6.1.18 При выборе трассы морского трубопровода необходимо пересекать береговую зону под прямым углом или под углом, обеспечивающим благоприятные инженерно-геологические условия и сокращение длины трубопровода.
6.1.19 Трассу морского трубопровода следует выбирать на участке с устойчивым дном и берегом, наименее подверженными воздействию волн, предпочтительно на прямолинейных участках, где отсутствуют острова и протоки.
При выборе трассы следует избегать сложных участков:
- сложенных скальными грунтами;
- интенсивного разрушения береговых участков в результате эрозионной активности;
заболоченного или очень крутого обрывистого берега, предпочтительно выбирая участок берега, имеющий в плане плавное очертание, без резких колебаний и глубоких впадин дна по трассе сооружения;
- развития оползневых явлений и активного карстообразования;
- интенсивного воздействия волн, а также в зонах действия разбитой волны и волны, отраженной от оградительных сооружений, располагаемых ближе 200 м от трубопровода.
6.1.20 Выбор трассы морского трубопровода на сложных участках должен быть обоснован в проектной (рабочей) документации с указанием дополнительных проектных решений по обеспечению безопасной эксплуатации трубопровода.
6.1.21 На береговом участке морского трубопровода должны быть установлены опознавательные знаки высотой 1,5–2,0 м от поверхности земли с указанием номера пикета, размеров охранной зоны, адреса, номера телефона эксплуатирующей организации и т. д.
6.2 Требования к конструкции морских трубопроводов
6.2.1 Диаметр морского трубопровода и величина внутреннего рабочего давления должны определяться, исходя из требуемого объема транспортируемого продукта, в соответствии с нормами технологического проектирования.
6.2.2 Толщину стенки морского трубопровода следует принимать на основании расчета на прочность и устойчивость от нагрузок и воздействий, действующих на трубопровод в период строительства и всего срока эксплуатации.
Исходя из условий транспортирования продукта, допускается проектировать морской трубопровод из труб со стенкой различной толщины в зависимости от падения рабочего давления по длине трубопровода и условий эксплуатации.
6.2.3 К основным критериям характеристики конструкции морского трубопровода относятся:
- свойства исходных материалов для строительства трубопровода (труб, соединительных деталей, арматуры, изоляционных покрытий, балластирующих устройств и др.), которые определяются их соответствием требованиям сертификатов или стандартов на эти изделия;
прочность трубопровода при заданных условиях эксплуатации по давлению и температуре, которая определяется соответствием принятых конструктивных решений трубопровода (толщина стенки труб, глубина заложения, радиусы изгиба, изоляционное покрытие и т. д.) требованиям действующих нормативных документов и настоящего свода правил;
качество строительства, которое определяется соответствием результатов строительного контроля при сооружении трубопровода требованиям действующих нормативных документов;
- стабильность проектного положения трубопровода в течение всего срока его эксплуатации;
- сохранность необходимого уровня коррозионной защиты трубопровода в течение всего срока его эксплуатации.
6.2.4 Допустимые радиусы упругого изгиба морского трубопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях следует определять расчетом из условия прочности, местной устойчивости стенок труб и устойчивого положения трубопровода под воздействием статических, динамических и температурных нагрузок.
Наименьший радиус кривизны должен быть не менее допустимого предельного радиуса изгиба трубопровода.
6.2.5 На морском трубопроводе должны быть предусмотрены камеры пуска-приема очистных устройств и снарядов-дефектоскопов, их расположение и конструкция определяются в проектной (рабочей) документации.
Конструкция трубопровода должна иметь постоянный внутренний диаметр, равнопроходную линейную арматуру и радиус изгиба не менее пяти диаметров трубопровода.
6.2.6 Конструктивное исполнение морского трубопровода (толщина стенки, изоляционное покрытие, теплоизоляция, катодная защита, способы балластировки) следует определять из условий прохождения трассы, избыточного давления, температуры, волнового и ледового режимов, охраны окружающей среды и требований безопасности.
6.2.7 Трубы, соединительные детали и сварочные материалы должны быть сертифицированы в Российской Федерации.
6.2.8 Для строительства морских трубопроводов следует применять бесшовные горячекатаные и прямошовные электросварные трубы из малоуглеродистых и низколегированных сталей.
6.2.9 Каждая партия труб должна иметь сертификат завода-изготовителя, а также данные по прочностным характеристикам металла, усталостной прочности, трещиностойкости, коррозионной стойкости, отсутствию дефектов и соответствовать техническим условиям на трубы.
6.2.10 Заводской допуск на овальность труб в любом сечении трубы не должен превышать + 0,5 %.
6.2.11 Сварка морских труб должна выполняться с учетом требований настоящего свода правил.
