ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

Нефтяная и газовая промышленность

ПРОЕКТИРОВАНИЕ И МОНТАЖ ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ НА МОРСКИХ ДОБЫВАЮЩИХ ПЛАТФОРМАХ

(ISO 13703:2000 + Cor.1:2002, ЮТ)

Издание официальное

Москва Стандартииформ 2018

Предисловие

1    ПОДГОТОВЛЕН Открытым акционерным обществом «Нефтяная компания «Роснефть» (ОАО «НК «Роснефть») и Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий — Газпром ВНИИГАЗ» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ») на основе русской версии стандарта, указанного в пункте 4

2    ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 «Нефтяная и газовая промышленность»

3    УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15 ноября 2018 г. № 1007-ст

4    Настоящий стандарт идентичен международному стандарту ИСО 13703:2000 «Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и монтаж трубопроводных систем на морских добывающих платформах» (ISO 13703:2000 «Petroleum and natural gas industries — Design and installation of piping systems on offshore production platforms», IDT), включая техническую поправку Cor. 1:2002.

Сведения о соответствии применяемых в стандарте марок стали российским приведены в дополнительном приложении ДА.

При применении настоящего стандарта рекомендуется использовать вместо ссылочных международных стандартов соответствующие им национальные стандарты, сведения о которых приведены в дополнительном приложении ДБ

5    ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. № 162-ФЗ «О стандартизации в Российской Федерации». Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по соспюянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а официальный пюкст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www gost.ru)

© ISO, 2000 — Все права сохраняются © Стандартинформ. оформление. 2018

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

1 — верхняя главная фонтанная задвижка; 2 — устье скважины; 3 — боковой штуцер; 4 — фонтанный тройшк; 5 — манифольд 6 — стопорный клапан; 7 — к другим системам; 8 — предохранительный клапан давления; 9 — сепаратор высокого давления; 10 — газовый отвод; 11 — контроллер уровня. 12 — сепаратор среднего давления. 13 — сепаратор низкого давления, 14 — обработка, хранение или продажа

Примечания

1    Расчетная температура одинакова и составляет 65 ^вС.

2    Необходимые датчики останова не показаны

3    Напорный трубопровод и манифольд рассчитаны на устьевое давление

4    Расчетные давления в системе ограничивают факторами, отличными от классификации давления на фланце и клапане (например, толщина стенки трубы, расчетное давление сепаратора и т. д )

5    Изолирующие клапаны устанавливают только там, где после них по потоку установлены резервные предохранительные клапаны, и. более того, все изолирующие клапаны должны быть взаимно заблокированы для того, чтобы система под давлением была постоянно защищена

Рисунок 1 — Пример технологической системы, иллюстрирующий изменение расчетных давлений

для фланцев и клапанов

4.4 Коррозионный анализ

4.4.1    Общие положения

Подробные практические рекомендации по борьбе с коррозией трубопроводных систем платформ не входят в область применения настоящего стандарта. Обычно такие рекомендации разрабатывают специалисты по коррозии. Тем не менее трубопроводные системы платформы проектируют в соответствии с описанными ниже инструкциями по контролю коррозии. Рекомендации по коррозионно-стойким материалам и инструкции по снижению коррозии приведены в соответствующих разделах настоящего стандарта.

Коррозионную активность технологических потоков меняют во времени. Вероятность изменения условий учитывают на стадии проектирования.

4.4.2    Потеря массы из-за коррозии

В определенных технологических условиях системы трубопроводов из углеродистой стали подвергают воздействию коррозии. На этапе добычи технологические потоки, содержащие воду, соляной раствор, углекислый газ (С0₂). сероводород (H₂S), кислород (0₂) или их смеси, вызывают коррозию металлов, которые используют в компонентах системы. Типы коррозионного воздействия (равномерная потеря массы, точечная коррозия, коррозионная эрозия и т. д.) так же. как и интенсивность конкретных видов коррозии, меняют во времени. Коррозионная активность технологического потока зависит от многих факторов, в числе которых:

a)    содержание углеводорода, воды, соли и коррозионного газа;

b)    углеводородная смачиваемость;

c)    скорость потока, режим потока и конфигурация трубопровода:

d)    температура, давление и значение pH;

e)    содержание твердых частиц (песок, буровой раствор, бактериальный шлам и микроорганизмы, продукты коррозии и твердый осадок на стенках).

Прогнозные оценки коррозионной активности имеют весьма качественный характер и могут быть различными для каждой системы. Некоторые сведения о коррозионной активности газов, содержащихся в потоках при добыче, приведены в таблице 1.

Таблица 1 предназначена лишь для того, чтобы дать общее руководство при рассмотрении вопроса о снижении коррозии, а не для конкретных прогнозных оценок коррозионной активности. Ингибирование коррозии является эффективным инструментом для снижения коррозии, если прогнозируются или ожидаются коррозионные условия (см. 5.1.2).

Таблица 1— Качественная оценка потери массы стали из-за коррозии

Коррозионный газ Коэффициент растворимости'* X 10-* Предельные значения в соляном растворе при отсутствии коррозии х 10"6 коррозии х10-® Кислород (02) 8 <0,005 >0,025 Углекислый газ (С02) 1700 <600 > 1200 Сероводород (H2S) 3900 См примечание См примечание

Примечание — Предельные значения потери массы из-за коррозии для сероводорода в данной таблице не приводятся, т. к в этом случае содержание углекислого газа и/или кислорода существенно влияет на интенсивность коррозии Из-за образования нерастворимой пленки из сульфида железа, способствующей уменьшению потери массы из-за коррозии, отдельно сероводород обычно не так коррозионно активен, как углекислый газ

4.4.3    Хлоридное коррозионное растрескивание под напряжением

Особое внимание уделяют анализу напряжений и содержанию хлоридов, если для предотвращения коррозии в присутствии сероводорода и/или углекислого газа выбирают легированные или нержавеющие стали. Технологические потоки, содержащие воду с хлоридами, могут вызвать растрескивание восприимчивых к этому явлению материалов, особенно в присутствии кислорода и при температурах свыше 60 ^еС. Высоколегированные и нержавеющие стали, такие как аустенитная нержавеющая сталь AISI серия 300. дисперсионно твердеющая нержавеющая сталь и «А-286» (марка 660 по (3)), не используют, если их пригодность к использованию в предполагаемых условиях не была должным образом подтверждена. Также анализируют возможность концентрации хлоридов на локализованных участках системы.

