• Текст документа
  • Статус
Оглавление
Поиск в тексте
Действующий


ГОСТ Р 54382-2011

     
     
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Нефтяная и газовая промышленность

ПОДВОДНЫЕ ТРУБОПРОВОДНЫЕ СИСТЕМЫ

Общие технические требования

Oil and gas industry. Submarine pipeline systems. General requirements


     
ОКС 75.200

Дата введения 2012-03-01

     
     
Предисловие


     Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ "О техническом регулировании", а правила применения национальных стандартов Российской Федерации - ГОСТ Р 1.0-2004 "Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения"
     
     Сведения о стандарте
     

1 ПОДГОТОВЛЕН Обществом с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (ООО "Газпром ВНИИГАЗ") с участием специалистов структурных подразделений, организаций и дочерних обществ ОАО "Газпром" на основе аутентичного перевода на русский язык указанного в пункте 4 стандарта, который выполнен ОАО "Гипроспецгаз"
     

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 "Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа"
     

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 19 августа 2011 г. N 231-ст
     

4 Настоящий стандарт является идентичным по отношению к норвежскому стандарту DNV-OS-F101-2000* "Подводные трубопроводные системы" (DNV-OS-F101-2000 "Submarine pipeline systems").
________________
     * Доступ к международным и зарубежным документам, упомянутым здесь и далее по тексту, можно получить перейдя по ссылке на сайт http://shop.cntd.ru. - Примечание изготовителя базы данных.


     Наименование настоящего стандарта изменено относительно наименования указанного норвежского стандарта для приведения в соответствие с ГОСТ Р 1.5-2004 (раздел 3.5).
     
     При применении настоящего стандарта рекомендуется использовать вместо ссылочных международных стандартов соответствующие им национальные стандарты Российской Федерации и межгосударственные стандарты, сведения о которых приведены в дополнительном приложении ДА
     

5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
     
     
     Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты", а текст изменений и поправок - в ежемесячно издаваемых информационных указателях "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе "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
     
     

     1 Область применения

1.1 Введение
     
     Настоящий стандарт 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.
     

1.2 Цель стандарта
     
     Целью настоящего стандарта является:
     
     - установление требований 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;
     
     - определение технических руководящих положений по договорным вопросам между заказчиком и подрядчиком*;
     
     - установление руководящих требований для проектировщиков, заказчиков и подрядчиков.
_______________
     * Данное положение является справочным.
     
     

1.3 Область распространения
     
     Настоящий национальный стандарт распространяется на жесткие трубопроводные системы, предназначенные для использования в нефтяной и газовой промышленности.
     
     Настоящий стандарт распространяется на проектирование, материалы, изготовление, строительство, испытания, ввод в эксплуатацию, эксплуатацию, техническое обслуживание, переосвидетельствование и ликвидацию трубопроводных систем, используемых в нефтяной и газовой промышленности.
     
     Стандарт распространяется на однониточные трубопроводные системы, комплексы трубопроводов, размещенные один поверх другого и заключенные внутри несущей трубы.
     
     Настоящий национальный стандарт не распространяется на гибкие трубы, на динамические или податливые райзеры.
     
     Примечание - Приведенное выше ограничение обусловлено различиями в воздействии нагрузок на райзер, закрепленный на неподвижной конструкции, по сравнению с гибким райзером, который обладает степенью подвижности в жидкости. Это не относится к райзерам в форме цепной линии или райзерам, прикрепленным к плавучим платформам с натяжным вертикальным якорным креплением (TLP).
     
     

Действие настоящего стандарта не распространяется на составные шлангокабели, предназначенные для управления подводными установками. Отдельные трубы, входящие в составной шлангокабель, изготовленные из материалов, соответствующих настоящему стандарту, могут проектироваться в соответствии с настоящим стандартом.
     
     Примечание - Если требования настоящего стандарта могут быть применены для составных шлангокабелей, следует принимать во внимание их особую геометрию, отличающуюся от геометрии обычного трубопровода, что может накладывать ограничение на применимость отдельных требований настоящего стандарта.
     
     
     Настоящий стандарт распространяется на монтаж методами S-укладки, J-укладки, буксировки и укладки с использованием пластических деформаций. Стандарт также содержит требования к монтажу райзеров, защитных и анкерных конструкций.
     
     Настоящий стандарт согласуется со стандартом ИСО 13623, который устанавливает функциональные требования для морских трубопроводов и райзеров.
     
     Примечание - Основными отличиями от стандарта ИСО 13623 являются следующие:
     
     - применение дополнительных требований U. Настоящий стандарт предусматривает эксплуатацию при более высоких давлениях, чем в стандарте ИСО 13623;
     
     - в ИСО 13623 в некоторых случаях допускается эксплуатация при более значительных напряжениях в соответствие с критерием эквивалентных напряжений, чем в настоящем стандарте;
     
     - требования к испытаниям системы давлением (испытания давлением);
     
     - незначительные отличия, которые могут возникнуть в зависимости от отнесения трубопровода к тому или иному классу безопасности, стандарт ИСО 13623 не использует концепцию классов безопасности.
     
     Трубы должны изготавливаться в соответствии с требованиями настоящего стандарта.
     
     
     Требования настоящего стандарта к трубам основаны на стандарте ИСО 3183 с более жесткими требованиями к некоторым положениям.
     
     В настоящем стандарте устанавливаются пять дополнительных требований к критериям и содержанию проектирования, а также дополнительный уровень требований к неразрушающему контролю (NDT).
     
     Примечание - Дополнительные по отношению к стандарту ИСО 13623 требования к трубам приведены в приложении А.
     
     

2 Нормативные ссылки


     В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты*.
_______________
     * Таблицу соответствия национальных стандартов международным см. по ссылке. - Примечание изготовителя базы данных.


     ИСО 13623 Нефтяная и газовая промышленность. Трубопроводные системы транспортировки (ISO 13623 Petroleum and natural gas industries - Pipeline transportation systems)
     
     ГОСТ Р ИСО 3183-1:1996* Нефтяная и газовая промышленность. Трубы стальные для трубопроводов. Технические условия поставки. Часть 1. Трубы класса требований A (ISO 3183-1:1996 Petroleum and natural gas industries - Steel pipes for pipelines. Specifications. Part 1. Requirements for class A pipes)
______________
     * Вероятно ошибка оригинала. Следует читать:  ИСО 3183-1:1996. - Примечание изготовителя базы данных.
          
     ГОСТ Р ИСО 3183-2:1996* Нефтяная и газовая промышленность. Трубы стальные для трубопроводов. Технические условия поставки. Часть 2. Трубы класса требований В (ISO 3183-2:1996 Petroleum and natural gas industries - Steel pipes for pipelines. Specifications. Part 2. Requirements for class В pipes)
______________
     * Вероятно ошибка оригинала. Следует читать: ИСО 3183-2:1996. - Примечание изготовителя базы данных.    
     
     ГОСТ Р ИСО 3183-3:1996* Нефтяная и газовая промышленность. Трубы стальные для трубопроводов. Технические условия поставки. Часть 3. Трубы класса требований С (ISO 3183-3:1996 Petroleum and natural gas industries - Steel pipes for pipelines. Specifications. Part 3. Requirements for class С pipes)
______________
     * Вероятно ошибка оригинала. Следует читать: ИСО 3183-3:1996. - Примечание изготовителя базы данных.
          
     

3 Термины и определения


     В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
     

3.1 должно (shall): Означает требования, которые должны строго соблюдаться в соответствии с настоящим стандартом и отклонения от которых не допускаются.
     

3.2 следует (should): Означает, что рекомендуемая возможность (среди нескольких других) является наиболее подходящей, но не исключающей других, или что определенный порядок действий предпочтителен, но не обязательно требуется.
     

3.3 можно (may): Означает порядок действий, допустимый при соблюдении ограничений настоящего стандарта.
     

3.4 соглашение, по соглашению (agreement, by agreement): Если не оговорено иное, это означает необходимость письменного соглашения между изготовителем или подрядчиком и заказчиком.
     

3.5 обследование после завершения строительства (as-built survey): Обследование смонтированной и укомплектованной оборудованием трубопроводной системы, которое проводится для проверки соответствия законченных монтажных работ техническим требованиям и для регистрации отклонений от первоначального проекта, если таковые имеются.
     

3.6 обследование состояния укладки (as-laid survey): Обследование, выполняемое путем непрерывного слежения за точкой касания трубопровода при укладке или с помощью специального судна в ходе монтажа трубопровода.
     

3.7 атмосферная зона (atmospheric zone): Часть трубопроводной системы выше зоны заплеска.
     

3.8 общая потеря устойчивости (buckling, global): Режим потери устойчивости, который затрагивает существенную длину трубопровода или несколько труб и характеризуется небольшими деформациями поперечного сечения, например выпучивание трубопровода.
     

3.9 местная потеря устойчивости (buckling, local): Режим потери устойчивости, ограниченный короткой длиной трубопровода, вызывающий значительные изменения поперечного сечения.
     
     Примечание - Примером является коллапс (смятие сечения под действием наружного давления), местное образование гофр и скручивание.
     
     

3.10 нормативная нагрузка (characteristic load): Базисное значение нагрузки, которое должно использоваться при определении нагрузок.
     
     Примечание - Нормативная нагрузка обычно основана на определенной квантили на верхнем краю функции распределения нагрузки.
     
     

3.11 нормативное сопротивление (characteristic resistance): Базовое значение прочности конструкции, которое должно использоваться при определении расчетной прочности.
     
     Примечание - Нормативное сопротивление обычно основано на определенной квантили на нижнем краю функции распределения сопротивления. Для местной потери устойчивости нормативное значение обычно соответствует значению математического ожидания. Сопротивление местной потери устойчивости, разделенное на частный коэффициент надежности по материалу, обычно представляет собой нижнюю квантиль.
     
     

3.12 нормативная прочность (characteristic strength): Номинальное значение прочности материала, которое должно применяться при определении прочности конструкции.
     
     Примечание - Нормативная прочность обычно основана на определенной квантили на нижнем краю функции распределения прочности.
     
     

3.13 плакированная труба С (clad pipe, С): Труба с внутренним слоем, для которой связь между основанием (трубой) и материалом плакирования - металлургическая.
     

3.14 ввод в эксплуатацию (commissioning): Действия, которые предпринимаются после испытаний давлением и перед эксплуатацией, включающие в себя удаление воды, очистку, осушку и заполнение продуктом.
     

3.15 коэффициент условий работы (condition load effect factor): Коэффициент, учитывающий особые условия нагружения в расчетах на устойчивость.
     

3.16 фаза строительства (construction phase): Все фазы в ходе строительных работ, включая изготовление, монтаж, испытание и ввод в эксплуатацию, вплоть до того, как установка или система будет безопасной и сможет эксплуатироваться по назначению.
     
     Примечание - Применительно к трубопроводам, эти фазы включают в себя транспортирование, сварочные работы на суше и на барже, укладку, корректировку, стыковку плетей трубопровода, испытание давлением, ввод в эксплуатацию и ремонт.
     
     

3.17 подрядчик (contractor): Сторона, назначенная заказчиком в соответствии с договором для исполнения всех или каких-либо из видов деятельности, связанных с проектированием, строительством и эксплуатацией.
     

