Le transport par pipeline de la Russie, qui a près de 100 ans d'histoire, est le plus important au monde. Cependant, les pipelines offshore (MT) ont été utilisés relativement récemment. Des tronçons offshore de gazoducs ont été construits et mis en service : North European (Nord Stream ou NEGP) en mer Baltique, Blue Stream et Tuapse-Dzhubga en mer Noire. Des oléoducs offshore de longueur relativement courte sont disponibles dans la mer de Pechersk (oléoduc d'exportation du terminal pétrolier de Varandey), dans la Baltique (champ D-6) sur le plateau de Sakhaline. Les MT du champ de condensat de gaz de Shtokman dans la mer de Barents et du champ de condensat de gaz de Kirinskoye sur le plateau de l'île de Sakhaline, South Stream dans la mer Noire sont au stade de la conception. A l'avenir, avec le développement des travaux sur le plateau arctique, il faut s'attendre à une augmentation significative du nombre de MT. L'exploitation de MT, en relation avec l'exploitation de pipelines terrestres, présente certaines spécificités, qui ne sont pas suffisamment reflétées dans la documentation réglementaire en vigueur dans la Fédération de Russie. Les problématiques de sécurisation de l'exploitation de ces canalisations sont aujourd'hui traitées principalement sur la base de projets axés principalement sur le diagnostic en ligne. Ce principe ne répond pas aux exigences modernes de fiabilité et de sécurité des installations de production dangereuses. Seule une approche systématique axée sur la mise en œuvre à grande échelle de la tâche de surveillance du MT en temps réel, ainsi que l'exécution rapide et de haute qualité des travaux d'enquête, de maintenance et de réparation peut garantir le fonctionnement sûr du MT dans l'Arctique. étagère. Quelles mesures doivent être prises aujourd'hui pour garantir cette approche ?

Caractéristiques des pipelines offshore

Lors de la conception et de la construction, la fiabilité et la sécurité des MT sont assurées en fonction d'exigences accrues, par rapport à celles posées à terre. Cela est dû à des conditions (marines) particulières, telles qu'un environnement marin plutôt agressif, une situation sous-marine, une longueur accrue sans stations de compression intermédiaires, les effets des vagues, du vent et des courants, la sismicité, la topographie complexe du fond, des possibilités limitées de préparation et de surveillance le tracé, la difficulté ou l'impossibilité de mise en œuvre de la norme de procédures d'entretien et de réparation des principales canalisations de gaz, etc.

En tant que mesures spéciales pour assurer la sécurité de MT, les éléments suivants peuvent être indiqués :

1. installation de zones de sécurité le long du tracé MT (à une distance maximale de 500 m de l'axe du pipeline) avec un régime de navigation spécial et activité économique déterminé au niveau fédéral;
2. assurer la protection du MT contre la corrosion, qui détermine en grande partie sa fiabilité et sa sécurité, pendant toute la durée de son fonctionnement et uniquement de manière complexe (avec des revêtements externes et internes et des moyens de protection cathodique) ;
3. l'utilisation de joints isolants dans la conception du MT avec un système de protection contre la corrosion (bride ou accouplement) des zones terrestres ;
4. lors de la conception du MT, tous les impacts possibles sur la canalisation pouvant nécessiter une protection supplémentaire sont pris en compte, à savoir :

L'apparition et la propagation de la fissuration ou de l'effondrement des tuyaux et soudures pendant l'installation ou le fonctionnement ;

Perte des propriétés mécaniques de l'acier pour tuyaux ;

Des portées de pipeline trop grandes au fond ;

l'érosion des fonds marins ;

Frapper le pipeline avec des ancres de navires ou des chaluts de pêche ;

Impacts sismiques ;

Violation du régime technologique du transport de gaz.

1. analyse des portées admissibles et de la stabilité du pipeline sur le fond marin, ainsi que calcul des buses - limiteurs de l'effondrement par avalanche du pipeline lors de sa pose à grande profondeur de la mer, lors de la conception du MT ;
2. approfondissement du MP dans le fond dans les zones de son atterrissage en dessous de la profondeur d'érosion prévue du fond de la zone d'eau ou de la section à terre pendant toute la période d'exploitation du pipeline offshore ;
3. pose de MT à la surface du fond marin uniquement si sa position de conception est assurée pendant toute la période d'exploitation (la possibilité de son ascension ou de son mouvement sous l'influence de charges externes ou de dommages causés par des chaluts de pêche ou des ancres de navires est exclue), si nécessaire , le fond de la zone d'eau est préalablement préparé ou le pipeline est posé dans une tranchée;
4. choix de la méthode de protection des MT en fonction des conditions locales environnement et le degré de menace potentielle de chaque impact sur le gazoduc ;
5. conception de MT exempte d'obstacles à l'écoulement du produit transporté (en cas d'utilisation de courbes de flexion artificielles ou de raccords, leur rayon est supposé être d'au moins 10 diamètres de canalisation, ce qui est suffisant pour le libre passage du traitement et du contrôle dispositifs).

Pour assurer la sécurité du transport des hydrocarbures et réduire les risques, la conception et la construction des canalisations sous-marines fait appel aux réalisations les plus avancées dans le domaine de leur construction, des exigences accrues la sécurité industrielle, tuyaux de haute qualité, matériaux de soudage et d'isolation, systèmes de contrôle, etc. Cette circonstance crée objectivement les conditions pour améliorer la fiabilité et la sécurité des MP, ce qui est confirmé par l'absence d'accidents sur tous les MP mis en service dans notre pays. Cependant, le taux d'accidents des pipelines offshore est un fait réel et doit être pris en compte dans la conception, la construction et l'exploitation de chaque MP.

Accidents de pipelines offshore

Les données sur les accidents sur les pipelines offshore sont assez largement présentées dans les sources d'information disponibles. Par exemple, elles sont publiées par l'Office of Pipeline Safety (OPS) du Département américain des transports (oléoducs, gazoducs) ainsi que par les organisations compétentes de la Communauté européenne. Sur la base de l'analyse des données disponibles sur environ 700 cas de dépressurisation d'urgence de canalisations sous-marines (sur une période d'environ 40 ans), les principales causes de leur destruction ont été identifiées.

Répartition du nombre total de destructions de canalisations sous-marines selon les causes qui les ont provoquées

Raisons dominantes les urgences sont les suivants : corrosion - 50 %, dommages mécaniques (impact des ancres, chaluts) des navires auxiliaires et des barges de construction - 20 % et dommages causés par les tempêtes, érosion du fond - 12 %. Dans le même temps, la plupart des incidents se sont produits sur les tronçons MT à proximité immédiate des quais (moins de ~15,0 m), y compris sur les risers.

Sur la base de l'analyse des données statistiques sur le taux d'accidents des pipelines offshore, il a été constaté que, compte tenu des mesures prises pour améliorer la fiabilité et la sécurité des MT, l'intensité des accidents sur les pipelines offshore a constamment diminué et est actuellement en la fourchette de 0,02 à 0,03 accidents par an pour 1000 km de leur longueur.

A titre de comparaison, dans la période initiale d'utilisation des MT (70 - années du siècle dernier), le taux d'accidents sur les pipelines offshore dans le golfe du Mexique était de 0,2 accident/an/1000 km de pipelines et de 0,3 accident/an/1000 km en La Mer du Nord.

A titre de comparaison, en Russie, le taux moyen d'accidents est de 0,17 accident/an/1000 km pour les gazoducs et de 0,25 accident/an/1000 km pour les oléoducs.

Lors de l'exploitation de MT, malgré les mesures de sécurité prises, il existe de réelles menaces de dommages ou de dysfonctionnement. Ces menaces comprennent les défauts de pipeline, les processus et régimes technologiques anormaux, les risques d'origine humaine, les processus et phénomènes dans l'environnement géologique, les facteurs naturels-climatiques et géologiques, les actions de tiers, les activités scientifiques, industrielles et militaires dans les zones où le MT est situé et d'autres raisons.

Degré de risque d'accidents de pipeline offshore

Les accidents de pipelines offshore présentent un risque de perturbation de l'équilibre écologique des milieux marins et géologiques dans les zones d'utilisation. Le degré de danger d'accidents augmente considérablement dans les mers arctique et extrême-orientale de la Russie, qui se caractérisent par un faible niveau d'intensité de traitement biologique naturel qui, en cas de déversement accidentel d'hydrocarbures, peut entraîner une pollution à long terme de l'eau de mer et sédiments de fond.

En cas d'accident sur un pipeline offshore, les dommages environnementaux seront déterminés par le montant des paiements pour la pollution environnementale excessive et le coût des travaux pour localiser et éliminer le déversement d'urgence. Dans des conditions d'écoulement offshore, en raison de l'absence d'un système fiable de détection des fuites, ainsi que de la complexité de la réponse aux déversements d'hydrocarbures en mer, des fuites avec des valeurs nettement supérieures à la moyenne des pipelines terrestres existants peuvent être attendues.

La réalité des accidents MT, le degré de leur dangerosité, le manque d'expérience et les risques éventuels de l'exploitation MT nécessitent des mesures de sécurité adéquates qui, conformément aux exigences de la loi fédérale du 27 décembre 2002 n ° 184-FZ "sur les techniques Régulation", doit se refléter, en premier lieu, dans les démarches d'organisation de l'exploitation MT.

Une analyse expérience à l'étranger réglementation de l'exploitation des gazoducs offshore

À l'étranger, une réglementation assez stricte de l'exploitation des pipelines offshore a été établie. Les principaux documents parmi les normes internationales généralement reconnues (publiées aux États-Unis, en Grande-Bretagne, en Norvège, aux Pays-Bas, etc.) sont indiqués dans le tableau.

En Europe, la réglementation de l'exploitation des gazoducs offshore est mise en œuvre sous la forme de directives de l'Union européenne, qui sont approuvées par les membres de l'Union européenne. Dans le même temps, la méthode de référence aux documents réglementaires spéciaux actuels sur le transport par pipeline maritime principal, qui a reçu une évaluation positive basée sur les résultats d'une utilisation à long terme (environ 20 normes de la série ISO, normes des États-Unis , Norvège, Canada, etc.), est largement utilisé, comme :

API - 1111 "Conception, construction, exploitation et réparation de canalisations offshore pour hydrocarbures", Recommandations pratiques. 1993 (norme américaine) ;

Det Norske Veritas" (DNV) "Regulations for Subsea Pipeline Systems", 1996 (norme norvégienne);

BS 8010." Guide pratique pour la conception, la construction et la pose de canalisations. Pipelines sous-marins Parties 1, 2 et 3, 1993 (British Standard);

Norme américaine ASME B 31.8 "Règlements pour les systèmes de tuyauterie de transport et de distribution de gaz", 1996 ;

Norme américaine MSS -SP - 44 "Brides en acier pour pipelines", 1990.

ASME B31.4-2006 "Systèmes de canalisations pour le transport d'hydrocarbures liquides et autres liquides" ;

ASME B31.8-2003 Systèmes de tuyauterie de gaz et distribution de gaz ; -CAN-Z183-M86 "Systèmes d'oléoducs et gazoducs" ;

ASTM 96 "Résistance à l'abrasion des revêtements de pipelines".

Les normes les plus couramment utilisées sont Det Norske Veritas (DNV). En particulier, sur leur base, une section offshore du NEGP a été créée et un gazoduc à partir du champ de condensats de gaz de Shtokman est en cours de conception.

Le système de normes DNV relie la sécurité à l'élimination de la menace de préjudice au personnel, à la propriété et/ou à l'environnement, et le risque - au montant des dommages causés. Cette approche se concentre sur l'équilibre entre les activités de gestion des risques opérationnels et de processus pour trouver un équilibre durable entre la sécurité, la fonctionnalité et le coût.

Les exigences s'appliquent aux inspections et aux réparations de pipelines. Dans le même temps, les principales dispositions d'inspection et de contrôle devraient être établies, sur la base de programmes détaillés, dont les principes de formation sont révisés dans 5 à 10 ans.

Conformément à la section B 200 de la norme DNV, le système de canalisation doit obligatoirement être pourvu d'un contrôle de courant (inspection) pendant l'exploitation. Les normes DNV prescrivent l'inspection structurelle des pipelines offshore et la détection des défauts (Section 10, paragraphe B, E DNV-OS-F-101), l'inspection et le contrôle de la corrosion externe et interne (Section 10, paragraphe C, D DNV-OS- F -101).

Dans le même temps, "les paramètres qui peuvent menacer l'opérabilité du système de pipelines doivent être surveillés et évalués à une fréquence telle qu'il soit possible de prendre des mesures correctives avant que le système ne soit endommagé."

En général, les dispositions et exigences énoncées dans les normes DNV sont de nature consultative et ne contiennent pas de dispositions spécifiques sur la technique et la technologie pour leur solution.

Réglementation de l'exploitation des pipelines offshore dans la Fédération de Russie

Sur la base des résultats de l'examen et de l'analyse de l'actuel cadre réglementaire En ce qui concerne les exigences des autorités fédérales et des autorités de surveillance concernant l'organisation et l'exécution des travaux d'étude, d'exploitation et de réparation des tronçons offshore des gazoducs, on peut noter ce qui suit.

1. Actuellement, l'ensemble du cadre réglementaire existant pour la construction est mis à jour en mettant à jour SNiP et GOST, en introduisant les normes de l'Union européenne, ainsi qu'en créant un cadre réglementaire unifié pour l'Union douanière de Russie, de Biélorussie et du Kazakhstan et l'EurAsEC.

2. Les exploitants de pipelines ont la possibilité de former leur propre cadre réglementaire qui ne contredit pas la législation fédérale, à la fois en élaborant de nouveaux documents et en reconnaissant les documents réglementaires existants - russes et internationaux.

3. Dans Fédération Russe directive établie Exigences générales assurer la sécurité du transport par pipeline offshore de pétrole et de gaz grâce à l'organisation et à la procédure appropriées pour effectuer les travaux d'inspection, d'exploitation et de réparation. Il n'existe pas de documentation réglementaire et technique détaillée réglementant l'organisation, la conduite et le contrôle de ces travaux au niveau fédéral, car il est supposé qu'elle sera élaborée au niveau des organisations et des entreprises.

4. Base légale fonctionnement de MT sont la loi fédérale N° 187-FZ du 30 novembre 1995 et décret du gouvernement de la Fédération de Russie du 19 janvier 2000 n° 44. Conformément à ces documents, le système d'exploitation MP doit être créé et fonctionner conformément aux exigences prévues pour par la législation sur l'eau, et de la manière établie par le gouvernement de la Fédération de Russie, ainsi que sur la base de la documentation normative et technique (NTD) en vigueur dans la Fédération de Russie, la documentation réglementaire interne de l'OE (branche de la EO), ainsi que les normes internationales reconnues dans la Fédération de Russie.

5. En Fédération de Russie, dans le domaine de la conception, de la construction et de l'exploitation de pipelines offshore, les documents réglementaires indiqués dans le tableau sont appliqués. Les normes internationales sont largement utilisées dans la pratique :

ISO 13623, ISO 13628, ISO 14723-2003 ;

les normes DNV, y compris les règles de planification et d'exécution des opérations offshore ;

Normes CAN/CSA-S475-93 (Association canadienne de normalisation). Opérations maritimes. Structures marines ;

Lloyd allemand. Règles de classification et de construction. III. Technologie marine.

En plus de ceux énumérés dans le tableau, il existe environ 70 autres documents réglementaires liés à divers aspects cycle de vie MT.

6. Le principal document en vigueur au niveau de l'État est GOST R 54382-2011 Oil and industrie du gaz. Systèmes de pipelines sous-marins. Exigences techniques générales (ci-après dénommées GOST), qui établissent les exigences et les règles pour la conception, la fabrication, la construction, les essais, la mise en service, l'exploitation, la maintenance, le réexamen et la liquidation des systèmes de canalisations offshore sous-marines, ainsi que les exigences relatives aux matériaux pour leur fabrication. GOST est une traduction de l'anglais vers le russe de la norme norvégienne DNV-OS-F101-2000 (industrie pétrolière et gazière. Systèmes de canalisations sous-marines. Exigences générales), établit les exigences de sécurité pour les systèmes de canalisations sous-marines en définissant des exigences minimales pour la conception, les matériaux, la fabrication , les essais de construction, la mise en service, l'exploitation, la maintenance, la recertification et l'élimination, et est en bon accord avec l'ISO 13623, qui spécifie les exigences fonctionnelles pour les pipelines offshore (avec quelques différences).

GOST exige que les paramètres qui affectent les performances du système de canalisation soient surveillés et évalués. Dans le même temps, la fréquence des contrôles ou inspections doit être telle que le système de conduites ne soit pas mis en danger par une détérioration des performances, une usure pouvant survenir entre deux intervalles successifs (la fréquence doit garantir que la défaillance peut être corrigée en une manière opportune). Il est indiqué que si une inspection visuelle ou des mesures simples ne sont pas pratiques ou fiables, et que les méthodes de conception et l'expérience disponibles ne sont pas suffisantes pour prédire de manière fiable les performances du système, l'instrumentation du système de tuyauterie peut être nécessaire.

Les exigences GOST pour l'exploitation, l'inspection, la modification et la réparation des pipelines s'appliquent aux éléments suivants :

Des instructions;

Stockage de la documentation opérationnelle ;

Mesures des paramètres techniques et opérationnels :

Principes de base du contrôle et de la surveillance ;

Contrôles spéciaux ;

Inspection de la configuration du pipeline ;

Examens périodiques ;

Contrôle et surveillance de la corrosion externe ;

Pipelines et colonnes montantes dans la zone de plongée ;

Contrôle et surveillance de la corrosion interne ;

Contrôle de la corrosion ;

Surveillance de la corrosion ;

Défauts et réparations.

Cependant, ces exigences sont générales et utilisation pratique doivent être précisés, ce qu'il convient de mettre en œuvre dans le cadre de la nouvelle norme (ci-après dénommée la Norme).

Il convient de noter que l'application sélective des exigences internationales n'est pas toujours possible en raison de l'hétérogénéité des approches en Russie et à l'étranger de la réglementation de la sûreté dans les mêmes installations.

Approche générale de la formation de la norme

Actuellement, la réglementation technique en Fédération de Russie, y compris dans le domaine de l'exploitation des principaux gazoducs, est appliquée conformément à la loi fédérale du 27 décembre 2002 n ° 184-FZ "sur la réglementation technique", qui a fondamentalement changé le régime intérieur système de normalisation. La nouveauté de ce système est la suivante :

Un système à 3 niveaux pour la construction de la documentation réglementaire est en cours de création, dans lequel seules les exigences du niveau supérieur (directif), qui sont établies par des règlements techniques(STR) RF ;

Les normes d'État (nationales) sont volontaires;

Les normes d'entreprise ne sont valables que parmi les organisations qui les ont approuvées ;

Autorisé l'utilisation de normes internationales comme base pour l'élaboration de normes nationales;

La responsabilité de l'exploitation sécuritaire des installations artificielles, y compris les installations de transport par pipeline, incombe à leurs propriétaires (clients).

