1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью "Газпром 335" (ООО "Газпром 335")

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 023 "Нефтяная и газовая промышленность"

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 30 августа 2022 г. N 59-пнст

Создание и развитие отечественных технологий и техники для освоения шельфовых нефтегазовых месторождений должно быть обеспечено современными стандартами, устанавливающими требования к проектированию, строительству и эксплуатации систем подводной добычи. Для решения данной задачи Министерством промышленности и торговли Российской Федерации и Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии реализуется "Программа по обеспечению нормативной документацией создания отечественной системы подводной добычи для освоения морских нефтегазовых месторождений". В объеме работ программы предусмотрена разработка национальных стандартов и предварительных национальных стандартов, областью применения которых являются системы подводной добычи углеводородов.

Целью разработки настоящего стандарта является установление единых правил и общих требований к разработке листов технических данных, определению соответствующих технических характеристик, типов, материалов и нормативных документов для проектирования элементов трубопроводных систем, применяемых при освоении морских месторождений углеводородов, обустраиваемых с использованием систем подводной добычи.

1.1 Настоящий стандарт устанавливает технические требования к проектированию трубопроводов и трубопроводной арматуры (далее - трубопроводные системы), используемых для нефтегазопромысловых комплексов, состоящих из морских платформ, береговых сооружений и систем подводной добычи углеводородов, применяемых при обустройстве морских месторождений.

Настоящий стандарт распространяется на однониточные трубопроводные системы, комплексы трубопроводов, размещенные один поверх другого и заключенные внутри несущей трубы, а также трубопроводы, монтируемые способами протаскивания по грунту, свободного погружения, укладки с трубоукладочного судна, опусканием со льда, укладкой с использованием наклонного бурения.

Настоящий стандарт не распространяется на гибкие трубы, на динамические или гибкие райзеры и шлангокабели.

1.2 Настоящий стандарт устанавливает общие положения по разработке листов технических данных и определению соответствующих технических характеристик, видов изделий, материалов и нормативных документов для проектирования элементов трубопроводных систем.

1.3 Настоящий стандарт содержит ограниченное количество примеров листов технических данных на трубопроводы и не содержит примеров листов технических данных на трубопроводную арматуру. При проектировании трубопроводных систем разработчику необходимо разработать соответствующие листы технических данных с учетом условий эксплуатации, руководствуясь требованиями настоящего стандарта.

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 24856 Арматура трубопроводная. Термины и определения

ГОСТ 27017 Изделия крепежные. Термины и определения

ГОСТ 32388 Трубопроводы технологические. Нормы и методы расчета на прочность, вибрацию и сейсмические воздействия

ГОСТ 33257 Арматура трубопроводная. Методы контроля и испытаний

ГОСТ 33260 Арматура трубопроводная. Металлы, применяемые в арматуростроении. Основные требования к выбору материалов

ГОСТ 33856 Арматура трубопроводная. Методика проведения испытаний на огнестойкость

ГОСТ ISO 3183 Трубы стальные для трубопроводов нефтяной и газовой промышленности. Общие технические условия

ГОСТ ISO 10684 Изделия крепежные. Покрытия, нанесенные методом горячего цинкования

ГОСТ Р 51365 (ИСО 10423:2003) Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование для бурения и добычи. Оборудование устья скважины и фонтанное устьевое оборудование. Общие технические требования

ГОСТ Р 53679 (ИСО 15156-1:2001) Нефтяная и газовая промышленность. Материалы для применения в средах, содержащих сероводород, при добыче нефти и газа. Часть 1. Общие принципы выбора материалов, стойких к растрескиванию

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

ГОСТ Р 57512 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Термины и определения

ГОСТ Р 59304 Нефтяная и газовая промышленность. Системы подводной добычи. Термины и определения

ГОСТ Р 59305 (ИСО 13628-1:2005) Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 1. Общие требования и рекомендации

ГОСТ Р ИСО 13628-4 Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация подводных эксплуатационных систем. Часть 4. Подводное устьевое оборудование и фонтанная арматура

ПНСТ 478-2020 Нефтяная и газовая промышленность. Системы подводной добычи. Подводное устьевое оборудование и фонтанная арматура. Технические условия

ПНСТ 524-2021 Нефтяная и газовая промышленность. Системы подводной добычи. Подводная трубопроводная арматура. Технические условия

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р 59304, ГОСТ Р 57512, ГОСТ 24856, ГОСТ 27017, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 велдофланец (weldoflange): Элемент трубопроводной конструкции, предназначенный для отвода трубопровода под углом 90° и представляющий собой изделие, изготовленное из стальной кованой заготовки, состоящее из фланца для крепления отвода и горловины для приварки к трубе встык.

