Морские трубопроводы. Подводные трубопроводы Сварка труб и методы контроля сварных соединений

Есть вещи, про которые как ни рассказывай в самых дотошных технологических подробностях, все равно они не перестанут вызывать восхищения, граничащего с ощущением чуда. К таковым, безусловно, относятся разного рода мегасооружения: небоскребы, мосты, тоннели и, конечно же, трубопроводы, проложенные по морскому дну.

Из кормы трубоукладочного судна сваренные трубы выходят непрерывной плетью и укладываются на дно (фото справа). Хорошо заметна специальная защита монтажных стыков. Когда секция закончена, к ней приваривается временная заглушка.

Как это возможно — уложить сотни километров стальных труб на огромную глубину, на дно со сложным рельефом? Как добиться, чтобы вся эта конструкция выдерживала огромное давление, не смещалась, не была уничтожена коррозией, выдерживала удары корабельных якорей и рыболовного снаряжения и, наконец, просто работала как надо? Самым свежим примером сооружения подводного мегатрубопровода стал знаменитый «Северный поток», пролегший по балтийскому дну и соединивший российскую и немецкую газотранспортные системы. Две нитки труб, каждая длиной более 1200 км — почти 2,5 млн тонн стали, поглощенных морем по воле человека. Именно на примере «Северного потока» мы попытаемся вкратце рассказать о технологиях создания подводных трубопроводов.

Из кормы трубоукладочного судна сваренные трубы выходят непрерывной плетью и укладываются на дно. Хорошо заметна специальная защита монтажных стыков. Когда секция закончена, к ней приваривается временная заглушка.

Как укутывают сталь

Две нитки газопровода состоят из 199 755 двенадцатиметровых труб, сделанных из высокосортной углеродистой стали. Но коль скоро речь идет о соприкосновении с такой химически агрессивной средой, как морская вода, металлу нужна защита. Для начала на внешнюю поверхность трубы наносят трехслойное покрытие из эпоксидного состава и полиэтилена — это делается прямо на заводе-производителе. Там же, кстати, трубу покрывают и изнутри, правда, задача внутреннего покрытия не в защите от коррозии, а в повышении пропускной способности газопровода. Красно-коричневая эпоксидная краска дает очень гладкую, глянцевую поверхность, снижающую, насколько это возможно, трение молекул газа о стенки трубы.

Можно ли укладывать такую трубу на морское дно? Нет, ее требуется дополнительно защищать и усиливать против давления воды и электрохимических процессов. На трубы устанавливают так называемую катодную защиту (наложение отрицательного потенциала на защищаемую поверхность). С определенным шагом к трубам приваривают электроды, соединенные между собой анодным кабелем, который связан с источником постоянного тока. Таким образом, процесс коррозии переносится на аноды, а в защищаемой поверхности проходит только неразрушающий катодный процесс. Но главное, что еще предстоит сделать с трубой, прежде чем она будет готова опуститься на дно, — это обетонирование. На специальных заводах внешнюю поверхность трубы покрывают слоем бетона толщиной 60−110 мм. Покрытие армируется приваренными к корпусу стальными стержнями, в бетон добавляется наполнитель в виде железной руды — для утяжеления. После обетонирования труба приобретает вес около 24 т. У нее появляется серьезная защита против механических воздействий, а дополнительная масса позволяет ей стабильно лежать на дне.

На фото — сварочная станция трубоукладочного судна Castoro Dieci. Сварные стыки пройдут процедуру неразрушающего ультразвукового контроля, затем их защитят с помощью термоусадочного полиэтиленового рукава, металлического кожуха и пеноматериала. Судно Castoro Dieci принадлежит итальянской компании Saipem и предназначено для прокладки участков трубопроводов на прибрежном мелководье. Фактически это плоскодонная несамоходная баржа, которая передвигается только с помощью буксира и якорной лебедки, однако точное позиционирование Castoro Dieci осуществляет самостоятельно за счет восьмиточечной системы якорей.

Коварное дно

Но надо помнить, что дно даже такого сравнительно неглубокого моря, как Балтийское, не предоставит само по себе удобного и безопасного ложа для газопровода. Есть два фактора, которые неизбежно приходилось учитывать проектировщикам и строителям «Северного потока»: антропогенный и природный.