La résolution des problèmes d'assurance de la sécurité de l'exploitation MT doit tenir compte des exigences des normes nationales et étrangères et lier la sécurité à l'élimination de la menace de préjudice pour le personnel, les biens et / ou l'environnement, et le risque - avec la quantité de degats causes. Cette approche devrait être orientée vers un équilibre entre les activités de gestion des risques opérationnels et technologiques afin de trouver un équilibre durable entre sécurité, fonctionnalité et coût. Pour cela, les principales dispositions/principes de fonctionnement des MP, en particulier le contrôle, l'entretien et la réparation de leurs éléments, y compris les inspections, les inspections et les enquêtes, devraient être établis.

La norme doit mettre en œuvre les dispositions concept général réglementation technique, en relation avec l'objet de sa réglementation et se référer aux documents fondamentaux (norme organisationnelle-méthodique et technique générale).

La norme devrait être élaborée sur la base de dispositions scientifiques et techniques solides visant à réduire les risques et à garantir la sécurité dans le fonctionnement des MP et à garantir niveau moderne organiser et exécuter les travaux pertinents.

La norme doit garantir le niveau de sécurité de l'exploitation MT, qui doit être perçu comme une combinaison de sécurité industrielle, de sécurité environnementale, de protection contre les interférences non autorisées et les menaces terroristes, de protection du travail, etc., non inférieur à celui des sites terrestres.

La norme devrait s'appliquer aux processus d'exploitation, d'enquête, d'entretien et de réparation des PM posés sur le plateau continental et dans les mers intérieures de la Fédération de Russie.

La norme doit établir (dans une portée minimale) dispositions générales, directives de base, recommandations et exigences techniques générales obligatoires, les normes et règles les plus importantes pour les processus, procédures, travaux et opérations liés au fonctionnement, aux inspections, à la maintenance et aux réparations de MT. Les exigences de la Norme ne doivent pas interférer avec la manifestation d'initiatives pour la mise en œuvre méthodes modernes et moyens techniques, optimisation des technologies et des processus organisationnels et mise en œuvre de travaux sur le fonctionnement des PM basés sur les bonnes pratiques maritimes.

La norme devrait contenir à la fois des exigences de sécurité qui tiennent compte dangers, caractéristique du fonctionnement de MT, et des dispositions administratives, qui comprennent les règles de planification, d'organisation, de préparation, de conduite, de contrôle, d'acceptation travaux divers et des règles pour confirmer la conformité des équipements utilisés pour l'exploitation, l'inspection et la réparation avec les exigences pertinentes. Principales menaces pour la sécurité MT

Une analyse des informations disponibles sur l'expérience de l'exploitation de systèmes de pipelines offshore pour le transport d'hydrocarbures montre que les composantes de la menace globale pour la sécurité sont :

Facteurs naturels et climatiques;

Processus et phénomènes dans l'environnement géologique ;

Défauts structurels et technologiques du pipeline ;

situations technologiques d'urgence;

Risques technogéniques (objets explosifs ; armes chimiques inondées et objets coulés );

Activités en mer;

Actions de tiers.

Selon les données disponibles, les menaces externes (venant de l'extérieur de la canalisation) l'emportent sur les menaces internes (à l'intérieur de la canalisation), tant en termes de taux d'accident global qu'en termes de degré de dangerosité. A cet égard, la priorité a été donnée aux questions d'enquêtes MGP pour assurer le diagnostic de son état technique.

La norme devrait encourager la manifestation d'initiatives du personnel pour introduire des méthodes et des moyens techniques modernes d'exploitation, d'inspection et de réparation des navires de mer, ainsi que pour optimiser les technologies pertinentes et les processus organisationnels basés sur les bonnes pratiques maritimes.

La norme devrait fournir :

Protection de la vie et de la santé humaines, de la propriété, ainsi que prévention des actions qui induisent les consommateurs (utilisateurs) en erreur concernant l'objectif et la sécurité de la MT ;

Concentration dans un document unique des principales exigences des documents légaux et réglementaires en vigueur dans le domaine de l'exploitation, des expertises, de la maintenance et des réparations des MT ;

Élimination des lacunes dans la réglementation des activités d'exploitation, d'inspection, d'entretien et de réparation des PM.

Une attention particulière doit être accordée aux exigences d'inspection et de réparation des MP relatives aux processus, procédures, travaux, opérations maritimes, navires et équipements spéciaux.

La norme doit être élaborée sur la base de dispositions scientifiques et techniques étayées visant à réduire les risques et à assurer la sécurité lors de l'exploitation de MP et doit fournir un niveau moderne d'organisation et de conduite des travaux pertinents.

Toutes les principales dispositions, normes, exigences et règles de la norme doivent être harmonisées avec leurs analogues du cadre réglementaire russe et étranger existant.

Les exigences pour les travaux offshore (inspections et réparations de MT, opérations offshore) doivent être basées sur l'utilisation d'une expérience pratique dans le développement et la mise en œuvre de "projets offshore" dans notre pays, ainsi que sur la prise en compte des normes, règles et exigences applicables des normes RMRS, norvégiennes (DNV) et américaines (API ), des recommandations de l'Association canadienne de normalisation et d'autres sources d'information.

Lors de l'élaboration de ces conditions et spécifications techniques, il est nécessaire d'utiliser la documentation scientifique et technique, y compris les normes internationales généralement reconnues, telles que API 1111 (1993), DNV (1996) et BS 8010 (1993), ainsi que les résultats d'études scientifiques recherche sur cette question.

La norme doit être élaborée sur la base d'une approche intégrée de l'organisation et de la mise en œuvre de tous les travaux sur le fonctionnement du MP, y compris les réparations. Dans le même temps, il est important d'assurer la possibilité de maintenir un retour d'information constant pour ajuster et compléter les exigences.

La norme doit établir les principes de base suivants pour le fonctionnement de la MT :

1. Le fonctionnement du MT doit viser à prévenir les défaillances et à réduire la gravité de leurs conséquences.
2. Il n'y a pas de règles unifiées (universelles) pour le fonctionnement de MT. Pour chaque MT, des règles individuelles doivent être établies, en tenant compte des particularités de son utilisation, de son entretien et de ses réparations. Les règles initialement établies doivent être revues périodiquement et, si nécessaire, révisées, en tenant compte de l'expérience d'exploitation accumulée du MP. Développement efficace les règles peuvent et doivent être fournies par le personnel directement au service du TM.
3. Une part importante des défaillances probables des MT n'est pas liée à l'âge du gazoduc et de ses moyens d'exploitation, mais dépend de la qualité de la construction, de l'utilisation et de la maintenance.
4. L'exploitation des MT devrait être basée sur un système de mesures spéciales pour assurer un niveau donné de fiabilité du gazoduc basé sur système unifié service de diagnostic expert, qui assure l'entretien et la réparation de sa partie linéaire en fonction de l'état réel sur la base du diagnostic et du suivi de l'état technique du gazoduc et de son sous-sol.
5. Les principales décisions concernant l'entretien et la réparation des MT doivent être justifiées en évaluant le risque d'évolution défavorable des événements initiateurs (motifs de ces décisions).
6. La planification des réparations doit s'accompagner de l'identification des conditions préalables aux défaillances et de la prévision des moments de défaillance.
7. Les réparations majeures doivent être, si possible, exclues par un contrôle et une surveillance efficaces du processus d'utilisation du MT, la réalisation d'enquêtes en temps opportun, des diagnostics et la prévision des changements dans l'état technique du MT, des travaux de réparation et de prévention et de réparation et de restauration sur les sections problématiques du gaz. pipeline.
8. Le personnel de maintenance doit se concentrer sur la nécessité de générer des propositions raisonnables visant à assurer la fiabilité et la sécurité de l'exploitation MT, ainsi qu'à réduire les risques opérationnels.
9. Tenant compte du fait que chaque MT spécifique présente les particularités des conditions locales, les solutions de conception et de construction, les instructions des fabricants et des fournisseurs d'équipements et de matériaux utilisés dans le MT, les exigences détaillées pour l'exploitation, l'inspection et la réparation du MT doivent être élaborées et enregistrées dans instructions de travail et de production, dessins, schémas et autres documents.

La norme devrait être élaborée sur la base de la NTD actuelle en Fédération de Russie, en tenant compte des solutions de conception pour les députés mandatés, de l'expérience nationale et internationale actuelle en matière d'arpentage, d'exploitation et de réparation de pipelines offshore et d'autres installations fixes sous-marines, ainsi que de l'utilisation de départements documents réglementaires, littérature technique, résultats R&D.

Afin de minimiser la quantité d'exigences réglementaires dans la Norme, il est conseillé d'utiliser le mécanisme des références à des spécifications bien connues, conseils pratiques et normes.

Il semble que la réglementation de l'exploitation des MP devrait être établie par une norme nationale spéciale, pour l'élaboration de laquelle il est nécessaire d'impliquer des spécialistes possédant une expérience et des connaissances approfondies à la fois dans le domaine de la conception et de l'exploitation de pipelines sous-marins offshore, et dans le méthodes et moyens techniques utilisés à cet effet. Il est particulièrement important de prendre en compte l'expérience de la plongée sous-marine et des travaux techniques sous-marins sur l'inspection et la réparation de divers objets fixes sous-marins.

Tableau - Documents réglementaires dans le domaine de la conception, de la construction et de l'exploitation de pipelines offshore en vigueur dans la Fédération de Russie

Documents internationaux

Document CEE-ONU "Lignes directrices et bonnes pratiques pour assurer la fiabilité opérationnelle des pipelines" ;

ISO 13623-2009 "Industrie pétrolière et gazière - Systèmes de transport par conduites" ;

ISO 5623 Industries du pétrole et du gaz naturel. Systèmes de transport par conduites (ISO 5623 Industries du pétrole et du gaz naturel - Systèmes de transport par conduites).

ISO 5623 Industries du pétrole et du gaz naturel. Systèmes de transport par conduites (ISO 5623 Industries du pétrole et du gaz naturel - Systèmes de transport par conduites)

ISO 21809 Revêtements de surface pour pipelines enterrés ou sous-marins utilisés dans les systèmes de transport par pipeline ;

ISO 12944-6 "Protection contre la corrosion des structures en acier par des systèmes de peinture de protection"

GOST R 54382-2011 Industrie pétrolière et gazière. Systèmes de pipelines sous-marins. Exigences techniques générales. (DNV-OS-F101-2000. Industrie pétrolière et gazière. Systèmes de pipelines sous-marins. Exigences générales).

ASME B31.4-2006 "Systèmes de canalisations pour le transport d'hydrocarbures liquides et autres liquides" ;

ASME B31.8-2003 Systèmes de tuyauterie de gaz et distribution de gaz ;

CAN-Z183-M86 "Systèmes d'oléoducs et de gazoducs".

Documents ministériels

VN 39-1.9-005-98 Normes pour la conception et la construction d'un gazoduc offshore

Le concept de règlement technique dans JSC "Gazprom" (approuvé par l'arrêté de JSC "Gazprom" du 17 septembre 2009 n ° 302)

STO GAZPROM 2-3.7-050-2006 (DNV-OS-F101) Norme marine. Systèmes de pipelines sous-marins

STO Gazprom 2-3.5-454-2010. norme d'organisation. Règles d'exploitation des principaux gazoducs (approuvées et mises en vigueur par l'arrêté de JSC "Gazprom" du 24.05.2010 n ° 50),

"Règlement sur la supervision technique indépendante et le contrôle de la qualité de la construction des installations du système de transport de gaz Yamal-Europe"

Le problème clé dans la conception des pipelines offshore est la sélection et la justification de ses principaux paramètres de conception, tels que le matériau du tuyau, son diamètre extérieur et son épaisseur de paroi, la méthode d'installation, ainsi que la protection contre la corrosion, la stabilité et d'autres caractéristiques de performance.

La conception finale des pipelines offshore est sélectionnée après une étude de faisabilité comparative des différentes options, en tenant compte des conditions spécifiques de construction et d'exploitation.

L'acier, les alliages résistants à la corrosion, l'aluminium et quelques autres ont été utilisés comme matériaux de tuyauterie dans la pratique mondiale de la construction. Les canalisations en acier les plus utilisées.

Les matériaux les plus courants et, par conséquent, les conceptions comprennent:

1. Tuyaux en acier au carbone et au manganèse . L'ensemble d'exigences le plus complet les concernant est contenu dans les "Règles pour les systèmes de pipelines offshore" publiées par Det Norsk Veritas (Norvège).

2. Tuyaux flexibles (Fig. 10.5). Ces tuyaux ont une structure composite et sont fabriqués à partir de plusieurs couches de plastique, de caoutchouc et d'acier pour former un conduit solide et flexible capable de résister à des pressions de fonctionnement élevées et de transporter une large gamme de produits. Les conduites flexibles ont un coût matériel élevé, mais elles permettent de réaliser des économies importantes sur les coûts de pose. Ils peuvent être posés à partir d'installations flottantes non spécialisées, ce qui signifie que les coûts élevés de mobilisation d'un navire de pose de conduites spécial, par exemple, vers des sites de construction et d'installation éloignés, peuvent être réduits.

3. Faisceaux de tuyaux . Le développement de petits champs implique souvent l'utilisation d'une certaine structure de production centrale, entourée de plusieurs puits satellites, pour la production d'un produit ou l'injection d'eau dans la formation. Une solution économique au problème de l'installation de plusieurs lignes sur un court tronçon est l'utilisation d'un faisceau de lignes. Le faisceau peut être constitué de tubes individuels enfermés dans un seul tube porteur ou attachés ensemble à terre.

Le tube porteur est choisi de manière à assurer la flottabilité de l'ensemble du faisceau, qui est proche du neutre. Ce faisceau de tubes est remorqué en place le long du fond, à proximité ou à mi-profondeur, selon un certain nombre de considérations techniques, qui incluent les conditions sur la voie de remorquage.

Le faisceau est ensuite placé sur le fond, le tube porteur est rempli d'eau sur le sol et la tuyauterie individuelle du faisceau est raccordée à l'équipement approprié. Le regroupement de tubes permet de réaliser d'importantes économies si un site approprié peut être trouvé à terre pour fabriquer de tels faisceaux.

4. Tuyaux J -en forme de . Ils sont une alternative à la colonne montante habituelle. Le tube en J est généralement pré-monté sur la plate-forme pour monter, protéger et supporter ultérieurement le tube intérieur reliant les dessus de la plate-forme à la tuyauterie posée en bas, les tubes en J peuvent être supportés individuellement ou regroupés à l'intérieur du caisson. Le caisson est particulièrement utile lorsque plusieurs tubes en J doivent être installés dans un espace limité.

La conception des J-pipes dépend de ce qui est destiné à y être placé, à savoir : canalisation en acier, conduit flexible ou câbles d'alimentation.

Les tubes en J offrent des économies importantes sur les coûts de construction offshore car ils éliminent le besoin de bobines de liaison. L'extrémité initiale du pipeline peut être posée à partir d'une embarcation flottante appropriée et tirée dans un tube en J à l'aide de treuils situés sur la plate-forme. Le véhicule flottant s'éloigne alors de la plate-forme et effectue les opérations normales de pose des conduites. S'il est nécessaire de connecter la deuxième extrémité du pipeline à la plate-forme via un tube en J, il est alors posé en boucle puis rétracté.

5. Conception tuyau dans tuyau. Il existe des conceptions dans lesquelles, afin d'augmenter la fiabilité, le tube porteur n'entre pas en contact avec l'environnement - ce sont les conceptions dites pipe-in-pipe.

Parmi eux, deux schémas fondamentalement différents peuvent être distingués :

1) le tuyau intérieur fonctionne, le tuyau extérieur est utilisé comme enveloppe de protection ;

2) les deux tuyaux fonctionnent.

Les conceptions de tuyau dans le tuyau sont illustrées à la fig. 10.6-10.9. Leur inconvénient majeur est que le boîtier ne perçoit pas la charge de la pression interne et n'augmente donc pas leur capacité portante. De plus, le lestage de l'ensemble du pipeline est nécessaire.

Pour une utilisation plus complète de la capacité portante des tuyaux extérieurs il a été proposé de remplir l'espace annulaire avec un mortier ciment-sable (Fig. 10.9) qui, après durcissement, relie rigidement les deux tuyaux. Le résultat est une structure monolithique à deux tubes capable de résister à une pression interne beaucoup plus élevée.

Le diamètre du tuyau intérieur est pris en fonction de considérations technologiques (capacité), et le diamètre extérieur est basé sur la possibilité de pomper de la charge (ciment, bitume, résines époxy, etc.) à travers l'espace annulaire, ainsi que de fournir le nécessaire flottabilité.

6. Lestage de canalisations sous-marines . Le lestage des conduites sous-marines est nécessaire pour leur position stable au fond de la mer, du réservoir, de la rivière, du lac. Pour assurer une position stable, la conduite sous-marine doit avoir une flottabilité négative, c'est-à-dire le poids total du pipeline dans l'air doit être supérieur à l'eau déplacée par celui-ci.

La stabilité d'un pipeline sous-marin est fortement influencée par le poids volumétrique de l'eau dans la zone proche du fond (lorsque le sol est emporté par l'action des vagues), ainsi que par la pression hydrodynamique des vagues et des courants. Une modification du poids volumétrique de l'eau de 1,0 à 1,20-1,25 t/m 3 peut entraîner une diminution de la flottabilité négative et la montée du pipeline.

Ainsi, lors du calcul du poids d'un tuyau dans l'eau, en plus de la valeur de flottabilité négative, d'autres facteurs doivent être pris en compte qui ont un effet supplémentaire sur la stabilité du pipeline sous-marin. La valeur requise du poids de lest est déterminée par la condition " gravité spécifique» canalisation (le rapport du poids de la canalisation avec ballast à air au poids de l'eau déplacée par la canalisation et le ballast) . Ainsi, selon les spécifications américaines, les pipelines offshore posés dans les zones côtières doivent avoir une « gravité spécifique » conditionnelle d'au moins 1,30. Dans certains cas, en fonction des conditions naturelles de la zone de pose, lorsque pendant les vagues le poids volumétrique du mélange de sol dans la zone de fond atteint 1,8 t/m 3 , il est recommandé d'augmenter la « gravité spécifique » conditionnelle de la canalisation offshore à 2.

En pratique, on utilise pour lester les canalisations sous-marines des bétons monolithiques pleins et des mastics bitume-béton appliqués sur l'isolant, ainsi que des lests simples en fonte, en béton armé ou en béton.

L'utilisation de poids de lest en fonte est associée à une forte consommation de métal. Dans certains cas, le coût du lestage avec des poids en fonte peut être 1,5 à 2 fois plus élevé que le coût des tuyaux. Par conséquent, afin d'économiser du métal, il est recommandé d'utiliser des poids en béton armé. Un inconvénient sérieux de l'utilisation de poids en béton et en béton armé pour le lestage des conduites sous-marines et surtout offshore est leur poids volumétrique relativement faible et, par conséquent, la nécessité d'en utiliser un grand nombre. Pour augmenter le poids volumétrique des cargaisons de béton armé, des additifs de pondération - hématite, minerai de fer, etc. - sont introduits dans la composition des charges inertes, et ainsi le poids volumétrique du béton est ajusté à 2,8-3,0 t/m 3 .