6.2.12 Для обеспечения устойчивости проектного положения (смещение оси и всплытия) от воздействия волн и течений морские трубопроводы следует балластировать сплошным утяжеляющим покрытием (как правило бетонным).
6.2.13 На прибрежных и мелководных участках морского трубопровода с интенсивными переформированиями дна и значительным гидродинамическим воздействием от волн и течений для обеспечения эксплуатационной надежности допускается проектировать морской трубопровод конструкции типа «труба в трубе» с заполнением межтрубного пространства цементным или цементно-песчаным раствором.
6.2.14 Для транспортирования подогретой нефти на участке выхода на берег трубопровод следует защищать теплоизоляционным покрытием, конструкция и толщина которого должны определяться в проектной (рабочей) документации на основании теплотехнических расчетов.
6.2.15 В проектной (рабочей) документации должны быть разработаны мероприятия по защите морского газопровода с момента его монтажа до конца срока эксплуатации.
6.2.16 В случае перекачки по морскому трубопроводу продукта с высоким содержанием серы морской трубопровод должен быть защищен от сероводородного растрескивания.
6.2.17 В сейсмически активном районе при необходимости жесткого соединения трубопровода с другими сооружениями или оборудованием следует предусматривать устройство криволинейных вставок или компенсирующих устройств, размеры и компенсационная способность которых следует устанавливать расчетом.
При прохождении участка трассы с грунтами, резко отличающимися друг от друга сейсмическими свойствами, следует предусматривать возможность свободного перемещения и деформирования трубопровода.
6.2.18 В зависимости от назначения морского трубопровода, его конструкции и местных условий в проектной (рабочей) документации должны быть определены места установки запорной арматуры, их количество, а также конструктивное решение обустройства мест расположения с учетом возможности проведения ремонтных работ.
Установка запорной арматуры на границе грунтов с сильно отличающимися физико-механическими характеристиками не допускается.
6.2.19 Запорная арматура, устанавливаемая на морском трубопроводе, должна быть оборудована устройствами, обеспечивающими дистанционное управление, сигнализацию в случае утечки транспортируемого продукта и аварийного отключения трубопровода.
6.2.20 Для защиты морского нефтепровода от повышения в нем давления, вызванного гидравлическим ударом, следует предусматривать установку автоматических регуляторов давления и сброс нефти в специальные резервуары многоцелевого назначения.
Запорная арматура также должна автоматически срабатывать при расхождении показаний количества транспортируемой нефти в узлах учета трубопровода.
6.3 Требования к сварным соединениям морских трубопроводов
6.3.1 Кольцевые сварные соединения морских трубопроводов, выполняемые дуговыми методами сварки, должны быть многослойными с обеспечением сплавления между слоями (валиками) и по кромкам свариваемых элементов и без конструктивного непровара.
6.3.2 Внешний вид и геометрические параметры сварных швов должны соответствовать требованиям настоящего свода правил. Корневой (первый) слой шва не должен иметь недопустимые по размерам наружные дефекты (непровары, утяжины, провисы, несплавления); усиление обратного валика в соединениях с толщиной стенки менее или равной 15 мм должно быть менее 0,2δ, в соединениях с толщиной стенки более 15 мм – не более 3,0 мм.
6.3.3 Подварочный слой шва (в случае необходимости его выполнения) должен иметь плавный переход к основному металлу без образования подрезов по кромкам, усиление от 1,0 до 3,0 мм и ширину от 8,0 до 10,0 мм.
6.3.4 Внутренний слой шва, выполненный автоматической двухсторонней сваркой в защитных газах, должен иметь плавный переход к основному металлу без образования подрезов по кромкам, усиление от 0,5 до 3,0 мм и ширину от 4,0 до 10,0 мм.
6.3.5 Внутренний слой шва, выполненный автоматической двухсторонней сваркой под флюсом, должен иметь плавный переход к основному металлу без образования подрезов по кромкам, усиление от 1,0 до 3,0 мм и ширину в соответствии с требованиями таблицы 6.1.
Т а б л и ц а 6.1 Геометрические параметры внутреннего слоя шва соединений труб, выполненного автоматической двухсторонней сваркой под флюсом
Нормативная толщина стенки трубы δ, мм | Глубина проплавления внутреннего слоя шва, hВ, мм | Ширина внутреннего слоя ВВ, мм, при сварке под агломерированным флюсом |
| От 12,0 до 14,0 включ. | hВ ≤ ½ SH + 1 | 16 2 |
| Св. 14,0 до 16,0 | hВ ≤ ½ SH + 1,5 | 17 2 |
| Св. 16,0 до 21,0 | 18 3 | |
| Св. 22,0 | 20 3 |