Морські підводні трубопроводи проектів перетинів з кабелями. Як улаштований газопровід під водою. З моря

Трубопровідний транспорт Росії, що має майже 100-річну історію, є найбільшим у світі. Однак морські трубопроводи (МТ) використовуються порівняно недавно. Побудовано та введено в експлуатацію морські ділянки газопроводів: «Північно-Європейський» (Nord Stream або СЕГ) у Балтійському морі, «Блакитний потік» та «Туапсе-Джубга» у Чорному морі. Морські нафтопроводи щодо невеликої довжини є у Печерському морі (відвантажувальний трубопровід Варандейського нафтового терміналу), на Балтиці (родовище Д-6) на шельфі Сахаліну. У стадії проектування знаходяться МТ від Штокманівського ГКМ у Баренцевому морі та Киринського ГКМ на шельфі острова Сахалін, "Південний потік" у Чорному морі. Надалі, з розвитком робіт на арктичному шельфі, слід очікувати істотного збільшення кількості МТ. Експлуатація МТ, стосовно експлуатації трубопроводів на суші, має певну специфіку, яка недостатньо відображена в нормативній документації, що діє в РФ. Питання забезпечення безпечної експлуатації цих трубопроводів нині вирішуються, переважно, з урахуванням проектів, орієнтованих, переважно, на внутритрубную діагностику. Такий принцип не відповідає сучасним вимогам надійності та безпеки небезпечних виробничих об'єктів. Тільки системний підхід, орієнтований на повномасштабне виконання завдання контролю МТ у реальному часі, а також своєчасне та якісне виконання обстежень, технічного обслуговування та ремонтно-відновлювальних робіт може бути гарантією безпечної експлуатації МТ в умовах Арктичного шельфу. Які кроки необхідно зробити сьогодні для забезпечення такого підходу?

Особливості морських трубопроводів

При проектуванні та будівництві надійність та безпека МТ забезпечуються за підвищеними вимогами щодо прокладених на суші. Це викликано особливими (морськими) умовами, такими як, досить агресивне морське середовище, підводне розташування, підвищена протяжність без проміжних компресорних станцій, впливу морського хвилювання, вітру та течій, сейсмічність, складний рельєф дна, обмежені можливості підготовки та контролю траси, утрудненість реалізації стандартного для магістральних газопроводів регламенту обслуговування та ремонтів тощо.

Як спеціальні заходи безпеки МТ можна вказати такі:

установка вздовж траси МТ охоронних зон (на відстань до 500 м від осі трубопроводу) з особливим режимом мореплавання та господарської діяльності, що визначається на федеральному рівні;
забезпечення захисту МТ від корозії, що значною мірою визначає його надійність та безпеку, на весь термін його експлуатації і тільки комплексно (зовнішнім та внутрішнім покриттям та засобами катодного захисту);
використання у конструкції МТ ізолюючих сполук із системою захисту від корозії (фланець або муфта) від сухопутних ділянок;
облік при проектуванні МТ всіх можливих впливів на трубопровід, які можуть вимагати додаткового захисту, а саме:

Виникнення та розповсюдження розтріскування або зминання труб та зварних швів у процесі монтажу або експлуатації;

Втрата механічних властивостей трубної сталі;

Неприпустимо великі прольоти трубопроводу на дні;

Ерозія морського дна;

Удари по трубопроводу якорями суден чи рибальських тралів;

Сейсмічні дії;

Порушення технологічного режиму транспортування газу.

виконання при проектуванні МТ аналізу допустимих прольотів та стійкості трубопроводу на дні моря, а також розрахунку патрубків - обмежувачів лавинного зминання трубопроводу у процесі його укладання на великих глибинах моря;
заглиблення МТ у дно на ділянках його виходу на берег нижче за прогнозовану глибину розмиву дна акваторії або берегової ділянки на весь період експлуатації морського трубопроводу;
прокладання МТ по поверхні дна моря тільки за умови забезпечення його проектного положення в процесі всього періоду експлуатації (виключається можливість його спливання або переміщень під впливом зовнішніх навантажень або пошкодження рибальськими тралами або якорями суден), при необхідності, дно акваторії попередньо готується або трубопровід укладається в траншею ;
вибір способу захисту МТ залежно від місцевих умов навколишнього середовища та ступеня потенційної загрози кожного впливу на газопровід;
проектування МТ вільним від перешкод потоку продукту, що транспортується (у разі застосування кривих штучного гнуття або фітингових виробів, їх радіус приймається не менше 10 діаметрів трубопроводу, що достатньо для вільного проходження очисних та контрольних пристроїв).

Для забезпечення безпеки транспортування вуглеводнів та зниження ризику при проектуванні та спорудженні підводних трубопроводів використовуються найсучасніші досягнення в галузі їх будівництва, підвищені вимоги промислової безпеки, високоякісні труби, зварювальні та ізоляційні матеріали, системи контролю тощо. Ця обставина об'єктивно створює умови підвищення надійності та безпеки МТ, що підтверджується відсутністю аварій усім МТ, введених в експлуатацію нашій країні. Проте, аварійність на морських трубопроводах є реальним фактом і має враховуватися під час проектування, будівництва та експлуатації кожного МТ.

Аварійність на морських трубопроводах

Дані аварійності на морських трубопроводах досить широко представлені в доступних джерелах інформації. Наприклад, вони публікуються Управлінням трубопровідної безпеки (OPS) Міністерства транспорту США (нафтопроводи, газопроводи), а також відповідними організаціями Європейського співтовариства. На підставі аналізу наявних даних про приблизно 700 випадків аварійної розгерметизації підводних трубопроводів (за приблизно 40-річний період), були встановлені основні причини їх руйнувань.

Розподіл загальної кількості руйнувань підводних трубопроводів залежно від причин, що їх викликали.

Домінуючими причинами аварійних ситуацій є: корозія – 50%, механічні ушкодження (впливи якорів, тралів) допоміжних суден та будівельних барж – 20% та ушкодження, спричинені штормами, розмивами дна – 12%. При цьому більшість інцидентів сталася на ділянках МТ у безпосередній близькості від платформ (в межах ~15,0 м), зокрема на стояках.

На підставі аналізу статистичних даних щодо аварійності морських трубопроводів було виявлено, що з урахуванням вжитих заходів для підвищення надійності та безпеки МТ інтенсивність аварій на морських трубопроводах постійно скорочувалася і в даний час знаходиться в межах 0,02 - 0,03 аварій на рік на 1000 км їхньої протяжності.

Для порівняння, у початковий період використання МТ (70 – роки минулого століття) інтенсивність аварій на морських трубопроводах у Мексиканській затоці становила 0,2 аварій/рік/1000 км трубопроводів та 0,3 аварій/рік/1000 км – у Північному морі.