Il convient de noter que des poids simples peuvent créer des charges concentrées, endommager l'isolation, rendre difficile leur glissement sur le fond et exclure l'utilisation de mécanismes de creusement de tuyaux.

Récemment, dans la construction de pipelines offshore, des surcharges avec des revêtements continus de béton armé sur une couche d'isolation anti-corrosion ont été utilisées.

Dans la plupart des cas, le mélange de béton est appliqué en surface par du béton projeté. Le ballast en béton armé est un moyen efficace de lester les pipelines offshore de diamètres particulièrement grands. Il convient de noter que la question de l'opportunité d'utiliser un revêtement en béton continu est associée à la méthode choisie pour la pose des canalisations.

Le béton et d'autres revêtements continus sont souvent utilisés lorsque le pipeline est tiré sur le fond marin sans coude ou avec une courbe à grand rayon pour éviter les fissures.

De plus, un revêtement continu protège bien l'isolation et permet d'utiliser les forets les plus productifs qui se déplacent le long des canalisations posées.

Les revêtements de ballast spéciaux, qui comprennent du mastic d'asphalte avec des particules de fibre de verre et des matériaux de pondération, sont particulièrement intéressants. De tels revêtements continus ont simultanément des propriétés anti-corrosion. Leur masse volumique apparente peut varier de 2,08 à 3,84 t/m 3 selon la quantité de matériaux ajoutés.

La grande plasticité de ces revêtements empêche la formation de fissures lorsque la canalisation est pliée lors de l'installation. L'utilisation de tels revêtements, qui sont en même temps des matériaux isolants, permet la pose de canalisations par le procédé de renforcement à partir d'installations flottantes avec flexion dans la limite des déformations élastiques du métal de la canalisation.

Dans certains cas, dans les zones d'eau calme avec des conditions de sol stables, ainsi que lors de la pose de canalisations à travers des plaines inondables et des zones marécageuses, la stabilité peut être assurée par des vis ou d'autres types d'ancrages métalliques.

À l'heure actuelle, les émaux de goudron de houille, le mastic bitumineux et le film polymère sont utilisés pour isoler les canalisations sous-marines. Ces dernières années, des revêtements époxy pulvérisables ont été développés.

Les émaux au charbon de bois sont très résistants au pelage, imperméables et résistants aux produits chimiques. Cependant, ces revêtements ne tolèrent pas bien les charges d'impact, ont une faible résistance à l'usure par abrasion et sont sujets à une rupture fragile à basse température et à un ramollissement à haute température.

Le mastic bitumineux, contrairement à l'émail au charbon, est plus résistant à l'usure, aux chocs, mais a moins d'adhérence et de flexibilité.

Les revêtements époxy sont fabriqués à partir d'un mélange de poudre époxy, de colorant et de durcisseur. Ils sont appliqués en une couche d'une épaisseur de 0,31 à 0,64 mm sur une surface de tuyau préchauffée (jusqu'à environ 232 ° C). Les revêtements époxy ont des propriétés adhésives, une flexibilité et une résistance à l'abrasion et aux chocs plus élevées, mais nécessitent une préparation spéciale de la surface du tuyau, y compris un préchauffage, ainsi qu'une technologie spéciale pour appliquer un revêtement de poids.

Résumé

Les systèmes de canalisations offshore sont les installations techniques les plus complexes opérant dans des conditions naturelles difficiles. Ce sont des moyens de transport efficaces dans le développement des ressources pétrolières et gazières du plateau continental des mers et des océans. Dans les décennies à venir, avec une augmentation de la production de gaz et de pétrole des champs offshore russes, le besoin de pipelines offshore augmentera.

Le problème clé dans la conception des pipelines offshore est la sélection et la justification de ses principaux paramètres de conception, tels que le matériau du tuyau, son diamètre extérieur et son épaisseur de paroi, la méthode d'installation, ainsi que la protection contre la corrosion, la stabilité et d'autres caractéristiques de performance. La conception finale des pipelines offshore est sélectionnée après une étude de faisabilité comparative des différentes options, en tenant compte des conditions spécifiques de construction et d'exploitation.

PARTIE 1. NORMES DE CONCEPTION

1. Dispositions générales

1.1. Les gazoducs principaux offshore doivent avoir une fiabilité accrue pendant la construction et l'exploitation, en tenant compte des conditions particulières (grandes profondeurs de la mer, longueur accrue sans stations de compression intermédiaires, tempêtes marines, sous-courants, sismicité et autres facteurs).

Les décisions de conception pour la pose de gazoducs offshore doivent être coordonnées avec le Comité d'État de la Fédération de Russie pour la protection de l'environnement, Gosgortekhnadzor de Russie et les autorités de surveillance locales.

1.2. Des zones de protection sont établies le long du tracé du gazoduc offshore, qui comprend des sections du gazoduc principal depuis les stations de compression jusqu'au bord de l'eau et plus loin le long du fond marin à l'intérieur du plateau continental, à une distance d'au moins 500 m.

1.3. Le diamètre du gazoduc offshore et la valeur de la pression de service sont déterminés à partir des conditions de fourniture de gaz naturel au Consommateur sur la base d'une analyse hydraulique.

1.4. La durée de vie du gazoduc offshore est fixée par le Maître d'Ouvrage. Pendant toute la durée de vie du système de gazoduc, la fiabilité et la sécurité de la structure et des influences telles que la corrosion des métaux et la fatigue des matériaux utilisés doivent être calculées.

1.5. Les limites de la section offshore du gazoduc principal sont des vannes d'arrêt installées sur les rives opposées de la mer. Les vannes d'arrêt doivent être équipées d'une fermeture d'urgence automatique.

1.6. Aux extrémités de chaque chaîne du gazoduc offshore, des unités de lancement et de réception des dispositifs de nettoyage et des projectiles détecteurs de défauts doivent être prévues. L'emplacement et la conception de ces nœuds sont déterminés par le projet.

1.7. Le gazoduc offshore doit être exempt d'obstacles à l'écoulement du produit transporté. En cas d'utilisation de courbes ou de raccords à courbure artificielle, leur rayon doit être suffisant pour le passage des dispositifs de nettoyage et de contrôle, mais pas inférieur à 10 diamètres de canalisation.

1.8. La distance entre les lignes parallèles des gazoducs offshore doit être déduite des conditions de garantie de la fiabilité lors de leur exploitation, de la sécurité de la ligne existante lors de la construction d'une nouvelle ligne du gazoduc et de la sécurité lors des travaux de construction et d'installation.

1.9. La protection des canalisations offshore contre la corrosion est réalisée de manière complexe : par un revêtement de protection extérieur et intérieur et des moyens de protection cathodique.

La protection anticorrosion doit contribuer au bon fonctionnement du pipeline offshore pendant toute la durée de son exploitation.

1.10. Le gazoduc offshore doit avoir une connexion isolante (bride ou manchon) avec un système de protection contre la corrosion pour les tronçons terrestres du gazoduc principal.

1.11. Le choix du tracé du gazoduc offshore doit se faire selon des critères d'optimalité et se baser sur les données suivantes :

· conditions du sol du fond marin;

bathymétrie des fonds marins;

morphologie du fond marin;

premières informations sur l'environnement;

· activité sismique;

Zones de pêche

chenaux de navigation et lieux d'amarrage des navires ;

les zones de décharge de sol ;

les zones aquatiques présentant un risque environnemental accru;

La nature et l'étendue des failles tectoniques. La sécurité technique et environnementale de la structure doit être considérée comme le principal critère d'optimalité.

1.12. Le projet doit fournir des données sur la composition physique et chimique du produit transporté, sa densité, ainsi que la pression interne calculée et la température de conception tout au long du tracé du pipeline. Des informations sont également données sur les limites de température et de pression dans la canalisation.

Les concentrations admissibles de composants corrosifs dans le gaz transporté doivent être indiquées : composés soufrés, eau, chlorures, oxygène, dioxyde de carbone et sulfure d'hydrogène.

1.13. Le développement du projet repose sur l'analyse des principaux facteurs suivants :

direction et vitesse du vent;

hauteur, période et direction des vagues de la mer ;

vitesse et direction des courants marins;

niveau de marée haute et basse astronomique ;

· onde de tempête d'eau;

Les propriétés de l'eau de mer

température de l'air et de l'eau;

· croissance de l'encrassement marin sur le pipeline ;

environnement sismique;

· Répartition des espèces commerciales et protégées de la flore et de la faune marines.

1.14. Le projet devrait inclure une analyse des portées admissibles et de la stabilité du pipeline sur le fond marin, ainsi que le calcul des buses - limiteurs de l'effondrement par avalanche du pipeline lors de sa pose à de grandes profondeurs de la mer.

1.15. Le gazoduc devrait être enterré dans le fond dans les zones de son atterrissement. L'élévation de conception du haut du pipeline enfoui dans le sol (en poids de revêtement) doit être inférieure à la profondeur d'érosion prévue du fond de la zone d'eau ou de la section terrestre pendant toute la période d'exploitation du pipeline offshore.

1.16. Dans les sections en eau profonde, le gazoduc peut être posé à la surface du fond marin, à condition que sa position de conception soit assurée pendant toute la période d'exploitation. Dans le même temps, il est nécessaire de justifier l'exclusion de la montée ou du mouvement du pipeline sous l'influence de charges externes et de son endommagement par des chaluts de pêche ou des ancres de navires.

1.17. Lors de la conception d'un système de pipeline offshore, tous les types d'impacts sur le pipeline pouvant nécessiter une protection supplémentaire doivent être pris en compte :

l'apparition et la propagation de la fissuration ou de l'effondrement des tuyaux et des soudures lors de l'installation ou de l'exploitation ;

· Perte de stabilité du pipeline sur le fond marin ;

· perte des propriétés mécaniques et de service de l'acier des tuyaux pendant le fonctionnement ;

· portées inacceptables du pipeline au fond ;

érosion du fond marin;

· heurts sur le pipeline par des ancres de navires ou des chaluts de pêche ;

tremblements de terre;

Violation du régime technologique du transport de gaz. Le choix de la méthode de protection est adopté dans le projet en fonction des conditions environnementales locales et du degré de menace potentielle pour le gazoduc offshore.

1.18. Les données suivantes doivent être reflétées dans la documentation du projet : dimensions du tuyau, type de produit transporté, durée de vie du système de canalisation, profondeur de l'eau le long du tracé du gazoduc, type et classe d'acier, nécessité d'un traitement thermique après soudage du champ de circonférence joints soudés, système de protection anti-corrosion, plans de développement futur des régions le long des tracés du réseau de canalisations, étendue des travaux et calendriers de construction.

Sur les dessins, il est nécessaire d'indiquer l'emplacement du système de canalisations par rapport aux agglomérations et ports voisins, aux parcours des navires, ainsi qu'à d'autres types de structures pouvant affecter la fiabilité du système de canalisations.

Le projet prend en compte tous les types de charges qui se produisent lors de la fabrication, de l'installation et de l'exploitation du système de canalisation, ce qui peut affecter le choix de la solution de conception. Tous les calculs nécessaires du système de canalisation pour ces charges sont effectués, y compris : analyse de la résistance du système de canalisation pendant l'installation et l'exploitation, analyse de la stabilité de la position de la canalisation sur le fond marin, analyse de la fatigue et de la rupture fragile du pipeline, en tenant compte des coutures circonférentielles soudées, analyse de la stabilité de la paroi du tuyau contre l'effondrement et les déformations excessives, analyse des vibrations, si nécessaire, analyse de la stabilité de la base du fond marin.

1.19. Dans le cadre du projet de gazoduc offshore, il est nécessaire d'élaborer la documentation suivante :

Spécifications pour le matériau des tuyaux ;

Spécifications pour le soudage des tuyaux et les essais non destructifs, indiquant les normes pour les défauts admissibles dans les soudures ;

· spécifications d'inserts renforcés pour limiter l'avalanche de la canalisation ;

Spécifications pour le revêtement anticorrosion externe et interne des tuyaux ;

Spécifications pour le revêtement de poids des tuyaux ;

· spécifications du matériau pour la fabrication des anodes ;

· conditions techniques de pose de la section offshore de la canalisation ;

· conditions techniques de construction du gazoduc lors de la traversée du littoral et mesures de protection du littoral ;

· spécifications pour les essais et la mise en service du gazoduc offshore ;

· les conditions techniques d'entretien et de réparation du pipeline offshore ;

spécification générale des matériaux;

Description des bateaux de construction et autres équipements utilisés.

Lors de l'élaboration de "Spécifications" et de "Spécifications", les exigences de ces normes et les recommandations des normes internationales généralement reconnues (1993), DNV (1996) et (1993), ainsi que les résultats de la recherche scientifique sur cette question, doivent être utilisé.

1.20. La documentation de conception, y compris les rapports d'essai, les documents d'enquête et les diagnostics initiaux, doit être conservée pendant toute la durée de vie du système de pipeline offshore. Il est également nécessaire de sauvegarder des rapports sur le fonctionnement du système de canalisation, sur le contrôle d'inspection pendant son fonctionnement, ainsi que des données sur maintenance réseau de pipelines en mer.

1.21. L'examen de la documentation de conception doit être effectué par des organismes indépendants, auxquels l'organisme de conception fournit toute la documentation nécessaire.

2. Critères de conception des pipelines.

2.1. Les critères de résistance dans ces codes sont basés sur les contraintes admissibles, en tenant compte des contraintes de soudage résiduelles. Des méthodes de conception à l'état limite peuvent également être utilisées, à condition que ces méthodes assurent la fiabilité du système de canalisations en mer exigée par le présent code.

2.2. Les calculs du gazoduc offshore doivent être effectués pour les charges et impacts statiques et dynamiques, en tenant compte du travail des joints circonférentiels soudés conformément aux exigences de la mécanique des structures, de la résistance des matériaux et de la mécanique des sols, ainsi qu'aux exigences de ces normes .

2.3. La précision des méthodes de calcul doit être justifiée par la faisabilité pratique et économique. Les résultats des solutions analytiques et numériques, si nécessaire, doivent être confirmés par des essais en laboratoire ou sur le terrain.

2.4. Le calcul du gazoduc offshore est effectué pour la combinaison la plus défavorable des charges réellement attendues.

2.5. Pour un gazoduc offshore, les calculs doivent être effectués séparément pour les charges et les impacts survenant lors de sa construction, y compris les essais hydrostatiques, et pour les charges et les impacts survenant lors de l'exploitation du système de gazoduc offshore.

2.6. Lors du calcul de la résistance et de la déformabilité, les principales caractéristiques physiques de l'acier doivent être prises selon " Caractéristiques sur le matériau du tuyau.

3. Charges et impacts.

3.1. Dans ces normes, les combinaisons de charges suivantes sont acceptées dans les calculs du gazoduc offshore:

charges permanentes ;

· chargements d'exploitation en permanence accompagnés de chargements d'environnement ;

· charges permanentes combinées à des charges aléatoires.

3.2. Les charges permanentes sur le pipeline offshore pendant sa construction et son exploitation ultérieure comprennent :

· le poids de la structure du pipeline, y compris le revêtement de poids, l'encrassement marin, etc. ;

pression hydrostatique externe de l'eau de mer ;

force de flottabilité du milieu aquatique;

pression interne du produit transporté ;

influences de la température ;

pression du sol de remblai.

3.3. Les impacts environnementaux sur un pipeline offshore comprennent :

charges causées par les courants sous-marins ;

· Charges causées par les vagues de la mer.

Lors du calcul du pipeline offshore pour la période de construction, il convient également de prendre en compte les charges des mécanismes de construction et les charges résultant du processus d'essais hydrostatiques.

3.4. Les charges aléatoires comprennent : l'activité sismique, la déformation du sol du fond marin et les processus de glissement de terrain.

3.5. Lors de la détermination des charges et des impacts sur le pipeline offshore, il convient de se baser sur les données des études d'ingénierie réalisées dans la zone du tracé du pipeline, y compris les études d'ingénierie géologique, météorologique, sismique et autres.

Les charges et les impacts doivent être sélectionnés en tenant compte des changements prévus des conditions environnementales et du régime technologique du transport du gaz.

4. Contraintes et déformations de conception admissibles.

4.1. Les contraintes admissibles dans les calculs de résistance et de stabilité des conduites offshore sont définies en fonction de la limite d'élasticité du métal des conduites utilisées à l'aide du coefficient de conception "K", dont les valeurs sont données dans

s Additionnel £ K × s T ()

Les valeurs des coefficients de conception de fiabilité "K" pour les gazoducs offshore.

Contraintes de traction annulaires sous charges permanentes		Contraintes totales pour des charges constantes en combinaison avec des charges environnementales ou des charges aléatoires	Contraintes totales pendant la construction ou les essais hydrostatiques
Gazoduc en mer	Tronçons terrestres et côtiers du gazoduc dans la zone protégée		Gazoduc offshore, y compris les tronçons terrestres et côtiers dans la zone protégée
0,72	0,60	0,80	0,96

4.2. Les contraintes totales maximales causées par la pression interne et externe, les forces longitudinales, compte tenu de l'ovalité des tuyaux, ne doivent pas dépasser les valeurs admissibles :

4.3. Les pipelines doivent être vérifiés pour la résistance et la stabilité locale de la section de tuyau contre la pression hydrostatique externe. Dans ce cas, la pression interne dans la canalisation est supposée être de 0,1 MPa.

4.4. La valeur de l'ovalité des tuyaux est fixée par la formule :

()

L'ovalisation totale autorisée, y compris l'ovalisation initiale des tuyaux (tolérances d'usine), ne doit pas dépasser 1,0 % (0,01).

4.5. La déformation résiduelle dans le pipeline offshore ne doit pas dépasser 0,2 % (0,002).

4.6. Dans les zones d'affaissement possible du pipeline offshore, il est nécessaire de calculer la courbure prévue de l'axe du pipeline à partir de son propre poids, en tenant compte des charges externes.

4.7. Le projet doit analyser toutes les fluctuations de contraintes possibles dans le pipeline en termes d'intensité et de fréquence qui peuvent provoquer une rupture par fatigue pendant le processus de construction ou pendant l'exploitation ultérieure du système de pipeline offshore (effets hydrodynamiques sur le pipeline, fluctuations de la pression et de la température de fonctionnement, et d'autres). Une attention particulière doit être accordée aux sections du système de canalisation sujettes à la concentration de contraintes.

4.8. Pour calculer les phénomènes de fatigue, il est possible d'utiliser des techniques basées sur la mécanique de la rupture lors des essais de fatigue oligocyclique des conduites.