История судоходства в североевропейском регионе насчитывает тысячелетия, и потому на дне моря скопилось немало всевозможного мусора, а также обломков затонувших кораблей. XX век внес свой страшный вклад: на Балтике в ходе мировых войн велись активные боевые действия, устанавливались сотни тысяч морских мин, а по окончании войн в море же утилизировались боеприпасы, в том числе и химические. Поэтому, во‑первых, при прокладке маршрута газопровода требовалось обходить выявленные скопления опасных артефактов, а во-вторых, тщательно обследовать зону прокладки, включая так называемый якорный коридор (по километру влево и вправо от будущей трассы), то есть зону, в которой бросали якоря суда, задействованные в строительстве. В частности, для мониторинга боеприпасов применялись корабли, оснащенные эхолокационным оборудованием, а также специальным донным роботом (ROV), связанным кабелем с базовой донной станцией TMS. При обнаружении боеприпасов (морские мины весьма чувствительны к движению) их подрывали на месте, предварительно обеспечив безопасность судоходства в заданном районе и приняв меры по отпугиванию крупных морских животных.

Второй фактор, природный, связан c особенностями рельефа дна. Дно моря сложено из различных пород, оно имеет выступающие гребни, впадины, расселины, и опускать трубы прямо на все это геологическое разнообразие не всегда возможно. Если допустить большое провисание нитки газопровода между двумя естественными опорами, конструкция может со временем разрушиться со всеми вытекающими из этого неприятностями. Поэтому донный рельеф для прокладки необходимо искусственным образом исправлять.

Корма трубоукладочного судна со стингером — специальным желобом, увеличивающим радиус сгиба укладыва- емой нитки. Благодаря стингеру буква S обретает более плавные очертания.

Если требовалось выровнять рельеф дна, использовалась так называемая каменная наброска. Специальное судно, нагруженное гравием и мелкими камнями, с помощью трубы, нижний конец которой оборудован соплами, «прицельно» заполняло полости дна, придавая ему более подходящий профиль. Иногда вместо камней вниз опускались целые бетонные плиты. Другой вариант — выкапывание в дне траншеи для прокладки труб. Логично предположить, что создание траншей предшествовало прокладке труб, однако далеко не всегда это происходило именно так. Существует техническая возможность стабилизации положения нитки на дне уже тогда, когда трубопровод проложен (при условии, что глубина моря в данной точке не превышает 15−20 м). В этом случае с судна на дно опускается траншеекопатель, имеющий роликовые захваты. С их помощью трубопровод приподнимается со дна, и под ним пропахивается траншея. После проведения этой операции трубы укладываются в получившееся углубление.

Прокладка «Северного потока» с помощью судна Castoro Sei
В процессе трубоукладки устойчивость судна Castoro Sei обеспечивают 12 якорей. Каждый из якорных канатов управляется лебедкой, создающей постоянное натяжение. Судно также оснащено движителями для более точного позиционирования.

Сыпать тяжелый грунт на дно можно не всегда: масса гравия продавливает мягкие породы. В этом случае для «спрямления» рельефа используют более легкие опоры из металлических или пластиковых конструкций.

Подводная буква

Теперь, пожалуй, самое интересное: как трубы оказываются на дне? Разумеется, сложно себе представить, что каждая отдельная 12-метровая труба приваривается к нитке газопровода прямо в море на глубине. Значит, эту процедуру необходимо проделывать до укладки. Что, собственно, и происходит на борту трубоукладочного судна. Тут необходимо ненадолго вернуться к конструкции самой трубы и заметить, что после нанесения на нее антикоррозионной защиты и утяжеляющего бетонирования оконцовки труб остаются открытыми и незащищенными, — иначе сварка была бы затруднена. Поэтому участки соединений защищаются от коррозии уже после сварки. Сначала монтажные стыки изолируются с помощью полиэтиленового термоусадочного рукава, затем закрываются металлическим кожухом, а полость между кожухом и рукавом заполняется полиуретановой пеной, придающей месту стыка необходимую механическую прочность.

Далее происходит укладка S-образным способом. Сваренная из труб плеть приобретает в процессе укладки форму, напоминающую латинскую букву S. Плеть под небольшим углом выходит из кормы корабля, достаточно резко опускается вниз и достигает дна, где принимает горизонтальное положение. Труднее всего представить себе, что нить из стальных, покрытых бетоном 24-тонных труб способна к таким резким изгибам без разрушения, однако все происходит именно так.

