= Inihanda ang post para sa interes ng Stroygazmontazh Group of Companies =
Tayo ay isang henerasyon na isinilang sa panahon ng teknolohikal na pambihirang tagumpay, at kadalasan ay hindi natin naiisip kung ano ang nasa likod ng mga tagumpay ng sibilisasyon. Siyempre, sa pangkalahatan, alam ng lahat na ang tubig ay dumadaloy sa mga tubo sa lupa, ang signal ng GPS ay nagmumula sa isang satellite sa kalawakan, at ang kuryente ay nabuo ng mga higanteng istasyon. Ngunit naiintindihan ba natin kung ano ang kinailangan upang malikha ang lahat ng ito?
Dati, ako, at. Ngayon ay pag-uusapan natin ang tungkol sa isang hindi pangkaraniwang bagay na itinayo ng kumpanya ng Rotenberg. Alam namin na hindi lamang mga pasilidad sa palakasan, kundi pati na rin ang mga elemento ng imprastraktura ay itinayo para sa mga laro sa Sochi. Madalas na binuo mula sa simula at sa unang pagkakataon: hindi para sa wala na ang isang pelikula tungkol sa isa sa mga pinaka kumplikado at kahanga-hangang mga pasilidad sa imprastraktura ay tinatawag na " Walang sinuman kailanman"Pinag-uusapan natin ang pipeline ng Dzhubga - Lazarevskoye - Sochi gas. Ang natatangi nito ay ang 90% ng pangunahing ruta (na higit sa 150 km) ay tumatakbo sa ilalim ng Black Sea kasama ang coastal strip sa lalim ng hanggang sa 80 metro Ang solusyon na ito ay naging posible upang maiwasan ang anuman - o ang epekto ng konstruksiyon sa baybayin ng Black Sea.
Tulad ng nasabi ko na, ang pangunahing bahagi ng pipeline ng gas ay tumatakbo sa ilalim ng Black Sea sa layo na limang kilometro mula sa baybayin. Sa pinakadulo simula, dulo at ilang mga seksyon sa daan, ang ruta ay lumalabas at kumokonekta sa mga punto ng pamamahagi ng gas. Sa mga lugar na ito, ang gas ay ipinapadala sa iba't ibang ruta patungo sa mamimili. At siya naman ay nagmula sa Yamal kasama ang iba pang pangunahing ruta. Sa madaling salita, bago makarating sa Sochi, ang gas ay naglalakbay ng libu-libong kilometro mula hilaga hanggang timog:
Ang Kudepsta gas distribution point (GDP) ay matatagpuan sa tuktok ng bundok. Mula sa dagat, isang pangunahing tubo ang "pumuputol" sa lupa at tumataas sa tuktok. Ayon sa mga tagabuo, isang hilig na paraan ng pagbabarena ang ginamit upang likhain ang site na ito. Hindi nila inilatag ang ruta gamit ang karaniwang pamamaraan ng trench, upang hindi makapinsala sa kapaligiran:
4. 
Gayunpaman, ang pinaka-kagiliw-giliw na bagay ay kung paano itinayo ang pangunahing highway. Lahat ng trabaho ay naganap sa dagat. Ang mga malalaking tubo na may diameter na kalahating metro na gawa sa napakalakas na haluang metal ay pinalakas ng isang layer ng kongkreto, direktang hinangin sa barko, at pagkatapos ay ibinaba sa dagat:
Bago ilagay ang pipeline ng gas, ang mga submariner ay lumakad sa ruta ng pipeline at natuklasan ang dalawang minefield na natitira pagkatapos ng Ikalawang Digmaang Pandaigdig:
Ang pinakamahirap na proseso ng pagtatayo ay kinabibilangan ng pagsali sa dalawang tubo - ang pangunahing "thread" na tumatakbo sa kahabaan ng dagat at bahagi ng lupa. Ang docking ay naganap din sa dagat at tumagal ng tatlong araw. Nangangailangan ito ng koordinadong gawain ng buong pangkat na nagtrabaho sa pagtatayo ng pipeline ng gas:
Ngayon, ang resulta ng kanilang trabaho ay nakatago ng 80 metro ng tubig, at ang kakaibang karanasang ito ay nakapagpapaalaala sa bagong punto ng pamamahagi ng gas sa Kudepsta, na nagpapataas ng kapasidad ng gas ng buong rehiyon ng Sochi at mga nakapaligid na lugar.