3.18 припуск на коррозию (corrosion allowance): Дополнительная толщина стенки, добавляемая при проектировании для компенсации какого-либо уменьшения толщины стенки за счет коррозии (внутренней/ наружной) в ходе эксплуатации.
     

3.19 расчетный срок службы (design life): Определенный в проекте период времени с момента начала монтажа или эксплуатации до вывода из эксплуатации оборудования или системы.
     
     Примечание - Проектный срок службы может быть увеличен после переосвидетельствования.
     
     

3.20 расчетные допущения (design premises): Набор особых расчетных параметров и функциональных требований, которые не оговариваются или допускаются в стандарте.
     

3.21 проектирование (design): Все связанные виды инженерной деятельности, необходимые для разработки проекта трубопровода, включая как конструирование, так и подбор материалов и защиту от коррозии.
     

3.22 расчетная максимальная температура (design temperature, maximum): Самая высокая возможная температура, воздействию которой оборудование или система может подвергаться в течение монтажа и эксплуатации.
     
     Примечание - Должны рассматриваться как температура окружающей среды, так и рабочие температуры при эксплуатации.
     
     

3.23 расчетная минимальная температура (design temperature, minimum): Самая низкая возможная температура, воздействию которой оборудование или система может подвергаться в течение монтажа или эксплуатации, вне зависимости от давления.
     
     Примечание - Должны рассматриваться как температура окружающей среды, так и рабочие температуры при эксплуатации.
     
     

3.24 критическая оценка производства (Engineering Criticality Assessment, ECA): Оценка дефектов с использованием методов механики разрушения.
     

3.25 эрозия (erosion): Потеря материала вследствие повторных ударных воздействий частиц песка или капель жидкости.
     

3.26 изготовление (fabrication): Виды деятельности, связанные со сборкой объектов с определенной целью.
     
     Примечание - Что касается трубопроводов, изготовление относится, например, к райзерам, компенсаторам, пучкам труб, навивки труб на барабаны и т.п.
     
     

3.27 коэффициент изготовления (fabrication factor): Коэффициент, учитывающий снижение прочности материала в результате холодной формовки в ходе изготовления труб.
     

3.28 изготовитель (fabricator:): Сторона, выполняющая изготовление, сборку.
     

3.29 отказ (failure): Событие, происходящее с элементом или системой и вызывающее один или оба следующих эффекта: потеря элементом или системой своих функций или ухудшение работоспособности до степени существенного снижения безопасности установки, персонала или окружающей среды.
     

3.30 усталость (fatigue): Деградация материала, вызванная циклическим нагружением.
     

3.31 классификация перекачиваемых продуктов (fluid categorisation): Распределение транспортируемых продуктов по категориям согласно их потенциальной опасности, как определено в разделе 5.
     

3.32 квантиль (fractile): ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования-квантиль (квантиль уровня ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования или процентиль) и соответствующее значение квантили ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования определяется как:
     

ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования, (3.1)


где ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - функция распределения для ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования.
     

3.33 водородное растрескивание (Hydrogen Pressure Induced Cracking, HPIC): Внутреннее растрескивание деформируемых материалов в результате нарастания давления водорода в микропустотах.
     
     Примечание - Аналогичные термины: растрескивание, индуцированное водородом; ступенчатое растрескивание.
     
     

3.34 гидроиспытание или гидростатическое испытание (hydro-test or hydrostatic test): См. "заводское испытание давлением".
     

3.35 инспекция (контроль) (inspection): Виды деятельности, такие как измерения, обследования, испытания, проверка одной или нескольких характеристик изделия или услуги и сравнение результатов с техническими требованиями для определения соответствия.
     

3.36 монтаж (installation (activity)): Операции, связанные с монтажом оборудования, трубопровода или конструкции, например укладка трубопровода, стыковка плетей трубопровода, устройство свайных (шпунтовых) конструкций и т.п., включая заключительное испытание и подготовку к эксплуатации.
     

3.37 установка (объект) (installation (object)): См. "морская установка".
     

3.38 инструкция по монтажу (Installation Manual, IM): Документ, подготовленный подрядчиком, который описывает и подтверждает тот факт, что метод монтажа и используемое подрядчиком оборудование отвечает техническим требованиям, а результаты монтажа могут быть проверены.
     

3.39 J-труба (J-tube): Установленная на платформе J-образная труба, которая образует райзер путем протягивания через нее трубы.
     
     Примечание - J-труба спускается с палубы платформы, доходя и входя в криволинейный участок (колено) на морском дне. Опоры J-трубы соединяют J-трубу с опорной конструкцией.
     
     

3.40 предельное состояние (limit state): Состояние, за пределами которого конструкция больше не может удовлетворять требованиям настоящего стандарта.
     
     Примечание - Для трубопроводных систем имеют значение следующие категории предельных состояний:
     
     SLS - предельное состояние по критерию пригодности к нормальной эксплуатации;
     
     ULS - основное предельное состояние;
     
     FLS - предельное состояние по критерию усталостности;
     
     ALS - особое (чрезвычайное) предельное состояние.
     
     

3.41 футерованная труба (lined pipe, L): Труба с внутренним слоем, в которой связь между основанием (трубой) и футеровочным материалом является механической.
     

3.42 нагрузка (load): Любое действие, вызывающее напряжения, деформации, перемещения, смещения и т.п. в оборудовании или системе.
     

3.43 сочетание нагрузок (load combination): Критерий предельного состояния местной потери устойчивости для комбинированного нагружения должен проверяться для двух сочетаний нагрузок, ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования и ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования.
     
     Примечание - Сочетание нагрузок ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - это проверка системы, и она должна учитываться только в случае действия системы нагрузок.
     
     

3.44 результат действия нагрузки (load effect): Результат действия на оборудование или систему единичной нагрузки или сочетания нагрузок: напряжения, деформации, перемещения, смещения и т.п.
     

3.45 коэффициент надежности по нагрузке (load effect factor): Частный коэффициент безопасности, на который умножают нормативную нагрузку, чтобы получить расчетную нагрузку.
     

3.46 класс местоположения (location class): Географическая зона трубопроводной системы, классифицированная в соответствии с человеческой деятельностью.
     

3.47 партия (lot): Ряд труб из одной и той же плавки, одной и той же серии термообработки с одним и тем же диаметром и толщиной стенки.
     

3.48 производство (manufacture): Изготовление предметов или материалов, часто в значительном объеме.
     
     Примечание - Что касается трубопроводов, относится к видам деятельности, направленным на изготовление труб, протекторов или других деталей и нанесению покрытий, выполняемым по соглашению с одним или несколькими подрядчиками.
     
     

3.49 производитель (manufacturer): Сторона, которая, согласно договору, несет юридическую ответственность за качество изготовления и документальное оформление готовой продукции.
     

3.50 технические условия на технологию изготовления (Manufacturing Procedure Specification, MPS): Руководство, подготовленное изготовителем, регламентирующее способ достижения требуемых свойств и способ проверки в ходе предлагаемого технологического процесса.
     

3.51 коэффициент надежности по материалу (material resistance factor): Частный коэффициент безопасности, преобразующий нормативное сопротивление в сопротивление с более низкой квантилью.
     

3.52 коэффициент прочности материала (material strength factor): Коэффициент, предназначенный для определения нормативной прочности материала, отражающий доверительность к пределу текучести.
     

3.53 заводское испытание давлением (mill pressure test): Гидростатическое испытание на прочность, проводимое на трубном заводе в соответствие с требованиями 8.2.2.
     

3.54 уровень неразрушающего контроля (NDT level): Степень и критерии пригодности для неразрушающего контроля (NDT) трубопровода задаются для двух уровней.
     
     Примечание - Первый уровень, который является более жестким, требуется для критериев расчета с контролируемыми деформациями.
     
     

3.55 номинальный наружный диаметр (nominal outside diameter): Указанный в технических условиях наружный диаметр.
     
     Примечание - Это фактически наружный диаметр (например, для трубы 12", он составляет 12,75").
     
     

3.56 номинальная толщина стенки трубы (nominal pipe wall thickness): Проектная толщина стенки трубы, не подвергавшейся коррозии, которая равна минимальной толщине стальной стенки плюс допуск изготовления.
     

3.57 морская установка (offshore installation (object)): Подвижные и неподвижные конструкции, включая оборудование, которое предназначено для разведки, бурения, производства, обработки или хранения углеводородов или других связанных с ними процессов или продуктов.
     
     Примечание - Термин распространяется на установки, предназначенные для размещения персонала, занятого в этих видах деятельности, а также на подводные установки и трубопроводы. Термин не распространяется на танкеры снабжения, баржи обеспечения и другие вспомогательные суда, которые не заняты напрямую в описанных выше видах деятельности.
     
     

3.58 аварийная эксплуатация (Operation, Incidental): Условия, которые не соответствуют нормальной эксплуатации оборудования или системы.
     
     Примечание - В отношении трубопроводных систем аварийные условия могут приводить к нестандартным значениям давления, например скачки давления вследствие внезапного закрытия запорной арматуры или поломки системы и включения системы аварийной защиты от превышения давления.
     
     

3.59 нормальная эксплуатация (Operation, Normal): Условия, которые возникают в результате эксплуатации и применения оборудования или системы в соответствии с их предназначением, включая управление условиями, контроль целостности, обслуживание, ремонтные работы и т.д.
     
     Примечание - Что касается трубопроводов, термин распространяется на стационарные условия перекачки на всем диапазоне значений расхода, а также возможные условия засорения и отключения, когда таковые возникают как часть повседневной работы.
     
     

3.60 некруглость (out of roundness): Отклонение периметра трубы от окружности.
     
     Примечание - Оно может определяться как овализация, %, или как местное нарушение формы сечения трубы, например сплющивание, мм.
     
     

3.61 овализация (ovalisation): Отклонение периметра от окружности, когда поперечное сечение трубы имеет форму эллипса.
     

3.62 владелец (owner): Сторона, несущая полную ответственность за проектирование, строительство и эксплуатацию.
     

3.63 частный коэффициент безопасности (partial safety factor): Коэффициент, который преобразует нормативное значение параметра в расчетное значение (т.е. это результат действия нагрузки, условия нагружения, сопротивление материала или коэффициент безопасности).
     

3.64 труба, сваренная токами высокой частоты (Pipe, High Frequency Welded, HFW): Труба, изготовленная формовкой из полосы, с одним продольным швом, полученным путем сварки без добавки металла наполнителя.
     
     Примечание - Продольный шов образуется с помощью токов высокой частоты (100 кГц минимум), подаваемых путем наведения или проводимости. Область сварки или вся труба должна быть подвергнута термообработке.
     
     

3.65 труба бесшовная (Pipe, Seamless, SML): Труба, изготовленная в процессе горячей формовки, в результате которого получается трубное изделие без сварного шва.
     
     Примечание - За горячей формовкой может следовать обработка или холодное экспандирование, позволяющее получить требуемые размеры.
     
     

3.66 труба с продольным или спиральным швом, полученным дуговой сваркой под слоем флюса (Pipe, Submerged Arc-Welded Longitudinal or Helical, SAWL or SAWH): Труба, изготовленная формовкой из полосы или листа, с одним продольным (SAWL) или спиральным (SAWH) швом, сформированным за счет процесса дуговой сварки под слоем флюса, по крайней мере, с одним проходом, выполненным изнутри трубы, и одним проходом - снаружи трубы.
     