Для порівняння - у Росії середня частота аварій становить 0,17 аварій/рік/1000 км для газопроводів та 0,25 аварій/рік/1000 км для нафтопроводів.

Під час експлуатації МТ, незважаючи на заходи безпеки, що вживаються, є реальні загрози їх пошкодження або порушення працездатності. До цих загроз слід віднести дефекти трубопроводу, позаштатні технологічні процеси та режими, техногенні небезпеки, процеси та явища в геологічному середовищі, природно-кліматичні та геологічні фактори, дії третіх осіб, наукова, промислова, військова діяльність у районах розміщення МТ та інші причини.

Ступінь небезпеки аварій морських трубопроводів

Аварії морських трубопроводів створюють небезпеку порушення екологічної рівноваги морського та геологічного середовищ у районах їх використання. Ступінь небезпеки аварій значно збільшується в арктичних та далекосхідних морях Росії, які характеризуються низьким рівнем інтенсивності природного біологічного очищення, що у разі аварійних розливів нафти може призвести до тривалого забруднення морської води та донних відкладень.

У разі аварії на морському трубопроводі екологічна шкода визначатиметься розміром платежів за наднормативне забруднення навколишнього середовища та вартістю робіт з локалізації та ліквідації аварійного розливу. У морських умовах закінчення через відсутність надійної системи виявлення витоків, а також складністю проведення робіт з ліквідації аварійних розливів нафтопродуктів у морі можна очікувати витоків з істотно вищими значеннями, ніж середньостатистичні для діючих сухопутних трубопроводів.

Реальність аварій МТ, ступінь їх небезпек, невеликий досвід та можливі ризики експлуатації МТ вимагають адекватних заходів забезпечення безпеки, які відповідно до вимог ФЗ від 27.12.2002 № 184-ФЗ "Про технічне регулювання" повинні бути відображені, перш за все, у підходах до організації експлуатації МТ.

Аналіз зарубіжного досвіду регулювання експлуатації морських газопроводів

За кордоном встановлено досить жорстке регулювання експлуатації морських трубопроводів. Основні документи з числа загальновизнаних міжнародних стандартів (виданих у США, Великій Британії, Норвегії, Нідерландах тощо), зазначені в таблиці.

У Європі регулювання експлуатації морських газопроводів реалізується у формі Директив Європейського Союзу, які затверджуються членами Європейського Союзу. При цьому широко використовується метод посилань на спеціальні нормативні документи з магістрального морського трубопровідного транспорту, що діють, які отримали позитивну оцінку за результатами тривалого застосування (приблизно 20 стандартів серії ISO, стандарти США, Норвегії, Канади та ін.), такі як:

АРI - 1111 "Проектування, будівництво, експлуатація та ремонт морських трубопроводів для вуглеводнів", Практичні рекомендації. 1993 (стандарт США);

Det Norske Veritas" (DNV) "Правила для підводних трубопровідних систем", 1996 (стандарт Норвегії);

ВS 8010. "Практичний посібник для проектування, будівництва та укладання трубопроводів. Підводні трубопроводи". Частини 1, 2 та 3, 1993 р. (британський стандарт);

Стандарт США АSМЕ В 31.8 "Нормативи з транспортування газу та розподільних трубопровідних систем", 1996;

Стандарт США МSS-SР - 44 "Сталеві фланці для трубопроводів", 1990р.

ASME B31.4-2006 "Трубопровідні системи для транспортування рідких вуглеводнів та інших рідин";

ASME B31.8-2003 "Системи трубопроводів газу та газорозподілу"; -CAN-Z183-M86 "Системи нафтогазопроводів";

ASTM 96 "Абразівостійкість покриттів трубопроводів".

Найчастіше використовуються стандарти компанії Det Norske Veritas (DNV). Зокрема, на їх основі створено морську ділянку СЕГ та проектується газопровід зі Штокманівського ДКМ.

Система стандартів DNV пов'язує безпеку з усуненням загрози заподіяння шкоди персоналу, майну та/або навколишньому середовищу, а ризик - з розміром завданих збитків. Зазначений підхід орієнтований на баланс дій з управління експлуатаційними та технологічними ризиками для знаходження стійкої рівноваги між безпекою, функціональними можливостями та вартістю.

Вимоги поширюються на інспекції та ремонт трубопроводів. При цьому мають бути встановлені основні положення інспекцій та контролю, що базуються на детальних програмах, принципи формування яких переглядаються через 5-10 років.

Відповідно до розділу B 200 стандарту DNV, трубопровідна система обов'язково повинна забезпечуватися поточним контролем (інспекцією) протягом часу експлуатації. Стандарти DNV наказують обстеження конструкції морських трубопроводів та виявлення дефектів (розд. 10, п. В, Е DNV-OS-F-101), інспекцію та контроль зовнішньої та внутрішньої корозії (розд. 10, п. С, D DNV-OS- F-101).

При цьому "Параметри, які можуть загрожувати працездатності трубопровідної системи, повинні контролюватись та оцінюватись з тією частотою, яка дозволить вжити заходів щодо усунення несправності, перш ніж система буде пошкоджена".

Загалом, викладені у стандартах DNV положення та вимоги мають рекомендаційний характер і не містять конкретних положень з техніки та технологій їх вирішення.

Нормативне регулювання експлуатації морських трубопроводів у РФ

За результатами розгляду та аналізу чинної нормативно-правової бази в частині вимог федеральних органів влади та наглядових органів до організації та виконання робіт з обстеження, експлуатації та ремонту морських ділянок газопроводів, можна відзначити таке.

1. В даний час відбувається оновлення всієї існуючої нормативної бази будівництва шляхом актуалізації БНіП та ГОСТ, впровадження стандартів Європейського союзу, а також створення єдиної нормативної бази Митного союзу Росії, Білорусії та Казахстану та ЄврАзЕс.

2. Оператори трубопроводів мають можливість формувати власну нормативну базу, яка не суперечить федеральному законодавству, як шляхом розробки нових документів, так і шляхом визнання чинних нормативних документів - російських та міжнародних.

3. У Російській Федерації директивно встановлено загальні вимоги забезпечення безпеки морського трубопровідного транспорту нафти та газу шляхом відповідної організації та порядку проведення робіт з їхнього обстеження, експлуатації та ремонтів. Детальна нормативно-технічна документація, що регламентує організацію, проведення та контроль цих робіт на федеральному рівні відсутня, оскільки передбачається, що вона розроблятиметься на рівні організацій та підприємств.

