ISBN 978-5-89331-312-3

О Российский морской регистр судоходства, 2016

.2 чертежи (схемы) прокладки (трассировки) трубопровода со всеми необходимыми данными для рассмотрения проекта;

3 перечень комплектующих изделий и оборудования с указанием основных технических характеристик, предприятия-изготовителя и наличия одобрения Регистром или другим компетентным органом.

1.5.3 Документация на трубы.

1.5.3.1    Предъявляемая техническая документация должна содержать сведения о размерах, материалах, способах и технологии сварки стальных труб. На рассмотрение предъявляются:

.1 сертификаты на трубы и протоколы их испытаний (спецификация на поставку труб или технические требования на закупку труб);

2    чертежи разделки кромок труб под сварку;

3    чертежи секций труб;

.4 чертежи плетей труб (при укладке труб плетьми);

.5 технология сварки труб;

.6 виды и объем испытаний;

.7 способы и объем неразрушающего контроля;

Л сведения о транспортируемой среде;

.9 гидравлический расчет,

.10 чертежи отводов, тройников и переходников;

.11 чертежи трубных вставок («катушек»);

.12 расчеты допускаемых свободных пролетов трубопровода на стадии постройки, испытаний и эксплуатации.

1.5.3.2    Вместе с чертежами необходимо представить следующие процедуры и расчеты:

.1 описание способа укладки подводного трубопровода на морское дно;

.2 необходимые сведения для определения внешних нагрузок (сил и моментов) от ветра, течений, волн, ледовых образований и других параметров, учитываемых при анализе прочности трубопровода, включая случайные нагрузки (от рыболовных тралов, якорей и т. д.);

3 расчет номинальной толщины стенок труб для соответствующих сочетаний нагрузок;

.4 результаты необходимых модельных испытаний, которые могут быть использованы для подтверждения или уточнения приведенных обоснований и расчетов;

3 расчет прочности трубопровода в процессе укладки с установлением безопасных параметров волнения, течения и воздействия ветра;

.6 расчеты, подтверждающие сейсмостойкость подводного трубопровода;

.7 расчеты величины заглубления тр>богтровода в донный грунт в районах с ледовой экзарацией;

.8 расчеты прочности трубных вставок и фланцевых соединений.

1.5Документация на гибкие трубы дошкна включать следующие сведения и расчеты:

.1 сертификаты на трубы и протоколы их испытаний (спецификацию на поставку труб или технические требования на закупку труб);

.2 конструктивное исполнение труб и соединительных элементов (концевых фитингов);

3 характеристики используемых металлических и полимерных материалов;

.4 методы расчета параметров всех слоев трубы с оггрсдслснисм расчетною внутреннего и внешнего давления, сопротивления растяжению и кручению;

.5 область применения гибких труб, включая параметры транспортируемой среды;

.6 допустимые виды внешних воздействий (статические, динамические, требования по циклическому и временному ресурсу) и допустимые параметры внешней среды;

.7 минимальный радиус изгиба при хранении, укладке и эксплуатации;

.8 расчеты прочности при укладке, эксплуатации и испытаниях, включая расчеты усталостной прочности;

.9 сведения по инспекции и мониторингу, включая расчетное прогнозирование срока эксплуатации трубы.

1.5.4    Документация на грузы, применяемые для балластировки трубопроводов:

.1 расчет плавучести (выталкивающей силы) подводного трубопровода;

.2 схема размещения балластных грузов;

3 рабочие чертежи конструкции балластного груза и/или балластного покрытия;

.4 расчет балластировки подводного трубопровода при применении обетонированных труб.

1.5.5    Документация на арматуру и се приводы:

.1 схема размещения запорной и предохранительной арматуры;

.2 сертификаты на арматуру и протоколы испытаний арматуры, подтверждающие ее соответствие транспортируемым средам, предполагаемым условиям эксплуатации трубопроводов;

.3 схема дистанционного управления трубопроводной арматурой;

.4 рабочие чертежи конструкции ггривода.

1.5.6    Документация на береговые переходы:

.1 описание конструкции выхода подводного трубопровода на берег;

.2 рабочие чертежи берегового перехода.

1.5.7    Документация по укладке подводного трубогтровода на морское дно:

.1 способы и технологические схемы укладки с указанием основных параметров;

.2 чертеж траншеи или зоны для укладки;

3 описание формирования засыпки траншеи;

.4 конструктивное оформление пересечений с ранее уложенными подводными трубопроводами и кабелями;

.5 расчеты прочности трубопровода при заглублении в донный грунт;

.6 расчеты прочности уложенных плетей трубопровода при их подъеме и стыковке на плаву (захлест);

.7 процедуры и расчеты поддержания на плаву плети трубопровода, в том числе закрепления плети при превышении безопасных параметров высот волн, скоростей течения и ветра, Шубины акватории.

1.5.8    Документация на автоматизированные системы управления и системы аварийно-предупредительной сигнализации:

.1 схема системы сигнализации, контролирующей характеристики транспортируемой среды, утечки, параметры насосов и компрессоров, положение запорных органов арматуры;

.2 перечень контролируемых параметров с указанием типов датчиков и приборов, их характеристик;

J сертификаты на контрольно-измерительные приборы, источники звука и света у приборов и на другие элементы, входящие в систему сшнализации.

1.5.9    Документация на антикоррозионную защиту и изоляцию:

.1 сертификаты на антикоррозионные покрытия;

.2 обоснование выбора антикоррозионного покрытия трубопроводов;

.3 схема антикоррозионного покрытия и изоляции;

.4 инструкция по подготовке поверхности трубопровода и нанесению защитных покрытий и изоляции;

.5 схема катодной защиты (размещение анодов) или протекторной защиты;

.6 определение массы анодов или протекторов;

.7 документация на электроизолирующие вставки и/или фланцы.

1.5.10    Документация анализа рисков должна быть подготовлена на основании разд. 10. Допускается выполнение анализа рисков для подводного трубопровода в составе соответствующего раздела в проекте обустройства месторождения на морском шельфе.

1.5.11    В случае установки в подводный трубопровод, находящийся в эксплуатации, новых комплектующих изделий, существенно отличающихся от первоначальных и на которые распространяются требования Правил МПТ, необходимо предъявлять на рассмотрение и одобрение Регистру дополнительную техническую документацию на новые изделия в объеме, требуемом для подводного трубопровода при строительстве.

