Предварительный национальный стандарт ПНСТ 566-2022 "Нефтяная и газовая промышленность. Системы подводной добычи. Коррозия трубопроводов. Методические указания" (утв. и введен в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15 февраля 2022 г. N 12-пнст)

Petroleum and natural gas industry. Subsea production systems. Corrosion of pipelines. Methodology guide

УДК 629.12:006:354
ОКС 75.020

Срок действия - с 1 июня 2022 г.
до 1 июня 2025 г.

Предисловие

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

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

3 Утвержден и введен в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15 февраля 2022 г. N 12-пнст

Введение

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

Целью разработки настоящего стандарта является установление требований к оценке влияния коррозионных поражений на работоспособность трубопроводов, применяемых в системах подводной добычи.

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает методику оценки работоспособности морских трубопроводов с дефектами на внутренней и/или наружной поверхности в виде коррозионных поражений.

1.2 Настоящий стандарт распространяется на морские трубопроводы в составе систем подводной добычи углеводородов, изготовленные из труб групп прочности до Х80 включительно (по ГОСТ ISO 3183), из углеродистых и низколегированных сталей с величиной работы удара не менее 30 Дж (на образцах с острым надрезом при температуре испытаний минус 38 °C). Такие элементы трубопроводных систем, как райзеры, запорная арматура, опоры, соединительные детали и др. не входят в область применения настоящего стандарта.

1.3 Настоящий стандарт не учитывает изменение размера дефектов со временем и неприменим для оценки скорости коррозии.

1.4 Настоящий стандарт не учитывает наличие трещиноподобных дефектов (в том числе коррозионного растрескивания), механических дефектов типа вмятин и мелких рисок, а также дефектов сварных соединений.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 5272 Коррозия металлов. Термины

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

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

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р 59304 и ГОСТ 5272, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 близкорасположенные дефекты (interacting defect): Дефекты, для которых при расчетах учитывается их расположение относительно друг друга.

3.2

давление рабочее: Максимальное избыточное давление, возникающее при нормальном протекании рабочего процесса. [[1], статья II]

3.3 дефект (defect): Коррозионное поражение на поверхности трубопровода.

3.4 единичный дефект (single defect): Дефект, при расчетах считающийся изолированным от других дефектов.

3.5 максимально допустимое рабочее давление (maximum allowable operating pressure): Значение рабочего давления, при котором допускается эксплуатация трубопровода.

3.6 разрушающее давление (pressure resistance): Внутреннее давление, при котором ожидается разрушение участка трубопровода с дефектом.

4 Обозначения

В настоящем стандарте применены следующие обозначения:

A - площадь проекции дефекта сложной формы, мм ²;

A _r - понижающий коэффициент, учитывающий уменьшение площади поперечного сечения трубопровода;

A _patch - площадь проекции коррозионного пятна, мм ₂;

A _pit - площадь проекции язвы, мм ₂;

c - длина дефекта в направлении окружности трубопровода, мм;

d - глубина дефекта, мм;

d _лок - локальная глубина дефекта для областей с коррозионными потерями, мм;

d _ave - средняя глубина дефекта, мм;

d _patch - глубина коррозионного пятна, мм;

d _i - глубина язвы, мм;

D - наружный диаметр трубопровода, мм;

F - коэффициент использования;

F ₁ - коэффициент запаса;

F _x - прикладываемая осевая нагрузка, Н;

f _u - расчетное значение временного сопротивления, МПа;

f _u,temp - величина снижения временного сопротивления при повышенной температуре, МПа;

g - ускорение свободного падения, м/с ²;

h _l - высота от уровня моря до дефекта на трубопроводе, м;

h _ref - высота от уровня моря до базисной точки трубопровода для расчетного давления, м;

H ₁ - коэффициент, учитывающий продольные сжимающие напряжения;

I - длина дефекта в направлении оси трубопровода, мм;

I _i - длина проекции i-й язвы, мм;

M _Y - приложенный изгибающий момент, ;

P _f - разрушающее давление для участка трубопровода с дефектом, МПа;

P _SW - максимально допустимое рабочее давление, МПа;

Q - поправочный коэффициент, учитывающий длину дефекта;

S - расстояние между соседними дефектами, мм;

t - толщина стенки трубопровода, мм;

t _лок - локальная толщина стенки трубопровода для областей с коррозионными потерями, мм;

t _e - откорректированная с учетом утонения толщина стенки трубопровода, мм;