4. Правової основою експлуатації МТ є Федеральний закон № 187-ФЗ від 30.11.1995 р. та постанова Уряду РФ від 19.01.2000 р. № 44. Відповідно до цих документів система експлуатації МТ повинна створюватися та функціонувати з дотриманням вимог передбачених водним законодавством , і в порядку, встановленому Урядом Російської Федерації, а також на основі нормативно-технічної документації (НТД), що діє в РФ, внутрішньої нормативної документації ЕО (філії ЕО), а також визнаних у Російській Федерації міжнародних стандартів.

5. У Російській Федерації в галузі проектування, будівництва та експлуатації морських трубопроводів застосовуються нормативні документи, зазначені в таблиці. На практиці широко використовуються міжнародні стандарти:

ISO 13623; ISO 13628; ISO 14723-2003;

Стандарти DNV, включаючи Правила планування та виконання морських операцій;

Стандарти CAN/CSA-S475-93 (Канадська асоціація стандартизації). Морські операції. Морські споруди;

Німецький Ллойд. Правила класифікації та споруди. ІІІ. Морська техніка

Крім зазначених у таблиці, є близько 70 інших нормативних документів, що стосуються різних аспектів життєвого циклу МТ.

6. Основним чинним на державному рівні документом є ГОСТ Р 54382-2011 Нафтова та газова промисловість. Підводні трубопровідні системи. Загальні технічні вимоги (далі – ГОСТ), що встановлює вимоги та правила на проектування, виготовлення, будівництво, випробування, введення в експлуатацію, експлуатацію, технічне обслуговування, переогляд та ліквідацію підводних морських трубопровідних систем, а також вимоги до матеріалів для їх виготовлення. ГОСТ є перекладом з англійської на російську норвезького стандарту DNV-OS-F101-2000 (Oil and gas industry. Submarine pipeline systems. General requirements), встановлює вимоги безпеки для підводних морських трубопровідних систем шляхом визначення мінімальних вимог до проектування, матеріалів, виготовлення, будівництва. , випробування, введення в експлуатацію, експлуатації, технічного обслуговування, переогляду та ліквідації та досить добре узгоджується зі стандартом ISO 13623, що встановлює функціональні вимоги для морських трубопроводів (є деякі відмінності).

ГОСТ вимагає, щоб параметри, що впливають на працездатність трубопровідної системи, контролювалися та оцінювалися. При цьому періодичність моніторингу або інспекцій повинна бути такою, щоб трубопровідна система не наражалася на небезпеку внаслідок будь-якого погіршення показників, зносу, які можуть статися між двома послідовними інтервалами (періодичність повинна забезпечити можливість своєчасного усунення несправності). Вказується, що якщо візуальний огляд чи прості вимірювання не є практичними чи надійними, а доступні методи проектування та накопичений досвід не достатні для надійного передбачення експлуатаційних характеристик системи, то може знадобитися оснащення трубопровідної системи контрольно-вимірювальними приладами.

Вимоги ГОСТ до експлуатації, інспекцій, модифікацій та ремонтів трубопроводів поширюються на такі елементи:

Інструкції;

Зберігання експлуатаційної документації;

Вимірювання за техніко-експлуатаційними параметрами:

Основні принципи контролю та моніторингу;

Спеціальні перевірки;

Обстеження конфігурації трубопроводу;

періодичні обстеження;

Контроль та моніторинг зовнішньої корозії;

Трубопроводи та райзери в зоні занурення;

Контроль та моніторинг внутрішньої корозії;

Корозійний контроль;

Корозійний моніторинг;

Дефекти та ремонт.

Однак ці вимоги мають загальний характер і для практичного використання потребують деталізації, яку доцільно здійснити у рамках нового стандарту (далі – Стандарт).

Слід зазначити, що вибіркове застосування міжнародних вимог який завжди можливе через неоднорідності підходів у Росії там до регулювання безпеки на одних і навіть об'єктах.

Загальний підхід до формування Стандарту

В даний час у Російській Федерації технічне регулювання, у тому числі і в галузі експлуатації магістральних газопроводів, здійснюється відповідно до ФЗ від 27.12.2002 № 184-ФЗ "Про технічне регулювання", який принципово змінив вітчизняну систему стандартизації. Новизна цієї системи полягає в наступному:

Створюється 3-х рівнева система побудови нормативної документації, у якій обов'язковими до виконання є лише вимоги верхнього (директивного) рівня, які встановлюються спеціальними технічними регламентами (СТР) РФ;

Державні (національні) стандарти мають добровільний характер застосування;

Корпоративні стандарти дійсні лише серед організацій, що їх затвердили;

Дозволено застосування міжнародних стандартів як основу розробки національних стандартів;

Відповідальність за безпеку експлуатації техногенних об'єктів, у тому числі об'єктів трубопровідного транспорту, покладено на їх власників (замовників).

Вирішення завдань забезпечення безпеки експлуатації МТ має враховувати вимоги вітчизняних та зарубіжних стандартів та ув'язати безпеку з усуненням загрози заподіяння шкоди персоналу, майну та/або навколишньому середовищу, а ризик – з розміром завданих збитків. Зазначений підхід має бути орієнтований на баланс дій з управління експлуатаційними та технологічними ризиками для знаходження стійкої рівноваги між безпекою, функціональними можливостями та вартістю. Для цього мають бути встановлені основні положення/принципи експлуатації МТ, у частині, контролю, технічного обслуговування та ремонту їх елементів, включаючи інспекції, огляди та обстеження.

Стандарт повинен реалізувати положення загальної концепції технічного регулювання, стосовно об'єкта його регулювання та належати до основних документів (організаційно-методичний та загальнотехнічний стандарт).

Стандарт повинен розроблятися на основі обґрунтованих наукових та технічних положень, спрямованих на зниження ризику та забезпечення безпеки під час експлуатації МТ та забезпечити сучасний рівень організації та проведення відповідних робіт.

Стандарт повинен забезпечити рівень безпеки експлуатації МТ, яка повинна сприйматися як сукупність промислової безпеки, екологічної безпеки, захисту від несанкціонованого втручання та терористичних загроз, охорони праці тощо не нижче, ніж берегових ділянок.

Стандарт повинен поширюватися на процеси експлуатації, обстежень, технічного обслуговування та ремонтів МТ, прокладених на континентальному шельфі та у внутрішніх морях Російської Федерації.

Стандарт повинен встановлювати (у мінімальному обсязі) загальні положення, основні керівні положення, рекомендації та обов'язкові для дотримання загальних технічних вимог, найважливіші норми та правила до процесів, процедур, робіт та операцій, пов'язаних з експлуатацією, обстеженнями, технічним обслуговуванням та ремонтом МТ. Вимоги Стандарту не повинні перешкоджати прояву ініціатив щодо впровадження сучасних методів та технічних засобів, оптимізації технологій та організаційних процесів та здійснення робіт з експлуатації МТ на основі гарної морської практики.