Dapat sabihin na bago ang pagtatayo ng bagong gas pipeline, mayroon nang gas sa Sochi. Kasabay nito, ang bahagi ng gasification sa rehiyon ay hindi lalampas sa tatlong porsyento. Ito ay napakababa ng sakuna para sa buhay at, siyempre, hindi magbibigay ng kinakailangang kapasidad upang mag-host ng Olympics. Bilang karagdagan, sa kaganapan ng mga aksidente o pagkabigo, ang buong baybayin ay maiiwan na walang gasolina (tandaan lamang ang kuwento ng blackout sa Crimea).
Tingnan natin ang hydraulic fracturing at alamin kung paano ito gumagana. Bago ka makarating doon, kailangan mong dumaan sa isang security checkpoint. Bilang isang kritikal na punto ng imprastraktura, ang GRP ay binabantayan sa buong orasan ng ilang armadong lalaki:
8. 
Ang pagpasok sa loob ay posible lamang kung sinamahan ng tagapamahala ng site at sang-ayon sa senior management:
9. 
May mga camera na may mga motion sensor sa buong perimeter:
10. 
Kaya, ang hydraulic fracturing ay ang punto ng pamamahagi ng gas mula sa pangunahing pangunahing tubo. Dito bumababa ang presyon at napupunta ang gas sa maliliit na istasyon ng pamamahagi ng gas, na, naman, ipinapadala ito sa mga end consumer:
11. 
Sinabi ng tagapamahala ng site na ito ay isa sa ilang bahagi ng isang multi-kilometro, kilometrong haba na tubo na lumalabas:
12. 
13. 
Tila ang lugar ay "amoy gas", ngunit hindi ito ganoon. Ang amoy ng isang amoy ay nararamdaman sa hangin - isang espesyal na komposisyon na idinagdag sa gas upang ito ay makakuha ng isang amoy (ang gas mismo ay walang kulay o amoy):
14. 
Kapasidad ng amoy:
15. 
16. 
Matapos bumaba ang presyon ng gas at isang "amoy" ay idinagdag dito, ito ay kumakalat sa ilang mga sangay.
17. 
Ang mga manggagawa ay nagtatanim ng mga punong namumunga malapit sa haydroliko na lugar ng pagkabali:
18. 
Sa kabuuan, ang Kudepsky point ay nagpapadala ng gasolina sa 11 na istasyon. Mahalagang linawin dito na ang gas pipeline ay kumokonekta sa umiiral nang linya ng Maykop. Makatuwiran ito: kung dati ay nagkaroon ng aksidente o gawaing pang-iwas sa ilang lugar, ang lahat ng mga sumusunod na punto ay naiwan nang walang gas. At ngayon ang gas ay maaaring magpalipat-lipat sa dalawang direksyon, na tinitiyak ang tuluy-tuloy na operasyon ng buong rehiyon ng Sochi:
19. 
20. 
Ang pinakamahalagang tatanggap ng gas ay ang Adler Thermal Power Plant, kung saan ako
1.1. Ang mga pipeline ng gas sa malayo sa pampang ay dapat na tumaas ang pagiging maaasahan sa panahon ng pagtatayo at pagpapatakbo, na isinasaalang-alang ang mga espesyal na kondisyon (mahusay na lalim ng dagat, tumaas na haba nang walang mga intermediate na istasyon ng compressor, mga bagyo sa dagat, mga alon sa ilalim ng tubig, seismicity at iba pang mga kadahilanan).