4.4.4    Сульфидное растрескивание под напряжением

Технологические потоки, содержащие воду и сероводород, могут вызвать сульфидное растрескивание под напряжением у восприимчивых к этому материалов. Это явление является результатом сложного взаимодействия параметров, к числу которых относятся химический состав металла, твердость и микроструктура, условия тепловой обработки, а также такие факторы, как pH. концентрация сероводорода, напряжение и температура. Материалы, которые используют для технологических потоков, содержащих сероводород, выбирают с учетом пригодности к работе в данных усповиях.

Испытания этих материалов проводят в соответствии с NACE ТМ0177.

4.4.5    Применение NACE MR0175

Материалы, выбираемые для борьбы с сульфидным растрескиванием под напряжением, должны соответствовать NACE ТМ0177. Коррозионно-стойкие сплавы, не входящие в список NACE ТМ0177. могут быть пригодными к работе в данных условиях и могут использоваться в случае, если подтверждена их коррозионная стойкость в заданных условиях (или в эквивалентных лабораторных условиях). Проявляют осторожность также при использовании материалов из списка NACE ТМ0177. Приведенные там материалы могут быть стойкими по отношению к сульфидному растрескиванию под напряжением, но оказаться непригодными для работы в условиях хлоридного растрескивания под напряжением.

4.4.6 Водородное растрескивание

Технологические потоки, содержащие воду и сероводород, могут вызвать водородное растрескивание (HIC) восприимчивых к этому материалов, особенно изделий из углеродистой листовой стали или труб, изготовленных из листового проката. Предусматривают испытания подобных материалов на HIC в соответствии с NACE ТМ0284.

5 Проектирование трубопроводов

5.1    Марки материалов для труб

5.1.1    Эксплуатация в отсутствие коррозионного углеводорода

Двумя наиболее часто используемыми марками материалов труб из углеродистой стали являются ASTM А 106 марка В (4]. API 5L марка В (5) и ИСО 3183-1 (6). Обычно из-за однородности качества используют бесшовные трубы. Трубы по (4] выпускают только в бесшовном варианте, тогда как по [5] — в бесшовном. ERW и SAW. Если при использовании марки В требуется значительное утолщение стенки, может возникнуть необходимость использования труб с повышенным допустимым расчетным напряжением. таких как марки Х52 (5). Однако при использовании марок Х46 [5] и выше требуются особые технологии сварки и тщательный ее контроль. Применение материалов с высоким пределом текучести, таких как марки X (5). не приведет к пропорциональному увеличению допустимых значений напряжения при соблюдении ASME В31.3.

Многие из марок труб, приведенные в ASME В31.3. пригодны для работы при отсутствии коррозионного углеводорода. В соответствии с ASME В31.3 следующие типы или марки труб были специально исключены из списка пригодных к работе при наличии углеводорода:

a)    печная сварка внахлестку или встык;

b)    сваренные плавлением согласно (7] или (8);

c)    спирально-шовные, кроме (5).

5.1.2    Эксплуатация при наличии коррозионного углеводорода

При проектировании для эксплуатации при наличии коррозионного углеводорода необходимо предусмотреть использование одного или нескольких из указанных ниже методов борьбы с коррозией:

a)    химическая обработка;

b)    антикоррозийные сплавы;

c)    защитные покрытия (см. 9.5.2).

Из них на практике традиционно используют химическую обработку флюида, контактирующего с углеродистой сталью. Используются и антикоррозийные сплавы, успешно применявшиеся в аналогичных условиях (или прошедшие соответствующие лабораторные испытания), но в этом случае особое внимание уделяют технологии сварки. Также учитывают вероятность возникновения сульфидного растрескивания под напряжением и хлоридного коррозионного растрескивания под напряжением (см. 4.4.3 и 4.4.4). Необходимо обеспечить эффективный мониторинг коррозии (испытательные образцы, зонды, катушки и т. д.) и химической обработки.

Поскольку сварка может значительно изменить сопротивляемость коррозии антикоррозионных материалов, обращают особое внимание на технологию сварки.

5.1.3    Эксплуатация при наличии сульфидного растрескивания под напряжением

Если предполагается сульфидное растрескивание под напряжением, то при выборе труб необходимо руководствоваться следующим:

a)    использовать только бесшовные трубы, если при изготовлении ERW или SAW труб не были предусмотрены технические условия и контроль качества, необходимые для данного вида работ;

b)    углеродистые и легированные стали, а также другие материалы используют в условиях сульфидного растрескивания под напряжением, если их свойства, твердость, тепловая обработка и другие требования соответствуют NACE MR0175.

Из марок труб, удовлетворяющих указанным принципам, чаще всего используют марку В [4]. марку 6 (9J и бесшовную марку В (5). Используют марки X (5]. однако их сварка сопряжена с определенными проблемами.

5.1.4    Сопротивляемость хрупкому разрушению

Для обеспечения необходимой сопротивляемости хрупкому разрушению выбранная марка материала трубы должна обладать достаточной ударной вязкостью для необходимого сочетания расчетных толщины и температуры.

Материалы для трубы из углеродистой стали, не прошедшие испытания на ударную вязкость, как минимум поставляют нормализованными для эксплуатации при температурах ниже 0 °С: для сварных компонент, в зависимости от минимальной (расчетной) рабочей температуры и толщины свариваемых деталей, может потребоваться PWHT.