     Примечание - Допускается одиночный проход для выполнения прерывистого или непрерывного прихваточного сварного шва методом газовой дуговой сварки для металлов.
     
     

3.67 трубопровод (pipeline): Часть трубопроводной системы, которая располагается ниже поверхности воды при максимальном приливе, за исключением райзеров трубопровода.
     
     Примечание - Трубопровод может лежать на морском дне полностью или прерывисто или быть заглубленным в него.
     
     

3.68 соединительные детали трубопровода (pipeline components): Любые элементы, которые являются неотъемлемой частью трубопроводной системы, такие как фланцы, тройники, колена, переходники и арматура.
     

3.69 трубопроводная система (pipeline system): Взаимосвязанная система подводных трубопроводов, их райзеры, опоры, запорная арматура, все несъемные соединительные детали, связанные с ней защитные системы и система защиты от коррозии.
     
     Примечание - Если не оговорено иное, границы трубопроводной системы включают в себя:
     
     - узел запуска/приема очистных устройств на установке. Если узел запуска/приема очистных устройств отсутствует, трубопроводная система заканчивается на первом кране (задвижке) включительно;
     
     - на подводной установке (объекте) трубопроводная система обычно заканчивается в месте соединения с фонтанной арматурой или дроссельной заслонкой. Фонтанная арматура не считается частью трубопроводной системы. На подводной установке (объекте), к которой приведенное выше определение неприменимо, трубопроводная система заканчивается в месте соединения с подводной установкой (объектом). Соединение является частью подводного трубопровода;
     
     - трубопроводная система на участке подхода к берегу заканчивается первым фланцем/краном (задвижкой).
     
     

3.70 система контроля давления (pressure control system): Это система контроля давления в трубопроводах, состоящая из системы регулировки давления, системы аварийной защиты от превышения давления и связанных с ними средств измерения и сигнальных систем.
     
     Примечание - На рисунке 3.1 приведена схема определения давления


Рисунок 3.1 - Схема определения давления

ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования


Рисунок 3.1 - Схема определения давления

3.71 система регулировки давления (pressure regulating system): Система, которая обеспечивает поддержание установленного давления в трубопроводе (при заданном исходном значении), вне зависимости от давления вверх по потоку.
     

3.72 система аварийной защиты от превышения давления (pressure safety system): Система, которая, независимо от системы регулировки давления, гарантирует, что допустимое аварийное давление не будет превышено.
     

3.73 испытание давлением (pressure test): См. "испытания системы давлением".
     

3.74 давление коллапса (pressure, collapse): Нормативное сопротивление наружному избыточному давлению.
     

3.75 расчетное давление (pressure, design): Максимальное внутреннее давление в течение обычной эксплуатации, отнесенное к указанной базисной высоте, по которому должен рассчитываться трубопровод или участок трубопровода.
     
     Примечание - Расчетное давление должно учитывать условия стационарного течения на всем диапазоне значений расхода, а также возможные условия засорения и отключения для всей длины трубопровода или участка трубопровода, который должен находиться под постоянным расчетным давлением.
     
     

3.76 давление гидро- или гидростатических испытаний (pressure, hydro- or hydrostatic test): См. "заводское испытание давлением".
     

3.77 аварийное давление (pressure, incidental): Максимальное внутреннее давление, которое, согласно расчетам, выдержит трубопровод или участок трубопровода в течение каких-либо аварийных рабочих ситуаций, в привязке к той же базисной высоте, что и для расчетного давления.
     

3.78 давление страгивания (pressure, initiation): Наружное избыточное давление, требующееся для начала процесса лавинного смятия от зоны существующей местной потери устойчивости (местного смятия) или вмятины.
     

3.79 местное давление; местное расчетное, местное аварийное или местное испытательное (pressure, local; local design, local incidental or local test): Внутреннее давление в какой-либо точке трубопроводной системы или участка трубопровода для соответствующего расчетного давления, аварийного давления или испытательного давления.
     
     Примечание - Оно равно расчетному, аварийному давлению, испытательному давлению на базисной высоте плюс статический напор перекачиваемого продукта или среды, используемой при испытании вследствие разницы между базисной высотой и высотой рассматриваемого участка.
     

3.80 максимальное допустимое аварийное давление (Pressure, Maximum Allowable Incidental, MAIP): Максимальное давление, при котором трубопроводная система должна работать в ходе аварийной (т.е. кратковременной) эксплуатации.
     
     Примечание - Максимальное допустимое аварийное давление определяется как максимальное аварийное давление за вычетом положительного допуска системы защиты от превышения давления.
     
     

3.81 максимальное допустимое рабочее давление (Pressure, Maximum Allowable Operating, MAOP): Максимальное давление, при котором трубопроводная система должна работать в режиме нормальной эксплуатации.
     
     Примечание - Максимальное допустимое рабочее давление определяется как расчетное давление за вычетом положительного допуска системы регулировки давления.
     
     

3.82 испытательное заводское давление (pressure, mill test): Давление, при котором испытываются отдельные трубы и соединительные детали после завершения их изготовления в соответствии с положениями 8.2.2.
     

3.83 давление распространения лавинного смятия (pressure, propagating): Минимальное давление, требующееся для того, чтобы лавинное смятие продолжало распространяться.
     

3.84 давление отключения (pressure, shut-in): Максимальное давление, которое может быть достигнуто в устье скважины в течение времени закрытия запорной арматуры, располагающейся ближе всех к устью скважины (отключение устья скважины).
     
     Примечание - При этом подразумевается, что должны учитываться переходные режимы давления вследствие закрытия запорной арматуры.
     
     

3.85 испытательное давление системы (pressure, system test): Внутреннее давление в трубопроводе или участке трубопровода в ходе испытаний по завершению работ по монтажу, подаваемое для испытания трубопроводной системы на герметичность (обычно проводится как гидростатическое испытание).
     

3.86 испытательное давление (pressure, test:): См. "испытательное давление системы".
     

3.87 закупщик (purchaser): Владелец или другая сторона, действующая в его интересах, которая отвечает за приобретение материалов, деталей или услуг, предназначенных для проектирования, строительства или реконструкции установки или трубопровода.
     

3.88 гарантия качества (quality assurance, QA): Запланированные систематические действия, необходимые для обеспечения должной уверенности в том, что изделие или услуга будет удовлетворять заданным требованиям к качеству.
     

3.89 план обеспечения качества (quality plan, QP): Документ, определяющий особые указания по обеспечению качества, ресурсы и последовательность действий, относящихся к отдельному изделию, проекту или договору.
     
     Примечание - План обеспечения качества обычно ссылается на часть руководства по обеспечению качества, применяемую к соответствующему случаю.
     
     

3.90 ретчетинг (ratcheting): Накопление деформаций при циклическом нагружении, главным образом связанное с увеличением диаметра.
     

3.91 надежность (reliability): Вероятность того, что элемент или система будут исполнять требуемые функции без отказов при определенных условиях эксплуатации и обслуживания в течение указанного интервала времени.
     

3.92 переосвидетельствование (re-qualification): Повторный расчет конструкции вследствие измененных расчетных допущений и/или установившихся дефектов.
     

3.93 сопротивление (resistance): Способность конструкции или части конструкции противостоять действию нагрузок.
     

3.94 райзер (riser): Соединительный трубопровод или гибкая труба между подводным трубопроводом на морском дне и установками над водой.
     
     Примечание - Райзер доходит до узла надводного отключения линии входа/выхода от оборудования установки, т.е. до запорной арматуры экстренного отключения (ESD) райзера.
     
     

3.95 опора, хомут райзера (riser support/clamp): Конструкция, предназначенная для удерживания райзера на месте установки.
     

3.96 система райзера (riser system): Система, которая состоит из райзера, его опор, всех несъемных соединительных деталей трубопровода и системы защиты от коррозии.
     

3.97 риск (risk): Качественная или количественная вероятность проявления случайного события, рассматриваемая в связи с потенциальными последствиями отказа.
     
     Примечание - В количественном определении риск - это дискретная вероятность определенного отказа, умноженная на его дискретные последствия.
     
     

3.98 класс безопасности (safety class, SC): Это концепция, принятая для классификации ответственности трубопроводной системы в зависимости от последствий отказа.
     

3.99 коэффициент безопасности (safety class resistance factor): Поправочный коэффициент к значению нагрузки или другого параметра (давления, температуры, концентрации и т.д.), определяющей степень повышения или понижения контрольного значения по отношению к его экспериментальному или расчетному значению.
     

3.100 слеминг (slamming): Ударная нагрузка на элемент, занимающий близкое к горизонтальному положение, при прохождении морской волны.
     
     Примечание - Направление, преимущественно, вертикальное.
     
     

3.101 слаппинг (slapping): Ударная нагрузка на элемент, занимающий близкое к вертикальному положение, в результате разрушения морской волны.
     
     Примечание - Направление, преимущественно, горизонтальное.
     
     

3.102 нормативное минимальное значение предела прочности на растяжение (Specified Minimum Tensile Strength, SMTS): Минимальный предел прочности на растяжение, установленный в технических условиях или стандартах на материал.
     

3.103 нормативное минимальное значение предела текучести (Specified Minimum Yield Stress, SMYS): Минимальный предел текучести, установленный в технических условиях или стандартах на материал.
     

3.104 зона заплеска (splash zone): Наружные поверхности конструкции или трубопровода, которые периодически находятся под и над водой под влиянием волн, а также приливов и отливов.
     

3.105 высота зоны заплеска (splash zone height): Вертикальное расстояние между верхней и нижней границами зоны заплеска.
     

3.106 нижняя граница зоны заплеска (Splash Zone Lower Limit, LSZ): Определяется как
     

ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования, (3.2)


где ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - наинизший астрономический уровень отлива (LAT);
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - 30% высоты зоны заплеска при волнении (см. 3.104);
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - перемещение вверх райзера, если оно возможно.
     

3.107 верхний предел зоны заплеска (Splash Zone Upper Limit, USZ): Определяется как
     

ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования, (3.3)


где ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - наивысший астрономический уровень прилива (HAT);
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - 70% высоты зоны заплеска при волнении (см. 3.104);
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - осадка или перемещение вниз райзера, если оно возможно.
     

3.108 высота зоны заплеска при волнении (splash zone wave-related height): Высота волны, вероятность превышения которой составляет 10ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования, что определено на основании долгосрочного распределения отдельных волн.
     
     Примечание - Если это значение не определено, приблизительное значение высоты зоны заплеска может быть принято равным 0,46ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования, где
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - значимая высота волны со 100-летней повторяемостью.
     
     

3.109 подводный трубопровод (submarine pipeline): См. определение для трубопровода.
     

3.110 зона погружения (submerged zone): Часть трубопроводной системы или установки ниже зоны заплеска, включая заглубленные части.
     

3.111 дополнительные требования (supplementary requirements): Требования к свойствам материала труб, которые дополняют основные требования и которые распространяются на трубы особого назначения.
     