Z - расстояние между линиями проекции, мм;

SMTS - нормативное значение временного сопротивления, МПа;

- коэффициент прочности материала;

- плоский угол между соседними дефектами, градус;

- плотность транспортируемого флюида, кг/м ³;

- плотность морской воды, кг/м ³;

- номинальные напряжения, возникающие за счет внешних нагрузок, МПа;

- продольные напряжения, возникающие в оставшейся толщине стенки трубопровода, МПа;

- величина допускаемых напряжений, МПа;

- отношение длины единичного дефекта в направлении окружности к длине окружности трубопровода.

5 Общие положения

5.1 Для оценки работоспособности определяют значение максимально допустимого рабочего давления, при котором возможна эксплуатация морских трубопроводов с дефектами.

5.2 Размеры единичного дефекта схематически отображены на рисунке 1. Глубина дефекта изменяется по длине и ширине, поэтому для оценки используют максимальное значение.

Рисунок 1 - Размеры проекций единичного дефекта

5.3 Дефект считают единичным, если выполняется хотя бы одно из следующих условий:

,

(1)

.

(2)

Размеры и S показаны на рисунке 2.

5.4 Размеры дефектов, расположенных вблизи друг друга, схематически отображены на рисунке 2.

5.5 Если значение максимально допустимого рабочего давления меньше рабочего давления трубопровода, то осуществляют ремонт участка с дефектами или проводят компенсирующие мероприятия, например, по снижению рабочего давления и проведению повторного расчета для продолжения эксплуатации.

Рисунок 2 - Размеры дефектов, расположенных вблизи друг друга

6 Оценка работоспособности трубопровода с дефектами

6.1 Участок трубопровода с единичным дефектом

6.1.1 Разрушающее давление P _f для участка трубопровода с единичным дефектом при учете напряжений, возникающих только за счет избыточного внутреннего давления, рассчитывают по формуле

.

(3)

6.1.2 Поправочный коэффициент Q рассчитывают по формуле

.

(4)

6.1.3 Расчетное значение временного сопротивления f _u определяют по формуле

.

(5)

Величину снижения временного сопротивления f _u,temp определяют исходя из температуры по графику, представленному на рисунке 3.

Коэффициент прочности материала принимают равным 0,96.

6.1.4 Максимально допустимое рабочее давление P _SW рассчитывают по формуле

.

(6)

Коэффициент использования F рассчитывают по формуле

.

(7)

За коэффициент F ₁ принимают коэффициент запаса для расчета окружных напряжений в трубопроводе. Допускается при расчетах принимать значение F ₁ равным 0,72.

Рисунок 3 - Снижение прочностных характеристик низколегированных сталей при повышении температуры (см. [2])

6.2 Участок трубопровода с единичным дефектом при учете продольных сжимающих напряжений

6.2.1 Продольные сжимающие напряжения следует учитывать при оценке, если выполняется условие , где - величина номинальных продольных напряжений, возникающих за счет внешних нагрузок.

6.2.2 Величину продольных напряжений определяют по формуле

.

(8)

6.2.3 Величину допускаемых напряжений рассчитывают по формуле

.

(9)

6.2.4 Если условие выполняется, то разрушающее давление для участка трубопровода с дефектом рассчитывают по формуле

.

(10)

6.2.5 Значения Q и f _u рассчитывают по формулам (4) и (5) соответственно.

6.2.6 Коэффициент Н ₁ рассчитывают по формуле

.

(11)

6.2.7 Понижающий коэффициент A _г рассчитывают по формуле

.

(12)

6.2.8 Отношение рассчитывают по формуле

.

(13)

6.2.9 Полученное значение P _f при учете продольных сжимающих напряжений сравнивают со значением разрушающего давления при учете напряжений, возникающих только за счет избыточного внутреннего давления, рассчитанного по формуле (3). Наименьшее значение принимают за величину разрушающего давления для участка трубопровода с единичным дефектом при учете напряжений, возникающих за счет избыточного внутреннего давления, и продольных сжимающих напряжений.

6.2.10 Максимально допустимое рабочее давление P _SW рассчитывают по формуле (6).