Ang mga desisyon sa disenyo para sa paglalagay ng mga pipeline ng gas sa labas ng pampang ay dapat na napagkasunduan sa Komite ng Estado ng Russian Federation para sa Proteksyon sa Kapaligiran, Gosgortekhnadzor ng Russia at mga lokal na awtoridad sa pangangasiwa.
1.2. Ang mga security zone ay itinatag sa kahabaan ng offshore gas pipeline route, na kinabibilangan ng mga seksyon ng pangunahing gas pipeline mula sa mga istasyon ng compressor hanggang sa gilid ng tubig at higit pa sa kahabaan ng seabed sa loob ng continental shelf, sa layo na hindi bababa sa 500 m.
1.3. Ang diameter ng offshore gas pipeline at ang operating pressure ay tinutukoy mula sa mga kondisyon ng supply ng natural na gas sa Consumer batay sa hydraulic analysis.
1.4. Ang buhay ng serbisyo ng offshore gas pipeline ay itinakda ng may-ari ng proyekto. Para sa buong buhay ng serbisyo ng sistema ng pipeline ng gas, ang pagiging maaasahan at kaligtasan ng istraktura at ang mga epekto tulad ng kaagnasan ng metal at pagkapagod ng mga materyales na ginamit ay dapat kalkulahin.
1.5. Ang mga hangganan ng offshore section ng pangunahing gas pipeline ay mga shut-off valve na naka-install sa tapat ng mga baybayin ng dagat. Ang mga shut-off valve ay dapat na nilagyan ng awtomatikong pagsasara ng emergency.
1.6. Sa mga dulo ng bawat linya ng offshore gas pipeline, ang mga yunit para sa paglulunsad at pagtanggap ng mga kagamitan sa paglilinis at mga flaw detector projectiles ay dapat ibigay. Ang lokasyon at disenyo ng mga yunit na ito ay tinutukoy ng proyekto.
1.7. Ang offshore gas pipeline ay dapat na walang mga sagabal sa daloy ng dinadalang produkto. Sa kaso ng paggamit ng mga artipisyal na baluktot na kurba o mga kabit, ang kanilang radius ay dapat na sapat upang pumasa sa paglilinis at pagkontrol ng mga aparato, ngunit hindi bababa sa 10 diameter ng pipeline.
1.8. Ang distansya sa pagitan ng mga parallel string ng offshore gas pipelines ay dapat kunin mula sa mga kondisyon ng pagtiyak ng pagiging maaasahan sa panahon ng kanilang operasyon, ang kaligtasan ng umiiral na string sa panahon ng pagtatayo ng isang bagong string ng gas pipeline, at kaligtasan sa panahon ng konstruksiyon at pag-install ng trabaho.
1.9. Ang proteksyon ng isang offshore pipeline mula sa kaagnasan ay isinasagawa nang komprehensibo: proteksiyon sa panlabas at panloob na patong at paraan ng proteksyon ng cathodic.
Ang proteksyon laban sa kaagnasan ay dapat na mapadali ang walang problema na operasyon ng offshore pipeline sa buong buhay ng serbisyo nito.
1.10. Ang offshore pipeline ay dapat may insulating connection (flange o coupling) na may corrosion protection system para sa onshore na mga seksyon ng pangunahing gas pipeline.
1.11. Ang pagpili ng offshore pipeline na ruta ay dapat gawin ayon sa pinakamainam na pamantayan at batay sa sumusunod na data:
· kondisyon ng lupa sa ilalim ng dagat;
· bathymetry ng seabed;
· morpolohiya ng seabed;
· pangunahing impormasyon tungkol sa kapaligiran;
· aktibidad ng seismic;
· mga lugar ng pangingisda;
· mga daanan ng barko at mga lugar na anchorage;
· mga lugar na naglalabas ng lupa;
· mga lugar ng tubig na may mas mataas na panganib sa kapaligiran;
· kalikasan at lawak ng tectonic faults. Ang pangunahing pamantayan para sa pagiging mahusay ay dapat na ang teknikal at kaligtasan sa kapaligiran ng istraktura.