3.112 влияние системы (system effects): Влияние системы значимо в тех случаях, когда многие участки трубопровода находятся в условиях неизменных нагрузок и потенциальные повреждения конструкции могут произойти из-за самой низкой конструктивной прочности участков труб.
     

3.113 испытания системы давлением (system pressure test): Заключительные испытания построенной трубопроводной системы, см. раздел 8.2.2.
     

3.114 заданный уровень безопасности (target safety level): Номинальная приемлемая вероятность отказа конструкции. Грубые ошибки не учитываются.
     

3.115 предел прочности на растяжение (Ultimate Tensile Strength, UTS): Измеряемый предел прочности на растяжение при разрыве.
     

3.116 верификация (verification): Экспертиза, призванная подтвердить, что деятельность, изделие или услуга соответствуют заданным требованиям.
     

3.117 работа (work): Деятельность всех видов, которая должна проводиться в пределах соответствующего договора или договоров, введенных в действие владельцем, оператором, подрядчиком или изготовителем.
     

3.118 предел текучести (Yield Stress, YS): Измеренный предел текучести при растяжении.
     
     

4 Обозначения и сокращения

4.1 В настоящем стандарте применены следующие сокращения:
     
     ALS (Accidental Limit State) - особое (чрезвычайное) предельное состояние;
     
     API (American Petroleum Institute) - Американский нефтяной институт;
     
     ASD (Allowable Stress Design) - расчет по допускаемым напряжениям;
     
     ASME (American Society of Mechanical Engineers) - Американское общество инженеров-механиков;
     
     ASNT (American Society for Nondestructive Testing (NDT)) - Американское общество по неразрушающему контролю;
     
     ASTM (American Society for Testing and Materials) - Американское общество испытаний и материалов;
     
     AUT (Automatic Ultrasonic Testing) - автоматический ультразвуковой контроль;
     
     ВМ (Base material) - основной материал;
     
     BS (British Standard) - стандарт Великобритании;
     
     С (Clad pipe) - плакированная труба;
     
     C-Mn (Carbon Manganese) - углеродисто-марганцевый;
     
     СЕ (Carbon equivalent) - углеродный эквивалент;
     
     CRA (Corrosion Resistant Alloy) - коррозионно-стойкий сплав;
     
     CTOD (Crack Tip Opening Displacement) - раскрытие в вершине трещины;
     
     CVN (Charpy V-notch) - Шарпи с V-образным надрезом;
     
     DAC (Distance-Amplitude Correction) - коррекция "амплитуда-расстояние" (диаграмма);
     

DC условие (Displacement Controlled condition) - условие контролируемых перемещений;
     
     DFI (Design, Fabrication and Installation) - проектирование, изготовление и монтаж;
     
     DNV (Det Norske Veritas) - организация Det Norske Veritas;
     
     DP (Dynamic Positioning) - динамическое позиционирование;
     
     DWTT (Drop weight tear test) - испытания на разрыв падающим грузом;
     
     EBW (Electronic Beam Welded) - электронно-лучевая сварка;
     
     ЕСА (Engineering Criticality Assessment) - критическая оценка производства;
     
     ESD (Emergency Shut Down) - аварийное отключение;
     
     ESR (Electroslag re-melting furnace) - печь электрошлаковой переплавки;
     
     FAD (Failure Assessment Diagram) - диаграмма оценки отказов;
     
     FBH (Flat Bottom Hole) - лунка с плоским дном;
     

FCAW (Flux Cored ArcWelding without gas shield) - дуговая сварка порошковой проволокой без защитного газа;
     
     FL (Fusion Line) - линия сплавления;
     
     FLS (Fatigue Limit State) - предельное состояние по критерию усталости;
     
     FMEA (Failure Mode Effect Analysis) - анализ видов и последствий отказов;
     
     FSH (Full Screen Height) - полная высота экрана;
     
     GCHAZ (Grain Coarsened Heat Affected Zone) - зона укрупненных частиц под тепловым воздействием;
     
     GFCAW (Flux Cored Arc Welding with external gas shield) - дуговая сварка порошковой проволокой в среде защитного газа;
     
     GMAW (Gas Metal Arc Welding) - дуговая сварка металлическим электродом плавления в среде защитного газа;
     
     GTAW (Gas Tungsten Arc Welding) - дуговая сварка вольфрамовым электродом в среде защитного газа;
     
     HAT (Highest Astronomical Tide) - наивысший астрономический уровень прилива;
     
     HAZ (Heat Affected Zone) - зона термического влияния;
     
     HAZOP (Hazard and Operability Study) - исследование опасности и работоспособности;
     
     HFW (High Frequency Welding) - сварка токами высокой частоты;
     
     HIC (Hydrogen Induced Cracking) - водородное растрескивание;
     
     HPIC (Hydrogen Pressure Induced Cracking) - растрескивание, вызываемое давлением водорода;
     
     IM (Installation Manual) - инструкция по монтажу;
     
     IQI (Image Quality Indicators) - индикаторы качества изображения;
     
     ISO (International Organization for Standardization) - международная организация по стандартизации;
     
     J-R curve (Plot of resistance to stable crack growth for establishing crack extension) - кривая сопротивления устойчивому росту трещины (для определения распространения трещины);
     
     KV (Charpy value) - значение ударной вязкости по Шарпи;
     
     KVL (Charpy value in pipe longitudinal direction) - значение ударной вязкости по Шарпи в продольном направлении трубы;
     
     KVT (Charpy value in pipe transversal direction) - значение ударной вязкости по Шарпи в поперечном направлении трубы;
     
     L (Lined pipe) - футерованная труба;
     
     L (Load effect) - результат действия нагрузки;
     
     LAT (Lowest Astronomic Tide) - наинизший астрономический уровень отлива;
     
     LBZ (Local brittle zone) - локальная хрупкая зона;
     
     LC (Load Controlled condition) - условие контролируемых нагрузок;
     
     LRFD (Load and Resistance Factor Design) - проектирование по коэффициентам нагрузок и сопротивления;
     
     LSZ (Splash Zone Lower Limit) - нижняя граница зоны заплеска;
     
     LBW (Laser Beam Welded) - лазерно-лучевая сварка;
     
     М/А (Martensite/Austenite) - мартенситно-аустенитная;
     
     MAIP (Maximum Allowable Incidental Pressure) - максимальное допустимое аварийное давление;
     
     МАОР (Maximum Allowable Operating Pressure) - максимальное допустимое рабочее давление;
     
     MDS (Material Data Sheet) - спецификация на материал;
     
     MIP (Maximum Incidental Pressure) - максимальное аварийное давление;
     
     MPQT (Manufacturing Procedure Qualification Test) - квалификационные испытания технологии изготовления;
     
     MPS (Manufacturing Procedure Specification) - технические условия на технологию изготовления;
     
     MSA (Manufacturing Survey Arrangement) - система контроля изготовления;
     
     NACE (National Association of Corrosion Engineers) - Национальная ассоциация инженеров-коррозионистов;
     
     NDT (Non-Destructive Testing) - неразрушающий контроль;
     
     NMD (Norwegian Marine Directorate) - Норвежский морской директорат;
     
     P (Production) - производство (выпуск продукции);
     
     PAW (Plasma Arc Welding) - плазменная дуговая сварка;
     
     PRE (Pitting Resistance Equivalent) - эквивалент стойкости к точечной коррозии;
     
     PRL (Primary Reference Level) - первичный эталонный уровень;
     
     PTFE (Polytetrafluorethylene) - политетрафторэтилен;
     
     PWHT (Post weld heat treatment) - термообработка после сварки;
     
     PWPS (Preliminary Welding Procedure Specification) - предварительные технические условия на сварку;
     
     Q (Qualification) - квалификация (оценка);
     
     QA (Quality Assurance) - гарантия качества;
     
     QC (Quality Control) - контроль качества;
     
     QP (Quality Plan) - план обеспечения качества;
     
     QRA (Quantitative Risk Analysis) - количественный анализ риска;
     
     Q/T (Quenched and Tempered) - структура после закалки и отпуска;
     
     RH (Relative Humidity) - относительная влажность;
     
     ROV (Remotely Operated Vehicle) - аппараты с дистанционным управлением;
     
     RT (Radiographic testing) - радиографический контроль;
     
     SAW (Submerged Arc Welding) - дуговая сварка под слоем флюса;
     
     SAWH (Submerged Arc-welding Helical) - спиральношовная труба, сваренная дуговой сваркой под слоем флюса;
     
     SAWL (Submerged Arc-welding Longitudinal) - продольношовная труба, сваренная дуговой сваркой под слоем флюса;
     
     SC (Safety Class) - класс безопасности;
     
     SCF (Stress Concentration Factor) - коэффициент концентрации напряжений;
     
     SENB (Single-Edge Notched Bending (test)) - испытания на изгиб образца с односторонним боковым надрезом;
     
     SLS (Serviceability Limit State) - предельное состояние по критерию пригодности к нормальной эксплуатации;
     
     SMAW (Shielded Metal Arc Welding) - дуговая сварка в среде защитного газа;
     
     SML (Seamless Pipe) - бесшовная труба;
     
     SMTS (Specified Minimum Tensile Strength) - нормативное минимальное значение предела прочности на растяжение;
     
     SMYS (Specified Minimum Yield Stress) - нормативное минимальное значение предела текучести;
     
     S/N (Signal to Noise) - сигнал к шуму;
     
     SNCF (Strain Concentration Factor) - коэффициент концентрации деформаций;
     
     SRA (Structural Reliability Analysis) - анализ конструктивной надежности;
     
     SSC (Stress Sulphide Cracking) - сульфидное растрескивание под напряжением;
     
     ST (Surface testing) - контроль поверхности;
     
     SWC (Stepwise Cracking) - ступенчатое растрескивание;
     
     ТМСР (Thermo Mechanical Control Process) - термомеханическая обработка;
     
     TL (Transition Line) - линия фазового перехода;
     
     ToFD (Time of Flight Diffraction) - "рассеяние во время полета";
     
     TRB (Three Roll Bending) - трехвалковая гибка;
     
     ULS (Ultimate Limit State) - основное предельное состояние;
     
     UO (Pipe fabrication process for welded pipes) - условное обозначение процесса изготовления сварных труб;
     
     UOE (Pipe fabrication process for welded pipes, expanded) - условное обозначение процесса изготовления сварных труб, экспандированных;
     
     USZ (Splash Zone Upper Limit) - верхняя граница зоны заплеска;
     
     UT (Ultrasonic testing) - ультразвуковой контроль;
     
     UTS (Ultimate Tensile Strength) - предел прочности на растяжение;
     
     VAR (Vacuum Arc Re-melting Furnace) - вакуумная дуговая печь переплавки;
     
     WM (Weld Metal) - металл сварного шва;
     
     WPQR (Welding Procedure Qualification Records) - отчет об аттестации технологии сварки;
     
     WPS (Welding Procedure Specification) - технические условия на технологию сварки;
     
     YS (Yield Stress) - предел текучести.
     