Разумеется, для того чтобы плеть не сломалась, применяются разнообразные технологические хитрости. За трубоукладочным судном на десятки метров тянется стингер — специальное ложе, уменьшающее радиус наклона уходящей вниз плети. На судне также установлено натяжное устройство, прижимающее трубы книзу и снижающее нагрузки на изгибы. Наконец, система позиционирования точно контролирует положение судна, исключая рывки и резкие смещения, способные повредить трубопровод. Если укладку почему-либо требуется прервать, вместо очередной трубы к плети приваривают герметичную заглушку с креплениями и плеть «сбрасывают» на дно. При возобновлении работ другой корабль подцепит заглушку тросом и вытянет плеть обратно наверх.

В 2012 году был сконструирован специальный «интеллектуальный зонд», который будет через определенные промежутки времени инспектировать состояние газопровода, передвигаясь с потоком газа от российской бухты Портовая к немецкому Любмину.

Газопровод-водопровод

И все же без подводной сварки не обошлось. Дело в том, что каждая из ниток «Северного потока» состоит из трех секций. Различие между секциями — разная толщина стенок используемых труб. Пока газ идет от терминала в российской бухте Портовая к приемному терминалу на немецком берегу, давление газа постепенно падает. Это дало возможность использовать в центральной и финальной секциях более тонкостенные трубы и таким образом экономить металл. Вот только обеспечить соединение разных труб на борту трубоукладочных судов не представляется возможным. Сочленение секций происходило уже на дне — в гидроизолированной сварочной камере. Для этого на дно опускались трубоподъемные механизмы, которые отрывали от дна и точно позиционировали друг напротив друга плети отдельных секций. Для той же цели применялись надувные мешки с переменной плавучестью, обеспечивавшие вертикальные перемещения труб. Термобарическая сварка велась в автоматическом режиме, однако наладка оборудования сварочной камеры — сложнейшая водолазная операция. Для ее проведения под воду опускалась водолазная камера, где могла проходить декомпрессию целая бригада водолазов, и специальный колокол для спуска ко дну. Сварка секций проводилась на глубине 80−110 м.

Прежде чем использовать газопровод для перекачки топлива, его испытывали… водой. Еще до термобарической сварки каждая секция трубопровода прошла суровое испытание. Внутрь секций с помощью поршневого модуля была закачана предварительно отфильтрованная от взвесей и даже бактерий морская вода. Жидкость, нагнетавшаяся со специального судна, создавала внутри плети давление, превышающее рабочее, и такой режим поддерживался в течение суток. Затем вода откачивалась, и секция газопровода осушалась. Еще до того, как в трубопроводе появился природный газ, его трубы заполнялись азотом.

Прокладка газопровода по морскому дну — лишь часть проекта «Северный поток». Немало усилий и затрат потребовалось для оборудования береговой инфраструктуры. Отдельная история — это вытягивание нитки газопровода на берег с помощью мощной лебедки или создание механизма компенсации сезонного сжатия-расширения 1200-километровой нитки.

Строительство «Северного потока» вызвало немало дискуссий на разные околополитические темы — от экологии до чрезмерной роли сырьевого экспорта в экономике России. Но если абстрагироваться от политики, нельзя не заметить: трансбалтийский газопровод — отличный пример того, как продвинутые технологии и международная кооперация способны творить современные чудеса во вполне рабочем рутинном режиме.

Мировое сообщество признает бесспорный факт способности РФ проложить трубопровод по морскому дну и успешно начать его эксплуатацию. Успех был достигнут в реализации проекта «Северный поток» в акватории Балтийского моря.

На очереди - «Южный поток», но акватория - уже Черного моря. Способна ли РФ построить газопровод с эксплуатационными показателями, которые обеспечат его безаварийную эксплуатацию в течение всего срока? Да! Способна. Специалисты РФ обеспечат функционирование трубы даже до того момента, когда природные запасы газа будут исчерпаны. В то время труба будет пустой, так как газа не будет.

Так при чем здесь «русская рулетка»? Есть ряд обстоятельств, игнорировать которые никто не имеет права.

1. Гидрология Черного моря

а) глубина большей части дна моря - 2000 метров.