5. Calcul de l'épaisseur de la paroi du pipeline.

5.1. Pour un gazoduc offshore, l'épaisseur de paroi du tuyau doit être calculée pour deux situations déterminées par les charges agissantes :

Sur la pression interne dans le gazoduc pour les tronçons peu profonds, terrestres et côtiers du gazoduc situés dans la zone protégée ;

Lors de l'effondrement du gazoduc sous l'influence de la pression extérieure, étirement et flexion pour les sections en eau profonde le long du tracé du gazoduc.

5.2. Le calcul de l'épaisseur de paroi minimale du gazoduc offshore sous l'influence de la pression interne doit être effectué selon la formule:

()

5.7. Lors de la détermination de l'épaisseur de paroi des tuyaux dans les conditions de l'effet combiné de la flexion et de la compression, la valeur de la limite d'élasticité en compression égale à 0,9 de la limite d'élasticité du matériau du tuyau doit être prise en compte dans les calculs.

5.8. Lors de l'utilisation de méthodes de pose avec un contrôle total de la déformation en flexion du pipeline, la déformation en flexion admissible lors de la pose du pipeline à des profondeurs de plus de 1000 m ne doit pas dépasser 0,15% (0,0015). Dans ce cas, la valeur critique de la déformation en flexion du pipeline à de telles profondeurs sera de 0,4% (0,004).

6. Stabilité de la paroi du pipeline sous l'influence de la pression hydrostatique externe et du moment de flexion.

6.1. Pour plage de rapport 15D/t

()

()

Dans ce cas, l'ovalité initiale du tuyau ne doit pas dépasser 0,5 % (0,005).

6.2. La pression hydrostatique externe sur le tuyau à la profondeur d'eau réelle est déterminée par la formule :

()

6.3. Il convient également de tenir compte du fait qu'à une pression dépassant la valeur critique, un effondrement transversal local de la conduite peut se développer le long de l'axe longitudinal de la conduite.

La pression hydrostatique externe à laquelle la propagation de l'effondrement antérieur peut se produire est déterminée par la formule :

()

6.4. Pour éviter le développement de l'effondrement sur la longueur du pipeline, il est nécessaire de prévoir l'installation de limiteurs d'effondrement sous la forme d'anneaux de renforcement ou de buses avec une épaisseur de paroi accrue sur le pipeline.

La longueur des limiteurs doit être d'au moins quatre diamètres de tuyau.

7. Stabilité du pipeline sur le fond marin sous l'influence des charges hydrodynamiques.

7.1. Des calculs de pipeline doivent être effectués pour vérifier la stabilité de la position du pipeline sur le fond marin pendant sa construction et son exploitation.

Si le pipeline est enterré dans un sol instable et que sa densité est inférieure à la densité du sol environnant, il convient de déterminer que la résistance du sol aux forces de cisaillement est suffisante pour empêcher le pipeline de flotter à la surface.

7.2. La densité relative du pipeline avec un revêtement de poids doit être supérieure à la densité de l'eau de mer, compte tenu de la présence de particules de sol en suspension et de sels dissous.

7.3. La valeur de la flottabilité négative du pipeline à partir de la condition de stabilité de sa position sur le fond marin est déterminée par la formule :

7.4. Lors de la détermination de la stabilité des pipelines offshore sur le fond marin sous l'influence des charges hydrodynamiques, les caractéristiques de conception des éléments vent, niveau d'eau et vagues doivent être prises conformément aux exigences
*.

Il est permis d'évaluer la stabilité hydrodynamique du pipeline à l'aide de méthodes d'analyse qui tiennent compte du mouvement du pipeline dans le processus d'auto-enfouissement dans le sol.

7.5. Horizontale maximale ( R x + R i) et la projection verticale Pz correspondante de la charge linéaire des vagues et des courants marins agissant sur le pipeline, doivent être déterminées par les formules *.

7.6. Les calculs des vitesses des courants de fond et des charges des vagues doivent être effectués pour deux cas :

· répétabilité une fois tous les 100 ans lors du calcul de la période d'exploitation du réseau de canalisations offshore ;

· répétabilité une fois par an dans les calculs pour la période de construction du système de canalisation offshore.

7.7. Les valeurs du coefficient de frottement doivent être extraites des données d'étude technique pour les livres correspondantes le long du tracé du pipeline offshore.

8. Matériaux et produits.

8.1. Les matériaux et produits utilisés dans le réseau de pipelines offshore doivent répondre aux exigences des normes, spécifications et autres documents réglementaires approuvés.

Il est interdit d'utiliser des matériaux et des produits pour lesquels il n'y a pas de certificats, certificats techniques, passeports et autres documents confirmant leur qualité.

8.2. Les exigences pour le matériau des tuyaux et des raccords, ainsi que pour les vannes d'arrêt et de contrôle doivent répondre aux exigences des "Spécifications" de ces produits, qui comprennent : la technologie de fabrication des produits, composition chimique, traitement thermique, propriétés mécaniques, contrôle qualité, documentation d'accompagnement et marquage.

Le cas échéant, les « Conditions techniques » prévoient des exigences pour des essais spéciaux des tuyaux et de leurs joints soudés, y compris dans un environnement d'hydrogène sulfuré, afin d'obtenir leurs résultats positifs avant le début de la production du lot principal de tuyaux destinés à la construction de un gazoduc offshore.

8.3. Les "Spécifications pour le soudage des tuyaux et les essais non destructifs" doivent indiquer les exigences relatives aux défauts de soudure, en vertu desquelles il est permis de réparer les joints soudés circulairement du pipeline. Il est également nécessaire de fournir des données sur le traitement thermique des joints soudés ou leur chauffage concomitant après le soudage lors de l'installation du pipeline.

8.4. Pour les électrodes de soudage et autres produits, des spécifications pour leur fabrication doivent être soumises.

8.5. Les tolérances d'ovalisation des tuyaux lors de leur fabrication (tolérance d'usine) dans n'importe quelle section du tuyau ne doivent pas dépasser + 0,5%.

8.6. Les connecteurs destinés aux conduites offshore doivent être testés en usine avec une pression hydraulique de 1,5 fois la pression de service.

8.7. Les consommables de soudage suivants peuvent être utilisés pour le soudage automatique des joints de tuyaux :

fondants céramiques ou fondus de compositions spéciales;

· Fils à souder de composition chimique spéciale pour le soudage à l'arc submergé ou les gaz de protection ;

argon gazeux;

mélanges spéciaux d'argon et de dioxyde de carbone;

fil fourré auto-blindé.

Les combinaisons de nuances spécifiques de flux et de fils, les nuances de fils fourrés auto-blindés et de fils pour soudage blindé, doivent être choisies en tenant compte de leur résistance dans un environnement d'hydrogène sulfuré et être certifiées conformément aux exigences du « Cahier des Charges Techniques ». pour le soudage de tuyaux et les essais non destructifs".

8.8. Pour le soudage à l'arc manuel et la réparation de pipelines offshore, des électrodes basiques ou cellulosiques doivent être utilisées. Des marques spécifiques d'électrodes de soudage doivent être sélectionnées en tenant compte de leur résistance dans un environnement de sulfure d'hydrogène et être certifiées conformément aux exigences des "Specifications for Pipe Welding and Non-Destructive Testing".

8.9. Le revêtement de poids des tuyaux doit être en béton armé de treillis d'acier appliqué sur des tuyaux isolés individuels à l'usine conformément aux exigences de la spécification de revêtement de poids de tuyau.

La classe et la marque du béton, sa densité, l'épaisseur du revêtement en béton, la masse du tuyau bétonné sont déterminées par le projet.

L'armature en acier ne doit pas former de contact électrique avec le tuyau ou les anodes et ne doit pas s'étendre jusqu'à la surface extérieure du revêtement.

Une adhérence suffisante doit être assurée entre le revêtement de poids et le tuyau pour éviter tout glissement sous les forces qui surviennent lors de la pose et de l'exploitation du pipeline.

8.10. Le revêtement en béton armé sur les tuyaux doit avoir une résistance chimique et mécanique aux influences environnementales. Le type de raccords est sélectionné en fonction des charges sur la canalisation et des conditions de fonctionnement. Le béton pour revêtement de poids doit avoir une résistance et une durabilité suffisantes.

Chaque tuyau en béton entrant sur le chantier doit avoir un marquage spécial.

PARTIE 2. PRODUCTION ET RÉCEPTION DES ŒUVRES

1. Dispositions générales

Lors de la construction de gazoducs offshore, des processus technologiques, des équipements et des équipements de construction éprouvés doivent être utilisés.

2. Soudage des tuyaux et méthodes de contrôle des joints soudés.

2.1. Les raccordements de tuyauterie pendant la construction peuvent être effectués en utilisant deux schémas d'organisation :

· avec soudage préalable des tubes en tronçons à deux ou quatre tubes, qui sont ensuite soudés en un fil continu ;

soudage de tuyaux individuels en un fil continu.

2.2. Le processus de soudage est effectué conformément aux "Spécifications pour le soudage des tubes et les contrôles non destructifs" de l'une des manières suivantes :

· soudage automatique ou semi-automatique sous gaz de protection avec une électrode consommable ou non consommable ;

· soudage automatique ou semi-automatique avec fil autoblindé avec formation forcée ou libre du métal fondu ;

· soudage manuel par électrodes à revêtement de type basique ou à revêtement cellulosique ;

Soudage par électrocontact par étincelage continu avec post-soudage traitement thermique et le contrôle radiographique de la qualité des joints soudés.

Lors du soudage de deux ou quatre sections de tuyau sur la ligne auxiliaire, le soudage automatique à l'arc submergé peut également être utilisé.

Le « Cahier des Charges » est élaboré dans le cadre du projet par le Contractant et approuvé par le Client sur la base de la réalisation d'études de soudabilité d'un lot pilote de tubes et de l'obtention des propriétés nécessaires des joints annulaires soudés, notamment leur fiabilité et leurs performances dans un environnement de sulfure d'hydrogène et la réalisation de la certification appropriée de la technologie de soudage.

2.3. Avant le début travaux de construction les méthodes de soudage, les équipements de soudage et les matériaux admis à l'emploi doivent être certifiés à la base de soudage ou sur le navire de pose dans des conditions proches des conditions de construction, en présence des représentants du Client et acceptés par le Client.

2.4. Tous les opérateurs de soudage automatique et semi-automatique, ainsi que les soudeurs portatifs, doivent être certifiés conformément aux exigences de DNV (1996) ou en tenant compte des exigences supplémentaires pour la résistance des joints soudés lors de travaux dans un environnement de sulfure d'hydrogène .

La certification doit être effectuée en présence de représentants du Client.

2.5. Les soudeurs qui doivent souder sous l'eau doivent en outre recevoir une formation appropriée, puis attestation spéciale dans une chambre de pression avec imitation des conditions de travail naturelles sur le fond marin.

2.6. Les joints annulaires soudés des tuyaux doivent être conformes aux exigences des "Spécifications pour le soudage des tuyaux et les essais non destructifs".

2.7. Les joints soudés circonférentiels sont soumis à un contrôle radiographique à 100% avec duplication de 20% des joints par contrôle automatisé aux ultrasons avec enregistrement des résultats du test sur bande.

Après accord avec le Client, il est permis d'utiliser des tests ultrasonores 100% automatisés avec un enregistrement sur bande de 25% des tests radiographiques en double.

L'acceptation des joints soudés est effectuée conformément aux exigences des "Spécifications pour le soudage des tuyaux et les essais non destructifs", qui doivent inclure les normes pour les défauts admissibles dans les soudures.

2.8. Les soudures circonférentielles ne sont considérées comme acceptées qu'après avoir été approuvées par le représentant de l'Employeur sur la base de l'examen des images radiographiques et des enregistrements des résultats des tests par ultrasons. La documentation avec les enregistrements des résultats du processus de soudage et le contrôle des joints de tuyauterie soudés sont conservés par l'organisme d'exploitation du pipeline pendant toute la durée de vie du pipeline offshore.

2.9. Avec une justification appropriée, il est permis de connecter les chaînes de canalisations ou de réparer les travaux sur le fond marin, en utilisant des dispositifs d'amarrage et une soudure hyperbare. Le procédé de soudage sous l'eau doit être classé par des essais appropriés.

3. Protection contre la corrosion

3.1. Le gazoduc offshore doit être isolé sur toute sa surface extérieure et intérieure avec un revêtement anti-corrosion. L'isolation des tuyaux doit être réalisée en usine ou dans des conditions de base.

3.2. Le revêtement isolant doit répondre aux exigences des « Spécifications pour le revêtement anti-corrosion externe et interne des canalisations » pendant toute la durée de vie de la canalisation en ce qui concerne les indicateurs suivants : résistance à la traction, allongement relatif à la température de fonctionnement, résistance aux chocs, adhérence à l'acier, surface de pelage maximale dans l'eau de mer, résistance aux champignons, résistance à l'indentation.

3.3. L'isolation doit résister aux essais de claquage à une tension d'au moins
5 kV par millimètre d'épaisseur.

3.4. L'isolation des joints soudés, des vannes et des raccords façonnés doit, en termes de caractéristiques, être conforme aux exigences d'isolation des canalisations.

L'isolation des points de connexion des dispositifs de protection électrochimique et de l'instrumentation, ainsi que l'isolation restaurée dans les zones endommagées, doivent assurer une adhérence et une protection contre la corrosion fiables du métal de la tuyauterie.

3.5. Lors de l'exécution de travaux d'isolation, les éléments suivants doivent être effectués :

contrôle de la qualité des matériaux utilisés ;

· contrôle de qualité étape par étape des étapes des travaux d'isolation.

3.6. Pendant le transport, la manutention et le stockage des tuyaux, des mesures spéciales doivent être prises pour éviter les dommages mécaniques au revêtement isolant.

3.7. Le revêtement isolant sur les tronçons de pipeline complétés par la construction est soumis à un contrôle par la méthode de polarisation cathodique.

3.8. La protection électrochimique du système de canalisation offshore est réalisée à l'aide de protecteurs. Tous les équipements de protection électrochimique doivent être conçus pour toute la durée de vie du système de gazoduc offshore.

3.9. Les protecteurs doivent être constitués de matériaux (alliages à base d'aluminium ou de zinc) ayant passé avec succès les tests grandeur nature et répondant aux exigences du « Cahier des charges du matériau pour la fabrication des anodes » élaboré dans le cadre du projet.

3.10. Les protecteurs doivent avoir deux câbles de connexion avec un tuyau. Des protecteurs de type bracelet sont installés sur la canalisation de manière à éviter les dommages mécaniques lors du transport et de la pose de la canalisation.

Les câbles de drainage des dispositifs de protection doivent être connectés à la canalisation par soudage manuel à l'arc sous argon ou par condensateur.

Après accord avec le client, le soudage à l'arc manuel avec électrodes peut être utilisé.

3.11. Sur la conduite offshore, des potentiels doivent être fournis en continu sur toute sa surface pendant toute la durée d'exploitation. Pour l'eau de mer, les valeurs minimales et maximales des potentiels de protection sont données dans. Ces potentiels sont calculés pour une eau de mer avec une salinité de 32 à 28%o à une température de 5 à 25°C.

Potentiels de protection minimum et maximum

3.12. La protection électrochimique doit être mise en œuvre au plus tard 10 jours à compter de la date d'achèvement de la pose de la canalisation.

4. Atterrissages du pipeline

4.1. Les méthodes de construction suivantes peuvent être utilisées pour l'atterrissage du pipeline :

· travaux d'excavation à ciel ouvert avec mise en place de palplanches sur l'estran ;

· le forage directionnel, dans lequel le pipeline est tiré à travers un puits pré-foré dans une zone offshore ;

méthode des tunnels.

4.2. Lors du choix d'une méthode de construction de pipeline sur les sections d'atterrissage, la topographie des sections terrestres et d'autres conditions locales dans la zone de construction, ainsi que l'équipement organisation du chantier moyens techniques utilisés pour la production des œuvres.

4.3. Les atterrissements de pipelines utilisant un forage dirigé ou un tunnel doivent être justifiés dans le projet par la faisabilité économique et environnementale de leur utilisation.

4.4. Lors de la construction du pipeline sur la section côtière avec l'utilisation de terrassements sous-marins, les schémas technologiques suivants peuvent être appliqués :

· un train de canalisations de la longueur requise est réalisé sur un navire poseur de canalisations et tiré jusqu'au rivage le long du fond d'une tranchée sous-marine préalablement préparée à l'aide d'un treuil de traction installé sur le rivage;

· Le train de conduites est fabriqué à terre, soumis à des essais hydrostatiques, puis tiré dans la mer le long du fond d'une tranchée sous-marine à l'aide d'un treuil de traction installé sur un navire de pose de conduites.

4.5. La construction du pipeline offshore dans les zones côtières est réalisée conformément aux exigences du « Cahier des charges technique pour la construction d'un pipeline à la traversée du littoral », élaboré dans le cadre du projet.

5. Excavation sous-marine

5.1. Les processus technologiques de développement d'une tranchée, de pose d'un pipeline dans une tranchée et de son remplissage avec de la terre doivent être combinés au maximum dans le temps, en tenant compte de la dérive de la tranchée et du remodelage de son profil transversal. Lors du remblayage des tranchées sous-marines, des mesures technologiques doivent être développées pour minimiser la perte de sol à l'extérieur des limites de la tranchée.

La technologie pour le développement des tranchées sous-marines doit être convenue avec les autorités environnementales.

5.2. Les paramètres de la tranchée sous-marine doivent être aussi minimes que possible, pour lesquels une précision accrue dans leur développement doit être assurée. Les exigences de précision accrue s'appliquent également au remblayage du pipeline.

Dans la zone de transformation des vagues de la mer, des pentes plus douces doivent être attribuées, en tenant compte de la reformation de la section transversale de la tranchée.

5.3. Paramètres d'une tranchée sous-marine dans des zones dont les profondeurs, compte tenu
les fluctuations des surtensions et des marées du niveau de l'eau, inférieures au tirant d'eau des engins de terrassement, doivent être prises conformément aux normes d'exploitation des navires de mer et en garantissant des profondeurs de sécurité dans les limites des mouvements de travail des engins de terrassement et navires qui la desservent.

5.4. Les stocks temporaires doivent être réduits au minimum. L'emplacement du stockage du sol développé doit être choisi en tenant compte de la pollution minimale de l'environnement et convenu avec les organisations qui contrôlent l'état écologique de la zone de construction.

5.5. Si le projet autorise l'utilisation de sol local pour le remblayage de la tranchée, lors de la construction d'un système de canalisation multiligne, il est permis de remplir la tranchée avec la canalisation posée avec de la terre arrachée à la tranchée de la ligne parallèle.

6. Pose à partir d'un navire de pose de conduites

6.1. Le choix de la méthode de pose du pipeline offshore est basé sur sa faisabilité technologique, son efficacité économique et sa sécurité environnementale. Pour les mers profondes, les méthodes de pose des courbes en S et en J à l'aide d'un navire de pose de conduites sont recommandées.

6.2. La pose du pipeline offshore est réalisée conformément aux exigences du « Cahier des charges pour la construction de la section offshore du pipeline », élaboré dans le cadre du projet.