1.5.12    В случаях, предусмотренных 1.3.5, объем представленной Регистру технической документации является предметом специального рассмотрения Регистром.

1.5.13    Согласованные с Регистром стандарты на отдельные материалы и изделия могут заменить соответствующую часть технической документации.

1.5.14    Изменения, вносимые в одобренную Регистром техническую документацию и касающиеся элементов и конструкций, предусмотренных требованиями Правил МПТ, должны быть до их реализации представлены на одобрение Решстру.

1.5.15    Предъявляемая на рассмотрение и одобрение Регистру техническая документация должна быть разработана таким образом или снабжена такими дополнительными сведениями, чтобы на се основании можно было удостовериться в выполнении положений Правил МПТ.

1.5.16    Расчеты, необходимые для определения параметров и значений, регламентированных Правилами МПТ, должны выполняться в соответствии с указаниями Правил МПТ или по методикам, согласованным с Регистром. Применяемые методики и способы выполнения расчетов должны обеспечивать достаточную точность решения задачи. Расчеты, выполненные на ЭВМ, должны производиться по программам, имеющим Свидетельство о типовом одобрении программы расчетов для ЭВМ (ф. 6.8.5). Решстр может потребовать выполнения контрольных расчетов по любой протраммс. Регистр нс проверяет правильность выполнения вычислительных операций при расчетах. Основные положения, касающиеся одобрения протрамм расчетов на ЭВМ и согласования методик расчетов, изложены в 12.2 части П «Техническая документация» Правил технического наблюдения за постройкой судов и изготовлением материалов и изделий для судов.

1.5.17    Согласование стандартов и нормативно-технических документов на материалы и изделия производится на срок их действия. При пересмотре стандартов и нормативно-технических документов должна производиться проверка этих документов с целью учета в них требований действующих на этот момент правил и норм Регистра.

1.5.18    Срок действия одобрения Регистром технической документации — 6 лет. По истечении этого срока или в том случае, если перерыв между датой одобрения и началом постройки трубопровода превышает 3 года, документация должна быть проверена и откорректирована с учетом изменений правил Регистра.

1.5.19    Одобрение технической документации подтверждается путем проставления на ней соответствующих штампов Регистра. Одобрение документации Регистром нс относится к находящимся в ней элементам и конструкциям, на которые не распространяются требования Правил МПТ.

2.1 ОЬЩИК ПОЛОЖКИ ИЯ

2.1.1 Расчетные нагрузки, действующие на подводный трубопровод, должны учитывать

эксплуатационные условия, испытательные нагрузки и нагрузки при монтаже трубопровода. Каждый вид нагрузки, определенный согласно 2.2 — 2.8, должен быть умножен на коэффициент значимости у. Значения коэффициентов приведены в табл. 2.1.1.

2.1.2 Расчетные нагрузки с учетом физических явлений их возникновения могут быть разделены на: функциональные нагрузки; внешние (природные) нагрузки; нагрузки при монтаже, укладке и испытаниях; случайные и особые (аварийные) нагрузки.

2.13 Нагрузки, обусловленные целевым назначением подводной трубопроводной системы и се эксплуатацией в этих целях, относятся к функциональным нагрузкам (внутреннее давление, температурные воздействия транспортируемой среды, реакция грунта морского дна и т. д.). Необходимо учитывать все функциональные нагрузки, определяющие работоспособность системы на стадиях постройки и эксплуатации.

2.1.4    Внешние (природные) нагрузки на подводную трубопроводную систему определяются факторами окружающей среды и нс могут быть отнесены к функциональным или особым (аварийным) на1рузкам.

2.1.5    Нагрузки при монтаже трубопровода при соблюдении нормативных внешних условий (ветер, волнение, течение, температура воды и воздуха) и технологии монтажа определяются в зависимости от способа укладки, внешних природных условий и особенностей трассы трубопровода.

2.1.6    Случайные на!рузки (воздействия упавших предметов, орудий рыбной ловли и др.) и особые (аварийные) нагрузки, а также вероятности их

появления являются предметом специального рассмотрения Регистром.

2.2 РАСЧЕТНОЕ ДАВЛЕНИЕ

2.2.1    Расчетное давление в трубопроводе р₀, МПа, определяется по формуле

Ро = (Pi -Р_к ™п) + Ар,    (2    2.1)

гдер,— внутреннее рабочее давление в трубопроводе, принимаемое в проекте, МПа; p_t п, — минимальное внешнее гидростатическое давление на трубопровод. МПа;

Ар — добавочное расчетное давление, учитывающее давление страгивали» транспортируемой среды в трубопроводе и/или давление гидравлическою удара в трубопроводе. МПа. Добавочное расчетное давление определветса а результате гидравлического расчета трубопровода, одобренного Регистром.

2.2.2    Величина р_хтт определяется по формуле

Ранив - РнЛ»-АнЛ)10-⁶.    (2.2.2)

где р» — плотность морской воды, кг/м*;

g — ускорение свободного падсииа, м/с²;

<4ш, — минимальный уровень тихой воды по трассе трубопровода. м. учитывающий приливно-отливные «плени» и нагоны с обеспеченностью 10“* 1Аод;

А„— расчетная высота ват нм па проектируемом участке трубопровода, м. с обеспеченностью 10~⁷ 1/год.

2.2.3    Величина добавочного расчетного давления Ар, МПа, учитывающего явление i-идравлического удара, должна быть не менее величины, определенной по формуле

где У_ш — скорость движения транспортируемой среды в трубопроводе, м/с;

Е — модуль нормальной упругости материала труб, МПа;

АГ — моду;», объемной упругости транаюртэфусмой среды, МПа; Рш — плотность транспортируемой среды, кг/м¹;

О_ш — внутренний диаметр трубопровода, мм;

(, — толщина стенки трубы, мм.

2.2.4 В случае применения специальных конструктивных мер но уменьшению давления 1пдравли-чсского удара (офаничения скорости закрытия арматуры, применение специальных устройств по защите трубопровода от воздействия переходных процессов и др.) величина Ар в расчетах может быть уменьшена на величину, сошасованную с Per-негром.