Стандарт повинен містити як вимоги безпеки, що враховують небезпечні фактори, характерні для експлуатації МТ, так і адміністративні положення, до яких належать правила планування, організації, підготовки, проведення, контролю, приймання різних робіт та правила підтвердження відповідності використовуваного для експлуатації, обстежень та ремонту обладнання. , відповідних вимог. Основні загрози безпеці МТ

Аналіз доступної інформації щодо досвіду експлуатації морських трубопровідних систем для транспортування вуглеводнів показує, що складовими загальної загрози безпеці є:

природно-кліматичні фактори;

Процеси та явища в геологічному середовищі;

Конструктивні та технологічні дефекти трубопроводу;

Нештатні технологічні ситуації;

Техногенні небезпеки (вибухонебезпечні об'єкти; затоплена хімічна зброя та об'єкти, що затонули);

Діяльність на морі;

Дії третіх осіб.

За наявними даними, зовнішні загрози (із зовнішнього боку трубопроводу) переважають над внутрішніми (всередині труби), як за загальним показником аварійності, так і за ступенем їхньої небезпеки. У цьому пріоритет отримали питання обстежень МГП задля забезпечення діагностики його технічного стану.

Стандарт має заохочувати прояв ініціатив персоналу щодо впровадження сучасних методів та технічних засобів експлуатації, обстежень та ремонтів МТ, а також щодо оптимізації відповідних технологій та організаційних процесів на основі гарної морської практики.

Стандарт повинен забезпечувати:

Захист життя та здоров'я людини, майна, а також попередження дій, що вводять в оману споживачів (користувачів) щодо призначення та безпеки МТ;

Концентрацію в єдиному документі основних вимог нормативно-правових та нормативно-технічних документів, що діють, у галузі експлуатації, обстежень, технічного обслуговування та ремонтів МТ;

Усунення прогалин регламентування діяльності з експлуатації, обстежень, технічного обслуговування та ремонту МТ.

Особлива увага має бути приділена вимогам до обстежень та ремонтів МТ, що стосуються спеціальних процесів, процедур, робіт, морських операцій, суден та обладнання.

Стандарт повинен розроблятися на основі обґрунтованих наукових та технічних положень, спрямованих на зниження ризику та забезпечення безпеки під час експлуатації МТ та має забезпечити сучасний рівень організації та проведення відповідних робіт.

Усі основні положення, норми, вимоги та правила Стандарту мають бути гармонізовані зі своїми аналогами існуючої російської та зарубіжної нормативної бази.

Вимоги до морських робіт (обстеження та ремонти МТ, морські операції) повинні базуватися на використанні практичного досвіду розробки та реалізації "морських проектів" у нашій країні, а також з урахуванням норм, правил і вимог РМРС, норвезьких (DNV) та американських (API) ) стандартів, рекомендацій Канадської асоціації стандартів та інших джерел інформації.

При розробці зазначених технічних умов та специфікацій потрібно використовувати НТД, у тому числі загальновизнаних міжнародних стандартів, таких як АРІ 1111 (1993), DNV (1996) та ВS 8010 (1993), а також результати наукових досліджень з цієї проблеми.

Стандарт слід розробляти на основі комплексного підходу до організації та проведення всіх робіт з експлуатації МТ, включаючи ремонти. При цьому важливо забезпечити можливість підтримки постійного зворотного зв'язку для коригування та доповнення вимог.

Стандарт повинен встановлювати такі основні принципи експлуатації МТ:

Експлуатація МТ має бути спрямована на запобігання відмовам та зменшення тяжкості їх наслідків.
Немає єдиних (універсальних) правил експлуатації МТ. Для кожного МТ мають бути встановлені індивідуальні правила, що враховують особливості його використання, технічного обслуговування та ремонтів. Спочатку встановлені правила повинні періодично аналізуватись і, при необхідності, переглядатись, з урахуванням накопиченого досвіду експлуатації МТ. Ефективний розвиток правил може і повинен забезпечити персонал, який безпосередньо обслуговує МТ.
Значна частина ймовірних відмов МТ не пов'язана з віком газопроводу та засобів його експлуатації, а залежить від якості будівництва, використання та технічного обслуговування.
Експлуатація МТ має бути заснована на системі спеціальних заходів щодо забезпечення заданого рівня надійності газопроводу на основі єдиної системи експертно-діагностичного обслуговування, що передбачає технічне обслуговування та ремонт його лінійної частини за фактичним станом на основі діагностики та моніторингу технічного стану газопроводу та його ґрунтової основи.
Принципові рішення щодо технічного обслуговування та ремонту МТ повинні обґрунтовуватися шляхом оцінки ризику несприятливого розвитку вихідних подій (причин цих рішень).
Планування ремонтів має супроводжуватися виявленням станів, що передують відмовим, та прогнозуванням моментів настання відмов.
Капітальні ремонти мають бути, по можливості, виключені шляхом ефективного контролю та моніторингу процесу використання МТ, проведення своєчасних, обстежень, діагностики та прогнозу зміни технічного стану МТ, ремонтно-профілактичних та ремонтно-відновлювальних робіт на проблемних ділянках газопроводу.
Обслуговуючий персонал має бути націлений на необхідність генерування обґрунтованих пропозицій, спрямованих на забезпечення надійності та безпеки експлуатації МТ, а також зниження експлуатаційних ризиків.
Враховуючи, що кожен конкретний МТ має особливості місцевих умов, проектних та будівельних рішень, інструкцій заводів-виробників та постачальників обладнання та матеріалів, що використовуються у складі МТ, детальні вимоги до експлуатації, обстеження та ремонту МТ повинні розроблятися та фіксуватися у посадових та виробничих інструкціях, кресленнях, схемах та інших документах.

Стандарт повинен розроблятися на основі НТД, що діє в Російській Федерації, з урахуванням проектних рішень щодо введених в експлуатацію МТ, поточного вітчизняного та міжнародного досвіду обстеження, експлуатації та ремонтів морських трубопроводів та інших підводних стаціонарних об'єктів, а також з використанням відомчих нормативних документів, технічної літератури, результатів НДДКР.

Для мінімізації обсягу нормативних вимог у Стандарті доцільно використовувати механізм посилань на загальновідомі специфікації, практичні рекомендації та стандарти.

Як видається, регламентування діяльності з експлуатації МТ має бути встановлено спеціальним державним стандартом, для розробки якого слід залучити фахівців, які мають всебічний досвід і знання як в галузі проектування та експлуатації морських підводних трубопроводів, так і методів і технічних засобів, що при цьому використовуються. Особливо важливо враховувати досвід морських водолазних та підводно-технічних робіт з обстеження та ремонту різних підводних стаціонарних об'єктів.