Погружаясь на глубину 10 метров, имеем рост давления на 1 атмосферу. Атомная подводная лодка, на которой автор имел честь служить, погружалась на глубину 415 метров. Толщина брони, из которой была изготовлена «Мурена», составляла 5 см. Нитей между переборками мы не натягивали, это технологически невозможно сделать, но визуально фиксировали «проседания» ракетных шахт, а «стон» прочного корпуса лодки воспринимался как продолжение собственного обнаженного нерва.

б) объем воды в Черном море 550 000 км куб.

в) сероводород Н2S присутствует в 87% объема всего моря и в свободном состоянии заполнит 20 000 км куб.

г) плечо прокачки газа от станции на берегу кавказского побережья РФ до станции на болгарском берегу составляет не одну сотню километров. Нет технической возможности дополнительного «разгона» потока газа на промежуточной станции. Единственный вариант - максимально сильно поднять давление на территории РФ и отпомповывать из трубы на другом берегу. (Очень важное обстоятельство!)

2. Непреодолимые обстоятельства, на которые не может иметь влияния никто

Вследствие шторма потерпело крушение судно. Плавсредство тонет и попадает на газопровод. 15000 тонн металла получают огромную энергию, пока не преодолеют 2000 метров от поверхности до дна. Трубопровод будет перерублен мгновенно. Обычная практика в акватории Черного моря состоит в том, чтобы транспортировать металлолом на плоскодонных (!) Речных судах, в которых укреплен корпус и которым присвоен класс «река-море». Можно еще что-то приварить к корпусу речной самоходной баржи и повысить ее класс до уровня «река-океан», но от немедленной катастрофы это не спасет… Далее будет так: под бешеным давлением газ образует пузырь, который пойдет на поверхность. Инерционные силы в газопроводе (смотри п.г. - выше), время, которое требуется для срабатывания аварийной системы и перекрытия потока, позволят преодолеть невероятно большие объемы насыщенной сероводородом воды и прорвать 100–400 метровый слой обогащенной кислородом воды. Во время непогоды, когда произошла авария судна, молнии обязательно присутствуют. Смесь газа, сероводорода и атмосферного кислорода не долго будет ждать искру, которая спровоцирует взрыв.

3. Давайте помолимся за души невинно убитых в г. Беслан и в Норвегии. Дети погибли от рук террористов, молодые люди погибли на крошечном острове от руки сумасшедшего.

Трубопровод на дне моря можно увидеть на приборе так четко и ясно, как собственные тапочки на вытянутых ногах. Кумулятивный снаряд прожигает броню танка, как газетная бумага, а броня танка намного толще стенки трубы. Газопровод по дну Черного моря - это граната, которую взорвать могут непреодолимые обстоятельства и любой сумасшедший, фанатик или единоличный террорист. А организация плохих парней такой теракт сделает даже ночью.

Последствия взрыва сероводорода могут привести в самом страшном варианте к потере орбиты планетой Земля или сдвинут тектонические плиты - тогда потеряем 60% фауны и флоры. Пройдет определенный период времени и жизнь вернется и расцветет - главное, чтобы не возродился «Газпром».

За 20 лет независимости Украины у нас не было руководства, которое не «химичило» бы с газотранспортной системой. Средства, колоссальные средства затмевают разум всем и везде. Непрозрачность взаимоотношений, теневые схемы - вот что ведет к подобным проектам и может поставить на цивилизации крест. Такие отношения между Украиной и РФ - недопустимы.

Нельзя обвинять РФ во всех грехах, делаю Украину белой и пушистой. Ответственность должны нести обе стороны. И арбитром в этой ситуации должно быть мировое сообщество. ГТС Украины должна эксплуатироваться в режиме открытости и международного аудита и постоянного мониторинга. И первый шаг к этому - мировое сообщество должно поставить точку в возможных фальсификациях на выборах в ВР Украины в 2012 году. У нас чиновники действующего правительства могут сегодня покупать плавучие буровые платформы дороже, чем их продает производитель. Такое наше руководство не оставляет выбора РФ, как только начать строить «Южный поток». Такое руководство не может честно эксплуатировать ГТС Украины. Оно должно уйти. Мировое сообщество должно осознать масштаб угрозы украинской коррупции и твердолобость «Газпрома», что вместе способно создать условия для взрыва, который может легко превзойти одновременно сдетонировавший ядерный потенциал США.