2J ТЕМПЕРАТУРНЫЕ ВОЗДЕЙСТВИЯ

укладке его в засыпную траншею предел прочности грунта засыпки на сдвиг должен быть достаточен для предотвращения всплытия трубопровода.

2.4.3 Если трубопровод укладывается поверх ipywia, и температура перекачиваемой среды может быть огрищпельной, при вычислении сил плавучести необходимо учитывать возможность обледенения трубопровода

2.5 ВОЗДЕЙСТВИЕ ТЕЧЕНИЯ

2.5.1 Погонные нагрузки: горизонтальная F_cll вертикальная F_c v и суммарная F_c от течения, Н/м, вычисляются по формулам:

Fc.h “ C_x**f^c D_a-    (2.5.1-1)

2.3.1    Для стального подводного трубопровода должны быть определены осевые усилия, возникающие при изменениях температуры стенок труб. Температурный перепад в металле стенок труб следует принимать равным разнице между максимально и минимально возможной температурой стенок во время эксплуатации и укладки.

2.3.2    Максимальную и минимальную температуру стенок труб в процессе эксплуатации следует определять в зависимости от температуры окружающей среды, начальной температуры перекачиваемой среды, интенсивности теплообмена трубопровода с окружающей средой.

Минимальная температура окружающей среды должна быть определена для трубопровода по результатам инженерных изысканий с обеспеченностью КГ² 1/год.

2.3.3    Должны допускаться перемещения трубопровода из-за теплового осевого расширения в зонах около стационарных платформ/подводных конструкций (например, подводного манифольда) и местах изменения трубопроводом своего направления (например, трубных вставок с отводами).

2Л ВЕСОВЫЕ ВОЗДЕЙСТВИЯ

Fc.v “    О_а,    (2.5.1-2)

F_c - y/Flk +Fl,,    (2.5.1-3)

где У_г — проекция расчетной скорости течения на нормы» к оси трубопровода на глубине установки трубопровода, определенная для данного гео!рафического района с обеспеченностью 10“* 1/год на основании инженерных имсканий. м/с; р» — плотность морской воды, кг/м¹;

С. — коэффициент сопротивление трубопровода, определяемый согласно 2.5.2; с, — коэффициент сопротивления трубопровода, определяемый сот: таен о 2.5.3;

Г). — наружный диаметр трубы, м.

2.4.1    Погонная суммарная нафузка от сил веса должна учитывать вес труб, защитных покрытий, бетонных покрытий и балласта, различных деталей трубопровода (анодов, арматуры, тройников и т. д.), транспортируемой среды, сил плавучести. Кроме этого в случае укладки трубопровода в засыпную траншею и/или обваловки необходимо учитывать давление фунта засыпки обваловки.

2.4.2    Если трубопровод, заполненный газом или воздухом, имеет положительную плавучесть, то при

в зависимости от числа Рейнольдса Re и относительной шероховатости наружной поверхности трубы (антикоррозионного или балластного покрытия) к, которые определяются по формулам:

Re - VMr,

* = kJD_a,    (2.52-2)

где и “ 1,2 -10“* *Ае — кинематическая вязкость воды;

to — средняя величина выступов шероховатости на наружной поверхности трубы, м.

2.5.3 Коэффициент сот гроша;тения трубопровода с*, лежащего на дне, принимается равным 0,8. В случае отстояния трубопровода от морского дна на расстояние d (см. рис. 2 проиложения 6) коэффициенты с_х и с, определяются по трафику на рис. 2.5.3.

ускорения волнового движения частиц воды в зависимости от глубины моря, высоты и периода волн с обеспеченностью I0 ² 1/год, которые определяются по результатам инженерных изысканий. Допускается использование Справочных данных Регистра по режиму ветра и волнения для назначения высоты и периода волн для тех районов морских акваторий, где эти значения определены.

2.6.3 Суммарная горизонтальная ваг новая нагрузка 11/м, определяется по формуле

Рис 2.5.3

Коэффициенты с, и с, • зависимости от относительного отстояния трубопровода от дна d/D,

F_w._k - yjF^s +ft,.    (2.6.3)

2.6.4 Вертикальная погонная волновая нагрузка F_{W ¥}, Н/м, вычисляется по формуле

2.6.5    Коэффициенты с_л с, и с» определяются в зависимости от характеристик волнения, параметров подводного трубопровода и его трассы в соответствии с приложением 6, в котором также рассмотрено совместное воздействие волн и течений.

2.6.6    Погонные нагрузки от ударов волн на поверхность трубопровода F,_h Н/м, в зоне всплеска определяются по формуле

2.6.1 Погонная горизонтальная волновая нагрузка на трубопровод вычисляется как суперпозиция сил сопротивления F_{w t} и инерционных сил F_4l, Н/м, по формулам:

lac р„ D, — согласно формулам (2.5.1-1) м (2.5.1-2);

Ра. о» — см. 2.6.2;

Cj, а — коэффициенты сопрели икни« при волновом движении частиц воды — см. 2.6.5.

2.6.2 Проекции расчетных скорости V_w , м/с, и ускорения a_w, м/с², волнового движения частиц воды на нормаль к оси трубопровода на глубине установки трубопровода определяются для данного географического района с обеспеченностью I0^-2 1/год для наиболее волноопасного направления по результатам непосредственных инженерных изысканий по трассе подводного трубопровода.

В приложении 5 приводятся рекомендуемые данные для указанных компонентов скорости и

где У и— и рос кци а расчетной скорости поверхности ото волнового движение частиц воды иа нормаль к оси трубопровода, определенная для данного географического района с обеспеченностью 10“* 1/год для наиболее аолиоопасного канраыения на основании инженерных изысканий, м'с.

2.6.7 Погонные ветровые нагрузки F_{w tl}, Н/м, для участков трубопровода, находящихся выше уровня тихой воды на расстоянии г, м, вычисляются по формуле

F_w._d - 023PaK.dZ°-²D_a,    (2.6.7)

где р. — плотность воздуха, кг/м* ;

Ущ л — расчетная скорость ветра, определенная дтя данного ■««графического района с обеспеченностью 10“ * 1/год на основании инженерных изысканий, м/с.

2.7 ПЕРЕМЕННЫЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ

2.7.1 Для подводных трубопроводов, укладываемых на донный грунт без заглубления или в открытой подводной траншее и имеющих на своей трассе свободные пролеты, должны быть определены переменные (циклические) гидродинамические

нагрузки, вызванные вихревой вибрацией — срывом вихрей с поверхности трубы при ее обтекании потоком воды.

2.7.2    Явление возникновения указанных переменных гидродинамических нагрузок следует рассматривать для подводных трубопроводов при числах Рейнольдса Яе^ЗОО, определяемых по формуле (2.5.2-!).

2.7.3    Для подводных трубопроводов, указанных в 2.7.2, должны быть определены переменные гидродинамические нагрузки, действующие вдоль и поперек потока, частоты действий этих нагрузок, а также частоты собственных колебаний подводного трубопровода для исключения явлений резонанса.

2.7.4    При определении переменных гидродинамических нагрузок должны быть учтены стационарные компоненты гидродинамического потока (течение) и периодически меняющиеся скорости и ускорения потока воды в придонной области, вызванные волнением.

2.7.5    Для определения динамическою отклика подводных трубопроводов, находящихся в условиях вихревой вибрации, должны быть определены следующие 1ндродинамичсскис параметры:

.1 приведенная скорость

Vr = (V_c + VMDe.    (2.7.5.!)

гж Jo — собственная частота дайной формы колебаний, с"¹;

У, — сот пасло формулам (2.S.1-1) и (2.5.1-2);

К» “ см. 2.6.2;

.6 коэффициент устойчивости    См Циркуляр 962

Ks - —(2 7.5.4)

где £_г — полный коэффициент демпфировали а данной формы колебания; т, — эффективная масса, кг'м.

2.7.6    Полный коэффициент демпфирования данной формы колебания равен сумме:

.1 коэффициента конструкционного демпфирования обусловленного силами внутреннего трения в материале трубы. В первом приближении принимается ^ - 0,005, при наличии бетонного балластного покрытия = 0,01 — 0,02;

.2 коэффициента демпфирования грунта в первом приближении может быть принято — 0,01;

.3 коэффициента гидродинамического демпфирования (в области захвата - 0).

2.7.7    Эффективная масса т„ кг/м, вычисляется по формуле

^(*)b\s)dsl }tf(s)ds.

где ф(|) — предполагаемая форма колебаний трубопровода, удовлетворяющая граничным условиям;

<п(.т) — масса единицы длины трубопровода, включающая массу трубы с покрытиями, присоединенную массу и массу транспортируемой среды. ктУм;

L — длина свободного пролета, м.

2Л сейсмически! воздействия

ЧАСТЬ 1. МОРСКИЕ ПОДВОДНЫК ТРУБОПРОВОДЫ

5.4

Контроль и нормы дефектности сварных

соединений ................

66

1

Общие положения.............

5

5.5

Применение инженерной оценки критичности

1.1

Область распространения.........

5

дефектов для определения допускаемых

1.2

Термины и определения..........

5

дефектов при сварке............

71

1.3

Классификация...............

7

6

Балластировка подводных трубопроводов.

77

1.4

Объем освидетельствований........

8

6.1

Общие положения.............

77

1.5

Техническая документация........

10

6.2

Сплошные балластные покрытия.....

78

2

Расчетные нагрузки, действующие

7

Зашита от коррозии...........

80

на подводные трубопроводы......

13

7.1

Общие положения.............

80

2.1

Общие положения............

13

7.2

Защита от внутренней коррозии......

80

2.2

Расчетное давление...........

13

7.3

Защита от внешней коррозии.......

81

2.3

Температурные воздействия.......

14

7.4

Электрохимическая зашита........

83

2.4

Весовые воздействия...........

14

7.5

Электроизолирующие вставки.......

89

2.5

Воздействие течения...........

14

7.6

Системы мониторинга коррозии......

89

2.6

Воздействие волн и ветра........

15

8

Монтаж и испытания трубопроводов . .

91

2.7

Переменные i-идродинамическис нагрузки

15

8.1

Общие положения.............

91

2.8

Сейсмические воздействия........

16

8.2

Трассы трубопроводов и донные фунты .

91

3

Прочность подводных трубопроводов .

17

8.3

Дополнительные меры по защите трубопровода

3.1

Общие положения............

17

в районах интенсивной ледовой экзарации

95

3.2

Определение толщины стенки стальною

8.4

Морские операции при укладке трубопро-

трубопровода..............

17

водов ...................

97

3.3

Расчет стальною подводного трубопровода на

8.5

Способы укладки трубопроводов на морское

устойчивость (смятие) под действием годро-

даю....................

98

статического давления..........

18

8.6

Испытания подводных трубопроводов

3.4

Расчет стального подводного трубопровода на

давлением ................

101

локальное смятие............

19

9

Техническое обслуживание и ремонт .

103

3.5

Расчет стального подводного трубопровода на

9.1

Техническое обслуживание.......

103

лавинное смятие.............

19

9.2

Ремонт подводных трубопроводов....

104

3.6

Расчет стального подводного трубопровода на

10

Оценка безопасности..........

107

усталостную прочность.........

20

10.1

Область распространения........

107

3.7

Расчет стального подводного трубопровода на

10.2 Определения и пояснения........

107

сейсмические воздействия........

21

10.3 Основные принципы..........

108

3.8

Расчет прочности конструктивных элементов

10.4 Основные требования к проведению

трубопровода из 1ибких труб.......

22

анализа риска..............

109

4

Материалы...............

25

10.5 Методы проведения анализа риска. . . .

112

4.1

Общие положения............

25

4.2

Освидетельствование и техническое наблю-

Денис ..................

25

ЧАСТЬ II. РАЙЗКРЫ

4.3

Методы испытаний сга)гьных проката и труб

31

4.4

Выбор материалов из стали.......

37

1

Общие положения...........

113

4.5

Сталь для подводных трубопроводов. . .

38

1.1

Область распространения........

113

4.6

Материалы гибких полимерно-металлических

1.2

Определения и сокращения.......

ИЗ

труб и их соединительных элементов . .

43

1.3

Классификация.............

114

4.7

Стальные фланцы............

45

1.4

Объем освидетельствований.......

115

4.8

Стальные отводы и фитинги.......

48

1.5

Техническая документация.......