1.12. Ang proyekto ay dapat magbigay ng data sa pisikal at kemikal na komposisyon ng dinadalang produkto, ang density nito, at ipahiwatig din ang kinakalkula na panloob na presyon at temperatura ng disenyo sa buong ruta ng pipeline. Ang impormasyon ay ibinibigay din sa mga halaga ng limitasyon ng temperatura at presyon sa pipeline.
Ang mga pinahihintulutang konsentrasyon ng mga kinakaing unti-unti na bahagi sa transported gas ay dapat ipahiwatig: sulfur compounds, tubig, chlorides, oxygen, carbon dioxide at hydrogen sulfide.
1.13. Ang proyekto ay binuo batay sa isang pagsusuri ng mga sumusunod na pangunahing mga kadahilanan:
direksyon at bilis ng hangin;
· taas, panahon at direksyon ng mga alon ng dagat;
· bilis at direksyon ng agos ng dagat;
· astronomical tide level;
· storm surge ng tubig;
· mga katangian ng tubig dagat;
· temperatura ng hangin at tubig;
· paglaki ng marine fouling sa pipeline;
· kondisyon ng seismic;
· pamamahagi ng mga komersyal at protektadong species ng marine flora at fauna.
1.14. Ang proyekto ay dapat magpakita ng isang pagsusuri ng mga pinahihintulutang span at katatagan ng pipeline sa seabed, pati na rin ang pagkalkula ng mga nozzle - mga limitasyon ng pagbagsak ng avalanche ng pipeline sa panahon ng pagtula nito sa malalim na kalaliman ng dagat.
1.15. Ang gas pipeline ay dapat ilibing sa ilalim sa mga lugar kung saan ito dumarating sa pampang. Ang elevation ng disenyo ng tuktok ng pipeline na nakabaon sa lupa (gamit ang weight coating) ay dapat itakda sa ibaba ng hinulaang lalim ng pagguho ng ilalim ng lugar ng tubig o coastal section para sa buong panahon ng operasyon ng offshore pipeline.
1.16. Sa mga lugar ng malalim na dagat, ang isang pipeline ng gas ay maaaring ilagay sa ibabaw ng seabed, sa kondisyon na ang posisyon ng disenyo nito ay natiyak sa buong panahon ng operasyon. Sa kasong ito, kinakailangan upang bigyang-katwiran ang pagbubukod ng lumulutang o paggalaw ng pipeline sa ilalim ng impluwensya ng mga panlabas na karga at pinsala nito sa pamamagitan ng mga trawl ng pangingisda o mga anchor ng barko.
1.17. Kapag nagdidisenyo ng isang offshore pipeline system, ang lahat ng uri ng epekto sa pipeline na maaaring mangailangan ng karagdagang proteksyon ay dapat isaalang-alang:
· ang paglitaw at pagkalat ng pag-crack o pagbagsak ng mga tubo at welds sa panahon ng pag-install o operasyon;
· pagkawala ng katatagan ng posisyon ng pipeline sa seabed;
· pagkawala ng mekanikal at mga katangian ng serbisyo ng pipe steel sa panahon ng operasyon;
· hindi katanggap-tanggap na malalaking pipeline sa ibaba;
· pagguho ng seabed;
· mga epekto sa pipeline ng mga angkla ng mga barko o mga trawl ng pangingisda;
· mga lindol;
· paglabag sa teknolohikal na rehimen ng transportasyon ng gas. Ang pagpili ng paraan ng proteksyon ay pinagtibay sa proyekto depende sa mga lokal na kondisyon sa kapaligiran at ang antas ng potensyal na banta sa offshore gas pipeline.
1.18. Ang dokumentasyon ng disenyo ay dapat na sumasalamin sa sumusunod na data: mga sukat ng tubo, uri ng dinadalang produkto, buhay ng serbisyo ng sistema ng pipeline, lalim ng tubig sa ruta ng pipeline ng gas, uri at klase ng bakal, ang pangangailangan para sa paggamot sa init pagkatapos ng hinang ng circumferential installation welded joints , anti-corrosion protection system, mga plano para sa hinaharap na pag-unlad ng mga rehiyon sa kahabaan ng mga ruta ng pipeline system, saklaw ng trabaho at mga iskedyul ng konstruksiyon.