ПРЕДОСТЕРЕЖЕНИЕ — PWHT может ухудшить механические свойства материалов труб марок X (5].

5.1.5    Инженерные коммуникации

Материалы, не содержащие углеродистую сталь, обычно применяют в инженерных коммуникациях. Однако если используют стальную трубу марки или типа, неприемлемого для эксплуатации при наличии углеводорода в соответствии с 5.1.1. то для предотвращения случайной эксплуатации такой трубы в присутствии углеводорода разрабатывают определенную процедуру маркировки.

5.1.6    Трубная обвязка (контрольно-измерительные и гидравлические/воздушные системы)

В хлоридных средах и для всех операций в присутствии углеводорода или воздуха используют

термически отпущенную на твердый раствор трубную обвязку из аустенитной нержавеющей стали (AISI 316 или AISI 316L). как бесшовную, так и ERW

5.2 Размерные критерии. Общие положения

5.2.1    При определении диаметра трубы, которую используют в трубопроводных системах платформы, учитывают как скорость потока, так и потери давления. В 5.3. 5.4 и 5.5 приведены уравнения для определения диаметров труб (и графики для быстрой оценки диаметров труб) для линий транспортировки жидкости, однофазного газа и двухфазной смеси жидкость/газ соответственно. Эти уравнения используют для предварительной оценки размера, а также для трубопроводов, в которых падение давление не является критическим фактором. Для линий, где это является критичным, проводят более детальные вычисления. Для облегчения расчетов размера труб во многих компаниях используют компьютерные программы, часто использующие уравнение Коулбрука; см. дополнительную информацию [10].

5.2.2    При определении размера труб рассматривают весь диапазон условий, который определяет наибольшее значение размера трубопровода, так же как и начальные значения расхода. К ним относят повышенные расходы жидкости или уменьшенное давление газа, которые могут иметь место в течение некоторого времени после пуска установки. Часто целесообразно ввести коэффициент пульсации режима в интервале от 20 до 50 % к прогнозируемому нормальному расходу, если параметры ожидаемой пульсации не были ранее определены точнее в измерениях давления пульсации в аналогичных системах или при специальных расчетах гидравлического удара. В таблице 2 приведены некоторые типовые значения коэффициентов пульсации, которые можно использовать, если отсутствует более точная информация.

Таблица 2 — Типовые коэффициенты пульсации

Производственная операция Коэффициент пульсации. % Установка, обрабатывающая первичную продукцию своей платформы 20 Установка, обрабатывающая первичную продукцию другой платформы или отдаленной скважины не более чем в 45 м (150 футах) по воде 30 Установка, обрабатывающая первичную продукцию другой платформы или отдаленной скважины в более чем 45 м (150 футах) по воде 40 Установка, обрабатывающая газлифтную продукцию своей платформы 40 Установка, обрабатывающая газлифтную продукцию другой платформы или удаленной скважины 50

В линиях трубопровода больших диаметров, транспортирующих среду в парожидкостной фазе между платформами по системам стояков, наблюдались значения коэффициента пульсации, превышающие 200 % из-за пробкового режима потока. Программы для пробкового режима парожидкостного потока находятся в открытом доступе и используют для оценки такого режима.

5.2.3    При определении потери давления в линии учитывают наличие клапанов и фитингов. Используют заводские данные или эквивалентную длину из таблицы 3.

5.2.4    Для вычисленных размеров трубопроводов может потребоваться корректировка исходя из имеющегося инженерного опыта.

5.3 Методы определения размеров для жидкостных трубопроводов

5.3.1    Общие положения

Размеры линий трубопроводов для однофазной жидкости определяют по скорости потока. Для линий, транспортирующих однофазные жидкости из одной емкости в другую с перепадом давления, чтобы минимизировать нерегулярность течения перед регулирующим клапаном, скорость потока не должна превышать 5 м/с при максимальных расходах жидкости. Отметим, что в системах, где используют более «мягкие» материалы, например медно-никелевый сплав, используют ограничения на низкую скорость. Если это целесообразно с практической точки зрения, чтобы свести к минимуму осаждение песка и других твердых частиц, значение скорости потока должно быть не менее 1 м/с. При таких скоростях потока общие потери давления в трубопроводе будут, как правило, незначительными. Наибольшие потери давления в линиях передачи жидкости между двумя емкостями под давлением будут происходить в разгрузочных клапанах и/или в штуцерах.

5.3.1.1    Скорости потока в жидкостных трубопроводах определяют из рисунка 2 или вычисляют с использованием приведенного ниже уравнения

•ч

0}

5.3.1.2 Потери давления на 100 м длины трубы для однофазных жидкостных трубопроводов вычисляют при помощи следующего уравнения Фаннинга

6270 10⁶/-q*-tf_L d?

где sp — потери давления на 100 м трубы. кПа.

5.3.1.3 Коэффициент трения Муди, f, является функцией числа Рейнольдса и шероховатости поверхности трубы. Для определения коэффициента трения при известном числе Рейнольдса используют модифицированную диаграмму Муди, представленную на рисунке 3. Число Рейнольдса R_e определяют из следующего уравнения

(3)

где p_L — вязкость жидкости. Па ■ с. или число в сантипуаз, деленное на 1000. или число (сантистокс • относительная плотность), деленное на 1000.

5.3.2 Насосный трубопровод

5.3.2.1    Насосные трубопроводные системы для поршневых, ротационных и центробежных насосов проектируют так. чтобы фактический имеющийся кавитационный запас (NPSH_a) на впускном фланце насоса превышал необходимый для насоса NPSH. Дополнительно принимают меры по минимизации пульсаций в трубопроводах поршневых насосов. Для удовлетворительной работы насоса обеспечивают отсутствие испарения жидкости при ее поступлении в корпус или цилиндр насоса.