3.2 коэффициент напряжения (stress ratio): Отношение номинального напряжения от давления (минимальная толщина стенки трубопровода за вычетом припусков) к допустимому напряжению при минимальной расчетной температуре.

3.3 лист технических данных (для трубопроводных систем) (technical data sheet (for pipeline systems)): Перечень технических характеристик, материалов и нормативных документов на элементы трубопровода, используемый при проектировании трубопроводной системы.

3.4 нипофланец (nipoflange): Элемент трубопроводной конструкции, предназначенный для отвода трубопровода под углом 90°, представляющий собой изделие, изготовленное из стальной кованой заготовки, состоящее из фланца для крепления отвода и удлиненной горловины для приварки к трубе встык, враструб или резьбового соединения.

3.5 отвод (branch): Элемент трубопроводной конструкции, предназначенный для плавного изменения направления трубопровода.

3.6 отсечная арматура с двойной изоляцией и спуском; DBB (double isolation and bleed valve, DIB): Арматура, выполненная в едином корпусе, имеющая две уплотнительные поверхности, каждая из которых в закрытом положении обеспечивает герметизацию среды под давлением относительно одного источника, со средством спуска среды из области между уплотнительными поверхностями.

3.7 сдвоенная запорно-спускная арматура (double block-and-bleed valve/DBB): Арматура, выполненная в едином корпусе, имеющая две уплотнительные поверхности, которые в закрытом положении обеспечивают герметизацию среды под давлением с обоих концов (патрубков) арматуры и спуск среды из области между уплотнительными поверхностями.

Примечание - Данный тип арматуры не обеспечивает двойной изоляционный барьер в полном его определении в случае ситуации, когда лишь одна сторона арматуры находится под давлением среды. Для обеспечения двойной изоляции (герметизации) используют отсечной клапан с двойной изоляцией и спуском.

3.8 тройник (tee): Элемент трубопроводной конструкции, предназначенный для присоединения к магистральному трубопроводу боковых ответвлений и распределения технологических потоков по трубопроводам.

3.9 трубопроводная система (pipeline system): Сооружение из труб, элементов трубопровода, арматуры, прочно и герметично соединенных между собой, предназначенное для транспортирования газообразных и жидких продуктов.

В настоящем стандарте использованы следующие сокращения и обозначения:

ЛТД - лист технических данных;

ПТФЭ - политетрафторэтилен;

ТПА - трубопроводная арматура;

NPT - дюймовая трубная конусная резьба;

PSI - фунт-сила на квадратный дюйм (единица измерения давления);

ppm - миллионная доля (единица измерения концентрации).

5.1.1 При проектировании трубопроводных систем необходимо учитывать требования настоящего стандарта и требования ГОСТ Р 54382, ГОСТ 32388, ГОСТ ISO 3183, ГОСТ Р 59305 (см. также [1]) и ПНСТ 478-2020.

5.1.2 Расчет прочности подводных трубопроводов должен выполняться в соответствии с ГОСТ Р 54382 (см. также [1]). Основным методом расчета трубопровода является формула Ламе для толстостенных цилиндров

где и - нормальное окружное и радиальное напряжение;

r_i и r₀ - внутренний и наружный диаметр трубопровода;

r - координата между значениями r_i и r₀ (для определения напряжений на внешней стенке трубопровода r = r₀, для определения напряжений на внутренней стенке трубопровода r = r_i).

5.1.3 Данные о трубопроводе: элементы трубопровода (примеры элементов трубопровода указаны в приложении А), материалы, сортамент труб, номинальное давление, нормативные документы (стандарты на размеры элементов, нормы проектирования) и прочие технические характеристики вносят в ЛТД.

5.1.4 Расчетное давление трубопроводных систем под действием расчетной температуры определяют на основании номинального давления.

Допускается кратковременное превышение номинального давления или допустимого напряжения от давления под действием температуры на указанную величину при выполнении одного из следующих условий:

- не более чем на 33% в течение 10 ч и не более 100 ч в год;

- не более чем на 20% в течение 50 ч и не более 500 ч в год.

При проектировании следует учитывать данные условия, как допустимые в течение всего срока эксплуатации трубопроводной системы.

