указанных технических условий и спецификаций требуется использовать НТД, в том числе, общепризнанных международных стандартов, таких как, АРI 1111 (1993), DNV (1996) и ВS 8010 (1993), а также результаты научных исследований по этой проблеме.

Стандарт следует разрабатывать на основе комплексного подхода к организации и проведению всех работ по эксплуатации МТ, включая ремонты. При этом важно обеспечить возможность поддержания постоянной обратной связи для корректировки и дополнения требований.

Стандарт должен устанавливать следующие основные принципы эксплуатации МТ:

1. Эксплуатации МТ должна быть направлена на предотвращение отказов и уменьшение тяжести их последствий.
2. Не существует единых (универсальных) правил эксплуатации МТ. Для каждого МТ должны быть установлены индивидуальные правила, учитывающие особенности его использования, технического обслуживания и ремонтов. Первоначально установленные правила должны периодически анализироваться и, при необходимости, пересматриваться, с учетом накопленного опыта эксплуатации МТ. Эффективное развитие правил может и должен обеспечить персонал, непосредственно обслуживающий МТ.
3. Значительная часть вероятных отказов МТ не связана с возрастом газопровода и средств его эксплуатации, а зависит от качества строительства, использования и технического обслуживания.
4. Эксплуатация МТ должна быть основана на системе специальных мероприятий по обеспечению заданного уровня надежности газопровода на основе единой системы экспертно-диагностического обслуживания, предусматривающей техническое обслуживание и ремонт его линейной части по фактическому состоянию на основе диагностики и мониторинга технического состояния газопровода и его грунтового основания.
5. Принципиальные решения по техническому обслуживанию и ремонтам МТ должны обосновываться путем оценки риска неблагоприятного развития исходных событий (причин этих решений).
6. Планирование ремонтов должно сопровождаться выявлением состояний, предшествующих отказам, и прогнозированием моментов наступления отказов.
7. Капитальные ремонты должны быть, по возможности, исключены путем эффективного контроля и мониторинга процесса использования МТ, проведения своевременных, обследований, диагностики и прогноза изменения технического состояния МТ, ремонтно-профилактических и ремонтно-восстановительных работ на проблемных участках газопровода.
8. Обслуживающий персонал должен быть нацелен на необходимость генерирования обоснованных предложений, направленных на обеспечение надежности и безопасности эксплуатации МТ, а также снижение эксплуатационных рисков.
9. Учитывая, что каждый конкретный МТ имеет особенности местных условий, проектных и строительных решений, инструкций заводов-изготовителей и поставщиков оборудования и материалов, используемых в составе МТ, детальные требования к эксплуатации, обследованиям и ремонту МТ должны разрабатываться и фиксироваться в должностных и производственных инструкциях, чертежах, схемах и других документах.

Стандарт должен разрабатываться на основе действующей в Российской Федерации НТД, с учетом проектных решений по введенным в эксплуатацию МТ, текущего отечественного и международного опыта обследования, эксплуатации и ремонтов морских трубопроводов и других подводных стационарных объектов, а также с использованием ведомственных нормативных документов, технической литературы, результатов НИОКР.

Для минимизации объема нормативных требований в Стандарте целесообразно использовать механизм ссылок на общеизвестные спецификации, практические рекомендации и стандарты.

Как представляется, регламентирование деятельности по эксплуатации МТ должно быть установлено специальным государственным стандартом, для разработки которого следует привлечь специалистов имеющих всесторонний опыт и знания как в области проектирования и эксплуатации морских подводных трубопроводов, так и используемых при этом методов и технических средств. Особенно важно учитывать опыт морских водолазных и подводно-технических работ по обследованию и ремонтам различных подводных стационарных объектов.

Таблица — Нормативные документы в области проектирования, строительства и эксплуатации морских трубопроводов, действующие в Российской Федерации

Документ ЕЭК ООН «Руководящие принципы и надлежащая практика обеспечения эксплуатационной надежности трубопроводов»;

ИСО 13623-2009 «Нефтяная и газовая промышленность. Системы транспортировки по трубопроводам»;

ИСО 5623 Нефтяная и газовая промышленность. Трубопроводные системы транспортировки (ISO 5623 Petroleum and natural gas industries — Pipeline transportation systems).

ИСО 5623 Нефтяная и газовая промышленность. Трубопроводные системы транспортировки (ISO 5623 Petroleum and natural gas industries — Pipeline transportation systems)

-ISO 21809 Наружные покрытия для заглубленных или подводных трубопроводов, используемых в трубопроводных транспортных системах;

ИСО 12944-6 «Антикоррозионная защита стальных конструкций с помощью защитных лакокрасочных систем»

ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования. (DNV-OS-F101-2000. Oil and gas industry. Submarine pipeline systems. General requirements).

ASME B31.4-2006 «Трубопроводные системы для транспортировки жидких углеводородов и других жидкостей»;

ASME B31.8-2003 «Системы трубопроводов газа и газораспределение»;

CAN-Z183-M86 «Системы нефтегазопроводов».

ВН 39-1.9-005-98 Нормы проектирования и строительства морского газопровода

Концепция технического регулирования в ОАО «Газпром» (утверждена приказом ОАО «Газпром» от 17 сентября 2009 г. № 302)

СТО ГАЗПРОМ 2-3.7-050-2006 (DNV-OS-F101) Морской стандарт. Подводные трубопроводные системы (утв. приказом ОАО «Газпром» от 30.01.2006)

СТО Газпром 2-3.5-454-2010. Стандарт организации. Правила эксплуатации магистральных газопроводов (утв. и введен в действие Приказом ОАО «Газпром» от 24.05.2010 № 50),

«Положением о независимом техническом надзоре и контроле качества строительства объектов газотранспортной системы «Ямал-Европа»

СТО ГАЗПРОМ 2-3.7-050-2006 (DNV-OS-F101) Морской стандарт. Подводные трубопроводные системы (утв. приказом ОАО «Газпром» от 30.01.2006).

Источник