6.3. Le navire de pose de conduites, avant le début des travaux de construction, doit subir des essais, y compris des essais d'équipements de soudage et des méthodes d'essais non destructifs, des équipements d'isolation et de réparation des joints de tuyauterie soudés, des dispositifs de tension, des treuils, des dispositifs de contrôle et des systèmes de contrôle qui assurer le mouvement du navire le long du parcours et la pose de la canalisation jusqu'aux repères de conception.

6.4. Dans les sections en eau peu profonde du tracé, le navire poseur doit s'assurer que la canalisation est posée dans une tranchée sous-marine dans les tolérances déterminées par le projet. Pour contrôler la position du navire par rapport à la tranchée, des échosondeurs à balayage et des sonars à balayage panoramique doivent être utilisés.

6.5. Avant de commencer la pose du pipeline dans la tranchée, la tranchée sous-marine doit être nettoyée et des mesures de contrôle doivent être effectuées avec la construction du profil longitudinal de la tranchée. Lors du tirage du pipeline le long du fond marin, il est nécessaire d'effectuer des calculs des forces de traction et de l'état de contrainte du pipeline.

6.6. Les moyens de traction sont sélectionnés en fonction de la force de traction maximale de conception, qui dépend à son tour de la longueur de la conduite traînée, du coefficient de frottement et du poids de la conduite dans l'eau (flottabilité négative).

Les valeurs des coefficients de frottement de glissement doivent être attribuées en fonction des études d'ingénierie, en tenant compte de la possibilité d'immerger le pipeline dans le sol, de la capacité portante du sol et de la flottabilité négative du pipeline.

6.7. Pour réduire la traction lors de la pose, des pontons peuvent être installés sur le pipeline, ce qui réduit sa flottabilité négative. Les pontons doivent être testés pour leur résistance à la pression hydrostatique et être équipés de dispositifs d'élingage mécanique.

6.8. Avant de poser le pipeline dans la section en eau profonde, il est nécessaire d'effectuer des calculs de l'état de contrainte-déformation du pipeline pour les principaux processus technologiques :

début de pose

· pose continue de la canalisation avec un coude sur une courbe en forme de S ou de J ;

pose de la canalisation sur le fond lors d'un orage et de sa remontée ;

Fin des travaux d'installation.

6.9. La pose de la canalisation doit être effectuée en stricte conformité avec le projet d'organisation de la construction et le projet d'exécution des travaux.

6.10. Lors de la pose du pipeline, la courbure du pipeline et les contraintes apparaissant dans le pipeline doivent être surveillées en permanence. Les valeurs de ces paramètres doivent être déterminées sur la base de calculs de charge et de déformation avant la pose du pipeline.

7. Mesures de protection côtière

7.1. La fixation des pentes côtières après la pose du pipeline est effectuée au-dessus du niveau d'eau maximal de conception et doit assurer la protection de la pente côtière contre la destruction sous l'influence des charges des vagues, de la pluie et de l'eau de fonte.

7.2. Au cours des travaux de protection côtière, des conceptions respectueuses de l'environnement éprouvées doivent être utilisées, des processus technologiques et des travaux doivent être effectués conformément aux exigences des "Spécifications techniques pour la construction d'un pipeline au franchissement du littoral et des zones côtières". Mesures de protection".

8. Contrôle de la qualité des constructions

8.1. Le contrôle de la qualité de la construction doit être effectué par des services techniques indépendants.

8.2. Pour la réalisation qualité requise travaux de construction, il est nécessaire d'assurer un contrôle qualité de toutes les opérations technologiques de fabrication et d'installation de la canalisation:

· le processus de livraison des tuyaux du fabricant au site d'installation doit garantir l'absence de dommages mécaniques sur les tuyaux ;

le contrôle de la qualité des tuyaux bétonnés doit être effectué conformément aux les pré-requis techniques pour la fourniture de tuyaux bétonnés ;

· les tuyaux entrants, les matériaux de soudage (électrodes, flux, fil) doivent avoir des certificats qui répondent aux exigences des spécifications techniques pour leur fourniture ;

· lors du soudage de tuyaux, il est nécessaire d'effectuer un contrôle systématique étape par étape du processus de soudage, une inspection visuelle et une mesure des joints soudés et de vérifier toutes les soudures circonférentielles par des méthodes de contrôle non destructives ;

· les matériaux isolants destinés aux joints d'assemblage des tuyaux ne doivent pas subir de dommages mécaniques. Le contrôle de la qualité des revêtements isolants doit inclure la vérification de la continuité du revêtement à l'aide de détecteurs de défauts.

8.3. Les engins de terrassement marins, les barges de pose de conduites et leurs navires de service doivent être équipés d'un système d'orientation automatique destiné à surveiller en permanence la position prévue de ces équipements techniques pendant leur fonctionnement.

8.4. Le contrôle de la profondeur du pipeline dans le sol doit être effectué à l'aide de méthodes de télémétrie, de profileurs à ultrasons ou de sondages en plongée après la pose du pipeline dans la tranchée.

Si la profondeur du pipeline dans le sol est insuffisante, des mesures correctives sont prises.

8.5. Lors de la pose du pipeline, il est nécessaire de contrôler les principaux paramètres technologiques (la position du stinger, la tension du pipeline, la vitesse du navire de pose, etc.) pour leur conformité aux données de conception.

8.6. Pour contrôler l'état du fond et la position du pipeline, il est nécessaire d'effectuer périodiquement une enquête à l'aide de plongeurs ou de véhicules sous-marins, qui révélera l'emplacement réel du pipeline (érosion, affaissement), aussi bien que possible déformations du fond le long de la conduite causées par les vagues ou les courants sous-marins dans cette zone.

9. Nettoyage et test de la cavité

9.1. Les pipelines offshore sont soumis à des tests hydrostatiques après avoir été posés sur le fond marin conformément aux exigences des "Spécifications pour les tests et la mise en service du gazoduc offshore", élaborées dans le cadre du projet.

9.2. Les essais préliminaires des chaînes de conduites à terre ne sont effectués que si le projet prévoit la production de chaînes de conduites à terre et leur pose en mer par des méthodes de dragage vers le navire de pose.

9.3. Avant les essais hydrostatiques, il est nécessaire de nettoyer et de contrôler la cavité interne de la canalisation à l'aide de racleurs équipés de dispositifs de contrôle.

9.4. La pression minimale lors des essais de résistance hydrostatique est supposée être 1,25 fois supérieure à la pression de conception. Dans ce cas, les contraintes circonférentielles dans le tuyau lors de l'essai de résistance ne doivent pas dépasser 0,96 de la limite d'élasticité du métal du tuyau.

Le temps de maintien de la canalisation sous la pression de l'épreuve hydrostatique doit être d'au moins 8 heures.

Le pipeline est considéré comme ayant réussi le test de pression si aucune chute de pression n'a été enregistrée au cours des quatre dernières heures de test.

9.5. Le test d'étanchéité du gazoduc offshore est effectué après un test de résistance et une diminution de la pression d'essai à la valeur calculée pendant le temps nécessaire pour inspecter le pipeline.

9.6. L'évacuation de l'eau de la canalisation doit être effectuée avec le passage d'au moins deux séparateurs à piston (principal et de contrôle) sous pression d'air comprimé ou de gaz.

Les résultats de l'élimination de l'eau du gazoduc doivent être considérés comme satisfaisants s'il n'y a pas d'eau en amont du séparateur à piston de commande et qu'il a laissé le gazoduc intact. Sinon, le passage du piston de commande-séparateur à travers la canalisation doit être répété.

9.7. Si le pipeline se brise ou fuit pendant les essais, le défaut doit être éliminé et le pipeline offshore doit être testé à nouveau.

9.8. Le pipeline offshore est mis en service après nettoyage final et étalonnage de la cavité interne du pipeline, diagnostic initial et remplissage du pipeline avec le produit transporté.

9.9. Les résultats du nettoyage de la cavité et des essais de canalisation, ainsi que l'élimination de l'eau de la canalisation, doivent être documentés dans des actes sous la forme approuvée.

10. Protection de l'environnement

10.1. Dans des conditions marines, tous les types de travaux nécessitent une sélection rigoureuse des procédés technologiques, des moyens techniques et des équipements qui assurent la préservation de l'environnement écologique de la région. Il est permis d'utiliser uniquement les procédés technologiques qui garantiront un impact négatif minimal sur l'environnement et sa récupération rapide après l'achèvement de la construction du système de gazoduc offshore.

10.2. Lors de la conception d'un système de gazoduc offshore, toutes les mesures de protection de l'environnement doivent être incluses dans un plan d'évaluation de l'impact environnemental (EIE) dûment approuvé.

10.3. Lors de la construction d'un système de gazoducs offshore, il est nécessaire de respecter strictement les exigences environnementales des normes russes. Dans les zones d'eau importantes pour la pêche commerciale, il est nécessaire de prévoir des mesures de conservation et de restauration des ressources biologiques et halieutiques.

Les dates de début et de fin des terrassements sous-marins par hydromécanisation ou dynamitage sont établies en tenant compte des recommandations des autorités de protection des pêches, en fonction du moment de la ponte, de l'alimentation, de la migration des poissons, ainsi que des cycles de développement du plancton et du benthos dans la zone côtière.

10.4. Le plan d'EIE devrait inclure un ensemble de mesures de conception, de construction et technologiques pour assurer la protection de l'environnement pendant la construction et l'exploitation du système de gazoduc offshore.

Dans le processus d'élaboration d'une EIE, les facteurs suivants sont pris en compte :

· données initiales sur les conditions naturelles, l'état écologique de fond, les ressources biologiques de la zone aquatique, caractérisant l'état naturel de la région ;

· caractéristiques technologiques et de conception du système de gazoduc offshore ;

· les termes, les solutions techniques et la technologie pour effectuer les travaux techniques sous-marins, une liste des moyens techniques utilisés pour la construction ;

· Évaluation de l'état actuel et prévu de l'environnement et du risque écologique, indiquant les sources de risque (impacts technologiques) et les dommages probables ;

· exigences environnementales de base, solutions techniques et technologiques pour la protection de l'environnement lors de la construction et de l'exploitation du gazoduc offshore et mesures pour leur mise en œuvre dans l'installation ;

· des mesures pour assurer le contrôle de l'état technique du réseau de gazoducs offshore et l'élimination rapide des situations d'urgence ;

surveillance de l'état de l'environnement dans la région;

· la taille des investissements en capital dans les mesures environnementales, sociales et de compensation ;

· Evaluation de l'efficacité des mesures et compensations environnementales et socio-économiques envisagées.

10.5. Pendant l'exploitation du système de gazoduc offshore, il est nécessaire de prévoir la possibilité d'une rupture du gazoduc et d'un rejet de produit avec une évaluation des dommages attendus pour le biote marin, en tenant compte de l'accumulation possible de poissons (frai, migration, alimentation période) à proximité du site du réseau de canalisations et de mettre en œuvre les mesures de protection de la canalisation et de l'environnement prévues dans de tels cas par le projet.

10.6. Pour protéger et préserver l'environnement naturel dans la zone maritime et dans la zone côtière, il est nécessaire d'organiser une surveillance constante du respect des mesures environnementales pendant toute la période d'impact anthropique causée par la construction et l'exploitation du système de gazoduc offshore.

Annexe 1 . Obligatoire.

Désignations et unités de mesure

D - diamètre nominal du pipeline, mm;

t - épaisseur nominale de la paroi du pipeline, mm;

s x - contraintes longitudinales totales, N / mm 2;

s y - contraintes circonférentielles totales, N/mm 2 ;

t xy - contraintes de cisaillement tangentiel, N/mm 2 ;

K - coefficient de fiabilité de conception, pris selon;

s t - la valeur minimale de la limite d'élasticité du métal des tuyaux, adoptée selon les normes et spécifications nationales pour les tuyaux en acier, N / mm 2;

P - pression interne de conception dans la canalisation, N/mm 2 ;

Ro - pression hydrostatique externe, N / mm 2;

Px - force de traînée, N/m ;

Рz - force de levage, N/m;

Ri - force d'inertie, N/m ;

G - poids du pipeline dans l'eau (flottabilité négative), N/m ;

m - facteur de fiabilité, pris égal à 1,1 ;

f est le coefficient de frottement ;

Рс - pression hydrostatique externe calculée sur le pipeline, en tenant compte de l'ovalité du tuyau, N / mm 2;

Рсг - pression externe critique pour un tuyau rond, N / mm 2;

Ru - pression externe sur le pipeline, provoquant la fluidité du matériau

tuyaux, N / mm 2;

PP - pression hydrostatique externe à laquelle l'effondrement du tuyau survenu précédemment se propagera, N / mm 2;

e o - déformation en flexion admissible pour le pipeline ;

e c - déformation critique du coude, provoquant un effondrement à la suite d'une flexion pure du tuyau;

tu- coefficient de Poisson ;

E - Module de Young pour le matériau du tuyau, N / mm 2;

H - profondeur d'eau critique, m;

g - accélération de la gravité, m / s 2;

r- masse volumique de l'eau de mer, kg/m 3 ;

U - ovalité du pipeline;

R - rayon de courbure admissible du pipeline lors de la pose à de grandes profondeurs de la mer, m.

Annexe 2.
Recommandé.

Termes techniques et définitions

Gazoduc en mer - une partie horizontale du système de canalisations située sous le niveau de l'eau, y compris la canalisation elle-même, les dispositifs de protection électrochimique et d'autres dispositifs qui assurent le transport des hydrocarbures gazeux sous un régime technologique donné.

Zone protégée des sections côtières du gazoduc - tronçons du gazoduc principal depuis les stations de compression côtières jusqu'au bord de l'eau et plus loin le long du fond marin, à une distance d'au moins 500 m.

Éléments de tuyauterie - les détails de la construction du pipeline, tels que les brides, les tés, les coudes, les adaptateurs et les vannes.

Revêtement de poids - revêtement appliqué sur un pipeline pour lui conférer une flottabilité négative et une protection contre les dommages mécaniques.

Flottabilité négative du pipeline - force vers le bas égale au poids de la structure du pipeline dans l'air moins le poids de l'eau déplacée dans le volume du pipeline qui y est immergé.

Limite d'élasticité minimale - la limite d'élasticité minimale spécifiée dans le certificat ou la norme selon laquelle les tuyaux sont fournis.

Dans les calculs, on suppose qu'à la limite d'élasticité minimale, l'allongement total ne dépasse pas 0,2 %.

Pression de conception - pression, prise comme une pression maximale permanente exercée par le milieu transporté sur la canalisation pendant son fonctionnement et pour laquelle le système de canalisation est conçu.

saute de pression - la pression accidentelle causée par une défaillance de l'écoulement en régime permanent dans le système de tuyauterie ne doit pas dépasser la pression de conception de plus de 10 %.

Surpression - la différence entre deux pressions absolues, hydrostatique externe et interne.

Test de pression - pression normalisée à laquelle la canalisation est testée avant sa mise en service.

Test de fuite - test de pression hydraulique, qui établit l'absence de fuite du produit transporté.

Épreuve d'endurance - test de pression hydraulique, qui établit la résistance structurelle de la canalisation.

Diamètre nominal du tuyau - le diamètre extérieur du tuyau spécifié dans la norme à laquelle les tuyaux sont fournis.

Épaisseur de paroi nominale - épaisseur de paroi de tuyau spécifiée dans la norme selon laquelle les tuyaux sont fournis.

Fiabilité des pipelines offshore - la capacité du pipeline à transporter en continu le produit conformément aux paramètres établis par le projet (pression, débit et autres) pendant une période de fonctionnement spécifiée dans le cadre du régime de contrôle et de maintenance établi.

Contraintes admissibles - contraintes totales maximales dans la canalisation (longitudinale, annulaire et tangentielle), autorisées par les normes.

Enterrer le pipeline - la position du pipeline sous le niveau naturel du fond marin.

Valeur de profondeur - la différence entre les niveaux de la génératrice supérieure du pipeline et le niveau naturel du fond marin.

La longueur de la section affaissée du pipeline - la longueur du pipeline qui n'est pas en contact avec le fond marin ou avec des dispositifs de support.

Pose de pipeline en mer - complexe procédés technologiques pour la fabrication, la pose et l'approfondissement du pipeline offshore.

Annexe 3.
Recommandé.

Documents réglementaires utilisés dans
élaboration de ces règles et règlements :

1. SNiP 10-01-94. "Le système des documents normatifs dans la construction. Dispositions fondamentales" / Ministère de la construction de la Russie. Moscou : GP TsPP , 1994

2. SNiP 2.05.06-85 *. "Principaux pipelines" / Gosstroy. M. : CITP Gosstroy, 1997

3. *. "Règles de production et d'acceptation des travaux. Principaux pipelines" / Gosstroy. Moscou : Stroyizdat, 1997

4. SNiP 2.06.04-82 *. "Charges et impacts sur les structures hydrauliques (vagues, glaces et navires)" / Gosstroy. M. : CITP Gosstroy, 1995

5. "Règles de sécurité pour l'exploration et le développement des gisements de pétrole et de gaz sur le plateau continental de l'URSS", M. : "Nedra", 1990 ;

6. "Règles de sécurité pour la construction de canalisations principales". M. : "Nedra", 1982 ;

7. "Règles opération technique gazoducs principaux", M. : "Nedra", 1989 ;

8. Norme américaine "Conception, construction, exploitation et réparation de pipelines offshore pour hydrocarbures", RA I-1111. Recommandations pratiques. 1993.

9. Norme norvégienne "Det Norske Veritas" (DNV) "Règlements pour les systèmes de pipelines sous-marins", 1996

10. Norme britannique S8010. "Un guide pratique pour la conception, la construction et la pose de pipelines. Pipelines sous-marins". Parties 1, 2 et 3, 1993

11. API 5 L . "Spécification américaine pour les tuyaux en acier". 1995

12. API 6D . "Spécification américaine pour les raccords de tuyauterie (vannes, bouchons et clapets anti-retour)". 1995

13. Norme américaine AS ME B 31.8. "Réglementation des réseaux de transport et de distribution de gaz", 1996

14. Norme américaine SS-SP-44. "Brides en acier pour canalisations", 1990

15. Norme internationale ISO 9000"Gestion de la qualité et assurance qualité", 1996

Le pipeline peut traverser des barrières d'eau sur terre ou aller en mer sur des distances considérables. Dans les champs offshore, les pipelines commencent et se terminent aux plates-formes respectives. Dans tous les cas, la construction de pipelines sous-marins est confrontée à un certain nombre de problèmes similaires.

En particulier, il s'agit de la flottabilité positive du pipeline. Plus son diamètre est grand, plus la force d'Archimède possible tendant à soulever le tuyau au-dessus du fond est grande. La stabilité du pipeline sur le sol du fond est d'une grande importance, qui est entravée par l'inégalité de ses propriétés de résistance, ainsi que par des influences naturelles externes - débit d'eau ou mouvement des masses de glace.