5.3.2.2    Давление жидкости на приемном фланце центробежных или ротационных насосов должно быть достаточно высоким для того, чтобы преодолеть потери давления на участке между фланцем и лопастью турбины (или ротором) и поддерживать давление жидкости выше давления насыщенного пара, так как в противном случае возникает кавитация. В поршневой установке давление на приемном фланце должно удовлетворять тому же условию, но в этом случае необходимое значение NPSH насоса обычно выше, чем у центробежного насоса, вследствие потери давления на клапанах и падения давления, вызванного пульсациями потока. Аналогично фактический напор NPSH на приеме насоса должен компенсировать ускорение в приемной трубе, вызванное пульсацией, а также напор на трение, скоростной и статический напор.

5.3.2.3 Необходимое фактическое дифференциальное давление насыщенного пара может, по определению, быть названо NPSH_a. Оно равно разности суммарного напора в абсолютных метрах, измеренного на всасывающем сопле, и давления насыщенного пара жидкости в абсолютных метрах. Фактический напор NPSH всегда должен быть большим или равным необходимому напору NPSH для насоса. Для большинства насосных схем фактический напор NPSH может быть вычислен при помощи уравнения (4). Обычно к вычисленному значению NPSH добавляют запас надежности со значением до 1 м.

NPSH_a=h_p-h_vpa+h_st-h_f-h_vb-h_a.    (4)

абсолютный напор вследствие атмосферного или иного давления над поверхностью жидкости. поступающей в прием насоса, м;

абсолютное давление насыщенного пара жидкости при температуре всасывания, м; положительный или отрицательный статический напор вследствие смещения уровня жидкости вверх или вниз относительно линии отсчета (осевой линии насоса), м; потери напора на трение вследствие трения в приемных трубах, включая потери на входе и выходе, м;

v_L — скорость жидкости в системе трубопроводов, м/с: h_a — напор под воздействием ускорения, м.

5.3.2.4 Для центробежного и ротационного насоса напор под воздействием ускорения /)_а = 0. Для поршневых насосов значение напора под воздействием ускорения крайне важно, и его вычисляют по формуле

(5)

где L — длина трубопровода всасывания (действительная, а не эквивалентная длина), м;

С — эмпирическая постоянная типа насоса:

С = 0.200 для одноцилиндрового насоса двойного действия:

С = 0,200 для двухцилиндрового насоса одностороннего действия;

С = 0.115 для двухцилиндрового насоса двойного действия;

С = 0,066 для трехцилиндрового насоса одностороннего или двойного действия:

С = 0,040 для пятицилиндрового насоса одностороннего или двойного действия;

С = 0,028 для шестицилиндрового насоса одностороннего или двойного действия.

Примечание — Значение постоянной С отличается от приведенных для нестандартных отношений длины соединительной тяги к радиусу кривошипа;

К — коэффициент сжимаемости жидкости, представляющий обратную часть теоретического напора под воздействием ускорения, который учитывают во избежание заметных возмущений в приемном трубопроводе:

К = 1.4 для почти несжимаемой жидкости (дегазированная вода);

К = 1.5 для аминов, гликоля, воды;

К = 2.0 для большинства углеводородов;

К = 2.5 для относительно сжимаемой жидкости (горячая нефть или этан).

Следует отметить, что уравнение (5) и объяснение действия напора под воздействием ускорения не являются общепризнанными (см. (12), (13) и (14)). Однако считается, что уравнение (5) обеспечивает достаточный запас надежности для учета напора под воздействием ускорения.

Когда на общей линии подачи одновременно работают несколько поршневых насосов, а фазы всех коленчатых валов иногда совпадают, то система подачи воспринимает эти насосы как один насос данного типа с производительностью, равной суммарной производительности всех насосов. В таком случае максимальная мгновенная скорость в линии подачи равна скорости подачи одного насоса с производительностью. равной суммарной производительности всех насосов.

5.3.2.5 Если напор под воздействием ускорения оказывается слишком высоким, рассматривают следующие варианты:

a)    укоротить трубопровод всасывания. Напор под воздействием ускорения прямо пропорционален длине трубопровода L;

b)    использовать всасывающую трубу большего размера, чтобы уменьшить скорость. Это очень эффективно, т. к. скорость меняется обратно пропорционально квадрату внутреннего диаметра. Напор под воздействием ускорения прямо пропорционален скорости транспортируемой среды v_L;

c)    уменьшить требуемую скорость работы насоса, используя поршень или плунжер большего размера, если это позволяют номинальные характеристики насоса. Требуемая скорость обратно пропорциональна квадрату диаметра поршня. Напор под воздействием ускорения прямо пропорционален скорости работы насоса R_p:

d)    рассмотреть возможность использования насоса с большим числом плунжеров. Например:

С = 0,040 для пятицилиндрового насоса. Это примерно на 40 % меньше значения для трехцилиндрового насоса;

С = 0.066 для трехцилиндрового насоса. Напор под воздействием ускорения прямо пропорционален С;

e)    рассмотреть возможность использования демпфера пульсаций, если вышеперечисленные рекомендации неприемлемы. Результаты, которые получаются при использовании демпфера пульсаций в системе всасывания, зависят от размера, типа, расположения и используемого давления подпитки. Хороший и правильно установленный демпфер при постоянной необходимой ему подзарядке может уменьшить значение длины трубы L. которая использовалась в уравнении для напора на ускорение, до значения от 5 до 15 номинальных диаметров трубы. Демпферы располагают как можно ближе к приему насоса:

О использовать центробежный дожимной насос для подпитки приема поршневого насоса.