6.3 Участок трубопровода с близкорасположенными дефектами

6.3.1 Дефекты, для которых не выполняются условия, приведенные в 5.3, рассматривают при оценке как близкорасположенные.

6.3.2 Расчет разрушающего давления для участков с близкорасположенными дефектами допускается проводить только с учетом напряжений, возникающих от избыточного внутреннего давления.

6.3.3 Для областей, где коррозионные потери не превышают 10 % от толщины стенки трубы, при расчетах допускается использовать локальные размеры глубины дефектов и толщины стенки согласно схеме, представленной на рисунке 4.

Рисунок 4 - Определение размера дефекта для областей с уменьшенной толщиной стенки

6.3.4 Каждый участок трубопровода с близкорасположенными дефектами разделяют на части размером в продольном направлении, перекрывающие друг друга на величину . На каждой выделенной части строят несколько линий проекции на расстоянии, соответствующем значению плоского угла друг от друга. Каждый дефект проецируется на линию, если находится на расстоянии  Z от нее. Схематически проецирование дефектов отображено на рисунке 5.

6.3.5 Если проекции дефектов перекрываются, то их объединяют в составной дефект с общей длиной и наибольшей глубиной. Для дефектов, расположенных только на внутренней или только на наружной поверхности трубопровода, схема объединения дефектов представлена на рисунке 6.

6.3.6 Если проекции дефектов, расположенных на внутренней и наружной поверхности, перекрываются, то за общую глубину составного дефекта принимают суммарную глубину данных дефектов. Схема объединения проекций дефектов на разных поверхностях трубопровода в составной дефект приведена на рисунке 7.

6.3.7 Для участка трубопровода с близкорасположенными дефектами определяют значения разрушающего давления, условно принимая каждый дефект за единичный. Разрушающее давление для участка трубопровода с i-м дефектом рассчитывают по формуле (3).

6.3.8 Для учета совместного влияния близкорасположенных дефектов на работоспособность участка трубопровода составляют возможные комбинации для таких дефектов. Схема комбинирования дефектов приведена на рисунке 8.

6.3.9 Схема определения длины и глубины составного дефекта приведена на рисунке 9.

Рисунок 5 - Проецирование дефектов на линии

Рисунок 6 - Объединение проекций в составной дефект

6.3.10 Длину составных дефектов, полученных при комбинировании близкорасположенных дефектов от n до m, рассчитывают по формуле

.

(14)

6.3.11 Глубину составных дефектов, полученных при комбинировании близкорасположенных дефектов от n до m, рассчитывают по формуле

.

(15)

Рисунок 7 - Объединение проекций дефектов, расположенных на внутренней и наружной поверхности участка трубопровода

Рисунок 8 - Составление комбинаций из близкорасположенных дефектов

Рисунок 9 - Определение размеров составного дефекта

6.3.12 Для каждого составного дефекта длиной l _nm и глубиной d _nm рассчитывают разрушающее давление по формуле (3).

6.3.13 Из полученных согласно 6.3.7 и 6.3.12 значений разрушающего давления определяют наименьшее. Для каждой линии проекции процедуру определения разрушающего давления повторяют.

6.3.14 За разрушающее давление для участка трубопровода с близкорасположенными дефектами принимают наименьшее из полученных согласно 6.3.7, 6.3.12 и 6.3.13 значений.

6.3.15 Максимально допустимое рабочее давление P _SW рассчитывают по формуле (6).

6.4 Участок трубопровода с дефектом сложной формы

6.4.1 Под дефектом сложной формы понимают коррозионное пятно, в пределах которого присутствуют коррозионные язвы (далее - язвы).

6.4.2 Расчет разрушающего давления для участка с дефектом сложной формы проводят только с учетом напряжений, возникающих от избыточного внутреннего давления.

6.4.3 Исходя из площади проекции дефекта на продольную плоскость сечения стенки трубы, проходящую через дефект, и полной длины дефекта, определяют усредненную глубину дефекта сложной формы d _ave, мм, по формуле

.

(16)

6.4.4 Рассчитывают разрушающее давление по формуле (3), принимая дефект сложной формы как единичный с усредненной глубиной профиля d _ave.

6.4.5 Профиль дефекта сложной формы условно разбивают на равные части - приращения по глубине d _j. Рекомендуемое количество таких частей от 10 до 50. Каждая часть условно разделяет профиль на два типа областей (рисунок 10), соответствующих коррозионному пятну глубиной d _patch и язвам глубиной d _i.