Таблиця - Нормативні документи в галузі проектування, будівництва та експлуатації морських трубопроводів, що діють у Російській Федерації

Міжнародні документи

Документ ЄЕК ООН "Керівні принципи та належна практика забезпечення експлуатаційної надійності трубопроводів";

ІСО 13623-2009 "Нафтова та газова промисловість. Системи транспортування трубопроводами";

ІСО 5623 Нафтова та газова промисловість. Трубопровідні системи транспортування (ISO 5623 Petroleum and natural gas industries - Pipeline transportation systems).

ІСО 5623 Нафтова та газова промисловість. Трубопровідні системи транспортування (ISO 5623 Petroleum and natural gas industries - Pipeline transportation systems)

ISO 21809 Зовнішні покриття для заглиблених або підводних трубопроводів, що використовуються у трубопровідних транспортних системах;

ISO 12944-6 "Антикорозійний захист сталевих конструкцій за допомогою захисних лакофарбових систем"

ГОСТ Р 54382-2011 Нафтова та газова промисловість. Підводні трубопровідні системи. Загальні вимоги. (DNV-OS-F101-2000. Oil and gas industry. Submarine pipeline systems. General requirements).

ASME B31.4-2006 "Трубопровідні системи для транспортування рідких вуглеводнів та інших рідин";

ASME B31.8-2003 "Системи трубопроводів газу та газорозподілу";

CAN-Z183-M86 "Системи нафтогазопроводів".

Відомчі документи

ВН 39-1.9-005-98 Норми проектування та будівництва морського газопроводу

Концепція технічного регулювання у ВАТ "Газпром" (затверджена наказом ВАТ "Газпром" від 17 вересня 2009 р. № 302)

СТО ГАЗПРОМ 2-3.7-050-2006 (DNV-OS-F101) Морський стандарт. Підводні трубопровідні системи (утв. наказом ВАТ "Газпром" від 30.01.2006)

СТО Газпром 2-3.5-454-2010. Стандарт організації. Правила експлуатації магістральних газопроводів (утв. та введено в дію Наказом ВАТ "Газпром" від 24.05.2010 № 50),

"Положення про незалежний технічний нагляд та контроль якості будівництва об'єктів газотранспортної системи "Ямал-Європа"

В даний час актуальним стало питання прокладання другої нитки "Північного потоку" (Nord Stream). Прокладання трубопроводу морським дном передбачає роботу суден-трубоукладачів.

Судна-трубоукладачі використовують різні способи укладання трубопроводу. До таких основних способів відносяться способи укладання трубопроводів методом S-Lay, J-Lay та Reel-Lay. Кожен із цих методів має свої особливості. На рис.1-6 наведена схема укладання трубопроводів кожним із методів, зі своїми перевагами та недоліками.

Tensioners - пристрій створення зусиль натягу трубопроводу; S-lay barge – баржа-трубоукладач, що працює за методом S-lay; Stinger - Стінгер (опускна стріла): Sagbend region - район вигину трубопроводу; Seabed – морське дно; Touchdown point – точка торкання трубопроводом дна; Unsupported span - непідтримувана ділянка; Waterline – рівень води; Overbend region - ділянка небезпечна з погляду можливого перелому трубопроводу.

Укладання трубопроводу методом S-lay, в основному, практикується на мілководді, і швидкість укладання даним методом становить приблизно 6,5 км/день. Згинальні моменти за такого методу укладання стають головним чинником. Тому необхідний довгий натяжний пристрій великих розмірів.

Метод неприйнятний для укладання трубопроводів на глибинах. Натяжний пристрій і стингер необхідні зниження згинальних моментів.

Перед укладанням трубопроводу на дно кожен сегмент трубопроводу зварюється, перевіряється та покривається захисним шаром, проходячи через станції зварювання, інспекції, нанесення покриття на борту судна.

Змонтований трубопровід опускається з корми судна, зусилля натягу забезпечується натяжним пристроєм, а сам трубопровід підтримується спускною стрілою, причому кривизна спуску трубопроводу суворо контролюється. Потім трубопровід згинається під дією власної ваги і укладається на дно.

Рис.3. Судно для укладання трубопроводу методом J-Lay

Рис.3. Судно для укладання трубопроводу методом J-Lay.

J-Lay Tower – вишка для укладання трубопроводу методом J-Lay; J-Lay DP Vessel – судно, оснащене системою динамічного позиціонування, з якого укладається трубопровід методом J-Lay; Thrusters - гвинто-кермові колонки; Unsupported span - непідтримувана ділянка; Sagbemd region - ділянка вигину трубопроводу; Seabed – морське дно; Touchdown point – точка торкання дна трубопроводом; Waterline – рівень води.

У той час як метод укладання трубопроводу S-lay прийнятний тільки для мілководдя, метод укладання J-lay може бути використаний на глибинах. Це можливо завдяки відносно короткій ділянці трубопроводу, що провисає, і меншим необхідним зусиллям натягу при укладанні.

Монтаж та укладання проводиться практично вертикальним способом, причому трубопровід укладається на морське дно з одинарним радіусом вигину. Швидкість укладання складає 3,2 км/день. При укладанні кожен сегмент труби спочатку піднімається вертикальне положення, і потім вони зварюються один з одним.

Інспектування та нанесення покриттів також проводиться на борту судна. При русі судна маршрутом маршрутопровід повільно опускається на дно. Оскільки трубопровід на відміну методу S-lay, має лише одне вигин, ризик структурних ушкоджень з допомогою зламу трубопроводу мінімальний.

Water – рівень води; Touchdown point – точка торкання дна трубопроводом; Tensioner – пристрій для створення зусиль натягу; Stinger - Стінгер; Reel – барабан; Reel-Lay Barge – баржа для укладання трубопроводу методом Reel-Lay; Pipeline – трубопровід.

Метод укладання трубопроводу з барабана Reel-lay вважається найефективнішим. Швидкість укладання складає 3,5 км/година. Він прийнятний для укладання трубопроводів з діаметром труби менше 18 дюймів і коефіцієнт співвідношення діаметра труби до товщини стінок (D/t) між 20 і 24.

Головна перевага такого методу перед попередніми в тому, що весь виробничий процес, включаючи зварювання, інспектування та нанесення покриттів проводиться на березі, а не на борту судна, що значно скорочує витрати виробничого часу та коштів.

Перед укладанням трубопровід намотується на барабан великого діаметра, змонтований на борту судна. З цього барабана і робиться укладання трубопроводу на дно.

Іноді з'являються інноваційні проекти суден-укладачів, як судно "Lewek Constellation".