4.2 В настоящем стандарте применены следующие обозначения:
     

4.2.1 Латинские обозначения:
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - площадь поперечного сечения;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования, площадь поперечного сечения стенки трубы;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - номинальный наружный диаметр;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - наибольший измеренный внутренний или наружный диаметр;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - наименьший измеренный внутренний или наружный диаметр;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования, номинальный внутренний диаметр;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - модуль Юнга;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - овальность (относительная);
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - предел текучести, который должен применяться в расчете;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - предел прочности, который должен применяться в расчете;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - ускорение свободного падения;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - высота от контрольного уровня поверхности моря до базисной точки трубопровода для расчетного давления;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - высота волны;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - значительная высота волны;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - постоянная глубина пластической вмятины;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - номинальный внутренний диаметр;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - изгибающий момент;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - нормативный изгибающий момент (воспринимаемый трубопроводом);
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - продольное усилие в стенке трубы ("истинное" усилие) (положительное при растяжении);
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - число блоков напряжений;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - число циклов нагружений до разрушения при постоянной амплитуде;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - некруглость сечения трубы, ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - номинальный наружный диаметр;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - нормативное давление коллапса;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - расчетное давление;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - наружное давление;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - давление коллапса при упругих напряжениях;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - испытательное давление (заводское);
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - нормативное внутреннее давление;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - аварийное давление;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - давление "страгивания" (начала лавинного смятия);
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - местное расчетное давление;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - местное аварийное давление;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - местное испытательное давление (испытания системы - трассовые);
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - максимальное допустимое рабочее давление;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - гидростатическое испытательное заводское давление;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - давление коллапса при пластических деформациях;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - давление распространения (лавинного смятия);
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - испытательное давление;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - радиус общего изгиба трубы;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - предел прочности на растяжение;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - прочность, эквивалентная остаточному удлинению на ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования % (действительные напряжения);
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - прочность, эквивалентная полному удлинению на ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования % (действительные напряжения);
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - эквивалентное продольное усилие (положительное при растяжении);
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - температура эксплуатации;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - максимальная расчетная температура;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - минимальная расчетная температура;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - температура испытаний;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования, ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - толщина стенки трубы в соответствии с 8.3.3;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - припуск на коррозию;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - заводской допуск на толщину стенки трубы;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - минимальная толщина стенки;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - измеренная минимальная толщина стенки, см. таблицы 9.14, 9.15;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования, ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - номинальная толщина стенки трубы (не подвергнутой коррозии);
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - момент сопротивления сечения;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - высота от рассматриваемого участка трубопровода до базисной точки трубопровода для определения расчетного давления.
     

4.2.2 Греческие обозначения:
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - коэффициент линейного расширения;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - коэффициент анизотропии;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - параметр напряжений пластического течения в соответствии с 8.4.5.4;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - коэффициент, учитывающий условия изготовления в соответствии с 8.4.3 и 8.2.6;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - коэффициент допустимого усталостного дефекта;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - коэффициент кольцевого сварного шва (сопротивление деформациям);
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - коэффициент деформационного упрочнения;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - коэффициент прочности материала;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - деформация;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - нормативная изгибная деформация;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - накопленная пластическая деформация;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - пластическая деформация;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - коэффициент надежности для аварийной нагрузки;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - коэффициент условий работы;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - коэффициент надежности для природной нагрузки;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - коэффициент сопротивления деформациям;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - коэффициент надежности для функциональной нагрузки;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - отношение аварийного давления к расчетному;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - коэффициент надежности по материалу;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - коэффициент надежности по давлению;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - коэффициент безопасности (в зависимости от класса безопасности);
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - кривизна;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - коэффициент использования;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - коэффициент трения;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - плотность;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - стандартное отклонение переменной (например, толщины);
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - интенсивность напряжений по Мизесу;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - кольцевое напряжение;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - продольное, осевое напряжение;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - коэффициент Пуассона;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - тангенциальное напряжение сдвига.
     

4.2.3 Индексные обозначения:
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - аварийная нагрузка;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - нормативное сопротивление;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - расчетное значение;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - природная нагрузка;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - наружный;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - упругий;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - функциональная нагрузка;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - окружное направление (кольцевое направление);
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - внутренний;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - осевое (продольное) направление;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - изгибающий момент;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - пластический;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - сталь;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - SLS;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - ULS.
     
     

5 Концепция надежности и безопасности при проектировании, монтаже, эксплуатации и ремонте трубопроводных систем

5.1 Общие сведения
     
 

5.1.1 Цель раздела
     
     Настоящий раздел устанавливает концепцию обеспечения безопасности и соответствующие формы расчета, применяемые в настоящем стандарте.
     

5.1.2 Область применения
     

5.1.2.1 Настоящий раздел распространяется на все трубопроводные системы, которые строятся в соответствии с настоящим стандартом.
     

5.1.2.2 Раздел также содержит рекомендации по расширению применения настоящего стандарта для новых критериев и т.д.
     

5.2 Концепция безопасности
     
 

5.2.1 Общие сведения
     
     Целостность трубопроводной системы, сконструированной в соответствии с требованиями настоящего стандарта, обеспечивается, исходя из концепции обеспечения безопасности, состоящей из различных частей (см. рисунок 5.1).


Рисунок 5.1 - Структура концепции обеспечения безопасности

ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования


Рисунок 5.1 - Структура концепции обеспечения безопасности

5.2.2 Задачи обеспечения безопасности
     
     Общие задачи обеспечения безопасности определяются, планируются и осуществляются на всех стадиях от разработки концепции до ликвидации объекта.
     
     Примечание - Политика управления человеческими ресурсами, финансами и защитой окружающей среды существует на всех предприятиях. Как правило, она задается на общем уровне и раскрывается через более подробные задачи и требования в особых областях. Эти подходы следует использовать как основу для определения задач обеспечения безопасности для отдельной трубопроводной системы. К типовым положениям можно отнести следующие:
     
     - воздействие на окружающую среду должно быть снижено настолько, насколько это возможно;
     
     - отсутствие утечек продуктов во время эксплуатации трубопроводной системы;
     
     - отсутствие в ходе периода строительства несчастных или смертельных случаев;
     
     - монтаж трубопровода не должен представлять угроз рыболовным снастям ни при каких обстоятельствах;
     
     - монтаж и обслуживание должны выполняться без участия водолазов и т.д.
     
     Положения, подобные приведенным выше, могут распространяться на все или только на отдельные стадии. Обычно они в большей мере относятся к выполнению работ (т.е. тому, как подрядчик исполняет свою работу) и отдельным проектным решениям (например, заглубленный или незаглубленный трубопровод). После того, как определены задачи обеспечения безопасности, необходимо определить порядок их осуществления для конкретного проекта. Поэтому рекомендуется, чтобы за общими задачами обеспечения безопасности следовали более конкретные требования.
     
     Если подходы отсутствуют или задачи обеспечения безопасности трудноопределимы, можно начать с оценки рисков. Оценка рисков может выявить все опасности и их последствия, а затем выполнить обратную экстраполяцию для определения критериев пригодности и области, которые должны быть отслежены более внимательно.
     
     В настоящем стандарте вероятность отказов конструкций отражена в выборе трех классов безопасности (см. раздел 5, подраздел 5.2, пункт 5.2.4). При выборе класса безопасности следует учесть аспекты, связанные со сформулированными задачами обеспечения безопасности.
          

5.2.3 Системный анализ
     

5.2.3.1 Работы, связанные с проектированием, строительством и эксплуатацией трубопроводной системы, должны гарантировать, что ни один отказ не приведет к угрозам человеческой жизни или неприемлемым отказам технологических установок или оборудования.
     

5.2.3.2 На всех стадиях должен проводиться системный анализ для выявления и оценки последствий отдельных отказов и серий отказов в трубопроводной системе с целью принятия необходимых мер по их устранению. Оценка или анализ должен отражать опасность для трубопроводной системы, опасность для запланированной работы, основанный на результатах накопленного опыта эксплуатации подобных систем или работ.
     
     Примечание - Методологией системного анализа является количественный анализ рисков (QRA). Он может обеспечить оценку общего риска для здоровья и безопасности людей, окружающей среды и имущества и включает в себя:
     
     - определение опасностей,
     
     - оценку вероятностей появления отказов,
     
     - развитие аварийных ситуаций,
     
     - последствия и оценку рисков.
     
     Следует отметить, что законодательство некоторых стран требует проведения анализа рисков на всех уровнях с целью выявления критических сценариев развития угроз безопасности и надежности трубопроводной системы. Другими методологиями определения потенциальных опасностей являются анализ вида и последствий отказов (FMEA) и исследование опасности и работоспособности (HAZOP).
     
          

5.2.3.3 Особое внимание должно быть уделено участкам вблизи установок или подходов к берегу, где часто работают люди и, следовательно, имеется большая вероятность и более значительные последствия отказов трубопровода. Это также относится к зонам, в которыхтрубопроводы уложены параллельно существующим трубопроводам и к их пересечениям.
     

5.2.4 Методология определения классов безопасности
     
     В настоящем стандарте конструктивная безопасность трубопроводной системы обеспечивается применением методологии определения классов безопасности. Трубопроводная система может относиться к одному или нескольким классам безопасности, исходя из последствий отказов. Классы безопасности зависят обычно от назначения трубопровода и его местоположения. Для каждого класса безопасности каждому предельному состоянию присвоен ряд частных коэффициентов безопасности.
     

5.2.5 Гарантия качества
     

5.2.5.1 Формат безопасности в пределах настоящего стандарта требует контроля за грубыми ошибками (человеческий фактор) посредством установления требований к организации работ, компетентности персонала, проверки расчетов и системы гарантии качества на протяжении всех соответствующих стадий.
     

5.2.5.2 Настоящий стандарт предполагает, что владелец трубопроводной системы сам формулирует задачи обеспечения безопасности. Владелец должен сам отслеживать обеспечение уровня качества (внутреннего и внешнего) изделий и услуг, исходя из задач обеспечения безопасности. Более того, владелец должен гарантировать, что предписанное качество обеспечено или будет обеспечено.
     

5.2.5.3 Система качества должна способствовать соблюдению требований настоящего стандарта.
     
     Примечание - Система стандартов ИСО 9000 приводит инструкции по выбору и использованию систем качества.
     
     

5.2.6 Охрана труда, промышленная безопасность и охрана окружающей среды
     
     Цель настоящего стандарта состоит в обеспечении безопасных условий и охраны труда, промышленной безопасности и охраны окружающей среды в процессе проектирования, выбора материалов, изготовления, монтажа, ввода в эксплуатацию, эксплуатации, технического обслуживания и консервации трубопроводных систем в газовой и нефтяной промышленности.
     

5.3 Формат расчета
     
 

5.3.1 Общие сведения
     
     Формат расчета в настоящем стандарте основан на расчетах предельных состояний и частных коэффициентов безопасности, также известный как метод проектирования по коэффициентам нагрузок и сопротивления (LRFD).
     

5.3.2 Классификация перекачиваемых продуктов
     

5.3.2.1 Продукты, транспортируемые по трубопроводной системе, должны быть классифицированы, исходя из степени их опасности, в соответствии с таблицей 5.1.
     