Трубопровод может пересекать водные преграды на суше, или же уходить в море на значительные расстояния. На морских месторождениях трубопроводы и начинаются и заканчиваются у соответствующих платформ. В любом случае строительство подводных трубопроводов сталкивается с рядом сходных проблем.

В частности, это положительная плавучесть трубопровода. Чем больше его диаметр, тем больше возможная архимедова сила, стремящаяся поднять трубу над дном. Большое значение имеет устойчивость трубопровода на донном грунте, которой мешают и неравномерность его прочностных свойств, а также внешние природные воздействия — течения воды или перемещения массивов льда.

На трубопровод могут воздействовать и антропогенные факторы — рыбная ловля сетями, волочение якорей, сброс иных тяжелых предметов. Нужно отметить, что всевозможные опасные предметы достаточно широко распространены как в водоемах суши, так и на шельфе морей — это боеприпасы, мины, затонувшие суда.

Работа в акватории морей требует специализированных судов-трубоукладчиков, у которых стоимость судо-суток весьма высока. Переходы через водные преграды на суше в свою очередь часто осложняются как раз невозможностью использования крупных плавстредств, которые могли бы облегчить процесс контролируемой укладки.

Решения

При пересечении водных препятствий на суше укладка трубопровода может производиться протаскиванием уже подготовленного участка трубопровода по дну с одного берега на другой, погружением со льда, свободным погружением, а также с плавучих средств, в том числе последовательным наращиванием.

При укладке протаскиванием, или погружением монтаж трубопровода и его изоляция производятся на суше, на специальной площадке. Заранее рассчитываются условия балластирования трубопровода на дне водной преграды.

При прокладке трубопровода в морских условиях следует учесть необходимость усиленной защиты от коррозии, что связано с высокой соленостью воды. Трубы изолируют уже в заводских условиях, так же устанавливая так называемою катодную защиту, которая обеспечит электрохимический процесс сохраняющий сталь от разрушения. Трубы так же снаружи бетонируются с использованием специального, особо тяжелого бетона. Эта рубашка защищает свободно лежащую на дне трубу от внешних воздействий, а также утяжеляет ее, не давая всплыть. На борту специального судна-трубоукладчика отдельные трубы свариваются, соединения изолируются и трубопровод плавно опускается на дно.

Укладка трубопровода предваряется инженерными изысканиями, с целью определения наиболее безопасного маршрута укладки и определения опасных донных объектов — затонувших судов или боеприпасов. Сложный рельеф, если его нельзя обойти, можно в известной степени улучшить — например, резкие локальные понижения можно засыпать.

На мелководье, особенно где возможно движение ледовых масс, трубопровод необходимо заглублять в грунт. В настоящее время разработаны различные методы, включая применение гидромониторов, которые подмывают грунт под уже уложенной трубой.

Перед началом эксплуатации подводного трубопровода производятся всесторонние тщательные испытания его целостности, так как ремонтные работы в случае утечки продукта на подводном трубопроводе производить гораздо сложнее и затратнее, нежели на суше. К тому же, сама утечка в этих условиях становится причиной загрязнения среды на обширной акватории, что недопустимо с точки зрения охраны окружающей среды.

Ключевым вопросом проектирования морских трубопроводов является выбор и обоснование его основных конструктивных параметров, таких как материал труб, их наружный диаметр и толщина стенки, способ монтажа, а также защиты от коррозии, обеспечения устойчивости и других эксплуатационных характеристик.

Окончательную конструкцию морских трубопроводов выбирают после сравнительного технико-экономического анализа различных вариантов с учетом конкретных условий строительства и эксплуатации.

В качестве материалов труб в мировой практике строительства нашли применение сталь, коррозионностойкие сплавы, алюминий и некоторые другие. Наибольшее распространение получили стальные трубопроводы.

К числу наиболее распространенных материалов и соответствен­но конструкций относятся:

1. Трубы из углеродисто-марганцевой стали . Наиболее полный свод требований к ним содержится в «Правилах для морских трубопроводных систем», выпущенных Det Norsk Veritas (Норвегия).

2. Гибкие трубы (рис. 10.5). Эти трубы имеют композитную структуру и изготавливаются из нескольких слоев пластмассы, резины и стали для формирования прочных и гибких трубопроводов, способных выдерживать высокие рабочие давления и обеспечивать транспортировку широкого ряда продуктов. Гибкие трубы имеют большую стоимость материала, однако они обеспечивают значительную экономию расходов на укладку. Они могут укладываться с неспециализированных плавучих средств, а это означает, что большие расходы на мобилизацию специального трубоукладочного судна, например к удаленным строительно-монтажным участкам, могут быть снижены.