Компанії, що укладають контракти на прокладання трубопроводів дном моря, все частіше і частіше вирішують використовувати на борту судна різні способи укладання труб, оскільки інфраструктура нафтогазових родовищ здебільшого складається з різних трубопроводів, які вимагають різних методів укладання труб. Це пред'являє до проектів суден-трубоукладачів специфічні вимоги: більше гнучкості використання різних технологій, більше цінової ефективності для робіт на будь-яких глибинах, оснащення обладнанням, придатним для монтажу різних трубопроводів.

Рис.7. Інноваційне судно-трубоукладач "Lewek Constellation", що прокладає трубопровід методом Multy-Lay.

Aligner Wheel - барабан, що вирівнює; 3000 mT Main Crane – головний кран вантажопідйомністю 3000 т; 4x1200 mT Storage reels - чотири барабани для зберігання трубопроводу вагою 1200 т; 2x1250 mT Carousels - два підпалубні поворотні барабани для трубопроводів вагою по 1250 т; 60 mT PLET (pipeline end termination) handling system and work station - обладнання вагою 60 т для роботи з кінцевим пристроєм трубопроводу та робоча станція; Moon pool 19 m L x 8 m W – шахта з вільною водною поверхнею розмірами: довжина 19 м, ширина 8 м; 2x600 mt Winches - дві лебідки з натяжним зусиллям 600 т; 2x20mT Storage Reel – два барабани для зберігання трубопроводу вагою по 20 т; 125 mT Secondary Winch - допоміжна лебідка із зусиллям 125 т; 2 WROVs TMS (Thether Management System) - два підводні телекеровані апарати (ПА) з пристроєм контролю кабелю ПА; Helipad Sikorsky 61N&S92 - вертолітний майданчик для вертольотів марки Sikorsky 61N та S92; Optional J-Lay Module – опційний модуль для укладання труб методом J-Lay; 2x400mT Tensioners – два пристрої для створення зусиль натягу по 400 т; Rigidpipe Straightening - спрямовуючий пристрій; 80mT Crane – кран вантажопідйомністю 80 т.

Наявність на борту судна ПА забезпечує можливості інспекції та за необхідності проведення підводних робіт. ПА є необхідним компонентом обладнання судна-трубоукладача. Шахта з вільною водною поверхнею з розміщеним спускопідйомним обладнанням також є складною інженерною спорудою.

Рис.8. Шахта з вільною водною поверхнею та спуско-підйомним обладнанням судна "Lewek Constellation". Обладнання шахти має забезпечувати роботу ТПА на глибині 4000 м за суворих погодних умов.

Cursor Winch – лебідка; Latch Beam and Subsea Snubber - висувна балка та амортизатор для підводних робіт; Cursor Frame – рама; HPU (Hydraulic Power Unit) для Hatches and Skidding Pallet - гідравлічний привід для люкових закрить і палет, що рухаються по напрямних; Active Heave Compensation ROV Winches – спуско-підйомна лебідка для ТПА з активною компенсацією хитавиці; Umbilical Sheave – шлангокабельний шків; Cursor Sheave – шків; Cursor Rails and Parking Pads - напрямні та піддони для ТПА; Latch Beam Umbilical Winch - шлангокабельна лебідка; Fall Safe Foldable Top Moon Pool Hatch - безпечний верхній люк шахти, що складається, з відкритою водною поверхнею; Skidding Pallet - палета, що переміщається напрямними; ROV Moon Pool - шахта з відкритою водною поверхнею для спуску та підйому ТПА.

Текст: Олег Губарєв

Підводними газопроводами в усьому світі щомиті перекачуються мільйони кубометрів блакитного палива. Лише у Північному морі прокладено понад 6000 кілометрів газових труб. На повну потужність запущено «Північний потік», і ось-ось почнеться укладання труб «Турецького потоку» дном Чорного моря. А це дуже складна робота.

Роботи з прокладання починаються з розвідки морського дна по всій довжині майбутнього газопроводу. Перешкоди можуть бути різні — від великих валунів, до затонулих кораблів і боєприпасів, що не вибухнули. Залежно від складності перешкод їх усувають або обходять. Також визначаються місця заглиблень трубопроводу в грунт.

Слідом за «підводною розвідкою» йде, точніше пливе, судно-трубоукладач – гігантська плавуча споруда, яка здійснює безпосереднє укладання труб на морське дно. На його борту змонтовано спеціальний конвеєр, де труби зварюються. Після перевірки зварювальних швів ультразвуком та нанесення спеціального антикорозійного покриття починається занурення.

Воно здійснюється за допомогою спеціальної стріли – стингера, що забезпечує занурення труб під певним кутом, що унеможливлює деформацію металу.

Що цікаво, укладання труб починається в морі і може одночасно проводитися на кількох ділянках, які потім з'єднуються між собою. На берег викладені в морі труби витягуються за допомогою міцних металевих тросів і потім проводиться «захльостування» — з'єднання із сухопутною частиною газопроводу.

Є речі, про які як не розповідай у найприскіпливіших технологічних подробицях, все одно вони не перестануть викликати захоплення, що межує з відчуттям дива. До таких, безумовно, належать різного роду мегаспоруди: хмарочоси, мости, тунелі і, звичайно ж, трубопроводи, прокладені по морському дну.

З корми трубоукладочного судна зварені труби виходять безперервним батогом і укладаються на дно (фото праворуч). Добре помітний спеціальний захист монтажних стиків. Коли секцію закінчено, до неї приварюється тимчасова заглушка.

Як це можливо – укласти сотні кілометрів сталевих труб на величезну глибину, на дно зі складним рельєфом? Як домогтися, щоб вся ця конструкція витримувала величезний тиск, не зміщувалась, не була знищена корозією, витримувала удари корабельних якорів та рибальського спорядження і нарешті просто працювала як треба? Найсвіжішим прикладом спорудження підводного мегатрубопроводу став знаменитий «Північний потік», який пролягав балтійським днем і з'єднав російську та німецьку газотранспортні системи. Дві нитки труб, кожна завдовжки понад 1200 км — майже 2,5 млн. тонн сталі, поглинених морем з волі людини. Саме на прикладі «Північного потоку» ми спробуємо коротко розповісти про технології створення підводних трубопроводів.

З корми трубоукладочного судна зварені труби виходять безперервним батогом і укладаються на дно. Добре помітний спеціальний захист монтажних стиків. Коли секцію закінчено, до неї приварюється тимчасова заглушка.

Як укутують сталь

Дві нитки газопроводу складаються з 199755 дванадцятиметрових труб, зроблених з високосортної вуглецевої сталі. Але якщо йдеться про зіткнення з таким хімічно агресивним середовищем, як морська вода, металу потрібний захист. Для початку на зовнішню поверхню труби наносять тришарове покриття з епоксидного складу та поліетилену – це робиться прямо на заводі-виробнику. Там, до речі, трубу покривають і зсередини, щоправда, завдання внутрішнього покриття над захисті від корозії, а підвищенні пропускної спроможності газопроводу. Червоно-коричнева епоксидна фарба дає дуже гладку, глянсову поверхню, що знижує, наскільки це можливо, тертя молекул газу об стінки труби.