5.1.5 Для фланцев допускается использовать допустимый класс давления (см. [2]):

- группа 1.2 - для трубопроводов 22Cr и 25Cr дуплексная сталь;

- группа 1.1 - для трубопроводов из титана класса 150 до 50 °C включительно;

- группа 1.1 - для трубопроводов из титана класса 300 до 50 °C включительно.

5.1.6 Допускается установление промежуточных номинальных значений давления для трубопроводов с учетом рекомендаций [2], используя метод интерполяции и экстраполяции, с последующим внесением их в ЛТД. При использовании промежуточных номинальных значений следует корректно учитывать завышенные значения расчетной температуры во избежание увеличения толщины стенки и давления гидростатических испытаний.

5.1.7 ЛТД на трубопровод отражает данные о стандартизованных элементах трубопровода, с указанием для каждого из них максимально допустимого номинального значения давления. Допускаются изменения номинального давления в зависимости от проектных условий. Таким образом, расчетное давление, используемое для ЛТД, может основываться на промежуточном номинальном значении давления, полученном в результате расчетов при использовании нестандартных размеров труб с учетом допусков изменения давления и температуры, приведенных в [3].

5.1.8 Установленное давление предохранительного клапана может быть ограничено до 120% расчетного давления, указанного в ЛТД, если учитывается условие, что давление полного открытия составляет не более 133% от расчетного давления в ЛТД.

5.1.9 Температурные пределы в ЛТД на трубопровод отражают рабочий диапазон температур трубопроводной системы.

5.1.10 Максимальные температурные пределы рабочих температур приведены в [5] для сред, содержащих соленую морскую воду.

5.1.11 Рекомендуемые максимальные температурные пределы для металлических материалов приведены в [3].

5.1.12 Рекомендуемые минимальные температурные пределы для металлических и неметаллических материалов приведены в [3] и [4].

5.1.13 Не допускается эксплуатация трубопровода при температурах ниже, чем температура испытаний на ударный изгиб, если коэффициент напряжения не превышает 0,3 (при продувке или стравливании давления).

5.1.14 Напряжения в фланцевых соединениях допускается учитывать для случаев эксплуатации трубопровода при температурах ниже температуры испытаний на ударный изгиб (см. [3]).

5.1.15 Расчеты фланцев могут выполняться с учетом [3].

5.1.16 Компактные фланцы могут быть рассчитаны на давление с учетом [5].

5.1.17 Резьбовые переходные фланцы должны иметь предохранительные отверстия для слива (см. [2]).

5.1.18 Для обеспечения необходимой механической прочности трубопроводной системы размером менее 2 дюймов следует использовать следующие типоразмеры труб DN в дюймах: 1/2, 3/4, 1 и 1 1/2. Минимальные требования материала могут определяться сортаментом 40/40S (см. [6] и [7]).

5.1.19 Крепежные изделия надводных фланцевых соединений, а также крепеж арматуры целесообразно выбирать с учетом [2], [8]. Крепежные изделия для подводных фланцевых соединений следует выбирать с учетом ГОСТ Р 51365.

5.1.20 Рекомендации по выбору материалов крепежа представлены в приложении Б, см. также [9].

5.1.21 При выборе материала крепежных изделий надводных фланцевых соединений, а также крепежа арматуры, находящейся под давлением, следует учитывать проектный срок службы объекта и стоимость затрат по замене крепежных изделий в течение данного периода времени.

5.1.22 Болты с оцинкованным покрытием из углеродистой стали применяются в качестве крепежа трубопроводной системы, но они имеют ограниченный срок службы под воздействием морской среды.

5.1.23 Для крепежа из коррозионно-стойких сплавов следует учитывать наличие следующих факторов мест крепления трубопроводов:

- охлаждение и конденсация;

- изоляция;

- расположение в зоне заплеска.

5.1.24 При использовании шайб в крепеже материал шайбы должен соответствовать материалу болта, шпильки.

5.1.25 Уплотнения, применяемые в трубопроводных системах транспортировки углеводородов, должны быть выполнены из огнестойких материалов, таких как графит или металл. Волокнистые уплотнения и уплотнения из ПТФЭ допускается использовать только для вспомогательных трубопроводных систем.

5.1.26 Для факельной системы необходимо использовать трубопроводы с увеличенной толщиной стенок с учетом вибрации.

5.1.27 При разработке ЛТД на трубопроводную систему надводного райзера необходимо вносить данные о минимально допустимом и принятом радиусах изгиба трубопровода, внутренних диаметрах, используемых тройниках с перегородками и арматуры, подходящих для проведения внутренней очистки и диагностики трубопроводной системы. Ответвления от данного трубопровода не являются частью системы надводного райзера и не указываются в ЛТД на трубопроводную систему надводного райзера.