Рисунок 10 - Выделение областей правильной формы на участке дефекта (голубым цветом выделена область, соответствующая коррозионному пятну; серым - язвам)

6.4.6 Глубину области, соответствующей коррозионному пятну, d _patch определяют для части глубиной d _j по формуле

.

(17)

6.4.7 Площадь проекции коррозионного пятна на продольную плоскость сечения стенки трубы, проходящую через дефект, определяют для части глубиной d _j согласно схеме на рисунке 11.

Рисунок 11 - Площадь проекции коррозионного пятна

6.4.8 Для участка трубопровода с дефектом в виде коррозионного пятна без учета язв рассчитывают разрушающее давление по формуле

.

(18)

6.4.9 Для оценки влияния язв на величину разрушающего давления определяют их глубину d _i, по формуле

.

(19)

6.4.10 Площадь проекции язвы на продольную плоскость сечения стенки трубы, проходящую через дефект, определяют согласно схеме на рисунке 12.

6.4.11 Для учета утонения стенки трубы рассчитывают откорректированное значение ее толщины t _e (рисунок 10) по формуле

,

(20)

где P _patch - разрушающее давление для участка трубопровода, определяемое по формуле (18).

Рисунок 12 - Площадь проекции язвы

6.4.12 Для каждой язвы определяют среднюю глубину d _e, откорректированную с учетом утонения стенки трубы, по формуле

.

(21)

6.4.13 Для участка трубопровода с i-й язвой, с учетом откорректированных значений толщины стенки и глубины язвы, определяют разрушающее давление Р _i - по формуле

.

(22)

6.4.14 Коэффициент Q _i рассчитывают по формуле (4), используя значение длины проекции язвы. Значение f _u рассчитывают по формуле (5).

6.4.15 Если для язв не выполняется условие согласно 5.3, то для них проводят оценку взаимодействия друг с другом, считая их близкорасположенными дефектами. Для этого составляют возможные комбинации дефектов и определяют длину полученных составных дефектов. Схема комбинирования приведена на рисунке 8.

6.4.16 Длину составного дефекта, включающего язвы от n до m, определяют по формуле (14).

6.4.17 Также определяют глубину составного дефекта с учетом утонения стенки трубы (рисунок 9), включающего язвы от n до m, по формуле

,

(23)

где d _ei - откорректированная средняя глубина i-й язвы, мм;

l _nm - длина составного дефекта, мм.

6.4.18 Для участка трубопровода с составным дефектом, включающим язвы от n до m, с учетом откорректированных значений толщины стенки и глубины определяют разрушающее давление P _f по формуле (3), используя откорректированные значения толщины стенки t _e и глубины d _e,nm.

6.4.19 Коэффициент Q рассчитывают по формуле (4), используя значение длины составного дефекта, определенное по формуле (14). Значение f _u рассчитывают по формуле (5).

6.4.20 За разрушающее давление для трубопровода с дефектом сложной формы глубиной d _j принимают наименьшее из полученных согласно 6.4.8, 6.4.13 и 6.4.18 значений.

6.4.21 Описанную в 6.4.5-6.4.20 процедуру расчета разрушающего давления повторяют для всех приращений по глубине дефекта сложной формы d _j.

6.4.22 Среди всех значений разрушающего давления, полученных для каждого приращения по глубине d _j, выбирают меньшее, которое принимают за разрушающее давление для участка трубопровода с дефектом сложной формы.

6.4.23 Дополнительно проводят расчет, при котором дефект сложной формы условно принимают за единичный с глубиной равной максимальной и длиной равной полной длине коррозионного пятна. При этом определяют разрушающее давление согласно 6.1 и сравнивают со значением, полученным для дефекта сложной формы (см. 6.4.22). За разрушающее давление P _f для участка трубопровода с дефектом сложной формы принимают наименьшее значение.

6.4.24 Максимально допустимое рабочее давление P _SW рассчитывают по формуле (6).

Библиография

[1]	Технический регламент Таможенного союза TP ТС 032/2013	О безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением
[2]	DNVGL-RP-F101-2017	Трубопроводы с коррозионными поражениями (Corroded pipelines)

Ключевые слова: нефтяная и газовая промышленность, системы подводной добычи, коррозия трубопроводов, методические указания.