Чи можна укладати таку трубу на морське дно? Ні, її потрібно додатково захищати та посилювати проти тиску води та електрохімічних процесів. На труби встановлюють так званий катодний захист (накладення негативного потенціалу на поверхню, що захищається). З певним кроком до труб приварюють електроди, з'єднані між собою анодним кабелем, що з джерелом постійного струму. Таким чином, процес корозії переноситься на аноди, а в поверхні, що захищається, проходить тільки неруйнівний катодний процес. Але головне, що ще належить зробити з трубою, перш ніж вона буде готова опуститися на дно, це бетонування. На спеціальних заводах зовнішню поверхню труби покривають шаром бетону завтовшки 60-110 мм. Покриття армується привареними до корпусу сталевими стрижнями, бетон додається наповнювач у вигляді залізної руди - для обтяження. Після обетонування труба набуває ваги близько 24 т. У неї з'являється серйозний захист проти механічних впливів, а додаткова маса дозволяє їй стабільно лежати на дні.

На фото — зварювальна станція трубоукладного судна Castoro Dieci. Зварні стики пройдуть процедуру неруйнівного ультразвукового контролю, потім їх захистять за допомогою термозбіжного поліетиленового рукава, металевого кожуха та піноматеріалу. Судно Castoro Dieci належить італійській компанії Saipem та призначене для прокладання ділянок трубопроводів на прибережному мілководді. Фактично це плоскодонна несамохідна баржа, яка пересувається лише за допомогою буксира та якірної лебідки, проте точне позиціонування Castoro Dieci здійснює самостійно за рахунок восьмиточкової системи якорів.

Підступне дно

Але треба пам'ятати, що дно навіть такого порівняно неглибокого моря, як Балтійське, не надасть саме зручного і безпечного ложа для газопроводу. Є два фактори, які неминуче доводилося враховувати проектувальникам та будівельникам «Північного потоку»: антропогенний та природний.

Історія судноплавства в північноєвропейському регіоні налічує тисячоліття, і тому на дні моря зібралося чимало сміття, а також уламків затонулих кораблів. XX століття зробило свій страшний внесок: на Балтиці в ході світових воєн велися активні бойові дії, встановлювалися сотні тисяч морських мін, а після закінчення воєн у морі ж утилізувалися боєприпаси, у тому числі й хімічні. Тому, по-перше, при прокладці маршруту газопроводу потрібно обходити виявлені скупчення небезпечних артефактів, а по-друге, ретельно обстежити зону прокладки, включаючи так званий якірний коридор (по кілометру вліво і вправо від майбутньої траси), тобто зону, в якій якоря суду, задіяні у будівництві. Зокрема для моніторингу боєприпасів застосовувалися кораблі, оснащені ехолокаційним обладнанням, а також спеціальним донним роботом (ROV), пов'язаним кабелем з базовою донною станцією TMS. При виявленні боєприпасів (морські міни дуже чутливі до руху) їх підривали на місці, попередньо забезпечивши безпеку судноплавства в заданому районі та вживши заходів щодо відлякування великих морських тварин.

Другий природний фактор пов'язаний з особливостями рельєфу дна. Дно моря складено з різних порід, воно має виступаючі гребені, западини, розколини, і опускати труби прямо на все це геологічне розмаїття не завжди можливо. Якщо допустити велике провисання нитки газопроводу між двома природними опорами, конструкція може з часом зруйнуватися з усіма неприємностями, що з цього випливають. Тому донний рельєф для прокладання необхідно штучно виправляти.

Корма трубоукладочного судна зі стингером — спеціальним жолобом, що збільшує радіус згину нитки, що укладається. Завдяки Стінгер буква S набуває більш плавних обрисів.

Якщо потрібно вирівняти рельєф дна, використовувалася так звана кам'яна начерк. Спеціальне судно, навантажене гравієм і дрібним камінням, за допомогою труби, нижній кінець якої обладнаний соплами, «прицільно» заповнювало порожнини дна, надаючи йому відповідного профілю. Іноді замість каміння вниз опускалися цілі бетонні плити. Інший варіант - викопування у дні траншеї для прокладання труб. Логічно припустити, що створення траншей передувало прокладання труб, проте далеко не завжди це відбувалося саме так. Існує технічна можливість стабілізації положення нитки на дні вже тоді, коли трубопровід прокладено (за умови, що глибина моря у цій точці не перевищує 15-20 м). У цьому випадку з судна на дно опускається траншеєкопувач, що має роликові захвати. З їх допомогою трубопровід піднімається з дна, і під ним проорюється траншея. Після проведення цієї операції труби укладаються в поглиблення, що вийшло.

Прокладка "Північного потоку" за допомогою судна Castoro Sei
У процесі трубоукладання стійкість судна Castoro Sei забезпечують 12 якорів. Кожен з якірних канатів керується лебідкою, що створює постійний натяг. Судно також оснащене двигунами для більш точного позиціонування.

Сипати важкий ґрунт на дно можна не завжди: маса гравію продавлює м'які породи. В цьому випадку для «спрямування» рельєфу використовують легші опори із металевих або пластикових конструкцій.

Підводна літера

Тепер, мабуть, найцікавіше: як труби опиняються на дні? Зрозуміло, складно собі уявити, що кожна окрема 12-метрова труба приварюється до нитки газопроводу у море на глибині. Значить, цю процедуру необхідно робити до укладання. Що, власне, і відбувається на борту трубоукладного судна. Тут необхідно ненадовго повернутися до конструкції самої труби й помітити, що після нанесення на неї антикорозійного захисту та обтяження бетонування, що обтяжує труби, залишаються відкритими і незахищеними, - інакше зварювання було б утруднене. Тому ділянки з'єднань захищаються від корозії після зварювання. Спочатку монтажні стики ізолюються за допомогою поліетиленового термозбіжного рукава, потім закриваються металевим кожухом, а порожнина між кожухом і рукавом заповнюється поліуретановою піною, що надає місту стику необхідну механічну міцність.

Далі відбувається укладання S-подібним способом. Зварена з труб батіг набуває в процесі укладання форму, що нагадує латинську літеру S. Плетіти під невеликим кутом виходить з корми корабля, досить різко опускається вниз і досягає дна, де приймає горизонтальне положення. Найважче уявити собі, що нитка зі сталевих, покритих бетоном 24-тонних труб здатна до таких різких згинів без руйнування, проте все відбувається саме так.