5.1.28 Класс трубопровода надводного райзера определяют до механического соединения в зоне подвешивания.

5.1.29 Если в трубопроводе надводного райзера используют ТПА с приварными концами с обеих сторон, то для целей технического обслуживания арматура должна быть снабжена верхним разъемом.

5.1.30 Следует определить необходимость проведения многоканальной (с использованием составного скребка, имеющего несколько диаметров) или двуканальной (с использованием скребков двойного диаметра) внутренней очистки трубопроводной системы.

5.1.31 Размер трубопровода, подсоединяемого к надводному райзеру, должен отличаться от размера самого райзера, если не предусмотрено проведение специальных операций по внутренней очистке и диагностики системы. В таком случае должна быть проведена оценка и компенсирована соответствующая потеря давления.

При разработке новых ЛТД на трубопроводы используют систему кодировки, определяющую ряды давления и материал:

- первый знак определяет код давления в соответствии с таблицей 1;

- второй знак определяет материал в соответствии с таблицей 2;

- третий и четвертый знаки определяют порядковый номер трубопровода.

Типовые ЛТД на трубопроводы приведены в приложении А. Дополнительная информация представлена в [10].

Основные данные о классификации материалов трубопроводов следует учитывать в ЛТД. Примеры приведены в приложении Б.

ЛТД на элементы трубопровода включают в себя дополнительные данные для проектирования или осуществления закупки элементов трубопровода, не входящих в ЛТД на трубопровод. Типовые ЛТД на элементы трубопроводов приведены в приложении В.

При разработке ЛТД на элементы трубопровода необходимо использовать систему кодировки, определяющую следующие данные:

- первый и второй знаки определяют наименование и тип стандартного элемента в соответствии с таблицей 3;

- третий знак определяет порядковый номер элемента;

- четвертый знак, если используется, определяет специальное применение.

6.1.1 Проектирование ТПА в соответствии с требованиями ГОСТ Р ИСО 13628-4 (см. также [11]), ПНСТ 524-2021.

6.1.2 Диапазон рабочих температур должен быть указан в ЛТД на трубопроводную арматуру и соответствовать рабочей температуре в ЛТД на трубопровод и требованиям условий эксплуатации.

6.1.3 Рекомендации по проектированию сдвоенной запорно-спускной арматуры указаны в ПНСТ 524-2021.

6.1.4 Рекомендации по проектированию арматуры с двойной изоляцией и спускным вентилем указаны в ПНСТ 524-2021.

При разработке ЛТД на трубопроводную арматуру используют систему кодировки, определяющую следующие данные:

- первый и второй знаки определяют тип арматуры в соответствии с обозначениями в таблице 4;

- третий знак определяет класс давления в соответствии с таблицей 1;

- четвертый знак определяет материал в соответствии с таблицей 2;

- пятый знак определяет порядковый номер;

- шестой знак определяет порядковый номер (при необходимости);

- седьмой знак определяет тип соединения (интерфейсы) в соответствии с таблицей 5.

Требования к материалам, используемым для работы под давлением, - в соответствии с ГОСТ Р 51365.

Рекомендации по нанесению защитных покрытий по системе 7C и обработке поверхности приведены в [12].

Строительную длину для арматуры с фланцами принимают с учетом [13].

При проектировании должны учитываться требования противопожарной безопасности согласно ГОСТ 33856.

Испытания под давлением и испытания на утечку затвора следует проводить в соответствии с нормативными документами на разработку ТПА, с учетом требований ГОСТ 33257. Функциональные испытания следует выполнять выборочно (10% от всего объема).

ЛТД на трубопровод AC40 представлен в таблице А.1.

ЛТД на трубопровод AC45 представлен в таблице А.2.

ЛТД на трубопровод AD40 представлен в таблице А.3.

ЛТД на трубопровод AD45 представлен в таблице А.4.

ЛТД на трубопровод AR40 представлен в таблице А.5.

ЛТД на трубопровод AR41 представлен в таблице А.6.

ЛТД на трубопровод AT40 представлен в таблице А.7.

ЛТД на трубопровод BD40 представлен в таблице А.8.

ЛТД на трубопровод DD40 представлен в таблице А.9.

ЛТД на трубопровод ED40 представлен в таблице А.10.

ЛТД на трубопровод ED41 представлен в таблице А.11.