115

5

Сварка.................

55

2

Расчетные нафузки..........

117

5.1

Общие положения............

55

3

Требования к определению динамического

5.2

Испытания на свариваемость.......

56

отклика райзера на внешние воздействия

5.3

Технологические требования к процессам

и нагрузки ...............

119

изготовления сварных конструкций

3.1

Общие требования............

119

подводных трубопроводов........

60

3.2    Определение статической упругой линии

райзера..................

3.3    Определение динамического отклика. . .

3.4    Критерии локальной прочности труб

райзера..................

4    Материалы...............

4.1    Общие положения............

4.2    Металлические трубы райзеров.....

4.3    Трубы райзеров из полимерных композиционных материалов...........

4.4    Полимерно-металлические трубы райзеров

5    Зашита от коррозии..........

6    Постройка, монтаж и испытания райзеров

7    Техническое обслуживание и ремонт

райзеров.................

7.1    Общие положения............

7.2    Техническое наблюдение за райзерами в

эксплуатации...............

7.3    Ремонт райзеров.............

Приложение I. Рекомендации по обеспечению надежности и безопасности подводных трубопроводов на морском ipyrnc .

Приложение 2. Количественные показатели

анализа риска.............. 134

Приложение 3. Методы анализа риска . .    137

Приложение 4. Методики специальных

испытаний стальных труб и проката. . .    144

Приложение 5. Определение значений скорости и ускорения волновою движения

частиц воды в придонном слое..... 152

Приложение 6. Определение коэффициентов

для расчета волновых нагрузок..... 159

Приложение 7. Модель динамического отклика подводных трубопроводов при вихревой вибрации......... 162

верке прочности стальных подводных трубопроводов при сейсмических воздействиях ................ 164

Приложение 9. Прочность и устойчивость труб райзеров из полимерных композиционных материалов.......... 168

1.1 ОБЛАСТЬ РАСПРОСТРАНЕНИЯ

1.1.1    Требования настоящей части Правил классификации и постройки морских подводных трубопроводов (далее — Правила МПТ) распространяются на трубопроводы, проектируемые, строящиеся и эксплуатируемые в шельфовых зонах морей, подводные переходы участков сухопутных магистральных трубопроводов до ближайшего от уреза воды запорного устройства, транспортирующие жидкие, газообразные и двухфазные углеводороды, а также другие среды, способные транспортироваться по трубопроводам.

При проведении технического наблюдения кроме Правил МПТ Российский морской регистр судоходства (далее — Регистр) использует Руководство по техническому наблюдению за постройкой и эксплуатацией морских подводных трубопроводов (далее — Руководство МПТ) и Руководство по техническому наблюдению за промышленной безопасностью опасных производственных объектов и их технических устройств, нормы и правила национальных органов техническою надзора.

1.1.2    В каждом конкретном случае объем технического наблюдения Регистра оговаривается специальным соглашением с владельцем трубопровода и/или организацией, занимающейся его эксплуатацией, и согласовывается, в случае необходимости, в национальных органах технического надзора.

1.1.3    Правила МПТ нс распространяются на гибкие нищий. Гибкие шлажп должны отвечать требованиям разд. 6 части VIII «Системы и трубопроводы» Правил классификации и постройки морских судов. В зависимости от условий применения к 1пбким шлангам в составе подводных трубопроводов могут быть предъявлены дополнительные требования.

1.1.4    Требования, содержащиеся в Правилах МПТ, относятся к составу документации на морские подводные трубопроводы, объемам освидетельствований, прочности, материалам и сварке, устойчивости на грунте, защите от коррозии, способам укладки, величине заглубления в донный грунт в замерзающих акваториях, испытаниям, эксплуатации и оценке безопасности морских подводных трубопроводов.

1.1.5    Правила МПТ применимы к однониточным, многониточным трубопроводам и трубопроводам типа «труба в трубе».

1.1.6    Правила МПТ могут применяться к существующим подводным трубопроводам, построенным без технического наблюдения Регистра, с целью проведения освидетельствования технического состояния и оценки возможности присвоения класса Регистра.

1.1.7    Регистр может дать согласие на применение материалов, конструкций, устройств и изделий иных, чем предусмотрены Правилами МПТ, при условии, что они являются одинаково эффективными по отношению к определенным в Правилах МПТ. В указанных случаях Ретистру должны быть представлены данные, позволяющие установить соответствие этих материалов, конструкций, устройств и изделий условиям, обеспечивающим безопасность транспортировки сред по подводным трубопроводам.

1.1 Я В случае, изложенном в 1.1.6, Регистр вправе потребовать проведения специальных испытаний, а также сократить сроки между периодическими освидетельствованиями или увеличить объем этих освидетельствований.

1.1.9    Подводные трубопроводы, выполненные по другим нормам, правилам или стандартам, могут быть одобрены Регистром альтернативно или в дополнение к Правилам МПТ. В обоснованных случаях трубопроводы должны быть приведены в соответствие с требованиями Правил МПТ в сроки, соптасованныс с Регистром.

1.1.10    При проектировании, строительстве и эксплуатации подводных трубопроводов должны бызъ учтены применимые требования национальных надзорных органов.

1Д ГКР.МИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

См Циркуляр 984ц Атмосферная зона — часть трубопровода, расположенная выше зоны всплеска.

Величина заглубления — разность между уровнями расположения верхней образующей трубопровода и естественным уровнем грунта морского дна.

Высота зоны всплеска — вертикальное расстояние между верхним и нижним пределами колебаний зоны всплеска.

Гибкие трубы для морских подводных трубопроводов — полимернометаллические трубы с концевыми соединительными фитингами, допускающие значительные отклонения

от прямолинейности без существенного роста изгибных напряжений (как правило, расчетное давление для гибких труб должно составлять не менее 1,6 МПа).

Глубина моря — расстояние по вертикали, измеренное от дна моря до среднего уровня воды, плюс суммарная высота астрономического и штормового приливов.

Давление избыточное — разность двух абсолютных давлений — наружного гидростатического и внутреннего.

Длина провисающего участка трубопровода — длина участка трубопровода, нс соприкасающегося с морским дном или опорными устройствами.

Допустимые напряжения — максимальные суммарные напряжения в трубопроводе (продольные, кольцевые и тангенциальные), допустимые нормами.