Le pipeline peut également être affecté par des facteurs anthropiques - pêcher avec des filets, traîner des ancres, jeter d'autres objets lourds. Il convient de noter que toutes sortes articles dangereux sont assez répandus à la fois dans les eaux terrestres et sur le plateau des mers - ce sont des munitions, des mines, des navires coulés.

Les travaux dans les eaux des mers nécessitent des navires de pose de conduites spécialisés, pour lesquels le coût d'une journée-navire est très élevé. Le franchissement d'obstacles d'eau sur terre, quant à lui, est souvent compliqué par l'impossibilité d'utiliser de grosses embarcations, ce qui pourrait faciliter le processus de pose contrôlée.

Solutions

Lors du franchissement d'obstacles d'eau sur terre, la pose du pipeline peut être effectuée en faisant glisser une section déjà préparée du pipeline le long du fond d'une côte à l'autre, en plongeant de la glace, en plongée libre, ainsi qu'à partir d'installations flottantes, y compris séquentielles extension.

Lors de la pose par dragage ou immersion, l'installation de la canalisation et son isolation sont réalisées à terre, sur un site spécial. Les conditions de lestage de la canalisation au pied de la barrière d'eau sont calculées à l'avance.

Lors de la pose du pipeline dans des conditions offshore, il convient de prendre en compte la nécessité d'une protection renforcée contre la corrosion, qui est associée à une salinité élevée de l'eau. Les tuyaux sont déjà isolés en usine, installant également la soi-disant protection cathodique, qui fournira un processus électrochimique qui préserve l'acier de la destruction. Les tuyaux sont également bétonnés de l'extérieur avec du béton spécial extra-lourd. Cette chemise protège le tuyau posé librement au fond des influences extérieures et l'alourdit également, l'empêchant de flotter. À bord d'un navire dédié à la pose de conduites, les conduites individuelles sont soudées ensemble, les joints sont isolés et la conduite est doucement abaissée jusqu'au fond marin.

La pose du pipeline est précédée d'enquêtes techniques afin de déterminer l'itinéraire de pose le plus sûr et d'identifier les objets de fond dangereux - navires coulés ou munitions. Les terrains difficiles, s'ils ne peuvent pas être contournés, peuvent être améliorés dans une certaine mesure - par exemple, les fortes dépressions locales peuvent être comblées.

En eau peu profonde, en particulier là où le mouvement des masses de glace est possible, le pipeline doit être enfoui dans le sol. Actuellement, diverses méthodes ont été développées, notamment l'utilisation de moniteurs d'eau, qui emportent le sol sous le tuyau déjà posé.

Avant la mise en service d'une conduite sous-marine, des tests complets et approfondis de son intégrité sont effectués, car les travaux de réparation en cas de fuite de produit sur une conduite sous-marine sont beaucoup plus difficiles et coûteux à réaliser que sur terre. De plus, la fuite elle-même dans ces conditions provoque une pollution de l'environnement sur une vaste zone, ce qui est inacceptable du point de vue de la protection de l'environnement.

Ces codes départementaux de la construction (VSN) sont destinés à la conception et à la construction des gazoducs offshore.

Le VSN contient les exigences de base pour la conception et la construction de gazoducs offshore sur le plateau continental russe d'un diamètre allant jusqu'à 720 mm et d'une pression de service interne ne dépassant pas 25 MPa. Lors de la spécification de la région de construction, ces VSN doivent être complétés par des exigences tenant compte des spécificités de cette région.

Les désignations et unités de mesure utilisées dans ces règles et réglementations sont indiquées dans.

Les termes techniques et les définitions adoptés dans ces règles et règlements sont donnés dans

La liste des documents réglementaires utilisés dans l'élaboration de ces règles et règlements est donnée dans

Développé et introduit JSC VNIIST DOAO Giprospetsgaz VNIIGAZ

Approuvé par Gazprom

PARTIE 1. NORMES DE CONCEPTION

1. Dispositions générales

1.1. Les gazoducs principaux offshore doivent avoir une fiabilité accrue pendant la construction et l'exploitation, en tenant compte des conditions particulières (grandes profondeurs de la mer, longueur accrue sans stations de compression intermédiaires, tempêtes marines, sous-courants, sismicité et autres facteurs).

Les décisions de conception pour la pose de gazoducs offshore doivent être coordonnées avec le Comité d'État de la Fédération de Russie pour la protection de l'environnement, Gosgortekhnadzor de Russie et les autorités de surveillance locales.

1.2. Des zones de protection sont établies le long du tracé du gazoduc offshore, qui comprend des sections du gazoduc principal depuis les stations de compression jusqu'au bord de l'eau et plus loin le long du fond marin à l'intérieur du plateau continental, à une distance d'au moins 500 m.

1.3. Le diamètre du gazoduc offshore et la valeur de la pression de service sont déterminés à partir des conditions de fourniture de gaz naturel au Consommateur sur la base d'une analyse hydraulique.

1.4. La durée de vie du gazoduc offshore est fixée par le Maître d'Ouvrage. Pendant toute la durée de vie du système de gazoduc, la fiabilité et la sécurité de la structure et des influences telles que la corrosion des métaux et la fatigue des matériaux utilisés doivent être calculées.

1.5. Les limites de la section offshore du gazoduc principal sont des vannes d'arrêt installées sur les rives opposées de la mer. Les vannes d'arrêt doivent être équipées d'une fermeture d'urgence automatique.

1.6. Aux extrémités de chaque chaîne du gazoduc offshore, des unités de lancement et de réception des dispositifs de nettoyage et des projectiles détecteurs de défauts doivent être prévues. L'emplacement et la conception de ces nœuds sont déterminés par le projet.

1.7. Le gazoduc offshore doit être exempt d'obstacles à l'écoulement du produit transporté. En cas d'utilisation de courbes ou de raccords à courbure artificielle, leur rayon doit être suffisant pour le passage des dispositifs de nettoyage et de contrôle, mais pas inférieur à 10 diamètres de canalisation.

1.8. La distance entre les lignes parallèles des gazoducs offshore doit être déduite des conditions de garantie de la fiabilité lors de leur exploitation, de la sécurité de la ligne existante lors de la construction d'une nouvelle ligne du gazoduc et de la sécurité lors des travaux de construction et d'installation.

1.9. La protection des canalisations offshore contre la corrosion est réalisée de manière complexe : par un revêtement de protection extérieur et intérieur et des moyens de protection cathodique.

La protection anticorrosion doit contribuer au bon fonctionnement du pipeline offshore pendant toute la durée de son exploitation.

1.10. Le gazoduc offshore doit avoir une connexion isolante (bride ou manchon) avec un système de protection contre la corrosion pour les tronçons terrestres du gazoduc principal.

1.11. Le choix du tracé du gazoduc offshore doit se faire selon des critères d'optimalité et se baser sur les données suivantes :

· conditions du sol du fond marin;

bathymétrie des fonds marins;

morphologie du fond marin;

premières informations sur l'environnement;

· activité sismique;

Zones de pêche

chenaux de navigation et lieux d'amarrage des navires ;

les zones de décharge de sol ;

les zones aquatiques présentant un risque environnemental accru;

La nature et l'étendue des failles tectoniques. La sécurité technique et environnementale de la structure doit être considérée comme le principal critère d'optimalité.

1.12. Le projet doit fournir des données sur la composition physique et chimique du produit transporté, sa densité, ainsi que la pression interne calculée et la température de conception tout au long du tracé du pipeline. Des informations sont également données sur les limites de température et de pression dans la canalisation.

Les concentrations admissibles de composants corrosifs dans le gaz transporté doivent être indiquées : composés soufrés, eau, chlorures, oxygène, dioxyde de carbone et sulfure d'hydrogène.

1.13. Le développement du projet repose sur l'analyse des principaux facteurs suivants :

direction et vitesse du vent;

hauteur, période et direction des vagues de la mer ;

vitesse et direction des courants marins;

niveau de marée haute et basse astronomique ;

· onde de tempête d'eau;

Les propriétés de l'eau de mer

température de l'air et de l'eau;

· croissance de l'encrassement marin sur le pipeline ;

environnement sismique;

· Répartition des espèces commerciales et protégées de la flore et de la faune marines.

1.14. Le projet devrait inclure une analyse des portées admissibles et de la stabilité du pipeline sur le fond marin, ainsi que le calcul des buses - limiteurs de l'effondrement par avalanche du pipeline lors de sa pose à de grandes profondeurs de la mer.

1.15. Le gazoduc devrait être enterré dans le fond dans les zones de son atterrissement. L'élévation de conception du haut du pipeline enfoui dans le sol (en poids de revêtement) doit être inférieure à la profondeur d'érosion prévue du fond de la zone d'eau ou de la section terrestre pendant toute la période d'exploitation du pipeline offshore.

1.16. Dans les sections en eau profonde, le gazoduc peut être posé à la surface du fond marin, à condition que sa position de conception soit assurée pendant toute la période d'exploitation. Dans le même temps, il est nécessaire de justifier l'exclusion de la montée ou du mouvement du pipeline sous l'influence de charges externes et de son endommagement par des chaluts de pêche ou des ancres de navires.

1.17. Lors de la conception d'un système de pipeline offshore, tous les types d'impacts sur le pipeline pouvant nécessiter une protection supplémentaire doivent être pris en compte :

l'apparition et la propagation de la fissuration ou de l'effondrement des tuyaux et des soudures lors de l'installation ou de l'exploitation ;

· Perte de stabilité du pipeline sur le fond marin ;

· perte des propriétés mécaniques et de service de l'acier des tuyaux pendant le fonctionnement ;

· portées inacceptables du pipeline au fond ;

érosion du fond marin;

· heurts sur le pipeline par des ancres de navires ou des chaluts de pêche ;

tremblements de terre;

Violation du régime technologique du transport de gaz. Le choix de la méthode de protection est adopté dans le projet en fonction des conditions environnementales locales et du degré de menace potentielle pour le gazoduc offshore.

1.18. Les données suivantes doivent être reflétées dans la documentation du projet : dimensions du tuyau, type de produit transporté, durée de vie du système de canalisation, profondeur de l'eau le long du tracé du gazoduc, type et classe d'acier, nécessité d'un traitement thermique après soudage du champ de circonférence joints soudés, système de protection anti-corrosion, plans de développement futur des régions le long des tracés du réseau de canalisations, étendue des travaux et calendriers de construction.

Sur les dessins, il est nécessaire d'indiquer l'emplacement du système de canalisations par rapport aux agglomérations et ports voisins, aux parcours des navires, ainsi qu'à d'autres types de structures pouvant affecter la fiabilité du système de canalisations.

Le projet prend en compte tous les types de charges qui se produisent lors de la fabrication, de l'installation et de l'exploitation du système de canalisation, ce qui peut affecter le choix de la solution de conception. Tous les calculs nécessaires du système de canalisation pour ces charges sont effectués, y compris : analyse de la résistance du système de canalisation pendant l'installation et l'exploitation, analyse de la stabilité de la position de la canalisation sur le fond marin, analyse de la fatigue et de la rupture fragile du pipeline, en tenant compte des coutures circonférentielles soudées, analyse de la stabilité de la paroi du tuyau contre l'effondrement et les déformations excessives, analyse des vibrations, si nécessaire, analyse de la stabilité de la base du fond marin.

1.19. Dans le cadre du projet de gazoduc offshore, il est nécessaire d'élaborer la documentation suivante :

Spécifications pour le matériau des tuyaux ;

Spécifications pour le soudage des tuyaux et les essais non destructifs, indiquant les normes pour les défauts admissibles dans les soudures ;

· spécifications d'inserts renforcés pour limiter l'avalanche de la canalisation ;

Spécifications pour le revêtement anticorrosion externe et interne des tuyaux ;

Spécifications pour le revêtement de poids des tuyaux ;

· spécifications du matériau pour la fabrication des anodes ;

· conditions techniques de pose de la section offshore de la canalisation ;

· conditions techniques de construction du gazoduc lors de la traversée du littoral et mesures de protection du littoral ;

· spécifications pour les essais et la mise en service du gazoduc offshore ;

· les conditions techniques d'entretien et de réparation du pipeline offshore ;

spécification générale des matériaux;

Description des bateaux de construction et autres équipements utilisés.

Lors de l'élaboration de "Spécifications" et de "Spécifications", les exigences de ces normes et les recommandations des normes internationales généralement reconnues (1993), DNV (1996) et (1993), ainsi que les résultats de la recherche scientifique sur cette question, doivent être utilisé.

1.20. La documentation de conception, y compris les rapports d'essai, les documents d'enquête et les diagnostics initiaux, doit être conservée pendant toute la durée de vie du système de pipeline offshore. Il est également nécessaire d'enregistrer des rapports sur le fonctionnement du système de pipeline, sur le contrôle d'inspection pendant son fonctionnement, ainsi que des données sur la maintenance du système de pipeline offshore.

1.21. L'examen de la documentation de conception doit être effectué par des organismes indépendants, auxquels l'organisme de conception fournit toute la documentation nécessaire.

2. Critères de conception des pipelines.

2.1. Les critères de résistance dans ces codes sont basés sur les contraintes admissibles, en tenant compte des contraintes de soudage résiduelles. Des méthodes de conception à l'état limite peuvent également être utilisées, à condition que ces méthodes assurent la fiabilité du système de canalisations en mer exigée par le présent code.

2.2. Les calculs du gazoduc offshore doivent être effectués pour les charges et impacts statiques et dynamiques, en tenant compte du travail des joints circonférentiels soudés conformément aux exigences de la mécanique des structures, de la résistance des matériaux et de la mécanique des sols, ainsi qu'aux exigences de ces normes .

2.3. La précision des méthodes de calcul doit être justifiée par la faisabilité pratique et économique. Les résultats des solutions analytiques et numériques, si nécessaire, doivent être confirmés par des essais en laboratoire ou sur le terrain.

2.4. Le calcul du gazoduc offshore est effectué pour la combinaison la plus défavorable des charges réellement attendues.

2.5. Pour un gazoduc offshore, les calculs doivent être effectués séparément pour les charges et les impacts survenant lors de sa construction, y compris les essais hydrostatiques, et pour les charges et les impacts survenant lors de l'exploitation du système de gazoduc offshore.

2.6. Lors du calcul de la résistance et de la déformabilité, les principales caractéristiques physiques de l'acier doivent être prises conformément aux "Spécifications pour le matériau des tuyaux".

3. Charges et impacts.

3.1. Dans ces normes, les combinaisons de charges suivantes sont acceptées dans les calculs du gazoduc offshore:

charges permanentes ;

· chargements d'exploitation en permanence accompagnés de chargements d'environnement ;

· charges permanentes combinées à des charges aléatoires.

3.2. Les charges permanentes sur le pipeline offshore pendant sa construction et son exploitation ultérieure comprennent :

· le poids de la structure du pipeline, y compris le revêtement de poids, l'encrassement marin, etc. ;

pression hydrostatique externe de l'eau de mer ;

force de flottabilité du milieu aquatique;

pression interne du produit transporté ;

influences de la température ;

pression du sol de remblai.

3.3. Les impacts environnementaux sur un pipeline offshore comprennent :

charges causées par les courants sous-marins ;

· Charges causées par les vagues de la mer.

Lors du calcul du pipeline offshore pour la période de construction, il convient également de prendre en compte les charges des mécanismes de construction et les charges résultant du processus d'essais hydrostatiques.

3.4. Les charges aléatoires comprennent : l'activité sismique, la déformation du sol du fond marin et les processus de glissement de terrain.

3.5. Lors de la détermination des charges et des impacts sur le pipeline offshore, il convient de se baser sur les données des études d'ingénierie réalisées dans la zone du tracé du pipeline, y compris les études d'ingénierie géologique, météorologique, sismique et autres.

Les charges et les impacts doivent être sélectionnés en tenant compte des changements prévus des conditions environnementales et du régime technologique du transport du gaz.

4. Contraintes et déformations de conception admissibles.

4.1. Les contraintes admissibles dans les calculs de résistance et de stabilité des conduites offshore sont définies en fonction de la limite d'élasticité du métal des conduites utilisées à l'aide du coefficient de conception "K", dont les valeurs sont données dans

s Additionnel £ K × s T (1)

Les valeurs des coefficients de conception de fiabilité "K" pour les gazoducs offshore.

Contraintes de traction annulaires sous charges permanentes		Contraintes totales pour des charges constantes en combinaison avec des charges environnementales ou des charges aléatoires	Contraintes totales pendant la construction ou les essais hydrostatiques
Gazoduc en mer	Tronçons terrestres et côtiers du gazoduc dans la zone protégée		Gazoduc offshore, y compris les tronçons terrestres et côtiers dans la zone protégée
0,72	0,60	0,80	0,96

4.2. Les contraintes totales maximales causées par la pression interne et externe, les forces longitudinales, compte tenu de l'ovalité des tuyaux, ne doivent pas dépasser les valeurs admissibles :

4.3. Les pipelines doivent être vérifiés pour la résistance et la stabilité locale de la section de tuyau contre la pression hydrostatique externe. Dans ce cas, la pression interne dans la canalisation est supposée être de 0,1 MPa.

4.4. La valeur de l'ovalité des tuyaux est fixée par la formule :

(3)

L'ovalisation totale autorisée, y compris l'ovalisation initiale des tuyaux (tolérances d'usine), ne doit pas dépasser 1,0 % (0,01).

4.5. La déformation résiduelle dans le pipeline offshore ne doit pas dépasser 0,2 % (0,002).

4.6. Dans les zones d'affaissement possible du pipeline offshore, il est nécessaire de calculer la courbure prévue de l'axe du pipeline à partir de son propre poids, en tenant compte des charges externes.

4.7. Le projet doit analyser toutes les fluctuations de contraintes possibles dans le pipeline en termes d'intensité et de fréquence qui peuvent provoquer une rupture par fatigue pendant le processus de construction ou pendant l'exploitation ultérieure du système de pipeline offshore (effets hydrodynamiques sur le pipeline, fluctuations de la pression et de la température de fonctionnement, et d'autres). Une attention particulière doit être accordée aux sections du système de canalisation sujettes à la concentration de contraintes.

4.8. Pour calculer les phénomènes de fatigue, il est possible d'utiliser des techniques basées sur la mécanique de la rupture lors des essais de fatigue oligocyclique des conduites.

5. Calcul de l'épaisseur de la paroi du pipeline.

5.1. Pour un gazoduc offshore, l'épaisseur de paroi du tuyau doit être calculée pour deux situations déterminées par les charges agissantes :

Sur la pression interne dans le gazoduc pour les tronçons peu profonds, terrestres et côtiers du gazoduc situés dans la zone protégée ;

Lors de l'effondrement du gazoduc sous l'influence de la pression extérieure, étirement et flexion pour les sections en eau profonde le long du tracé du gazoduc.

5.2. Le calcul de l'épaisseur de paroi minimale du gazoduc offshore sous l'influence de la pression interne doit être effectué selon la formule:

()

Noter:

La dépendance ci-dessus est applicable pour la plage de températures calculées du gaz transporté entre -15°С et + 120°С, à condition que les joints soudés aient la même résistance que le métal de base des tuyaux et la dureté nécessaire de l'anneau soudé joints et leur résistance à la fissuration par le sulfure d'hydrogène sont assurés.