Dapat ipahiwatig ng mga guhit ang lokasyon ng sistema ng pipeline na may kaugnayan sa mga kalapit na pamayanan at daungan, mga ruta ng barko, pati na rin ang iba pang mga uri ng istruktura na maaaring makaapekto sa pagiging maaasahan ng sistema ng pipeline.
Isinasaalang-alang ng proyekto ang lahat ng mga uri ng pag-load na lumitaw sa panahon ng paggawa, pag-install at pagpapatakbo ng sistema ng pipeline, na maaaring makaapekto sa pagpili ng solusyon sa disenyo. Ang lahat ng kinakailangang kalkulasyon ng pipeline system para sa mga load na ito ay isinasagawa, kabilang ang: pagsusuri ng lakas ng pipeline system sa panahon ng pag-install at operasyon, pagsusuri ng katatagan ng posisyon ng pipeline sa seabed, pagsusuri ng pagkapagod at malutong na pagkabigo ng pipeline na isinasaalang-alang ang mga circumferential welds, pagsusuri ng paglaban ng pipe wall sa pagdurog at labis na mga deformation , pagtatasa ng vibration kung kinakailangan, pagtatasa ng katatagan ng pundasyon ng seabed.
1.19. Bilang bahagi ng offshore gas pipeline project, kinakailangan na bumuo ng sumusunod na dokumentasyon:
· teknikal na mga pagtutukoy para sa materyal ng tubo;
· teknikal na mga pagtutukoy para sa pipe welding at non-destructive testing, na nagpapahiwatig ng mga pamantayan para sa mga pinahihintulutang depekto sa mga welds;
· teknikal na mga detalye para sa reinforced insert upang limitahan ang pagbagsak ng avalanche ng pipeline;
· teknikal na mga pagtutukoy para sa panlabas at panloob na anti-corrosion coating ng mga tubo;
· teknikal na mga pagtutukoy para sa timbang na patong ng mga tubo;
· teknikal na mga pagtutukoy para sa materyal para sa paggawa ng mga anod;
· teknikal na mga pagtutukoy para sa pagtula ng offshore na seksyon ng pipeline;
· teknikal na kondisyon para sa pagtatayo ng pipeline kapag tumatawid sa baybayin at mga hakbang sa proteksyon sa dalampasigan;
· teknikal na mga pagtutukoy para sa pagsubok at pag-commissioning ng offshore pipeline;
· teknikal na mga detalye para sa pagpapanatili at pagkumpuni ng offshore pipeline;
pangkalahatang pagtutukoy ng mga materyales;
· paglalarawan ng construction craft at iba pang kagamitang ginamit.
Kapag bumubuo ng "Teknikal na Kondisyon" at "Mga Pagtutukoy", ang mga kinakailangan ng mga pamantayang ito at ang mga rekomendasyon ng pangkalahatang kinikilalang mga internasyonal na pamantayan (1993), DNV (1996) at (1993), pati na rin ang mga resulta ng siyentipikong pananaliksik sa isyung ito ay dapat na ginamit.
1.20. Ang dokumentasyon ng disenyo, kabilang ang mga ulat sa pagsubok, mga materyales sa survey at mga paunang diagnostic ay dapat panatilihin sa buong buhay ng serbisyo ng offshore pipeline system. Kinakailangan din na panatilihin ang mga ulat sa pagpapatakbo ng pipeline system, sa kontrol ng inspeksyon sa panahon ng operasyon nito, pati na rin ang data sa pagpapanatili ng offshore pipeline system.
1.21. Ang pagsusuri ng dokumentasyon ng proyekto ay dapat isagawa ng mga independiyenteng organisasyon, kung saan isinusumite ng organisasyon ng disenyo ang lahat ng kinakailangang dokumentasyon.