     
Таблица 5.1 - Классификация перекачиваемых продуктов
     

Категория продукта

Описание категории продукта

А

Обычные невоспламеняющиеся жидкости на водной основе

В

Легковоспламеняющиеся и/или токсичные вещества, которые являются жидкостями в условиях температуры окружающей среды и атмосферного давления. Типовыми примерами могут быть нефть и нефтепродукты. Метанол также является примером легковоспламеняющейся и токсичной жидкости

С

Невоспламеняющиеся вещества, которые являются нетоксичными газами в условиях температуры окружающей среды и атмосферного давления. Типовыми примерами могут быть азот, двуокись углерода, аргон и воздух

D

Нетоксичный, однофазный природный газ

Е

Легковоспламеняющиеся и/или токсичные продукты, которые являются газами в условиях температуры окружающей среды и атмосферного давления и которые транспортируются в виде газов и/или жидкостей. Типовыми примерами могут быть водород, природный газ (не попадающий в категорию D), этан, этилен, сжиженный нефтяной газ (такой как пропан-бутан), газовый конденсат, аммиак и хлор


     

5.3.2.2 Газы или жидкости, не приведенные в таблице 5.1, должны относиться к категории, содержащей вещества, наиболее сходные по потенциалу опасности к оцениваемым. Если категория продукта не ясна, необходимо предполагать самую опасную категорию.
     

5.3.3 Классы местоположения
     

5.3.3.1 Трубопроводная система должна классифицироваться по классам местоположения, приведенным в таблице 5.2.
     
     
Таблица 5.2 - Классы местоположения
     

Обозначение класса

Определение

1

Зона редкого присутствия человека вдоль трассы трубопровода

2

Часть трубопровода, райзера в зоне около платформы (с персоналом) или в зонах с интенсивной человеческой деятельностью. При определении класса местоположения 2 следует основываться на соответствующем анализе рисков. Если такой анализ не проводится, то должно быть принято минимальное расстояние в 500 м


     

5.3.4 Классы безопасности
     

5.3.4.1 Проектирование трубопроводов должно основываться на потенциальных последствиях отказов. В настоящем стандарте это определяется концепцией классов безопасности. Класс безопасности может меняться в зависимости от различных стадий эксплуатации и местоположения трубопроводов. Классы безопасности представлены в таблице 5.3.
     
     
Таблица 5.3 - Классификация классов безопасности
     

Обозначение класса безопасности

Определение

Низкий

Если отказ влечет за собой низкий риск травматизма людей и незначительные последствия для окружающей среды и экономики, обычный классификационный уровень для стадии монтажа

Нормальный

Для временных условий, при которых отказ влечет за собой риск травматизма людей, существенные загрязнения окружающей среды или весьма значительные экономические и политические последствия, обычный классификационный уровень для эксплуатации вне зоны платформы

Высокий

Для условий эксплуатации, при которых отказ влечет за собой высокий риск травматизма людей, существенные загрязнения окружающей среды или весьма значительные экономические и политические последствия, обычный классификационный уровень в течение эксплуатации для местоположения класса 2


     
     Частные коэффициенты безопасности, относящиеся к классам безопасности, приводятся в 8.4.2.
     

5.3.4.2 В условиях штатной эксплуатации применяются классы безопасности, указанные в таблице 5.4.
     
     
Таблица 5.4 - Классификация классов безопасности в условиях штатной эксплуатации*
_______________
     * Могут существовать другие классификации в зависимости от условий и серьезности отказов трубопровода. Для трубопроводов, у которых некоторые последствия являются более тяжелыми по сравнению со штатным уровнем, т.е. для которых приведенная выше таблица неприменима, выбор более высокого класса безопасности должен также учитывать влияние на достигаемую общую безопасность. Если общий рост безопасности предельный, выбор более высокого класса безопасности может оказаться неоправданным.
     
     

Стадия

Категория продукта

А, С

В, D и E

Класс местоположения

1

2

1

2

Временная ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования

Низкий

Низкий

Низкий

Низкий

Эксплуатации

Низкий

Нормальный ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования

Нормальный

Высокий

ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования Монтаж вплоть до ввода в эксплуатацию (временная стадия) обычно относится к классу безопасности "Низкий".

     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования Для отнесения к классам безопасности для временных стадий после ввода в эксплуатацию должны быть особо учтены последствия отказа, т.е. присвоен класс безопасности выше "Низкого".

     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования Райзеры в ходе штатной эксплуатации обычно относятся к классу безопасности "Высокий".


     

5.3.5 Методология расчета по частным коэффициентам безопасности
     

5.3.5.1 Фундаментальный принцип методологии расчета по частным коэффициентам безопасности состоит в проверке того, что расчетные нагрузки (с учетом коэффициентов) не превышают расчетного (с учетом коэффициентов надежности по материалу и др.) сопротивления какому-либо из рассматриваемых видов отказа. Действие расчетной нагрузки с учетом коэффициентов рассчитывают путем умножения нормативного значения нагрузки на коэффициент надежности по нагрузке. Сопротивление с учетом коэффициентов рассчитывают путем деления нормативного сопротивления на коэффициент надежности по материалу.
     

5.3.5.2 Уровень безопасности считается удовлетворительным, если результат действия расчетной нагрузки ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования не превышает расчетного сопротивления ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования
     

ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования. (5.1)

5.3.5.3 Действие расчетной нагрузки основано (или является функцией) на действии нагрузок с учетом коэффициентов, уточненных, где это требуется, особым коэффициентом условий работы ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования. Действия нагрузок с учетом коэффициентов группируются в соответствии с функцией предельного состояния для отказа соответствующего вида.
     

5.3.5.4 Представленные в настоящем стандарте коэффициенты надежности по нагрузкам, коэффициенты безопасности (по классу безопасности) и коэффициенты надежности по материалу, связанные с предельными состояниями, выверены с использованием методологии, основанной на вероятностном подходе, для различных классов безопасности.
     

5.3.5.5 Нормативные значения нагрузок и сопротивлений в настоящем стандарте обычно задаются как значения процентилей для соответствующего распределения вероятности. Они должны быть основаны на надежных данных, использующих признанные статистические методики.
     
     Примечание - Нормативные значения сопротивления в настоящем стандарте не обязательно отражают средние значения или некоторые значения процентилей. Полученные в результате расчетные формулы обеспечивают критерии расчета как полноту неопределенности модели, систематические ошибки при определении нагрузок и т.д. Однако при повторном определении этих формул с целью обеспечения указанной полноты необходимо соблюдать осторожность.
     
     

5.3.5.6 Комбинации нагрузок и соответствующие коэффициенты надежности по нагрузкам приведены в 8.4.3. Предельные состояния и соответствующие расчетные коэффициенты даны в 8.4.2.
     

5.3.6 Расчет надежности
     

5.3.6.1 Альтернативой описанному и используемому в настоящем стандарте методу LRFD может являться расчет конструктивной надежности (SRA), при условии что:
     
     - он используется для классификации определенных предельных состояний, не рассмотренных в настоящем стандарте;
     
     - метод соответствует классификационным замечаниям [1];
     
     - подход обеспечит достаточную безопасность в соответствии с указанными в настоящем стандарте положениями.
     
     Примечание - В частности, это подразумевает, что надежность, рассчитанная по методу предельных состояний, не противоречит критериям несущей способности по давлению, установленным в разделе 8.
     
     

5.3.6.2 Расчет конструктивной надежности должны выполнять компетентные и квалифицированные специалисты, а распространение на новые области применения должны подтверждаться технической проверкой.
     

5.3.6.3 Насколько это возможно, заданные уровни надежности должны быть определены по идентичным или подобным конструкциям трубопроводов, которые спроектированы на основании настоящего стандарта и обладают достаточной безопасностью. Если это неосуществимо, заданный уровень надежности должен основываться на виде отказов и классе безопасности, как задано в таблице 5.5.
     
     
Таблица 5.5 - Приемлемые вероятности отказов в зависимости от классов безопасности
     

Классификация предельных состояний

База вероятностей

Значение вероятных отказов для класса безопасности

низкого

нормального

высокого

Предельное состояние по критерию пригодности к нормальной эксплуатации (по текучести), SLS

На трубопровод в год ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования

10 ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования

10 ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования

10 ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования

Основное предельное состояние, ULS

На трубопровод в годГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования

10 ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования

10 ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования

10 ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования

Предельное состояние по критерию усталости, FLS

На трубопровод в годГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования

Особое (чрезвычайное) предельное состояние, ALS

На трубопровод в годГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования

ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования Или период продолжительности временной стадии.

     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования Вероятность отказа будет эффективно определяться последним годом эксплуатации или перед проведением инспекции, в зависимости от принятой философии инспектирования.

     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования Относится к общей допустимой вероятности серьезных последствий.


     

6 Основы проектирования и документация

6.1 Общие сведения
     
 

6.1.1 Цель раздела
     

6.1.1.1 Настоящий раздел устанавливает подход к определению основных характеристик разработки месторождения. Устанавливаются основные требования к проектированию, строительству, эксплуатации и переосвидетельствованию трубопроводных систем.
     

6.1.1.2 Настоящий раздел также устанавливает минимальные требования к документации на проектирование, изготовление, монтаж и эксплуатацию.
     

6.1.2 Принципы разработки концепции
     

6.1.2.1 Для выполнения вышеизложенного должны быть установлены данные и описание разработки месторождения и общей схемы трубопроводной системы.
     

6.1.2.2 Данные и описание должны включать в себя (если это приемлемо) следующее:
     
     - задачи обеспечения безопасности;
     
     - местоположение, условия на входе и на выходе;
     
     - описание трубопроводной системы с ее общей организацией и границами;
     
     - функциональные требования, в том числе ограничения разработки месторождения, например защитные барьеры и подводная запорная арматура;
     
     - монтаж, ремонт и замена элементов трубопровода, запорной арматуры, силовых приводов и фитингов;
     
     - планы и регламент проекта, в том числе запланированный период года для проведения монтажа;
     
     - расчетный срок эксплуатации, в том числе техническое описание начала срока эксплуатации, например окончательные мероприятия по вводу в эксплуатацию, монтаж и т.п.;
     
     - данные о продукте, подлежащем транспортированию, в том числе возможные изменения в течение расчетного срока эксплуатации трубопроводной системы;
     
     - производительность транспортирования и данные о размерах трубопровода;
     
     - учет возможных нарушений норм в трубопроводной системе;
     
     - геометрические ограничения, такие как требования к постоянству внутреннего диаметра, к фитингам, запорной арматуре, фланцам и использованию гибких труб или райзеров;
     
     - требования к пропуску внутритрубных устройств, таким как радиус кривизны, овальность труб и расстояние между различными фитингами, влияющим на проектирование узлов пуска/приема очистных устройств;
     
     - вынос песка;
     
     - деятельность второй и третьей сторон.
     

6.1.3 План исполнения
     
     Должен быть разработан план исполнения, включающий следующие темы:
     
     - общую информацию, в том числе организацию проекта, объем работ, вопросы, требующие согласования, стадии разработки и стадии производства;
     
     - контакты с покупателем, административными властями, третьей стороной, подрядчиками по проведению инженерно-технических работ, проверки и строительства;
     
     - правовые аспекты, например страховку, договоры, планирование территории.
     

6.1.4 Строительство, эксплуатация и ликвидация
     

6.1.4.1 Планирование и проектирование трубопроводной системы должны охватывать все стадии разработки, включая строительство, эксплуатацию и ликвидацию.
     