3. Пучки труб . Разработка небольших месторождений часто связана с применением определенного центрального эксплуатационного сооружения, окруженного несколькими саттелитными скважинами, для добычи продукта или закачки воды в пласт. Экономичным решением для проблемы монтажа нескольких линий на коротком участке является применение пучка линий. Пучок может состоять из отдельных труб, заключенных в единую трубу-носитель или связанных вместе на берегу.

Труба-носитель выбирается таким образом, чтобы обеспечить плавучесть всего пучка, близкого к нейтральной. Этот пучок труб буксируют на место по дну, вблизи него или на среднем уровне по глубине в зависимости от ряда технических соображений, которые включают условия на трассе буксировки.

Пучок затем размещают на дне, несущую трубу заполняют водой на грунте и отдельные трубопроводы пучка подсоединяют к соответствующему оборудованию. Связывание труб в пучки обеспечивает значительную экономию средств, если может быть найдена соответст­вующая площадка на берегу для изготовления таких пучков.

4. Трубы J -образной формы . Они являются альтернативой обычному стояку. J-образную трубу обычно монтируют предварительно на платформе для последующего монтажа, защиты и обеспечения опоры для внутренней трубы, соединяющей верхние строения платформы с уложенным на дне трубопроводом, J-образные трубы могут поддерживаться по отдельности или связываться вместе в пучок внутри кессона. Кессон особенно полезен в тех случаях, когда необходимо проводить несколько J-образных труб в ограниченном пространстве.

Конструкция J-образных труб зависит от того, что предполагается в них располагать, а именно: стальной трубопровод, гибкий трубопровод или обеспечивающие кабели.

J-образные трубы обеспечивают значительную экономию, связанную с уменьшением стоимости конструкции морских сооружений, поскольку при этом исключается необходимость применения соединительных катушек. Начальный конец трубопровода может быть уложен с соответствующего плавучего средства и затянут в J-образную трубу с помощью лебедок, располагающихся на платформе. Плавучее средство затем перемещается от платформы и выполняет обычные операции укладки трубопровода. Если требуется подсоединить второй конец трубопровода к платформе через J-образную трубу, то его укладывают петлей и затем втягивают.

5. Конструкция «труба в трубе». Существуют конструкции, в ко­торых в целях повышения надежности несущая труба не контактирует с окружающей средой - это так называемые конструкции типа «труба в трубе».

Среди них можно выделить две принципиально различные схемы:

1) внутренняя труба работает, наружная используется как защитный кожух;

2) обе трубы работают.

Конструкции типа «труба в трубе» показаны на рис. 10.6-10.9. Их существенным недостатком является то, что кожух не восприни­мает нагрузку от внутреннего давления и тем самым не повышает их несущую способность. Кроме того, требуется балластировка всего тру­бопровода.

Для более полного использования несущей способности внутрен­ней и наружной труб было предложено межтрубное пространство заполнять цементно-песчаным раствором (рис. 10.9), который после отвердения жестко соединяет обе трубы. В результате получается монолитная двухтрубная конструкция, способная выдерживать зна­чительно большее внутреннее давление.

Диаметр внутренней трубы принимают исходя из технологических соображений (пропускной способности), а наружный - исходя из обеспечения возможности прокачки заполнителя (цемент, битум, эпоксидные смолы и т. п.) по межтрубному пространству, а также из обеспечения необходимой плавучести.

6. Балластировка подводных трубопроводов . Балластировка подводных трубопроводов необходима для их устойчивого положения на дне моря, водоема, реки, озера. Для обеспечения устойчивого положения подводный трубопровод должен иметь отрицательную плавучесть, т.е. полный вес трубопровода в воздухе должен быть больше вытесненной им воды.

На устойчивость подводного трубопровода большое влияние оказы­вает объемный вес воды в придонной зоне (при размыве грунта от действия волн), а также гидродинамическое давление от волнения и течений. Изменение объемного веса воды с 1,0 до 1,20- 1,25 т/м 3 может привести к уменьшению величины отрицательной плавучести и всплытию трубопровода.