2.1. Ang pamantayan ng lakas sa mga pamantayang ito ay batay sa mga pinahihintulutang stress na isinasaalang-alang ang mga natitirang stress sa hinang. Limitahan ang mga pamamaraan ng disenyo ng estado ay maaari ding gamitin, sa kondisyon na ang mga pamamaraang ito ay titiyakin ang pagiging maaasahan ng offshore pipeline system na kinakailangan ng mga code na ito.
2.2. Ang mga kalkulasyon ng isang offshore gas pipeline ay dapat gawin para sa static at dynamic na mga pagkarga at epekto, na isinasaalang-alang ang pagpapatakbo ng circumferential welds alinsunod sa mga kinakailangan ng structural mechanics, lakas ng mga materyales at mekanika ng lupa, pati na rin ang mga kinakailangan ng mga pamantayang ito.
2.3. Ang katumpakan ng mga pamamaraan ng pagkalkula ay dapat na makatwiran sa pamamagitan ng praktikal at pang-ekonomiyang pagiging posible. Ang mga resulta ng analytical at numerical na solusyon, kung kinakailangan, ay dapat kumpirmahin ng mga pagsubok sa laboratoryo o field.
2.4. Ang offshore gas pipeline ay kinakalkula para sa pinaka-hindi kanais-nais na kumbinasyon ng makatotohanang inaasahang pagkarga.
2.5. Para sa isang offshore gas pipeline, ang mga kalkulasyon ay dapat na isagawa nang hiwalay para sa mga load at epekto na nagmumula sa panahon ng pagtatayo nito, kabilang ang hydrostatic tests, at para sa mga load at impact na nagmumula sa panahon ng operasyon ng offshore pipeline system.
2.6. Kapag kinakalkula ang lakas at deformability, ang mga pangunahing pisikal na katangian ng bakal ay dapat kunin ayon sa "Mga teknikal na kondisyon para sa mga materyales sa tubo".
3.1. Tinatanggap ng mga pamantayang ito ang mga sumusunod na kumbinasyon ng mga pagkarga kapag kinakalkula ang isang offshore gas pipeline:
· permanenteng pagkarga;
· permanenteng pagkarga kasama ng mga karga sa kapaligiran;
· permanenteng load kasama ng random load.
3.2. Ang patuloy na pagkarga sa isang offshore pipeline sa panahon ng pagtatayo nito at kasunod na operasyon ay kinabibilangan ng:
· bigat ng istraktura ng pipeline, kabilang ang weight coating, marine fouling, atbp.;
· panlabas na hydrostatic pressure ng tubig dagat;
· lakas ng buoyancy ng kapaligiran sa tubig;
· panloob na presyon ng dinadalang produkto;
· mga impluwensya sa temperatura;
backfill na presyon ng lupa.
3.3. Ang mga epekto sa kapaligiran sa isang offshore pipeline ay kinabibilangan ng:
· mga kargang dulot ng agos sa ilalim ng tubig;
· Mga load na dulot ng mga alon ng dagat.
Kapag kinakalkula ang isang offshore pipeline para sa panahon ng konstruksiyon, ang mga naglo-load mula sa mga mekanismo ng konstruksiyon at ang mga naglo-load na nagmumula sa panahon ng mga pagsubok na hydrostatic ay dapat ding isaalang-alang.
3.4. Ang mga random na load ay kinabibilangan ng: seismic activity, deformation ng seabed soils at mga proseso ng landslide.
3.5. Kapag tinutukoy ang mga pag-load at epekto sa isang offshore pipeline, dapat itong batay sa data mula sa mga survey ng engineering na isinasagawa sa lugar ng ruta ng pipeline, kabilang ang geotechnical, meteorological, seismic at iba pang mga uri ng survey.
Ang mga load at epekto ay dapat piliin na isinasaalang-alang ang mga hinulaang pagbabago sa mga kondisyon sa kapaligiran at ang teknolohikal na rehimen ng transportasyon ng gas.