При проектировании всасывающих трубопроводов учитывают следующие рекомендации:

a)    размер всасывающих трубопроводов может быть на один или два размера трубы больше впускной соединительной трубы насоса.

b)    линии всасывания должны быть короткими, иметь минимальное число колен и фитингов и быть непрерывными до всасывающего сопла насоса;

c)    рядом с насосом устанавливают эксцентрические переходники плоской стороной вверх для поддержания верхнего уровня в линии. Это исключает возможность образования газовых карманов во всасывающем трубопроводе. Если предвидится возможное скопление твердого шлама, предусматривают средства их извлечения;

d)    для поршневых насосов устанавливают подходящий демпфер пульсаций (или планировать его установку на более поздний срок) как можно ближе к приему насоса;

e)    в многонасосных установках задают размер общей линии подачи так. чтобы скорость была как можно более ближе к скорости в ответвлениях, идущих к отдельным насосам. Это позволит избежать перепадов скорости и. следовательно, минимизирует влияние напора под воздействием ускорения.

Определение размеров трубопроводов для поршневых, центробежных и ротационных насосов проводят на экономической основе. Размер нагнетательного трубопровода поршневых насосов задают так, чтобы минимизировать пульсации. Пульсации в нагнетательном трубопроводе поршневых насосов также связаны с изменением напора, но эти пульсации сложнее, чем пульсации во всасывающем трубопроводе. При проектировании нагнетательного трубопровода учитывают следующие рекомендации:

a)    выкидная труба должна быть как можно более короткой и прямой;

b)    выкидная труба может быть на один или два размера больше выходного соединения насоса;

c)    скорость в выкидной трубе не должна превышать утроенную скорость в трубах всасывания. Такая скорость обычно обеспечивает экономичный размер трубопровода для всех насосов и приводит к минимальным пульсациям у поршневых насосов;

d)    для поршневых насосов устанавливают подходящий демпфер пульсаций (или планировать его установку на более поздний срок) как можно ближе к выходу насоса.

Для определения предварительных размеров всасывающего и выкидного трубопровода используют таблицу 4.

Содержание

1    Область применения.................................................................1

2    Нормативные ссылки ................................................................1

3    Термины, определения, обозначения и сокращения .......................................1

3.1    Термины и определения...........................................................1

3.2    Обозначения и сокращения........................................................3

4    Общие положения...................................................................4

4.1    Материалы .....................................................................4

4.2    Нормы для трубопроводов под давлением ...........................................5

4.3    Разграничение систем с разными расчетными давлениями..............................5

4.4    Коррозионный анализ.............................................................6

5    Проектирование трубопроводов .......................................................8

5.1    Марки материалов для труб .......................................................8

5.2    Размерные критерии. Общие положения.............................................9

5.3    Методы определения размеров для жидкостных трубопроводов ........................12

5.4    Критерии определения размеров для трубопроводов однофазного газа ..................16

5.5    Критерии определения размеров трубопроводов для двухфазных потоков жидкость/газ.....18

5.6    Толщина стенки трубы ...........................................................20

5.7    Соединения....................................................................24

5.8    Расширение и гибкость ..........................................................24

5.9    Правила запуска................................................................25

6    Выбор клапанов....................................................................25

6.1    Общие положения ..............................................................25

6.2    Типы клапанов .................................................................26

6.3    Огнестойкость клапанов..........................................................28

6.4    Размеры клапана ...............................................................28

6.5    Номинальные значения давления и температуры клапана .............................29

6.6    Материалы клапанов ............................................................29

7    Фитинги и фланцы..................................................................30

7.1    Общие положения ..............................................................30

7.2    Приварные фитинги .............................................................30

7.3    Свинчиваемые фитинги..........................................................30

7.4    Соединения отводов.............................................................30

7.5    Фланцы .......................................................................32

7.6    Специальные соединения ........................................................33

7.7    Особые требования для работы в условиях сульфидного растрескивания

под напряжением ...............................................................33

7.8    Защита от эрозии ...............................................................33

8    Основные правила проектирования конкретных трубопроводных систем.....................34

8.1    Общие положения ..............................................................34

8.2    Вспомогательное оборудование устья скважины .....................................34

8.3    Выкидные трубопроводы и вспомогательные устройства...............................34

8.4    Эксплуатационные манифольды...................................................37

8.5    Трубопроводы технологических резервуаров.........................................37

8.6    Системы инженерных коммуникаций...............................................38

8.7    Отопительные системы с применением флюида и гликоля.............................39

8.8    Системы сброса давления и утилизации............................................40

8.9    Дренажные системы.............................................................41

8.10    Трубопроводные мосты мееду платформами.......................................42

8.11    Стояки .......................................................................42

8.12    Пробоотборный кран ...........................................................42

9    Анализ связанных вопросов..........................................................42

9.1    Общие положения ..............................................................42

9.2    Компоновка....................................................................42

9.3    Высоты........................................................................43

9.4    Опоры трубопроводов ...........................................................43

9.5    Другие вопросы коррозии.........................................................43

9.6    Теплоизоляция .................................................................44

9.7    Шум ..........................................................................46

9.8    Таблицы для труб, клапанов и фитингов ............................................47

9.9    Контроль, техническое обслуживание,    ремонт и модернизация .........................47

10    Монтаж и контроль качества ........................................................47

10.1    Общие положения ............................................................47

10.2    Сварка......................................................................47

10.3    Испытание под давлением......................................................48

10.4    Контрольный документ об испытании.............................................49

Приложение А (справочное) Примеры решения задач......................................50

Приложение В (справочное) Примеры таблиц труб, клапанов и фитингов......................57

Приложение С (справочное) Приемлемая конструкция сварных соединений встык для труб

с разной толщиной стенки ................................................60

Приложение ДА (справочное) Сведения о соответствии марок стали, применяемых в стандарте

с указанием механических свойств, российским маркам стали .................61

Приложение ДБ (справочное) Сведения о соответствии ссылочных международных стандартов

национальным стандартам    ..............................................62

Библиография .......................................................................63

Введение

Настоящий стандарт разработан на основе требований морской нефтегазодобывающей промышленности по определению гармонизированных и совместимых методов проектирования и монтажа трубопроводных систем на морских добывающих платформах.