Заглубление трубопровода — размещение подводного трубопровода ниже естественного уровня грунта морского дна.

Зона всплеска — участок трубопроводной системы, периодически омываемый водой в результате действия волн, течений и изменений уровня воды.

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

Испытание на герметичность — гидравлическое испытание давлением, устанавливающее отсутствие утечки транспортируемой среды.

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

Ледовое образование — плавающее на поверхности акватории твердое тело, образованное из морского или пресноводного льда и обладающее целостностью (например, стамуха, торос, айсберг и т. д.).

Киль ледового образования — подводная часть ледового образования.

Минимальный предел текучести — минимальный предел текучести, указанный в сертификате качества предприятия (изготовителя) или стандарте, по которым поставляются стальные трубы или изделия. В расчетах принимается условие, что при минимальном пределе текучести остаточное удлинение не превышает 0,2 %.

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

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

Отрицательная плавучесть трубопровода — сила, направленная вниз и равная весу конструкции трубопровода на воздухе за вычетом веса воды или обводненного грунта в объеме погруженного в воду или обводненный грунт трубопровода

Подводный трубопровод — часть трубопроводной транспортной системы, расположенная ниже уровня воды, включающая собственно трубопровод, устройства электрохимической защиты и другие технические устройства, обеспечивающие транспортирование сред при заданном технологическом режиме.

Постройка трубопровода — комплекс технологических процессов по изготовлению, укладке и заглублению, если имеется, морского трубопровода.

Рабочее давление — наибольшее избыточное внутреннее давление транспортируемой среды, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации трубопровода.

Стингер — устройство, устанавливаемое на трубоукладочном судне или барже и предназначенное для обеспечения безопасной кривизны трубопровода и уменьшения его из1пбных напряжений в процессе укладки.

Стояк — вертикальная часть подводной трубопроводной системы, закрашенная на опорном блоке (опорном основании) морской стационарной платформы.

Транспортируемые среды — жидкие, газообразные и двухфазные углеводороды, а также другие среды, способные транспортироваться по трубопроводам.

Т р у б о з а г л у б и т с л и — специализированные подводные устройства, в том числе плавучие сооружения с навесным специализированным оборудованием, предназначенные для заглубления уложенных поверх морского дна трубопроводов в грунт или для предварительной разработки траншей.

Трубоукладчик (трубоукладочное судно) — специализированное судно, предназначенное для укладки подводного трубопровода.

Укладка подводного трубопровода — комплекс технологических операций, состоящий в сборке и сварке труб, а также других необходимых операций для формирования плети трубопровода, и процесс перемещения плети на воду и/или донный трунт тем или иным безопасным способом.

Укладка трубопровода с применением барабана — укладка трубопровода с трубоукладочного судна посредством разматывания со специального барабана предварительно намотанной плети трубопровода.

Укладка трубопровода с применением наклонного бурения — сочетание процессов наклонного бурения и укладки подводного трубопровода.

Укладка трубопровода 7-методом — укладка трубопровода свободным погружением на дно моря с применением наклонной или вертикальной рампы при глубинах более 300 м, состоящая из двух этапов: на первом этапе трубопровод опускается вертикально (или почти вертикально) с трубоукладочного судна методом наращивания до момента касания морского дна; на втором этапе происходит изгиб трубопровода, в процессе которого по мерс движения трубоукладочного судна трубопровод ложится на дно моря.

Укладка трубопровода 5-мстодом — укладка трубопровода свободным погружением на дно моря, при этом участок трубопровода, находящийся между точкой касания дна и стингером, принимает форму 5-образной кривой.

Уровень эксплуатационной надежности — совокупность требований к параметрам подводного трубопровода и материалу труб, отвечающая определенным условиям безопасной эксплуатации и классификации трубопровода.

Утяжеляющее (балластное) покрытие — покрытие, наносимое на трубопровод с целью придания ему отрицательной плавучести и зашиты от механических повреждений.

Экзарация — вспахивание донного грукга килями ледовых образований.

1.3 КЛАССИФИКАЦИЯ

1-3.1 Присваиваемый Регистром подводному трубопроводу класс состоит из основного символа, дополнительных знаков и словесных характеристик, определяющих его назначение и конструкцию.

13.2 Основной символ класса, присваиваемый PeiHCTpOM подводному трубопроводу, состоит из следующих знаков: SP®. SP* или SP^

В зависимости от того, под наблюдением какого надзорного органа построен подводный трубопровод, основной символ класса устанавливается следующим образом:

.1 подводным трубопроводам, построенным по правилам и под техническим наблюдением Регистра, присваивается класс с основным символом SP®;

.2 подводным трубопроводам, построенным по правилам и под наблюдением признанного Регистром классификационного общества или национального надзорного органа присваивается класс с основным символом SP*;

3 подводным трубопроводам, построенным без наблюдения признанного Регистром классификационного общества или национального надзорного органа, присваивается класс с основным символом SP-*.

UJ К основному символу класса добавляется один из дополнительных знаков¹:

L, LI, L2, 13, G, Gl, G2, G3 — назначаемых в соответствии с табл. 133 для стальных подводных трубопроводов;

FP — для подводных трубопроводов из габких труб.

13.4    К основному символу класса и дополнительному знаку добавляются словесные характеристики:

географический район;

вид транспортируемой среды;

рабочее давление, МПа;

максимальная температура транспортируемой среды, °С;

номинальный диаметр трубы, мм/количсство ниток, шт.

Например, SP®L1, Baltic Sea, Crude Oil, 6 MPa, 40 °C, 325/2.

13.5    Регистр может присвоить класс подводному трубопроводу по окончании постройки, а также

Таблица IJJ

Дополнительные знаки к основному символу класса стальных морских пол водных трубопроводов

Примечание. При предъявлении комплекса требований к трубопроводу дополнительный знак указывается с применением двух соответствующих индексов (например, G2/3 — газопровод для агрессивных сред а сейсмически опасном регионе).

присвоить или возобновить класс трубопровода, находящегося в эксплуатации.

1.3.6 Присвоение подводному трубопроводу класса Регистра означает подтверждение соответствия трубопровода предъявляемым к нему требованиям Правил МПТ и взятие трубопровода под техническое наблюдение на определенный срок с проведением всех предписанных PcincrpoM освидетельствований для подтверждения соответствующего класса.

