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) (документ не действует)

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,