В настоящем стандарте определяются требования на проектирование и монтаж трубопроводных систем на морских добывающих платформах нефтяной и газовой промышленности; приведены требования к материалам, выбору клапанов, фитингов и фланцев.

Международный стандарт разработан техническим комитетом ISO/TC 67 «Материалы, оборудование и морские платформы для нефтяной, нефтехимической и газовой промышленности», подкомитетом SC 6 «Технологическое оборудование и системы».

В приложении А приводятся некоторые практические примеры решения проблем проектирования трубопроводов. Это приложение рекомендуется использовать вместе с основной частью настоящего стандарта. Нумерация разделов в приложении А соответствует нумерации разделов в основной части стандарта для облегчения использования перекрестных ссылок.

В приложении В приведен перечень таблиц труб, клапанов и фитингов.

В приложении С приведена приемлемая конструкция сварных соединений встык для труб с разной толщиной стенки.

В настоящем стандарте была сохранена оригинальная система нумерации рисунков, таблиц и уравнений.

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Нефтяная и газовая промышленность

ПРОЕКТИРОВАНИЕ И МОНТАЖ ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ НА МОРСКИХ ДОБЫВАЮЩИХ ПЛАТФОРМАХ

Petroleum and natural gas industries Design and installation of piping systems on offshore production platforms

Дата введения — 2019—04—01

1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает минимальные требования и является руководством по проектированию и монтажу новых трубопроводных систем на морских добывающих платформах в нефтяной и газовой промышленности. Он предназначен для трубных систем с максимальным давлением до 69 МПа в пределах диапазона температур материалов, соответствующих требованиям ASME В31.3.

Примечания

1    Настоящий стандарт могут применять за пределами данных диапазонов давлений и температур, но в этом случае особое внимание уделяют свойствам материала.

2    Настоящий стандарт не распространяется на вопросы обеспечения пожарной безопасности

В приложении А приведены некоторые практические примеры решения проблем проектирования трубопроводов.

2    Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие документы:

ISO 13623, Petroleum and natural gas industries. Pipeline transportation systems (Нефтяная и газовая промышленность. Трубопроводные системы транспортировки)

API RP 520-2. Recommended practice for design and installation of pressure-relieving systems in refineries — Part 2 (Рекомендации no проектированию и монтажу систем сброса давления на нефтеперерабатывающих заводах. Часть 2)

ASME. Boiler and pressure vessel code: Section VIII: Pressure vessels. Division 1 (Нормы по котлам и сосудам высокого давления. Раздел VIII. Емкости под давлением. Часть 1)

ASME В 31.3, Process piping (Технологические трубопроводы)

NACE MR0175, Sulfide stress cracking resistant metallic materials for oil field equipment (Металлические материалы, стойкие к сульфидному растрескиванию под напряжением, используемые в нефтепромысловом оборудовании)

NACE ТМ0177. Laboratory testing of metals for resistance to specific forms of environmental cracking in H₂S environments (Лабораторные испытания стойкости метаплов к сульфидному растрескиванию под напряжением и коррозионному растрескиванию под напряжением в Н₂5-содержащих средах)

NACE ТМ0284. Evaluation of pipeline and pressure vessel steels for resistance to hydrogen-induced cracking (Оценка стойкости к водородному растрескиванию сталей для трубопроводов и сосудов под давлением)

3    Термины, определения, обозначения и сокращения

3.1    Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1    выкидной трубопровод (flowline): Трубопровод, по которому транспортируется флюид от устья скважины к манифольду или к первому технологическому резервуару.

Издание официальное

3.1.2    давление на устье скважины (wellhead pressure): Максимальное статическое давление на устье скважины, которое может иметь место в скважине.

3.1.3    датчик давления (pressure sensor): Устройство, предназначенное для контроля заданного давления.

3.1.4    запорный клапан (shutdown valve): Клапан с автоматическим приводом для отсоединения технологического компонента или технологической системы.

3.1.5    коллектор (header): Часть распределительного манифольда, который направляет флюид в определенную технологическую систему.

Примечание — См рисунки 5 и 6

3.1.6    компонент технологического процесса (process component): Отдельный функциональный компонент добычного оборудования и связанной с ним трубной системы.

Примеры — Сосуд, работающий под давпением, нагреватель, насос и т. д.

3.1.7    коррозионный газ (corrosive gas): Газ. который при растворении в воде или в другой жидкости вызывает коррозию металла.

Примечание — Коррозионные газы обычно содержат сероводород (H₂S), углекислый газ (С0₂) иУили кислород (0₂).

3.1.8    коррозионная эрозия (corrosion-erosion): Эрозия защитной пленки продукта от коррозии в результате воздействия технологического потока, открывающего не корродированный металл, который, в свою очередь, подвергается коррозионному воздействию.

Примечание — В этих условиях возможна особо высокая интенсивность потери массы металла

3.1.9    манифольд (manifold): Система труб, клапанов и фитингов, при помощи которых флюид от одного или нескольких источников избирательно направляется в различные технологические системы.

3.1.10    номинальное давление (pressure rating): Значение, на которое рассчитана система.

Примечание — Это значение может напрямую относиться к номинальному рабочему давлению (например. по [1] номинальное давление равно 13,8 МПа и по API номинальное давление равно 2000 psi) или связано косвенно (например, класс 300 по ASME).

3.1.11    номинальный размер трубы (NPS), номинальный размер (DN) (nominal pipe size, nominal size): Обозначение размера в дюймах, который является общим для всех компонентов трубной системы, за исключением тех элементов, которые обозначаются наружным диаметром.