U.7 Подтверждение класса означает подтверждение Регистром соответствия технического состояния трубопровода присвоенному классу и продление технического наблюдения Регистра на установленный период.

1.3.8    Класс подводному трубопроводу присваивается или возобновляется Регистром, как правило, на пятилетний срок, однако в обоснованных случаях Регистр может присвоить или возобновить класс на меньший период.

1.3.9    В случае, если подводный трубопровод не предъявляется к обязательному освидетельствованию в предписанный срок; если он нс был предъявлен к освидетельствованию после ремонта; если на нем введены конструктивные изменения, нс согласованные с Регистром, или если ремонт трубопровода был осуществлен без технического наблюдения Регистра, то Классификационное свидетельство морского подводного трубопровода (см. 1.4.5) теряет силу, что влечет за собой приостановку класса.

1.3.10    Снятие класса означает прекращение технического наблюдения Регистра, при этом возобновление его действия является предметом специального рассмотрения Регистром.

1J.11 Снятие класса или отказ Регистра от осуществления технического наблюдения может произойти в случаях, когда владелец трубопровода или ор1анизация, занимающаяся его эксплуатацией, систематически нарушают Правила МПТ, а также, если сторона, заключившая с Раистром договор об освидетельствованиях, нарушает его.

1.3.12 Используемые материалы и изделия должны подвергаться необходимым освидетельствованиям и испытаниям в процессе изготовления в установленном Рстистром порядке и объеме.

\л объем ОСВИДКГКЛЬСГВОВЛНИЙ

1.4.1    Общие положения.

1.4.1.1    Объем работ по освидетельствованию и классификации включает следующие этапы деятельности:

рассмотрение и одобрение технической документации;

освидетельствование материалов и изделий, предназначенных для строительства и ремонта трубопроводов;

наблюдение за строительством и ремонтом подводных трубопроводов;

освидетельствования подводных трубопроводов в процессе эксплуатации;

присвоение, подтверждение, возобновление и восстановление класса, внесение соответствующих записей и выдача документов Регистра.

1.4.1.2    Изменения, осуществляемые строителями и владельцами, касающиеся материалов и конструкций подводного трубопровода, на которые распространяются требования Правил МПТ, должны быть одобрены Регистром до их реализации.

1.4.1.3    Спорные вопросы, появляющиеся при проведении освидетельствования, могут быть представлены владельцами трубопроводов непосредственно в Главное управление Регистра.

1.4.2 Освидетельствование материалов и изделий.

1.4.2.1    Изготовление материалов и изделий следует производить по технической документации, одобренной Рсгостром.

При проведении освидетельствований Регистр может проверить выполнение конструктивных, технологических, производственных нормативов и процессов, нс регламентированных Правилами МПТ, но влияющих на выполнение их требований.

1.4.2.2    Новые или впервые предъявляемые для освидетельствования Регистру материалы, изделия или технологические процессы должны иметь одобрение Регистра. Образцы материалов, изделий или новые технологические процессы после одобрения Регистром технической документации должны быть подвергнуты испытаниям по программе и в объеме, согласованном с Рептстром.

1.4.2.3    Формы технического наблюдения, осуществляемого Регистром при изготовлении материалов и изделий, мотуг быть следующими:

освидетельствование инспектором; освидетельствование Регистром предприятия; освидетельствование в форме рассмотрения Регистром технической документации;

освидетельствование по поручению Регистра. Выбор формы освидетельствования осуществляет Регистр при заключении соглашения о техническом наблюдении за подводным трубопроводом.

1.4.2.4    В процессе освидетельствования материалы и изделия должны подвергаться необходимым испытаниям в установленном Регистром порядке и объеме. Эти материалы и изделия должны иметь установленные Регистром документы, а в необходимых

случаях — клейма, подтверждающие его освидетельствование, и маркировку, позволяющую установить их соответствие чтим документам.

1.4.3 Техническое наблюдение за строительством, эксплуатацией и ремонтом подводных трубопроводов.

1.4.3.1    Техническое наблюдение за строительством подводных трубопроводов выполняют инспекторы Рсшстра в соответствии с одобренной Регистром технической документацией. Объем проводимых осмотров, измерении и испытаний, осуществляемых в ходе технического наблюдения, устанавливается Регистром с учетом конкретных условий для данного трубопровода.

1.4.3.2    Владельцы подводных трубопроводов обязаны соблюдать в период эксплуатации сроки периодических и других предписанных Регистром освидетельствований и соответствующим образом подготавливать трубопровод к освидетельствованиям.

1.4.3.3    Владельцы подводных трубопроводов обязаны заявлять Регистру о всех имевших место в период между освидетельствованиями аварийных случаях и ремонтах подводного трубопровода и его комплектующих, на которые распространяются требования Правил МПТ.

1.4.3.4    В случае установки в подводный трубопровод в период эксплуатации или ремонта новых комплектующих изделий, на которые распространяются требования Правил МПТ, к ним применяются положения 1.4.2, 1.4.3.1 — 1.43.3.

1.4.4    Виды и периодичность освидетельствований.

1.4.4.1 Подводные трубопроводы подвергаются следующим освидетельствованиям:

первоначальным, периодическим (очередным, ежегодным и промежуточным) и внеочередным.

Первоначальные освидетельствования разделяются на освидетельствования, проводимые при постройке подводного трубопровода под техническим наблюдением Регистра, и освидетельствования подводного трубопровода, построенного под наблюдением признанного Регостром классификационного общества или национального надзорного органа.

Очередное освидетельствование проводится для возобновления класса, как правило, через каждые 5 лет эксплуатации подводного трубопровода при условии прохождения ежегодных и одного промежуточного освидетельствования.

Ежегодные освидетельствования проводятся для подтверждения класса каждый календарный год с отклонением от предписываемой даты очередного освидетельствования в пределах 3 мес. до и после этой даты.

Промежуточное освидетельствование проводится в расширенном объеме для подтверждения

действия класса между очередными освидетельствованиями.

Внеочередное освидетельствование проводится после аварий, ремонтов и других необходимых случаев.