5.3. L'épaisseur nominale de la paroi du tuyau est établie par l'épaisseur minimale obtenue par la formule (), arrondie à la valeur supérieure la plus proche prévue pour normes d'état ou spécifications.

5.4. L'épaisseur de la paroi du pipeline doit être suffisante, compte tenu des charges résultant de l'installation, de la pose, des essais hydrauliques du pipeline et de son fonctionnement.

5.5. Si nécessaire, il est possible d'ajouter des tolérances pour la corrosion interne à l'épaisseur nominale calculée de la paroi de la canalisation.

Si un programme de surveillance de la corrosion ou une injection d'inhibiteur est envisagé, l'ajout de tolérances de corrosion n'est pas nécessaire.

5.6. Pour éviter l'effondrement de la paroi du pipeline dans les sections en eau profonde du tracé sous l'influence de la pression extérieure, de l'étirement et de la flexion, la condition suivante doit être remplie :

(5)

5.7. Lors de la détermination de l'épaisseur de paroi des tuyaux dans les conditions de l'effet combiné de la flexion et de la compression, la valeur de la limite d'élasticité en compression égale à 0,9 de la limite d'élasticité du matériau du tuyau doit être prise en compte dans les calculs.

5.8. Lors de l'utilisation de méthodes de pose avec un contrôle total de la déformation en flexion du pipeline, la déformation en flexion admissible lors de la pose du pipeline à des profondeurs de plus de 1000 m ne doit pas dépasser 0,15% (0,0015). Dans ce cas, la valeur critique de la déformation en flexion du pipeline à de telles profondeurs sera de 0,4% (0,004).

6. Stabilité de la paroi du pipeline sous l'influence de la pression hydrostatique externe et du moment de flexion.

6.1. Pour plage de rapport 15

(6)

(7)

Dans ce cas, l'ovalité initiale du tuyau ne doit pas dépasser 0,5 % (0,005).

6.2. La pression hydrostatique externe sur le tuyau à la profondeur d'eau réelle est déterminée par la formule :

(9)

6.3. Il convient également de tenir compte du fait qu'à une pression dépassant la valeur critique, un effondrement transversal local de la conduite peut se développer le long de l'axe longitudinal de la conduite.

La pression hydrostatique externe à laquelle la propagation de l'effondrement antérieur peut se produire est déterminée par la formule :

(10)

6.4. Pour éviter le développement de l'effondrement sur la longueur du pipeline, il est nécessaire de prévoir l'installation de limiteurs d'effondrement sous la forme d'anneaux de renforcement ou de buses avec une épaisseur de paroi accrue sur le pipeline.

La longueur des limiteurs doit être d'au moins quatre diamètres de tuyau.

7. Stabilité du pipeline sur le fond marin sous l'influence des charges hydrodynamiques.

7.1. Des calculs de pipeline doivent être effectués pour vérifier la stabilité de la position du pipeline sur le fond marin pendant sa construction et son exploitation.

Si le pipeline est enterré dans un sol instable et que sa densité est inférieure à la densité du sol environnant, il convient de déterminer que la résistance du sol aux forces de cisaillement est suffisante pour empêcher le pipeline de flotter à la surface.

7.2. La densité relative du pipeline avec un revêtement de poids doit être supérieure à la densité de l'eau de mer, compte tenu de la présence de particules de sol en suspension et de sels dissous.

7.3. La valeur de la flottabilité négative du pipeline à partir de la condition de stabilité de sa position sur le fond marin est déterminée par la formule :

(11)

7.4. Lors de la détermination de la stabilité des pipelines offshore sur le fond marin sous l'influence des charges hydrodynamiques, les caractéristiques de conception des éléments vent, niveau d'eau et vagues doivent être prises conformément aux exigences
*.

Il est permis d'évaluer la stabilité hydrodynamique du pipeline à l'aide de méthodes d'analyse qui tiennent compte du mouvement du pipeline dans le processus d'auto-enfouissement dans le sol.

7.5. Horizontale maximale ( R x + R i) et la projection verticale Pz correspondante de la charge linéaire des vagues et des courants marins agissant sur le pipeline, doivent être déterminées par les formules *.

7.6. Les calculs des vitesses des courants de fond et des charges des vagues doivent être effectués pour deux cas :

· répétabilité une fois tous les 100 ans lors du calcul de la période d'exploitation du réseau de canalisations offshore ;

· répétabilité une fois par an dans les calculs pour la période de construction du système de canalisation offshore.

7.7. Les valeurs du coefficient de frottement doivent être extraites des données d'étude technique pour les livres correspondantes le long du tracé du pipeline offshore.

8. Matériaux et produits.

8.1. Les matériaux et produits utilisés dans le réseau de pipelines offshore doivent répondre aux exigences des normes, spécifications et autres documents réglementaires approuvés.

Il est interdit d'utiliser des matériaux et des produits pour lesquels il n'y a pas de certificats, certificats techniques, passeports et autres documents confirmant leur qualité.

8.2. Les exigences relatives au matériau des tuyaux et des raccords, ainsi qu'aux vannes d'arrêt et de régulation, doivent répondre aux exigences des "Spécifications techniques" de ces produits, qui comprennent : la technologie de fabrication du produit, la composition chimique, le traitement thermique, les propriétés mécaniques, contrôle qualité, documentation d'accompagnement et marquage .

Le cas échéant, les « Conditions techniques » prévoient des exigences pour des essais spéciaux des tuyaux et de leurs joints soudés, y compris dans un environnement d'hydrogène sulfuré, afin d'obtenir leurs résultats positifs avant le début de la production du lot principal de tuyaux destinés à la construction de un gazoduc offshore.

8.3. Les "Spécifications pour le soudage des tuyaux et les essais non destructifs" doivent indiquer les exigences relatives aux défauts de soudure, en vertu desquelles il est permis de réparer les joints soudés circulairement du pipeline. Il est également nécessaire de fournir des données sur le traitement thermique des joints soudés ou leur chauffage concomitant après le soudage lors de l'installation du pipeline.

8.4. Pour les électrodes de soudage et autres produits, des spécifications pour leur fabrication doivent être soumises.

8.5. Les tolérances d'ovalisation des tuyaux lors de leur fabrication (tolérance d'usine) dans n'importe quelle section du tuyau ne doivent pas dépasser + 0,5%.

8.6. Les connecteurs destinés aux conduites offshore doivent être testés en usine avec une pression hydraulique de 1,5 fois la pression de service.

8.7. Les consommables de soudage suivants peuvent être utilisés pour le soudage automatique des joints de tuyaux :

fondants céramiques ou fondus de compositions spéciales;

· Fils à souder de composition chimique spéciale pour le soudage à l'arc submergé ou les gaz de protection ;

argon gazeux;

mélanges spéciaux d'argon et de dioxyde de carbone;

fil fourré auto-blindé.

Les combinaisons de nuances spécifiques de flux et de fils, les nuances de fils fourrés auto-blindés et de fils pour soudage blindé, doivent être choisies en tenant compte de leur résistance dans un environnement d'hydrogène sulfuré et être certifiées conformément aux exigences du « Cahier des Charges Techniques ». pour le soudage de tuyaux et les essais non destructifs".

8.8. Pour le soudage à l'arc manuel et la réparation de pipelines offshore, des électrodes basiques ou cellulosiques doivent être utilisées. Des marques spécifiques d'électrodes de soudage doivent être sélectionnées en tenant compte de leur résistance dans un environnement de sulfure d'hydrogène et être certifiées conformément aux exigences des "Specifications for Pipe Welding and Non-Destructive Testing".

8.9. Le revêtement de poids des tuyaux doit être en béton armé de treillis d'acier appliqué sur des tuyaux isolés individuels à l'usine conformément aux exigences de la spécification de revêtement de poids de tuyau.

La classe et la marque du béton, sa densité, l'épaisseur du revêtement en béton, la masse du tuyau bétonné sont déterminées par le projet.

L'armature en acier ne doit pas former de contact électrique avec le tuyau ou les anodes et ne doit pas s'étendre jusqu'à la surface extérieure du revêtement.

Une adhérence suffisante doit être assurée entre le revêtement de poids et le tuyau pour éviter tout glissement sous les forces qui surviennent lors de la pose et de l'exploitation du pipeline.

8.10. Le revêtement en béton armé sur les tuyaux doit avoir une résistance chimique et mécanique aux influences environnementales. Le type de raccords est sélectionné en fonction des charges sur la canalisation et des conditions de fonctionnement. Le béton pour revêtement de poids doit avoir une résistance et une durabilité suffisantes.

Chaque tuyau en béton entrant sur le chantier doit avoir un marquage spécial.

PARTIE 2. PRODUCTION ET RÉCEPTION DES ŒUVRES

1. Dispositions générales

Lors de la construction de gazoducs offshore, des processus technologiques, des équipements et des équipements de construction éprouvés doivent être utilisés.

2. Soudage des tuyaux et méthodes de contrôle des joints soudés.

2.1. Les raccordements de tuyauterie pendant la construction peuvent être effectués en utilisant deux schémas d'organisation :

· avec soudage préalable des tubes en tronçons à deux ou quatre tubes, qui sont ensuite soudés en un fil continu ;

soudage de tuyaux individuels en un fil continu.

2.2. Le processus de soudage est effectué conformément aux "Spécifications pour le soudage des tubes et les contrôles non destructifs" de l'une des manières suivantes :

· soudage automatique ou semi-automatique sous gaz de protection avec une électrode consommable ou non consommable ;

· soudage automatique ou semi-automatique avec fil autoblindé avec formation forcée ou libre du métal fondu ;

· soudage manuel par électrodes à revêtement de type basique ou à revêtement cellulosique ;

· Soudage par électrocontact par étincelage continu avec traitement thermique post-soudage et contrôle radiographique de la qualité des joints soudés.

Lors du soudage de deux ou quatre sections de tuyau sur la ligne auxiliaire, le soudage automatique à l'arc submergé peut également être utilisé.

Le « Cahier des Charges » est élaboré dans le cadre du projet par le Contractant et approuvé par le Client sur la base de la réalisation d'études de soudabilité d'un lot pilote de tubes et de l'obtention des propriétés nécessaires des joints annulaires soudés, notamment leur fiabilité et leurs performances dans un environnement de sulfure d'hydrogène et la réalisation de la certification appropriée de la technologie de soudage.

2.3. Avant le début des travaux de construction, les méthodes de soudage, les équipements de soudage et les matériaux acceptés à l'emploi doivent être certifiés à la base de soudage ou sur le navire de pose dans des conditions proches des conditions de construction, en présence des représentants du Client et acceptés par le Client.

2.4. Tous les opérateurs de soudage automatique et semi-automatique, ainsi que les soudeurs portatifs, doivent être certifiés conformément aux exigences de DNV (1996) ou en tenant compte des exigences supplémentaires pour la résistance des joints soudés lors de travaux dans un environnement de sulfure d'hydrogène .

La certification doit être effectuée en présence de représentants du Client.

2.5. Les soudeurs qui doivent effectuer des soudures sous-marines doivent en outre suivre une formation appropriée puis une certification spéciale dans une chambre de pression avec des conditions de travail naturelles simulées sur le fond marin.

2.6. Les joints annulaires soudés des tuyaux doivent être conformes aux exigences des "Spécifications pour le soudage des tuyaux et les essais non destructifs".

2.7. Les joints soudés circonférentiels sont soumis à un contrôle radiographique à 100% avec duplication de 20% des joints par contrôle automatisé aux ultrasons avec enregistrement des résultats du test sur bande.

Après accord avec le Client, il est permis d'utiliser des tests ultrasonores 100% automatisés avec un enregistrement sur bande de 25% des tests radiographiques en double.

L'acceptation des joints soudés est effectuée conformément aux exigences des "Spécifications pour le soudage des tuyaux et les essais non destructifs", qui doivent inclure les normes pour les défauts admissibles dans les soudures.

2.8. Les soudures circonférentielles ne sont considérées comme acceptées qu'après avoir été approuvées par le représentant de l'Employeur sur la base de l'examen des images radiographiques et des enregistrements des résultats des tests par ultrasons. La documentation avec les enregistrements des résultats du processus de soudage et le contrôle des joints de tuyauterie soudés sont conservés par l'organisme d'exploitation du pipeline pendant toute la durée de vie du pipeline offshore.

2.9. Avec une justification appropriée, il est permis de connecter les chaînes de canalisations ou de réparer les travaux sur le fond marin, en utilisant des dispositifs d'amarrage et une soudure hyperbare. Le procédé de soudage sous l'eau doit être classé par des essais appropriés.

3. Protection contre la corrosion

3.1. Le gazoduc offshore doit être isolé sur toute sa surface extérieure et intérieure avec un revêtement anti-corrosion. L'isolation des tuyaux doit être réalisée en usine ou dans des conditions de base.

3.2. Le revêtement isolant doit répondre aux exigences des « Spécifications pour le revêtement anti-corrosion externe et interne des canalisations » pendant toute la durée de vie de la canalisation en ce qui concerne les indicateurs suivants : résistance à la traction, allongement relatif à la température de fonctionnement, résistance aux chocs, adhérence à l'acier, surface de pelage maximale dans l'eau de mer, résistance aux champignons, résistance à l'indentation.

3.3. L'isolation doit résister aux essais de claquage à une tension d'au moins
5 kV par millimètre d'épaisseur.

3.4. L'isolation des joints soudés, des vannes et des raccords façonnés doit, en termes de caractéristiques, être conforme aux exigences d'isolation des canalisations.

L'isolation des points de connexion des dispositifs de protection électrochimique et de l'instrumentation, ainsi que l'isolation restaurée dans les zones endommagées, doivent assurer une adhérence et une protection contre la corrosion fiables du métal de la tuyauterie.

3.5. Lors de l'exécution de travaux d'isolation, les éléments suivants doivent être effectués :

contrôle de la qualité des matériaux utilisés ;

· contrôle de qualité étape par étape des étapes des travaux d'isolation.

3.6. Pendant le transport, la manutention et le stockage des tuyaux, des mesures spéciales doivent être prises pour éviter les dommages mécaniques au revêtement isolant.

3.7. Le revêtement isolant sur les tronçons de pipeline complétés par la construction est soumis à un contrôle par la méthode de polarisation cathodique.

3.8. La protection électrochimique du système de canalisation offshore est réalisée à l'aide de protecteurs. Tous les équipements de protection électrochimique doivent être conçus pour toute la durée de vie du système de gazoduc offshore.

3.9. Les protecteurs doivent être constitués de matériaux (alliages à base d'aluminium ou de zinc) ayant passé avec succès les tests grandeur nature et répondant aux exigences du « Cahier des charges du matériau pour la fabrication des anodes » élaboré dans le cadre du projet.

3.10. Les protecteurs doivent avoir deux câbles de connexion avec un tuyau. Des protecteurs de type bracelet sont installés sur la canalisation de manière à éviter les dommages mécaniques lors du transport et de la pose de la canalisation.

Les câbles de drainage des dispositifs de protection doivent être connectés à la canalisation par soudage manuel à l'arc sous argon ou par condensateur.

Après accord avec le client, le soudage à l'arc manuel avec électrodes peut être utilisé.

3.11. Sur la conduite offshore, des potentiels doivent être fournis en continu sur toute sa surface pendant toute la durée d'exploitation. Pour l'eau de mer, les valeurs minimales et maximales des potentiels de protection sont données dans. Ces potentiels sont calculés pour une eau de mer avec une salinité de 32 à 28%o à une température de 5 à 25°C.

Potentiels de protection minimum et maximum

3.12. La protection électrochimique doit être mise en œuvre au plus tard 10 jours à compter de la date d'achèvement de la pose de la canalisation.

4. Atterrissages du pipeline

4.1. Les méthodes de construction suivantes peuvent être utilisées pour l'atterrissage du pipeline :

· travaux d'excavation à ciel ouvert avec mise en place de palplanches sur l'estran ;

· le forage directionnel, dans lequel le pipeline est tiré à travers un puits pré-foré dans une zone offshore ;

méthode des tunnels.

4.2. Lors du choix d'une méthode de construction de pipeline sur les sections d'atterrissage, le relief des sections côtières et d'autres conditions locales dans la zone de construction, ainsi que l'équipement de l'organisation de la construction avec les moyens techniques utilisés pour effectuer les travaux, doivent être pris en compte Compte.

4.3. Les atterrissements de pipelines utilisant un forage dirigé ou un tunnel doivent être justifiés dans le projet par la faisabilité économique et environnementale de leur utilisation.

4.4. Lors de la construction du pipeline sur la section côtière avec l'utilisation de terrassements sous-marins, les schémas technologiques suivants peuvent être appliqués :

· un train de canalisations de la longueur requise est réalisé sur un navire poseur de canalisations et tiré jusqu'au rivage le long du fond d'une tranchée sous-marine préalablement préparée à l'aide d'un treuil de traction installé sur le rivage;

· Le train de conduites est fabriqué à terre, soumis à des essais hydrostatiques, puis tiré dans la mer le long du fond d'une tranchée sous-marine à l'aide d'un treuil de traction installé sur un navire de pose de conduites.

4.5. La construction du pipeline offshore dans les zones côtières est réalisée conformément aux exigences du « Cahier des charges technique pour la construction d'un pipeline à la traversée du littoral », élaboré dans le cadre du projet.

5. Excavation sous-marine

5.1. Les processus technologiques de développement d'une tranchée, de pose d'un pipeline dans une tranchée et de son remplissage avec de la terre doivent être combinés au maximum dans le temps, en tenant compte de la dérive de la tranchée et du remodelage de son profil transversal. Lors du remblayage des tranchées sous-marines, des mesures technologiques doivent être développées pour minimiser la perte de sol à l'extérieur des limites de la tranchée.

La technologie pour le développement des tranchées sous-marines doit être convenue avec les autorités environnementales.

5.2. Les paramètres de la tranchée sous-marine doivent être aussi minimes que possible, pour lesquels une précision accrue dans leur développement doit être assurée. Les exigences de précision accrue s'appliquent également au remblayage du pipeline.

Dans la zone de transformation des vagues de la mer, des pentes plus douces doivent être attribuées, en tenant compte de la reformation de la section transversale de la tranchée.

5.3. Paramètres d'une tranchée sous-marine dans des zones dont les profondeurs, compte tenu
les fluctuations des surtensions et des marées du niveau de l'eau, inférieures au tirant d'eau des engins de terrassement, doivent être prises conformément aux normes d'exploitation des navires de mer et en garantissant des profondeurs de sécurité dans les limites des mouvements de travail des engins de terrassement et navires qui la desservent.

5.4. Les stocks temporaires doivent être réduits au minimum. L'emplacement du stockage du sol développé doit être choisi en tenant compte de la pollution minimale de l'environnement et convenu avec les organisations qui contrôlent l'état écologique de la zone de construction.