     Монтаж
     

6.1.4.2 Для деятельности всех видов, связанной с монтажом, должны быть подготовлены подробные планы, чертежи и технологии. Должно учитываться, как минимум, следующее:
     
     - изыскания трассы трубопровода;
     
     - работы в море;
     
     - монтаж трубопровода;
     
     - операции по стыковке плетей трубопровода;
     
     - обследование состояния укладки;
     
     - корректировка свободных пролетов и защита трубопровода;
     
     - монтаж защитных и опорных конструкций;
     
     - монтаж райзеров;
     
     - обследование непосредственно после завершения строительства;
     
     - окончательные испытания и подготовка к эксплуатации.
     
     Эксплуатация
     

6.1.4.3 Перед началом эксплуатации должны быть подготовлены планы по эксплуатации, инспекции, техническому обслуживанию и ремонту трубопровода.
     

6.1.4.4 Все аспекты эксплуатации должны рассматриваться при выборе концепции трубопровода.
     

6.1.4.5 Планирование эксплуатации трубопроводной системы должно учитывать, как минимум, следующие вопросы:
     
     - организации и управления;
     
     - пуска и отключения;
     
     - эксплуатационных ограничений;
     
     - технического обслуживания;
     
     - коррозионного контроля, инспекции и мониторинга;
     
     - общей проверки;
     
     - особых видов деятельности.
     
     Ликвидация
     

6.1.4.6 Должна быть спланирована и подготовлена ликвидация трубопровода.
     

6.1.4.7 Выбор концепции трубопровода должен основываться на определении какого-либо существенного влияния на прекращение эксплуатации трубопровода.
     

6.1.4.8 Оценка ликвидации трубопровода должна включать в себя следующее:
     
     - характеристику окружающей среды, в особенности, загрязнения;
     
     - помехи движению судов;
     
     - помехи рыболовной деятельности;
     
     - коррозионное воздействие на другие сооружения.
     

6.2 Принципы проектирования системы
     
 

6.2.1 Работоспособность системы
     

6.2.1.1 Трубопроводные системы должны проектироваться, сооружаться и эксплуатироваться таким образом, чтобы они:
     
     - удовлетворяли требованиям по производительности транспортирования;
     
     - выполняли определенные задачи обеспечения безопасности и обладали требуемым сопротивлением нагрузкам при запланированных условиях эксплуатации;
     
     - обладали достаточным запасом надежности по отношению к аварийным нагрузкам или незапланированным условиям эксплуатации.
     

6.2.1.2 На стадии проектирования должна быть оценена возможность изменения вида или состава продукта, подлежащего транспортированию в течение срока эксплуатации трубопроводной системы.
     

6.2.1.3 Любое переосвидетельствование, необходимое вследствие изменений условий проекта, должно проходить в соответствии с требованиями, изложенными в разделе 14.
     

6.2.2 Мониторинг/инспекция в течение эксплуатации
     

6.2.2.1 Параметры, влияющие на работоспособность трубопроводной системы, должны контролироваться и оцениваться с частотой, позволяющей принимать меры по устранению неисправности до момента повреждения системы.
     
     Примечание - Частота 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 инспекций.
     
     

6.2.2.2 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.
     

6.2.2.3 Давление в трубопроводной системе не должно превышать расчетного давления при нормальном установившемся режиме эксплуатации.
     

6.2.3 Система контроля давления
     

6.2.3.1 Для того чтобы предотвратить повышение внутреннего давления в какой-либо части трубопроводной системы до избыточного уровня, может быть использована система контроля давления. Система контроля давления состоит из системы регулировки давления, системы аварийной защиты от превышения давления и соответствующих контрольно-измерительных приборов и сигнальных систем.
     

6.2.3.2 Системы регулировки давления предназначены для поддержания рабочего давления в приемлемых пределах в условиях нормальной эксплуатации. Установленное значение давления системы регулировки давления должно быть таким, чтобы местное расчетное давление не превышалось ни в одной из точек трубопроводной системы. Необходимо учитывать допуски системы регулировки давления и соответствующих ей контрольно-измерительных приборов (см. рисунок 3.1).
     

6.2.3.3 Системы аварийной защиты от превышения давления предназначены для защиты находящихся ниже по движению продукта участков системы при аварийном режиме работы, т.е. в случае неисправности системы регулировки давления. Система аварийной защиты от превышения давления должна работать автоматически и с таким установленным значением давления, чтобы вероятность превышения внутреннего давления в какой-либо точке трубопроводной системы местного аварийного давления была низкой.
     
     Примечание - Обычно принимается вероятность превышения максимального давления менее 10ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования в год.
     
     

6.2.3.4 Для системы аварийной защиты от превышения давления установленное значение максимального допустимого аварийного давления должно быть таким, чтобы местное аварийное давление не превышалось ни в одной из точек трубопроводной системы. Необходимо учитывать допуски системы аварийной защиты от превышения давления. Следовательно, максимальное допустимое аварийное давление равно аварийному давлению минус рабочий допуск системы защиты от аварий, связанных с давлением.
     

6.2.3.5 Отношение между значениями аварийного давления и расчетного давления ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования обычно равно 1,10, оно также является максимальным допустимым отношением. Местное аварийное давление может быть выражено как:
     

ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования, (6.1)


где ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - разность высот между рассматриваемой точкой и базисной точкой;
     
     ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования - плотность находящегося в трубопроводе продукта.
     
     При условии удовлетворения требованиям к системе аварийной защиты от превышения давления отношение аварийного давления к расчетному давлению ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования может быть принято меньшим 1,10, но не менее 1,05.
     

6.2.3.6 В системе аварийной защиты от превышения давления нет необходимости, если источник давления в трубопроводе не способен создавать давление, превышающее максимальное аварийное давление. Для условий, приведенных в таблице 6.1, в качестве аварийного давления должны приниматься указанные давления.
     
     
Таблица 6.1 - Выбор аварийных давлений для специфических условий
     

Условие эксплуатации

Значение давления ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования

Если расчетное давление равно полному давлению при отключении

ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования

Испытания системы давлением

ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования


     

6.2.3.7 Трубопроводная система может быть разделена на участки с различными значениями расчетного давления при условии, что для каждого участка местное расчетное давление не может быть превышено при обычных условиях эксплуатации и что максимальное аварийное давление не может быть превышено при аварийных условиях работы.
     

6.2.3.8 Если трубопроводная система соединяется с другими системами с отличными значениями давлений, должно быть выполнено согласование двух систем на основании максимального аварийного давления.
     

6.3 Трасса трубопровода
     
 

6.3.1 Местоположение
     

6.3.1.1 Трасса трубопровода должна быть выбрана с должным вниманием к обеспечению безопасности населения и персонала, защите окружающей среды и к возможности повреждения трубы или другого оборудования. Факторы, которые необходимо учитывать при выборе трассы трубопровода, как минимум, следующие:
     
     - движение судов;
     
     - рыболовство;
     
     - морские установки;
     
     - существующие трубопроводы и кабели;
     
     - нестабильность морского дна;
     
     - просадка грунта;
     
     - неровность морского дна;
     
     - мутьевые потоки;
     
     - сейсмическая активность;
     
     - помехи;
     
     - зоны отвала для отходов, боеприпасов и т.д.;
     
     - горные выработки;
     
     - зоны военных учений;
     
     - места археологического значения;
     
     - подверженность повреждениям природного происхождения;
     
     - районы, богатые устрицами.
     

6.3.1.2 При выборе трассы трубопровода должна учитываться предполагаемая в последствии деятельность на море и предполагаемые разработки в районе трубопровода.
     

6.3.2 Изыскания трассы
     

6.3.2.1 Вдоль планируемой трассы трубопровода должно быть проведено изыскание для накопления данных, необходимых для проектирования и строительства.
     

6.3.2.2 Коридор изысканий должен иметь достаточную ширину, чтобы определить коридор трубопровода, который будет обеспечивать безопасные монтаж и эксплуатацию трубопровода.
     

6.3.2.3 Требуемая точность изысканий в пределах предлагаемой трассы может меняться. Помехи, значительные изменения топографии морского дна или особые глубинные условия могут привести к необходимости более подробных изысканий.
     

6.3.2.4 Необходимы исследования для обнаружения возможных несоответствий с существующими и планируемыми установками и возможных остатков кораблекрушений и преград. Среди примеров таких установок - другие подводные трубопроводы, силовые кабели и кабели связи.
     

6.3.2.5 Результаты изысканий должны быть представлены на точных картах трассы, показывающих положение трубопровода и связанного с ним оборудования, вместе с характеристиками морского дна.
     

6.3.2.6 Могут понадобиться особые изыскания трассы в местах выхода трубопровода на берег, для того чтобы определить:
     
     - природные условия, обусловленные особенностями прилегающей береговой территории;
     
     - расположение выхода трубопровода на берег, позволяющее облегчить монтаж;
     
     - местоположение, призванное свести к минимуму воздействие на окружающую среду.
     

6.3.2.7 Изысканиями трассы должны быть охвачены все топографические особенности, которые могут повлиять на устойчивость и монтаж трубопровода, включая следующие, но не ограничиваясь ими:
     
     - помехи в виде обнажения скальных пород, крупной гальки, углублений и т.п., которые могут потребовать проведения перед монтажом трубопровода работ по выравниванию морского дна или удалению грунта;
     
     - топографические особенности, которые содержат потенциально неустойчивые склоны, песчаные волны, глубокие впадины и эрозию в виде следов размыва или остатков осадочных пород.
     

6.3.3 Свойства морского дна
     

6.3.3.1 Для отложений морского дна должны быть определены геотехнические условия, необходимые для оценки воздействий или соответствующих условий нагружения, включая возможные неустойчивые отложения вблизи трубопровода. Инструкции по исследованию грунта для трубопроводов изложены в [2].
     

6.3.3.2 Геотехнические свойства могут быть определены на основании имеющейся общей геологической информации, результатов сейсмических исследований, топографических исследований морского дна и испытаний на месте и в лаборатории. Дополнительная информация может быть получена с помощью визуального контроля или особых испытаний, например испытаний по вдавливанию труб.
     

6.3.3.3 Особую важность для поведения трубопровода имеют следующие параметры грунта:
     
     - прочность на сдвиг (прочность на сдвиг для глины в естественном состоянии и подвергнутой механической обработке и неосушенной, угол трения для песков);
     
     - соответствующие модули деформации.
     
     Эти параметры должны быть предварительно определены на основании соответствующих лабораторных испытаний или интерпретации испытаний на месте работ. Кроме того, должны быть приняты во внимание результаты испытаний по классификации и определению строительных свойств грунта, таких как:
     
     - плотность;
     
     - влажность;
     
     - пределы текучести и пластичности;
     
     - распределение частиц по размерам;
     
     - содержание карбонатов;
     
     - результаты других соответствующих испытаний.
     

6.3.3.4 Первостепенную важность имеют характеристики нескольких верхних сантиметров грунта, которые определяют поведение трубопровода, лежащего на морском дне. Определение параметров грунта для очень неглубоких слоев может быть менее точным, чем для более глубоких слоев грунта. Дополнительную неопределенность могут вносить различия в верхних слоях грунта между местами испытаний грунта. Поэтому параметры грунта, используемые при проектировании, должны быть определены с верхним и нижним пределами. Нормативное значение параметра грунта, применяемое при проектировании, должно определяться как с верхним так и с нижним пределами, в зависимости от того, какое из них является более критическим для рассматриваемого предельного состояния.
     