1.4.4.2    Первоначальное освидетельствование осуществляется с целью присвоения соответствующего класса подводному трубопроводу, впервые предъявляемому Регистру для классификации. К первоначальному освидетельствованию предъявляются также подводные трубопроводы, ранее имевшие класс Регистра, но утратившие его по каким-либо причинам. Первоначальное освидетельствование заключается в тщательном осмотре, проверках, испытаниях и замерах, объем которых каждый раз устанавливается Регистром в зависимости от внешних условий эксплуатации, возраста трубопровода, мероприятий, предусмотренных для его зашиты, технического состояния трубопровода, покрытий, арматуры и т. п.

1.4.4.3    Первоначальному освидетельствованию подвергаются подводные трубопроводы, построенные не по правилам Регистра, без технического наблюдения Регистра, классификационного общества, признанного Регистром, или национального надзорного opiaHa. В этом случае первоначальное освидетельствование, объем которого устанавливает Регистр, предполагает тщательное и полное освидетельствование. сопровождающееся в необходимых случаях испытаниями трубопроводов и комплектующего оборудования с целью подтверждения того факта, что они полностью соответствуют требованиям Правил МПТ. Если на подводный трубопровод и соответствующую техническую документацию имеются документы, выданные классификационным обществом или национальным надзорным органом, первоначальное освидетельствование осуществляется в объеме очередного освидетельствования. В случае отсутствия необходимой технической документации на подводный трубопровод в полном объеме, протрамма освидетельствования может быть увеличена по тому комплектующему оборудованию, на которое эта документация отсутствует.

1.4.4.4    Освидетельствования, проводимые при строительстве подводных трубопроводов, имеют целью проверки соответствия материалов, комплектующих изделий и технологических процессов их изготовления требованиям технического проекта и рабочей документации на подводный трубопровод. Объем освидетельствования в каждом конкретном случае определяется Регистром.

Датой освидетельствования подводного трубопровода по окончании строительства является дата фактического завершения освидетельствования и выдачи Классификационного свидетельства морского подводного трубопровода (см. 1.4.5).

1.4.4.5    Очередное освидетельствование для возобновления класса имеет целью установить, что техническое состояние подводного трубопровода удовлетворительно и соответствует требованиям Правил МПТ, и предполагает проведение испытаний трубопровода, арматуры, автоматизированных систем управления, систем аварийно-предупредительной сигнализации, зашиты и индикации. Очередные освидетельствования, объем которых определяется Регистром, проводятся через установленные им периоды, как правило, пятилетие.

1.4.4.6    Обязательное ежегодное освидетельствование предполагает освидетельствование подводного трубопровода, включая арматуру, автоматизированные системы управления, системы аварийно-предупредительной сигнализации, зашиты, индикации и другое комплектующее оборудование, в объеме, подтверждающем то, что трубопровод и его комплектующее оборудование продолжают отвечать требованиям Правил МПТ, что подтверждает класс подводного трубопровода.

Объем ежегодных освидетельствований устанавливается Регистром.

1.4.4.7    При очередных освидетельствованиях трубопроводов их испытания давлением должны совмещаться с проверкой в действии обслуживающих их насосных перекачивающих и компрессорных станций, запорной и предохранительной арматуры, дистанционных приводов.

1.4.4.8    Промежуточное освидетельствование подводного трубопровода осуществляется между очередными освидетельствованиями вместо второго или третьего ежегодного освидетельствования по согласованию с Регистром. Объем освидетельствования устанавливается Регистром.

1.4.4.9    Внеочередные освидетельствования подводных трубопроводов или отдельных их компонентов проводятся при предъявлении к освидетельствованию во всех случаях, кроме первоначального и периодических освидетельствований. Внеочередное освидетельствование проводится для оценки допустимости выявленных дефектов или повреждений после аварии, в том числе, сопровождающихся нарушением герметичности трубопровода, разливом жидких или выбросом газообразных транспортируемых сред.

Объем освидетельствований и порядок их проведения определяет Регистр, исходя из предназначения освидетельствования, возраста и технического состояния подводного трубопровода.

1.4.4.10    Внеочередное освидетельствование после аварии имеет целью выявить вид и характер повреждения, объем работ по устранению последствий аварии, а также определить возможность и условия сохранения класса трубопровода после их устранения.

1.4.5 Документы, выдаваемые Регистром по результатам освидетельствований.

1.4.5.1    Документы Регистра выдаются при подтверждении удовлетворительной оценки технического состояния объекта освидетельствования, установленной в ходе проведения освидетельствований и испытаний.

1.4.5.2    Документом, подтверждающим выполнение Правил МПТ, является Классификационное свидетельство морского подводного трубопровода (ф. 9.9.2).

1.4.5.3    В процессе технического наблюдения за подводными трубопроводами Регистр выдаст акты освидетельствования МПТ по окончании постройки (ф. 9.9.1), акты сжсгодного/промсжуточного/ очередного освидетельствования МПТ (ф. 9.9.3) и. в случае необходимости, иные документы.

1.4.5.4    Регистр вправе признавать полностью или частично документы иных классификационных обществ, органов технического надзора и других организаций.

1.4.5.5    Классификационное свидетельство морского подводного трубопровода теряет силу в следующих случаях:

по истечении срока его действия;

если подводный трубопровод и комплектующие его изделия нс будут предъявлены к периодическому освидетельствованию в предусмотренный срок с учетом порядка отсрочек периодических освидетельствований, определяемого Правилами МПТ;

после проведения ремонта без технического наблюдения Регистром или замены новыми комплектующих изделий, на которые распространяются требования Правил МПТ;

если подводный трубопровод нс содержится в надлежащем техническом состоянии, обеспечивающем его безопасность;

при нарушении назначения и условий эксплуатации, указанных в символе класса.

1.5 ТКХНИЧКСКЛЯ ДОКУМКИ ГЛЦИЯ

1.5.1    До начала строительства подводного трубопровода на рассмотрение Регистру должна быть представлена техническая документация, позволяющая удостовериться, что требования правил Регистра по отношению к данному подводному трубопроводу выполняются.

Объем технической документации указан в 1.5.2 — 1.5.11. Следует также учитывать дополнительные указания по составу документации, содержащиеся в последующих разделах Правил МПТ.

1.5.2    Общая часть:

.1 спецификация;