Примечание — Номинальный размер трубы обозначается буквами NPS (при использовании дюймов) или DN (при использовании миллиметров) и следующим за ними числом; такое обозначение используется для удобства ссылок и. как правило, лишь приблизительно отражает заводские размеры

3.1.12    нормальные условия (normal conditions): Абсолютное давление 0,101325 МПа при температуре 0 °С.

3.1.13    работа в условиях сульфидного растрескивания под напряжением (sulfide stresscracking service): Работа в условиях, при которых технологический поток содержит воду или соляной раствор и сероводород (H₂S) в концентрации, достаточной для того, чтобы вызвать сульфидное растрескивание под напряжением восприимчивых к этому материалов.

3.1.14    работа в условиях хлоридного коррозионного растрескивания под напряжением (chloride stress-corrosion cracking service): Работа в условиях, при которых технологический поток содержит воду и хлориды в достаточной концентрации и его температура достаточно высокая для того, чтобы вызвать коррозионное растрескивание под напряжением восприимчивых к этому материалов.

Примечание — Наличие других компонентов, таких как кислород (0₂), может способствовать хлоридно-му коррозионному растрескиванию под напряжением

3.1.15    работа с коррозионным углеводородом (corrosive hydrocarbon service): Работа в условиях. при которых технологический поток содержит воду или соляной раствор, углекислый газ (С0₂). сероводород (H₂S), кислород (0₂) или другие коррозионные компоненты, в условиях, которые вызывают коррозию металла.

3.1.16    работа с некоррозионным углеводородом (non-corrosive hydrocarbon service): Работа в условиях, при которых технологический поток не вызывает значительных потерь массы металла, изби-

рательной коррозии, хлоридного коррозионного растрескивания или сульфидного растрескивания под напряжением.

3.1.17    режим потока (flow regime): Условия течения многофазного технологического потока. Пример — Гпобулярмое течение, смешанный режим или расслоенный режим потока.

3.1.18    сильфонный компенсатор (expansion bellows): Гофрированное устройство на трубопроводе. предназначенное для компенсации его расширения и сжатия.

3.1.19    соединительный патрубок (nipple): Секция трубы с резьбой или с приварным раструбом длиной не более 300 мм. используемая в качестве дополнительного соединения.

3.1.20    стояк (riser): Вертикальная часть трубопровода (включающая донный его отвод), подходящая к платформе или отходящая от нее.

3.1.21    температурный компенсатор (expansion bend): Конфигурация трубопровода, предназначенная для компенсации его расширения и сжатия.

3.1.22    трубная обвязка платформы (platform piping): Любая трубная система, предназначенная для содержания или транспортировки флюидов на платформе.

3.1.23    углеводородная смачиваемость (hydrocarbon wettability): Способность технологического потока создавать защитную углеводородную пленку на металлических поверхностях.

3.1.24    флюид (fluid): Газ. пар. жидкость или их комбинация.

3.1.25    штуцер (choke): Устройство, специально предназначенное для ограничения расхода флюидов.

3.2 Обозначения и сокращения

3.2.1 В настоящем стандарте применены следующие обозначения:

А — минимальная площадь поперечного сечения трубы на единицу объемного расхода флюида, мм^м^/ч;

В — среднее значение коэффициента теплового расширения при обычных рабочих температурах, мм/К;

С — эмпирическая постоянная;

С_е — суммарная коррозия, которую допускает механическая прочность и трубная резьба, мм; C_v — коэффициент расхода клапана.

Примечание 1— Это значение равно расходу воды в галлонах США в минуту при 60 “F, необходимое для падения давления на 1 psi (единицы измерения США используются в этом случае только для того, чтобы обеспечить соответствие с другими опубликованными данными);

О, — внутренний диаметр трубы, м;

D₀ — наружный диаметр трубы, мм; d, — внутренний диаметр трубы, мм; d — относительная плотность газа (для воздуха равная 1); a_L — относительная плотность жидкости (для воды равная 1);

£    — продольный фактор сварного соединения;

Е_т — модуль упругости материала труб в холодных условиях, Н/мм²; f — коэффициент трения Муди (Moody); д — ускорение свободного падения, м/с²;

/)_а    — напор жидкости, вызванный ускорением, м;

h_t — потери напора жидкости на трение, м;

/)_р    — абсолютный напор жидкости, м;

/jg, — статический напор жидкости, м;

b_vh — скоростной напор жидкости, м;

h_vра — абсолютное давление жидкости насыщенного пара, м;

/)_w —потери давления, кПа;

К    — коэффициент ускорения;

L    — осевая длина труб, м;

L_m — длина труб, км;

т — заводской допуск на толщину стенки, %;

NPSHa — фактический допускаемый кавитационный запас жидкости, м; р —абсолютное рабочее давление, кПа.

Примечание 2 — В тексте также используется термин «гидродинамическое давление»;

р, — манометрическое расчетное внутреннее давление. кПа; q_g — расход газа в нормальных условиях. м³/ч; q_L — расход жидкости, м³/ч;

q_m — суммарный расход жидкости плюс масса пара, кг/м;

R — объемное соотношение газ/жидкость;

R_e — число Рейнольдса;

/?_р — скорость вращения насоса, об/мин;

S — допустимое напряжение, Н/мм²;

Т — рабочая температура, К.

Примечание 3 — В тексте также используется термин «температура потока»;

t — расчетная толщина с учетом давления, мм;

f_nofn — минимальная номинальная толщина стенки трубы, мм;

U — анкерное расстояние (расстояние по прямой между анкерами), м; v_e — эрозионная скорость флюида, м/с; v_g — средняя скорость газа, м/с.