Зрозуміло, щоб батіг не зламалася, застосовуються різноманітні технологічні хитрощі. За трубоукладальним судном на десятки метрів тягнеться стингер — спеціальне ложе, що зменшує радіус нахилу батогу. На судні також встановлений натяжний пристрій, що притискає труби донизу і знижує навантаження на вигини. Нарешті, система позиціонування точно контролює положення судна, виключаючи ривки та різкі усунення, здатні пошкодити трубопровід. Якщо укладання чомусь потрібно перервати, замість чергової труби до батога приварюють герметичну заглушку з кріпленнями і батіг «скидають» на дно. При відновленні робіт інший корабель підчепить заглушку тросом і витягне батіг назад нагору.

У 2012 році було сконструйовано спеціальний «інтелектуальний зонд», який через певні проміжки часу перевірятиме стан газопроводу, пересуваючись із потоком газу від російської бухти Портова до німецького Любміна.

Газопровід-водопровід

І все ж таки без підводного зварювання не обійшлося. Справа в тому, що кожна з ниток "Північного потоку" складається з трьох секцій. Відмінність між секціями - різна товщина стінок труб, що використовуються. Поки газ йде від терміналу у російській бухті Портова до приймального терміналу на німецькому березі, тиск газу поступово падає. Це дало можливість використовувати в центральній та фінальній секціях тонкостінніші труби і таким чином економити метал. Ось тільки забезпечити з'єднання різних труб на борту трубоукладальних суден неможливо. Зчленування секцій відбувалося вже на дні – у гідроізольованій зварювальній камері. Для цього на дно опускалися трубопідйомні механізми, які відривали від дна і точно позиціонували один навпроти одного батоги окремих секцій. Для тієї ж мети застосовувалися надувні мішки зі змінною плавучістю, що забезпечували вертикальні переміщення труб. Термобаричне зварювання велося в автоматичному режимі, проте налагодження обладнання зварювальної камери — найскладніша водолазна операція. Для її проведення під воду опускалася водолазна камера, де могла проходити декомпресію ціла бригада водолазів, та спеціальний дзвін для спуску на дно. Зварювання секцій проводилося на глибині 80-110 м-коду.

Перш ніж використовувати газопровід для перекачування палива, його випробовували водою. Ще до термобаричного зварювання кожна секція трубопроводу пройшла суворе випробування. Всередину секцій за допомогою поршневого модуля було закачано попередньо відфільтровану від суспензій і навіть бактерій морську воду. Рідина, що нагнітається зі спеціального судна, створювала всередині батоги тиск, що перевищує робочий, і такий режим підтримувався протягом доби. Потім вода відкачувалась, і секція газопроводу осушувалася. Ще до того, як у трубопроводі виник природний газ, його труби заповнювалися азотом.

Прокладання газопроводу морським днем — лише частина проекту «Північний потік». Чимало зусиль та витрат знадобилося для обладнання берегової інфраструктури. Окрема історія - це витягування нитки газопроводу на берег за допомогою потужної лебідки або створення механізму компенсації сезонного стиснення-розширення 1200-кілометрової нитки.

Будівництво "Північного потоку" викликало чимало дискусій на різні навколополітичні теми - від екології до надмірної ролі сировинного експорту в Росії. Але якщо абстрагуватися від політики, не можна не помітити: трансбалтійський газопровід — чудовий приклад того, як сучасні технології та міжнародна кооперація здатні творити сучасні дива в цілком робочому рутинному режимі.

Перший морський нафтопровіднародився на початку 50-х років минулого століття у зв'язку з початком та розвитком видобутку нафти на Каспії. У цей час стали з'являтися і першіморські газопроводи. Усі вони служили для транспортування нафти та газу від місць видобутку до сухопутних ділянок.

Сьогодні до цих завдань, що виконуються підводними трубопроводами, додалися функції ефективних морських магістральних трубопроводів, призначених для забезпечення транспортування газу та нафти на значні відстані. Їхнє будівництво, навіть незважаючи на технологічні складності та високу вартість, у сьогоднішній неспокійній політичній обстановці цілком виправдане. Принцип простий. Одні країни хочуть мати стійкий прибуток від реалізації нафти і газу, інші гарантовано отримувати продукти без перебоїв шляхом транзиту вуглеводнів. Морські трубопроводи повністю унеможливлюють всі геополітичні ризики, пов'язані з транзитом через інші країни.

Будівництво морських трубопроводівпочинається на трубному заводі-виробнику, де на зовнішню поверхню труб наноситься тришарове покриття, що складається з епоксидного складу, адгезиву та поліетилену. Там для збільшення пропускної спроможності труби і додаткової ізоляції на внутрішню поверхню наноситься спеціальна епоксидна фарба червоно-коричневого кольору. Наступні етапи - встановлення катодного захисту проти корозії та бетонування шляхом покриття труби шаром бетону, нанесеного на армований каркас або дротяну сітку, іноді з наповнювачем у вигляді залізної руди. При цьому маса однієї 12-ти метрової труби може сягати 24 тонн.

Бетон додатково захищає трубу від механічних пошкоджень, а залізна руда як наповнювач обтяжує конструкцію і дозволяє їй стабільно лежати на морському дні. Незахищеними залишаються лише кінці труб реалізації наступного зварювання.

Приварювання труб до основної нитки газопроводу та наступна ізоляція стиків проводиться на спеціальному судні-трубоукладальнику, яке є великою несамохідною баржею, що пересувається за допомогою буксира та спеціальної якірної лебідки.

Безумовно, найуразливішим місцем морських магістральних трубопроводів є підводний стик. Саме тому його ізоляції приділяється максимум уваги.Технологія ізоляції підводного стику включає наступні етапи:

Дробометне очищення стику сталевих трубшляхом подачі чавунного дробу, який з силою викидається на поверхні, що очищаються спеціальною дробометною установкою. Це найбільш ефективний спосіб видалення окалин, іржі та інших забруднень зі стиків труб.

Індукційне нагріваннястиків труб перед ізоляцією, що забезпечує більш високу продуктивність, швидке і рівномірне нагрівання - у порівнянні з використанням для цих цілей.

Установка термозбіжної манжети ТІАЛ-МГП- На сьогоднішній день одне з найбільш надійних рішень, що забезпечує надійну довговічну ізоляцію стиків підводних трубопроводів. Виготовляється за класичною технологією усадки манжети ТІАЛ.

Спочатку наноситься праймер:

Виготовляється усадка манжети пропановими пальниками:

Контроль якостіза допомогою іскрового дефектоскопа та адгезиметра.

Монтаж футерувального кожуха, Всередину якого заливаються компоненти ППУ.

Технологія ізоляції підводного стику, що використовується, за допомогою манжети ТІАЛ-МГП затребувана і широко використовується при будівництві сучасних морських підводних трубопроводів.