5.5. Si le projet autorise l'utilisation de sol local pour le remblayage de la tranchée, lors de la construction d'un système de canalisation multiligne, il est permis de remplir la tranchée avec la canalisation posée avec de la terre arrachée à la tranchée de la ligne parallèle.

6. Pose à partir d'un navire de pose de conduites

6.1. Le choix de la méthode de pose du pipeline offshore est basé sur sa faisabilité technologique, son efficacité économique et sa sécurité environnementale. Pour les mers profondes, les méthodes de pose des courbes en S et en J à l'aide d'un navire de pose de conduites sont recommandées.

6.2. La pose du pipeline offshore est réalisée conformément aux exigences du « Cahier des charges pour la construction de la section offshore du pipeline », élaboré dans le cadre du projet.

6.3. Le navire de pose de conduites, avant le début des travaux de construction, doit subir des essais, y compris des essais d'équipements de soudage et des méthodes d'essais non destructifs, des équipements d'isolation et de réparation des joints de tuyauterie soudés, des dispositifs de tension, des treuils, des dispositifs de contrôle et des systèmes de contrôle qui assurer le mouvement du navire le long du parcours et la pose de la canalisation jusqu'aux repères de conception.

6.4. Dans les sections en eau peu profonde du tracé, le navire poseur doit s'assurer que la canalisation est posée dans une tranchée sous-marine dans les tolérances déterminées par le projet. Pour contrôler la position du navire par rapport à la tranchée, des échosondeurs à balayage et des sonars à balayage panoramique doivent être utilisés.

6.5. Avant de commencer la pose du pipeline dans la tranchée, la tranchée sous-marine doit être nettoyée et des mesures de contrôle doivent être effectuées avec la construction du profil longitudinal de la tranchée. Lors du tirage du pipeline le long du fond marin, il est nécessaire d'effectuer des calculs des forces de traction et de l'état de contrainte du pipeline.

6.6. Les moyens de traction sont sélectionnés en fonction de la force de traction maximale de conception, qui dépend à son tour de la longueur de la conduite traînée, du coefficient de frottement et du poids de la conduite dans l'eau (flottabilité négative).

Les valeurs des coefficients de frottement de glissement doivent être attribuées en fonction des études d'ingénierie, en tenant compte de la possibilité d'immerger le pipeline dans le sol, de la capacité portante du sol et de la flottabilité négative du pipeline.

6.7. Pour réduire la traction lors de la pose, des pontons peuvent être installés sur le pipeline, ce qui réduit sa flottabilité négative. Les pontons doivent être testés pour leur résistance à la pression hydrostatique et être équipés de dispositifs d'élingage mécanique.

6.8. Avant de poser le pipeline dans la section en eau profonde, il est nécessaire d'effectuer des calculs de l'état de contrainte-déformation du pipeline pour les principaux processus technologiques :

début de pose

· pose continue de la canalisation avec un coude sur une courbe en forme de S ou de J ;

pose de la canalisation sur le fond lors d'un orage et de sa remontée ;

Fin des travaux d'installation.

6.9. La pose de la canalisation doit être effectuée en stricte conformité avec le projet d'organisation de la construction et le projet d'exécution des travaux.

6.10. Lors de la pose du pipeline, la courbure du pipeline et les contraintes apparaissant dans le pipeline doivent être surveillées en permanence. Les valeurs de ces paramètres doivent être déterminées sur la base de calculs de charge et de déformation avant la pose du pipeline.

7. Mesures de protection côtière

7.1. La fixation des pentes côtières après la pose du pipeline est effectuée au-dessus du niveau d'eau maximal de conception et doit assurer la protection de la pente côtière contre la destruction sous l'influence des charges des vagues, de la pluie et de l'eau de fonte.

7.2. Au cours des travaux de protection côtière, des conceptions respectueuses de l'environnement éprouvées doivent être utilisées, des processus technologiques et des travaux doivent être effectués conformément aux exigences des "Spécifications techniques pour la construction d'un pipeline au franchissement du littoral et des zones côtières". Mesures de protection".

8. Contrôle de la qualité des constructions

8.1. Le contrôle de la qualité de la construction doit être effectué par des services techniques indépendants.

8.2. Pour atteindre la qualité requise des travaux de construction, il est nécessaire d'assurer un contrôle qualité de toutes les opérations technologiques de fabrication et d'installation du pipeline:

· le processus de livraison des tuyaux du fabricant au site d'installation doit garantir l'absence de dommages mécaniques sur les tuyaux ;

· le contrôle de la qualité des conduites bétonnées doit être effectué conformément aux exigences techniques pour la fourniture de conduites bétonnées ;

· les tuyaux entrants, les matériaux de soudage (électrodes, flux, fil) doivent avoir des certificats qui répondent aux exigences des spécifications techniques pour leur fourniture ;

· lors du soudage de tuyaux, il est nécessaire d'effectuer un contrôle systématique étape par étape du processus de soudage, une inspection visuelle et une mesure des joints soudés et de vérifier toutes les soudures circonférentielles par des méthodes de contrôle non destructives ;

· les matériaux isolants destinés aux joints d'assemblage des tuyaux ne doivent pas subir de dommages mécaniques. Le contrôle de la qualité des revêtements isolants doit inclure la vérification de la continuité du revêtement à l'aide de détecteurs de défauts.

8.3. Les engins de terrassement marins, les barges de pose de conduites et leurs navires de service doivent être équipés d'un système d'orientation automatique destiné à surveiller en permanence la position prévue de ces équipements techniques pendant leur fonctionnement.

8.4. Le contrôle de la profondeur du pipeline dans le sol doit être effectué à l'aide de méthodes de télémétrie, de profileurs à ultrasons ou de sondages en plongée après la pose du pipeline dans la tranchée.

Si la profondeur du pipeline dans le sol est insuffisante, des mesures correctives sont prises.

8.5. Lors de la pose du pipeline, il est nécessaire de contrôler les principaux paramètres technologiques (la position du stinger, la tension du pipeline, la vitesse du navire de pose, etc.) pour leur conformité aux données de conception.

8.6. Pour contrôler l'état du fond et la position du pipeline, il est nécessaire d'effectuer périodiquement une enquête à l'aide de plongeurs ou de véhicules sous-marins, qui révélera l'emplacement réel du pipeline (érosion, affaissement), aussi bien que possible déformations du fond le long de la conduite causées par les vagues ou les courants sous-marins dans cette zone.

9. Nettoyage et test de la cavité

9.1. Les pipelines offshore sont soumis à des tests hydrostatiques après avoir été posés sur le fond marin conformément aux exigences des "Spécifications pour les tests et la mise en service du gazoduc offshore", élaborées dans le cadre du projet.

9.2. Les essais préliminaires des chaînes de conduites à terre ne sont effectués que si le projet prévoit la production de chaînes de conduites à terre et leur pose en mer par des méthodes de dragage vers le navire de pose.

9.3. Avant les essais hydrostatiques, il est nécessaire de nettoyer et de contrôler la cavité interne de la canalisation à l'aide de racleurs équipés de dispositifs de contrôle.

9.4. La pression minimale lors des essais de résistance hydrostatique est supposée être 1,25 fois supérieure à la pression de conception. Dans ce cas, les contraintes circonférentielles dans le tuyau lors de l'essai de résistance ne doivent pas dépasser 0,96 de la limite d'élasticité du métal du tuyau.

Le temps de maintien de la canalisation sous la pression de l'épreuve hydrostatique doit être d'au moins 8 heures.

Le pipeline est considéré comme ayant réussi le test de pression si aucune chute de pression n'a été enregistrée au cours des quatre dernières heures de test.

9.5. Le test d'étanchéité du gazoduc offshore est effectué après un test de résistance et une diminution de la pression d'essai à la valeur calculée pendant le temps nécessaire pour inspecter le pipeline.

9.6. L'évacuation de l'eau de la canalisation doit être effectuée avec le passage d'au moins deux séparateurs à piston (principal et de contrôle) sous pression d'air comprimé ou de gaz.

Les résultats de l'élimination de l'eau du gazoduc doivent être considérés comme satisfaisants s'il n'y a pas d'eau en amont du séparateur à piston de commande et qu'il a laissé le gazoduc intact. Sinon, le passage du piston de commande-séparateur à travers la canalisation doit être répété.

9.7. Si le pipeline se brise ou fuit pendant les essais, le défaut doit être éliminé et le pipeline offshore doit être testé à nouveau.

9.8. Le pipeline offshore est mis en service après nettoyage final et étalonnage de la cavité interne du pipeline, diagnostic initial et remplissage du pipeline avec le produit transporté.

9.9. Les résultats du nettoyage de la cavité et des essais de canalisation, ainsi que l'élimination de l'eau de la canalisation, doivent être documentés dans des actes sous la forme approuvée.

10. Protection de l'environnement

10.1. Dans des conditions marines, tous les types de travaux nécessitent une sélection rigoureuse des procédés technologiques, des moyens techniques et des équipements qui assurent la préservation de l'environnement écologique de la région. Il est permis d'utiliser uniquement les procédés technologiques qui garantiront un impact négatif minimal sur l'environnement et sa récupération rapide après l'achèvement de la construction du système de gazoduc offshore.

10.2. Lors de la conception d'un système de gazoduc offshore, toutes les mesures de protection de l'environnement doivent être incluses dans un plan d'évaluation de l'impact environnemental (EIE) dûment approuvé.

10.3. Lors de la construction d'un système de gazoducs offshore, il est nécessaire de respecter strictement les exigences environnementales des normes russes. Dans les zones d'eau importantes pour la pêche commerciale, il est nécessaire de prévoir des mesures de conservation et de restauration des ressources biologiques et halieutiques.

Les dates de début et de fin des terrassements sous-marins par hydromécanisation ou dynamitage sont établies en tenant compte des recommandations des autorités de protection des pêches, en fonction du moment de la ponte, de l'alimentation, de la migration des poissons, ainsi que des cycles de développement du plancton et du benthos dans la zone côtière.

10.4. Le plan d'EIE devrait inclure un ensemble de mesures de conception, de construction et technologiques pour assurer la protection de l'environnement pendant la construction et l'exploitation du système de gazoduc offshore.

Dans le processus d'élaboration d'une EIE, les facteurs suivants sont pris en compte :

· données initiales sur les conditions naturelles, l'état écologique de fond, les ressources biologiques de la zone aquatique, caractérisant l'état naturel de la région ;

· caractéristiques technologiques et de conception du système de gazoduc offshore ;

· les termes, les solutions techniques et la technologie pour effectuer les travaux techniques sous-marins, une liste des moyens techniques utilisés pour la construction ;

· Évaluation de l'état actuel et prévu de l'environnement et du risque écologique, indiquant les sources de risque (impacts technologiques) et les dommages probables ;

· exigences environnementales de base, solutions techniques et technologiques pour la protection de l'environnement lors de la construction et de l'exploitation du gazoduc offshore et mesures pour leur mise en œuvre dans l'installation ;

· des mesures pour assurer le contrôle de l'état technique du réseau de gazoducs offshore et l'élimination rapide des situations d'urgence ;

surveillance de l'état de l'environnement dans la région;

· la taille des investissements en capital dans les mesures environnementales, sociales et de compensation ;

· Evaluation de l'efficacité des mesures et compensations environnementales et socio-économiques envisagées.

10.5. Pendant l'exploitation du système de gazoduc offshore, il est nécessaire de prévoir la possibilité d'une rupture du gazoduc et d'un rejet de produit avec une évaluation des dommages attendus pour le biote marin, en tenant compte de l'accumulation possible de poissons (frai, migration, alimentation période) à proximité du site du réseau de canalisations et de mettre en œuvre les mesures de protection de la canalisation et de l'environnement prévues dans de tels cas par le projet.

10.6. Pour protéger et préserver l'environnement naturel dans la zone maritime et dans la zone côtière, il est nécessaire d'organiser une surveillance constante du respect des mesures environnementales pendant toute la période d'impact anthropique causée par la construction et l'exploitation du système de gazoduc offshore.

Annexe 1.
Obligatoire.

Désignations et unités de mesure

D - diamètre nominal du pipeline, mm;

t - épaisseur nominale de la paroi du pipeline, mm;

s x - contraintes longitudinales totales, N / mm 2;

s y - contraintes circonférentielles totales, N/mm 2 ;

t xy - contraintes de cisaillement tangentiel, N/mm 2 ;

K - coefficient de fiabilité de conception, pris selon;

s t - la valeur minimale de la limite d'élasticité du métal des tuyaux, adoptée selon les normes et spécifications nationales pour les tuyaux en acier, N / mm 2;

P - pression interne de conception dans la canalisation, N/mm 2 ;

Ro - pression hydrostatique externe, N / mm 2;

Px - force de traînée, N/m ;

Рz - force de levage, N/m;

Ri - force d'inertie, N/m ;

G - poids du pipeline dans l'eau (flottabilité négative), N/m ;

m - facteur de fiabilité, pris égal à 1,1 ;

f est le coefficient de frottement ;

Рс - pression hydrostatique externe calculée sur le pipeline, en tenant compte de l'ovalité du tuyau, N / mm 2;

Рсг - pression externe critique pour un tuyau rond, N / mm 2;

Ru - pression externe sur le pipeline, provoquant la fluidité du matériau

tuyaux, N / mm 2;

PP - pression hydrostatique externe à laquelle l'effondrement du tuyau survenu précédemment se propagera, N / mm 2;

e o - déformation en flexion admissible pour le pipeline ;

e c - déformation critique du coude, provoquant un effondrement à la suite d'une flexion pure du tuyau;

tu- coefficient de Poisson ;

E - Module de Young pour le matériau du tuyau, N / mm 2;

H - profondeur d'eau critique, m;

g - accélération de la gravité, m / s 2;

r- masse volumique de l'eau de mer, kg/m 3 ;

U - ovalité du pipeline;

R - rayon de courbure admissible du pipeline lors de la pose à de grandes profondeurs de la mer, m.

Termes techniques et définitions

Gazoduc en mer - une partie horizontale du système de canalisations située sous le niveau de l'eau, y compris la canalisation elle-même, les dispositifs de protection électrochimique et d'autres dispositifs qui assurent le transport des hydrocarbures gazeux sous un régime technologique donné.

Zone protégée des sections côtières du gazoduc - tronçons du gazoduc principal depuis les stations de compression côtières jusqu'au bord de l'eau et plus loin le long du fond marin, à une distance d'au moins 500 m.

Éléments de tuyauterie - les détails de la construction du pipeline, tels que les brides, les tés, les coudes, les adaptateurs et les vannes.

Revêtement de poids - revêtement appliqué sur un pipeline pour lui conférer une flottabilité négative et une protection contre les dommages mécaniques.

Flottabilité négative du pipeline - force vers le bas égale au poids de la structure du pipeline dans l'air moins le poids de l'eau déplacée dans le volume du pipeline qui y est immergé.

Limite d'élasticité minimale - la limite d'élasticité minimale spécifiée dans le certificat ou la norme selon laquelle les tuyaux sont fournis.

Dans les calculs, on suppose qu'à la limite d'élasticité minimale, l'allongement total ne dépasse pas 0,2 %.

Pression de conception - pression, prise comme une pression maximale permanente exercée par le milieu transporté sur la canalisation pendant son fonctionnement et pour laquelle le système de canalisation est conçu.

saute de pression - la pression accidentelle causée par une défaillance de l'écoulement en régime permanent dans le système de tuyauterie ne doit pas dépasser la pression de conception de plus de 10 %.

Surpression - la différence entre deux pressions absolues, hydrostatique externe et interne.

Test de pression - pression normalisée à laquelle la canalisation est testée avant sa mise en service.

Test de fuite - test de pression hydraulique, qui établit l'absence de fuite du produit transporté.

Épreuve d'endurance - test de pression hydraulique, qui établit la résistance structurelle de la canalisation.

Diamètre nominal du tuyau - le diamètre extérieur du tuyau spécifié dans la norme à laquelle les tuyaux sont fournis.

Épaisseur de paroi nominale - épaisseur de paroi de tuyau spécifiée dans la norme selon laquelle les tuyaux sont fournis.

Fiabilité des pipelines offshore - la capacité du pipeline à transporter en continu le produit conformément aux paramètres établis par le projet (pression, débit et autres) pendant une période de fonctionnement spécifiée dans le cadre du régime de contrôle et de maintenance établi.

Contraintes admissibles - contraintes totales maximales dans la canalisation (longitudinale, annulaire et tangentielle), autorisées par les normes.

Enterrer le pipeline - la position du pipeline sous le niveau naturel du fond marin.

Valeur de profondeur - la différence entre les niveaux de la génératrice supérieure du pipeline et le niveau naturel du fond marin.

La longueur de la section affaissée du pipeline - la longueur du pipeline qui n'est pas en contact avec le fond marin ou avec des dispositifs de support.

Pose de pipeline en mer - un complexe de processus technologiques pour la fabrication, la pose et l'approfondissement du pipeline offshore.

Annexe 3
Recommandé.

Documents réglementaires utilisés dans
élaboration de ces règles et règlements :

1. SNiP 10-01-94. "Le système des documents normatifs dans la construction. Dispositions fondamentales" / Ministère de la construction de la Russie. Moscou : GP TsPP , 1994

2. SNiP 2.05.06-85 *. "Principaux pipelines" / Gosstroy. M. : CITP Gosstroy, 1997

3. SNiP III-42-80 *. "Règles de production et d'acceptation des travaux. Principaux pipelines" / Gosstroy. Moscou : Stroyizdat, 1997

4. SNiP 2.06.04-82*. "Charges et impacts sur les structures hydrauliques (vagues, glaces et navires)" / Gosstroy. M. : CITP Gosstroy, 1995

5. "Règles de sécurité pour l'exploration et le développement des gisements de pétrole et de gaz sur le plateau continental de l'URSS", M. : "Nedra", 1990 ;

6. "Règles de sécurité pour la construction de canalisations principales". M. : "Nedra", 1982 ;

7. "Règles d'exploitation technique des principaux gazoducs", M.: "Nedra", 1989 ;

8. Norme américaine "Conception, construction, exploitation et réparation de pipelines offshore pour hydrocarbures", RA I - 1111. Recommandations pratiques. 1993.

9. Norme norvégienne "Det Norske Veritas" (DNV) "Règlements pour les systèmes de pipelines sous-marins", 1996

10. British Standard S 8010. "Guide pratique pour la conception, la construction et l'installation de pipelines. Pipelines sous-marins". Parties 1, 2 et 3, 1993

11. API 5 L. "Spécification américaine pour les tubes en acier". 1995

12. API 6D . "Spécification américaine pour les raccords de tuyauterie (vannes, bouchons et clapets anti-retour)". 1995

13. Norme américaine ASME B 31.8. "Réglementation des réseaux de transport et de distribution de gaz", 1996

14. Norme américaine MSS -SP - 44. "Brides en acier pour pipelines", 1990.

15. Norme internationale ISO 9000 "Management de la qualité et assurance qualité", 1996