Таким образом, при подсчете веса трубы в воде, кроме значения отрицательной плавучести, следует учитывать и другие факторы, имеющие дополнительное влияние на устойчивость подводного тру­бопровода. Необходимое значение веса балласта определяется по условному «удельному весу» трубопровода (отношение веса трубопровода с балластом в воздухе к весу воды, вытесняемой трубопроводом и бал­ластом) . Так, по американским техническим условиям морские трубопроводы, укладываемые в прибрежных зонах, должны иметь условный «удельный вес» не менее 1,30. В отдельных случаях, в зави­симости от естественных условий района прокладки, когда при волнениях объемный вес грунтовой смеси в придонной зоне доходит до 1,8 т/м 3 , величины условного «удельного веса» морского трубопровода рекомендуется увеличивать до 2.

В практике для балластировки подводных трубопроводов применяют сплошные монолитные бетонные и асфальто-бетонные мастики, наносимые на изоляцию, а также одиночные чугунные, железобетонные или бетонные грузы.

Применение балластных грузов из чугуна связано с большим рас­ходом металла. В отдельных случаях стоимость балластировки чугун­ными грузами может в 1,5-2 раза превышать стоимость труб. Поэто­му в целях экономии металла рекомендуется применять железобетон­ные грузы. Серьезным недостатком использования бетонных и железобетонных грузов для балластировки подводных и особенно морских трубопроводов являются их сравнительно небольшой объ­емный вес и, следовательно, необходимость применения большого их количества. Для увеличения объемного веса железобетонных грузов в состав инертных заполнителей вводят утяжеляющие добавки - ге­матит, железную руду и т. д. - и тем самым объемный вес бетона до­водят до 2,8-3,0 т/м 3 .

Следует отметить, что одиночные грузы могут создавать сосредо­точенные нагрузки, повреждать изоляцию, затруднять протаскивание их по дну и исключать применение трубозаглубительных механизмов.

В последнее время при строительстве морских трубопроводов на­шли применение пригрузки сплошными покрытиями из бетона, уси­ленного арматурой, поверх слоя антикоррозионной изоляции.

В большинстве случаев бетонную смесь наносят на поверхность ме­тодом торкретирования. Армированное бетонное балластное покрытие является эффективным способом утяжеления морских трубопроводов особенно большого диаметра. Следует отметить, что вопрос целесообразности применения сплошного покрытия из бетона связан с выбранным методом прокладки трубопроводов.

Бетонные и другие сплошные покрытия часто применяют при протаскивании трубопровода по дну моря без изгиба или с изгибом по кривой большого радиуса, чтобы предотвратить образование трещин.

Кроме того, сплошное покрытие хорошо защищает изоляцию и дает возможность применять наиболее производительные трубозаглубительные снаряды, перемещающиеся вдоль уложенных трубопроводов.

Особый интерес представляют специальные балластные покрытия, в состав которых входит асфальтовая мастика с частицами стеклово­локна и утяжеляющими материалами. Такие сплошные покрытия имеют одновременно антикоррозионные свойства. Их объемный вес может составлять от 2,08 до 3,84 т/м 3 в зависимости от количества до­бавляемых материалов.

Высокая пластичность этих покрытий исключает образование тре­щин при изгибе трубопровода в процессе укладки. Применение по­добных покрытий, являющихся одновременно изоляционными мате­риалами, допускает укладку трубопроводов методом наращивания с плавучих средств с изгибом в пределах упругих деформаций метал­ла труб.

В отдельных случаях в спокойных акваториях с устойчивыми грун­товыми условиями, а также при прокладке трубопроводов через пойменные и заболоченные участки устойчивость может быть обеспечена винтовыми или другими видами металлических анкеров.

В настоящее время для изоляции подводных трубопроводов при­меняют каменноугольные эмали, битумную мастику и полимерную пленку. В последние годы разработаны напыляемые эпоксидные по­крытия.

Каменноугольные эмали отличаются высокой сопротивляемостью к отслаиванию, водонепроницаемостью и устойчивостью к химическим реагентам. Однако эти покрытия плохо переносят ударные нагрузки, имеют низкую абразивную износостойкость, склонны к хрупкому разрушению при низких температурах и размягчению - при высоких.

Битумная мастика в отличие от каменноугольной эмали более изно­состойка, устойчива к ударным нагрузкам, но обладает меньшей адгезией и гибкостью.