6.3.3.5 В зонах, в которых материал морского дна подвергается эрозии, могут потребоваться особые исследования течений и волновых режимов у дна, в том числе эффектов в пограничном слое, необходимые для расчетов устойчивости трубопроводов на морском дне и оценки свободных пролетов трубопровода.
     

6.3.3.6 Могут потребоваться особые исследования материала морского дна для оценки специфических проблем, как например:
     
     - проблем в отношении разработки траншеи и операций по заглублению трубопровода;
     
     - проблем в отношении пересечения трубопроводов;
     
     - проблем с осадкой трубопроводной системы и/или защитной конструкции в местах расположения арматуры, тройников;
     
     - вероятность сдвигов грунта или разжижения в результате повторного действия нагрузок;
     
     - учет наружной коррозии.
     

6.3.3.7 Детали трубопровода (например, арматура, тройники) не следует располагать на криволинейных участках трассы трубопровода.
     

6.4 Условия окружающей среды
     
 

6.4.1 Общие замечания
     

6.4.1.1 Должны быть учтены воздействия природных явлений, относящиеся к соответствующему положению и рассматриваемому режиму эксплуатации. В качестве базиса для определения условий окружающей среды могут быть использованы принципы и методы, описанные в [3].
     

6.4.1.2 Должны быть рассмотрены природные явления, которые могут повлиять на нормальную работу системы или вызвать снижение надежности или безопасности системы, в том числе:
     
     - ветер;
     
     - приливы и отливы;
     
     - волны;
     
     - внутренние волны и другие эффекты вследствие изменений в плотности воды;
     
     - течения;
     
     - лед;
     
     - землетрясения;
     
     - состояние грунтов;
     
     - температура;
     
     - рост морских отложений, обрастание ракушками и водорослями.
     

6.4.2 Сбор данных об окружающей среде
     

6.4.2.1 Данные об окружающей среде географических зон, в которых предстоит монтировать трубопроводную систему, должны быть собраны в достаточном объеме. Если для рассматриваемого географического района нет достаточного количества данных, могут быть использованы оценки, основанные на данных по другим близким регионам.
     

6.4.2.2 Для оценки условий окружающей среды по трассе трубопровода он может быть разделен на ряд участков, каждый из которых характеризуется определенной глубиной, топографией дна и другими факторами, определяющими условия окружающей среды.
     

6.4.2.3 Параметры окружающей среды должны быть описаны с использованием значений, основанных на статистических данных или длительных наблюдениях.
     

6.4.2.4 Для описания параметров окружающей среды случайной природы (например, ветер, волны) должны быть использованы статистические данные. Параметры должны быть получены статистически с помощью апробированных методов.
     

6.4.2.5 Должна быть проведена оценка влияния статистической неопределенности, связанной с количеством и точностью данных, и, если она существенна, это следует учесть при оценке воздействия нормативной нагрузки.
     

6.4.3 Ветер
     

6.4.3.1 При проектировании райзеров должны учитываться ветровые воздействия, включая возможность вызванных ветром колебаний открытых свободных пролетов. Должно быть принято во внимание влияние ветра на стадии строительства.
     

6.4.3.2 Для райзера, расположенного рядом с другими конструктивными частями, при определении действия ветра должны быть учтены возможные воздействия вследствие возмущений поля течения. Такие воздействия могут быть вызваны нарастанием или снижением скорости ветра или динамическими возмущениями от вихрей, распространяющихся от соседних частей конструкции.
     

6.4.4 Приливы и отливы
     

6.4.4.1 Воздействия приливов и отливов должны быть учтены, если глубина воды является существенным параметром, например для определения действий волн, планирования операций по прокладыванию трубопроводов, в особенности, на участках подходов к берегу, выходов трубопровода на берег, определении максимального и минимального давления воды и т.д.
     

6.4.4.2 Предполагаемый максимальный прилив должен включать в себя как астрономический уровень прилива, так и штормовой нагон воды. Минимальные оценки отлива должны быть основаны на астрономическом уровне отлива и возможном отрицательном штормовом нагоне.
     

6.4.5 Волны
     

6.4.5.1 Данные о волнах, которые должны учитываться при проектировании райзеров, в принципе совпадают с данными о волнах, используемыми при проектировании подводных конструкций, служащих опорой райзера.
     

6.4.5.2 Для райзеров и трубопровода должны быть приняты во внимание прямые и опосредованные волновые воздействия.
     
     Примечание - Примерами прямых воздействий являются действия волн на райзер и на трубопровод в ходе монтажа или когда он лежит на морском дне. Среди примеров опосредованных волновых воздействий - наложенные на райзер деформации через опоры райзера вследствие смещений платформы, обусловленных волнами, и перемещения трубопровода в ходе операций по укладке, вызванные движениями судна-трубоукладчика.
     
     

6.4.5.3 Используемая волновая теория должна быть способна описать кинематику волн на рассматриваемой определенной глубине моря.
     

6.4.5.4 Должны быть учтены рефракция волн и эффекты обмеления, экранирования и отражения.
     

6.4.5.5 Если райзер или трубопровод расположены рядом с другими частями конструкции, при определении действий волн должны быть приняты во внимание возможные воздействия вследствие нарушения поля течения. Такие воздействия могут быть обусловлены повышением или снижением скорости течения или динамическими возмущениями от вихрей, распространяющихся от соседних частей конструкции.
     

6.4.5.6 Необходимо учитывать направление волн и короткую трехмерность волнения, если это необходимо.
     

6.4.6 Течение
     

6.4.6.1 Воздействие течения должно учитываться для райзеров и трубопроводов.
     

6.4.6.2 Скорости течения должны учитывать приливы и отливы, вызванные ветром течения, течения штормового нагона воды, течения, обусловленных различием плотности, и других возможных явлений, связанных с течением. В прибрежных районах следует учесть течение вдоль берега из-за разрушения волн.
     

6.4.6.3 Для трубопроводов при монтаже и для райзеров на месте установки необходимо учитывать изменения значения скорости течения и направления как функции от глубины воды. Для райзеров распределение скоростей течения должно быть таким же, как используемое при проектировании морской конструкции, служащей опорой райзера.
     

6.4.7 Лед
     

6.4.7.1 Для зон с образованием или нагоном льда необходимо учитывать следующие воздействия:
     
     - усилия воздействия льда на трубопроводную систему;
     
     - удары от дрейфующего льда;
     
     - пропахивание морского дна;
     
     - проблемы, вызываемые льдом, в ходе строительства и монтажа, рост волновой нагрузки вследствие увеличенного диаметра трубопровода.
     

6.4.8 Температура воздуха и морской воды
     

6.4.8.1 Для проектирования должны быть собраны статистические данные о температуре воздуха и морской воды, которые дают соответствющие расчетные значения. Минимальная и максимальная расчетная температуры должны предпочтительно основываться на периоде наблюдений в несколько лет.
     

6.4.8.2 Может потребоваться текущий контроль температуры в течение стадий строительства, монтажа и ввода в эксплуатацию, если влияние температуры или температурных изменений оказывает существенное воздействие на безопасность трубопроводной системы.
     

6.4.9 Рост морских отложений
     

6.4.9.1 Должно учитываться воздействие роста морских отложений и обрастаний на трубопроводных системах, принимая во внимание как биологические, так и иные природные явления, свойственные местоположению.
     

6.4.9.2 Оценка гидродинамических нагрузок на трубопроводы, подвергающиеся накоплению растущих морских отложений, должна учитывать рост действительного диаметра и шероховатости поверхности.
     

6.5 Наружные и внутренние условия для труб
     
 

6.5.1 Наружные условия эксплуатации
     

6.5.1.1 Для выбора и детального проектирования контроля наружной коррозии должны быть определены следующие условия, связанные с окружающей средой, в дополнение к перечисленным в 6.4.1.2:
     
     - условия незащищенности от воздействий, например засыпка, отвалы скальной породы и т.п.;
     
     - удельное сопротивление морской воды и отложений.
     

6.5.1.2 Прочие условия, которые оказывают влияние на наружную коррозию и которые должны быть определены:
     
     - кривая максимальной и средней рабочей температуры вдоль трубопровода и в поперечном направлении по толщине стенки трубы;
     
     - технология изготовления и монтажа трубопровода;
     
     - требования к механической защите, вес в погруженном состоянии и тепловая изоляция в течение эксплуатации;
     
     - расчетный срок эксплуатации.
     

6.5.2 Учет условий строительства
     
     Должно быть подготовлено описание условий, которым подвергаются трубы в течение хранения, строительства, монтажа, испытаний давлением и ввода в эксплуатацию. Должны быть рассмотрены продолжительность воздействий морской воды или влажного воздуха и необходимость в использовании ингибиторов или других мер по контролю коррозии.
     

6.5.3 Учет условий эксплуатации
     
     Для того чтобы оценить необходимость в контроле внутренней коррозии, в том числе припуск на коррозию, и определить требования к инспекциям и текущему контролю, должны быть определены следующие условия:
     
     - кривая максимальной и средней рабочей температуры/давления вдоль трубопровода и ожидаемые изменения на протяжении расчетного срока эксплуатации;
     
     - скорость течения и режимы течения перекачиваемого продукта;
     
     - состав перекачиваемого продукта (первоначальный и предполагаемые изменения в течение расчетного срока эксплуатации) с особым вниманием к потенциально агрессивным составляющим (например, сероводороду, двуокиси углерода, содержанию воды и ожидаемому содержанию растворенных в нем солей, остаточному кислороду и активному хлору в морской воде);
     
     - химические добавки и требования к периодической очистке;
     
     - требования к проверкам коррозионных дефектов и ожидаемые эксплуатационные характеристики инструментов контроля (т.е. пределы выявляемости и значения характеристик для определенных форм коррозионных дефектов);
     
     - должна быть учтена вероятность эрозии какими-либо твердыми частицами, содержащимися в перекачиваемом продукте [4].
     

6.6 Документация
     
 

6.6.1 Общие указания
     

6.6.1.1 Настоящий раздел определяет требования к документации на проектирование, изготовление, сборку, монтаж, ввод в эксплуатацию и эксплуатацию.
     

6.6.1.2 Все требования кдокументации должны быть отражены в реестре документов. Документация должна охватывать проектирование, изготовление, сборку, монтаж и ввод в эксплуатацию. Как минимум, реестр должен отражать деятельность от начала проектно-конструкторских работ до пуска трубопроводной системы в эксплуатацию.
     

ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования

Название документа: ГОСТ Р 54382-2011 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования

Номер документа: 54382-2011

Вид документа: ГОСТ Р

Принявший орган: Росстандарт

Статус: Действующий

Опубликован: официальное издание

М.: Стандартинформ, 2012 год

Дата принятия: 19 августа 2011

Дата начала действия: 01 марта 2012
Информация о данном документе содержится в профессиональных справочных системах «Кодекс» и «Техэксперт»
Узнать больше о системах