Примечание 4 — В тексте также используется термин «скорость газа»; v_L — средняя скорость жидкости, м/с;

у — результирующая суммарных деформационных смещений, мм;

У — температурный коэффициент;

Z — коэффициент сжимаемости газа;

\L — расширение, компенсируемое трубопроводом, мм; др — потери давления. кПа;

р_д — плотность газа при рабочих давлении и температуре, кг/м³;

Pl — плотность жидкости при рабочей температуре, кг/м³;

Р_т — плотность смеси газа/жидкости при рабочих давлении и температуре, кг/м³;

ДГ — изменение температуры. К;

ц_д — вязкость газа при динамическом давлении и температуре потока. Па • с; p_L — вязкость жидкости. Па • с.

3.2.2 В настоящем стандарте применены следующие сокращения;

AISI (American Institute of Steel and Iron) — Американский институт черной металлургии;

API (American Petroleum Institute) — Американский нефтяной институт;

ASME (American Society of Mechanical Engineers) — Американское общество инженеров-ме-хаников;

ERW (Electric Resistance Weld) — контактная электросварка;

PWTH (Post-Weld Heat Treatment) — тепловая обработка после сварки;

RF (Raised Face) — выступающая поверхность;

RTJ (Ring Type Joint) — кольцеобразное соединение;

SAW (Submerged Arc Weld) — дуговая сварка под флюсом;

SMYS (Specified Minimum Yield Strength) — заданный минимальный предел текучести материала; WOG (Water. Oil and Gas) — вода, нефть и газ;

WPB (Weldless Pipe Branch) — бесшовный отвод.

4 Общие положения

4.1 Материалы

Материалы на основе углеродистой стали используют для многих трубопроводных систем на эксплуатационных платформах, в то же время широко используют нержавеющие стали и другие материалы. При выборе материалов труб учитывают:

a)    вид работы;

b)    совместимость с другими материалами:

c)    механическую прочность, пластичность, упругость и ударную вязкость,

d)    необходимость особых технологий сварки и других типов соединения;

е) необходимость специальных видов контроля, испытаний и контроля качества;

0 возможность неправильного использования на месте эксплуатации;

д) коррозию и эрозию, вызываемые внутренними флюидами и/или морской средой;

h) необходимость сохранения эксплуатационных характеристик при возникновении пожара.

4.2 Нормы для трубопроводов под давлением

4.2.1    Проектирование и монтаж трубопроводов на платформе осуществляют в соответствии с ASME В31.3 с учетом изменений, приведенных в настоящем стандарте. Стояки, для которых ASME В31.3 не применим, проектируют и устанавливают в соответствии с положениями, приведенными в 4.2.2—4.2.6.

4.2.2    Проектирование, монтаж, контроль и испытание стояков проводят в соответствии с ИСО 13623 и государственными нормативно-техническими документами, применимыми к данному случаю. не превышая при этом расчетных напряжений 0,6 SMYS. Правила проектирования трубопровода используют от одной камеры приема/пуска внутритрубных снарядов до другой, везде, где они не противоречат национальным нормативам.

4.2.3    Сварные соединения стояка подвергают 100%-ному рентгенографическому неразрушающему контролю. Результаты неразрушающего контроля трубопроводов платформы no ASME В31.3 должны как минимум соответствовать таблице 10.

4.2.4    Испытания на ударную вязкость проводят в соответствии с ASME В31.3. Проектирование высоконапорных систем трубопроводов (т. е. выше класса 2500 по ASME) требует проведения особого анализа и осуществляется в соответствии с требованиями ASME В31.3 для высоконапорных трубопроводов.

4.2.5    Клапаны, фитинги и фланцы изготовляют в соответствии с международными и/или национальными стандартами. Подтверждают рабочие диапазоны давления и температуры, а также совместимость материалов.

4.2.6    При определении переходных участков между стояками и трубной обвязкой платформы, к которым применимы настоящие положения, применимость настоящего стандарта ограничена участками от первого входного до последнего выходного клапана, блокирующих поток трубопровода, за исключением расчетов по определению толщины стенки и выбора материала стояка, которые проводят в соответствии с нормами для трубопровода, что позволяет иметь постоянное проходное сечение, необходимое для работы внутритрубными снарядами. Практические рекомендации настоящего стандарта могут использоваться при проектировании стояков, если при этом учитывают такие параметры, как глубина воды, наклон опор платформы, возможная площадь барботажа и т. д. Национальное законодательство может требовать расширения области применения требований для трубопровода от/до камеры приема/пуска внутритрубных снарядов.

4.2.7    Обычной практикой является также применение норм для трубопровода к стояку до камеры приема/пуска внутритрубных снарядов, включая трубы и первый клапан каждого отвода стояк/трубо-провод.

4.3 Разграничение систем с разными расчетными давлениями

4.3.1    Падение давления после выхода потока из устья скважины обычно происходит поэтапно. После того как давление сброшено, используют технологические компоненты с меньшими расчетными давлениями, приведенными на рисунке 1.

4.3.2    Технологический компонент под давлением проектируют на стойкость по отношению к максимальному внутреннему давлению, действию которого его подвергают в любых возможных условиях, или предохраняют устройством сброса давления. В этом случае под устройством сброса давления имеют в виду предохранительный клапан или разрывной диск. В общем случае при решении вопроса о необходимости установки устройств сброса давления не рассматривают запорные клапаны высокого давления, обратные клапаны, регулирующие клапаны и другие аналогичные устройства в качестве устройств, предохраняющих технологические компоненты от повышенного давления.

4.3.3    Диапазоны расчетных давлений указывают на трубопроводных и контрольно-измерительных схемах Каждый компонент системы (резервуары, фланцы, трубы или вспомогательные приспособления) проектируют на стойкость по отношению к максимальному давлению, которому его подвергают в любых прогнозируемых условиях, либо предохраняют устройством сброса давления. Рассматривают условия аномально высокого давления, например условия пуска, остановки, гидравлического удара и т. д.