Эпоксидные покрытия изготавливают из смеси эпоксидной пудры, красителя и отвердителя. Их наносят слоем толщиной 0,31-0,64 мм на предварительно подогретую (примерно до 232 °С) поверхность трубы. Эпоксидные покрытия обладают более высокими адгезионными свой­ствами, гибкостью и устойчивостью к абразивному износу и ударным нагрузкам, но требуют особой подготовки поверхности трубы, включая предварительный подогрев, а также специальной технологии нанесения утяжеляющего покрытия.

Резюме

Морские трубопроводные системы - сложнейшие технические объекты, работающие в трудных природных условиях. Они являются эффективными средствами транспорта при освоении нефтегазовых ресурсов континентального шельфа морей и океанов. В ближайшие десятилетия с увеличением добычи газа и нефти из месторождений шельфа России потребности в морских трубопроводах будут нарастать.

Ключевым вопросом проектирования морских трубопроводов яв­ляются выбор и обоснование его основных конструктивных парамет­ров, таких как материал труб, их наружный диаметр и толщина стен­ки, способ монтажа, а также защиты от коррозии, обеспечения устой­чивости и других эксплуатационных характеристик. Окончательную конструкцию морских трубопроводов выбирают после сравнительно­го технико-экономического анализа различных вариантов с учетом конкретных условий строительства и эксплуатации.

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

Особенности морских трубопроводов

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

В качестве специальных мер обеспечения безопасности МТ можно указать следующие:

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

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

Потеря механических свойств трубной стали;

Недопустимо большие пролеты трубопровода на дне;

Эрозия морского дна;

Удары по трубопроводу якорями судов или рыболовецких тралов;

Сейсмические воздействия;

Нарушение технологического режима транспортировки газа.

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

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

Аварийность на морских трубопроводах

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

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

Доминирующими причинами аварийных ситуаций являются: коррозия - 50%, механические повреждения (воздействия якорей, тралов) вспомогательных судов и строительных барж - 20% и повреждения, вызванные штормами, размывами дна - 12%. При этом большинство инцидентов произошло на участках МТ в непосредственной близости от платформ (в пределах ~15,0 м), в том числе, на стояках.

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

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

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

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

Степень опасности аварий морских трубопроводов

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

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

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

Анализ зарубежного опыта регулирования эксплуатации морских газопроводов

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

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

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

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

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

Стандарт США АSМЕ В 31.8 "Нормативы по транспортировке газа и распределительным трубопроводным системам", 1996 г.;

Стандарт США МSS -SР - 44 "Стальные фланцы для трубопроводов", 1990г.

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

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

ASTM 96 "Абразивостойкость покрытий трубопроводов".

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

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

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

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

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

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

Нормативное регулирование эксплуатации морских трубопроводов в РФ

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

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

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

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

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

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

ISO 13623, ISO 13628, ISO 14723-2003;

Стандарты DNV, включая Правила планирования и выполнения морских операций;

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

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

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

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

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

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

Инструкции;

Хранение эксплуатационной документации;

Измерения за технико-эксплуатационными параметрами:

Основные принципы контроля и мониторинга;

Специальные проверки;

Обследование конфигурации трубопровода;

Периодические обследования;

Контроль и мониторинг наружной коррозии;

Трубопроводы и райзеры в зоне погружения;

Контроль и мониторинг внутренней коррозии;

Коррозионный контроль;

Коррозионный мониторинг;

Дефекты и ремонт.

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

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

Общий подход к формированию Стандарта

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

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

Государственные (национальные) стандарты имеют добровольный характер применения;

Корпоративные стандарты действительны только среди утвердивших их организаций;

Разрешено применение международных стандартов в качестве основы разработки национальных стандартов;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Природно-климатические факторы;

Процессы и явления в геологической среде;

Конструктивные и технологические дефекты трубопровода;

Нештатные технологические ситуации;

Техногенные опасности (взрывоопасные объекты; затопленное химическое оружие и затонувшие объекты);

Деятельность на море;

Действия третьих лиц.

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

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

Стандарт должен обеспечивать:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Стандарт должен устанавливать следующие основные принципы эксплуатации МТ:

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

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

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

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

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

Международные документы

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

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

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

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

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

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

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

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

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

CAN-Z183-M86 "Системы нефтегазопроводов".

Ведомственные документы

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

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

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

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

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