4.1. Ang mga pinahihintulutang stress kapag kinakalkula ang lakas at katatagan ng mga pipeline sa malayo sa pampang ay itinatag depende sa lakas ng ani ng metal ng mga tubo na ginamit gamit ang koepisyent ng disenyo na "K", ang mga halaga ay ibinibigay sa
s dagdag £ K × s T ()
Mga halaga ng mga koepisyent ng pagiging maaasahan ng disenyo na "K" para sa mga pipeline ng gas sa labas ng pampang.
|
Ring tensile stresses sa ilalim ng pare-pareho ang pagkarga |
Kabuuang mga stress sa ilalim ng pare-pareho ang mga pagkarga na sinamahan ng kapaligiran o random na mga pagkarga |
Kabuuang mga stress sa panahon ng konstruksiyon o hydrostatic testing |
|
|
Offshore gas pipeline |
Onshore at coastal section ng gas pipeline sa security zone |
Offshore gas pipeline, kabilang ang onshore at offshore section sa protected zone |
|
|
0,72 |
0,60 |
0,80 |
0,96 |
4.2. Ang maximum na kabuuang stress na dulot ng panloob at panlabas na presyon, mga paayon na puwersa, na isinasaalang-alang ang ovality ng mga tubo, ay hindi dapat lumampas sa mga pinahihintulutang halaga:
4.3. Dapat suriin ang mga pipeline para sa lakas at lokal na katatagan ng seksyon ng tubo mula sa panlabas na hydrostatic pressure. Sa kasong ito, ang panloob na presyon sa pipeline ay kinuha katumbas ng 0.1 MPa.
4.4. Ang halaga ng ovality ng mga tubo ay tinutukoy ng formula:
()
Ang pinahihintulutang kabuuang ovality, kabilang ang paunang ovality ng mga tubo (factory tolerances), ay hindi dapat lumampas sa 1.0% (0.01).
4.5. Ang permanenteng deformation sa offshore pipeline ay dapat na hindi hihigit sa 0.2% (0.002).
4.6. Sa mga lugar ng posibleng paghupa ng isang offshore pipeline, kinakailangan upang kalkulahin ang hinulaang curvature ng pipeline axis mula sa sarili nitong timbang, na isinasaalang-alang ang mga panlabas na load.
4.7. Dapat suriin ng proyekto ang lahat ng posibleng pagbabagu-bago ng stress sa pipeline sa mga tuntunin ng intensity at dalas na maaaring magdulot ng pagkabigo sa pagkapagod sa panahon ng konstruksiyon o sa panahon ng karagdagang operasyon ng offshore pipeline system (hydrodynamic effect sa pipeline, pagbabagu-bago sa operating pressure at temperatura, at iba pa) . Ang partikular na atensyon ay dapat bayaran sa mga lugar ng sistema ng pipeline na madaling kapitan ng mga konsentrasyon ng stress.
4.8. Upang kalkulahin ang mga phenomena ng pagkapagod, maaari kang gumamit ng mga pamamaraan batay sa mekanika ng bali kapag sinusuri ang mga tubo para sa mababang-cycle na pagkapagod.
5.1. Para sa isang offshore gas pipeline, ang kapal ng pader ng pipe ay dapat kalkulahin para sa dalawang sitwasyon na tinutukoy ng kasalukuyang mga karga:
Sa panloob na presyon sa pipeline para sa mababaw, coastal at coastal na mga seksyon ng gas pipeline na matatagpuan sa security zone;
Sa pagbagsak ng pipeline ng gas sa ilalim ng impluwensya ng panlabas na presyon, pag-uunat at pagyuko para sa mga seksyon ng malalim na tubig sa kahabaan ng ruta ng pipeline.
5.2. Ang pagkalkula ng pinakamababang kapal ng pader ng isang offshore gas pipeline sa ilalim ng impluwensya ng panloob na presyon ay dapat gawin gamit ang formula:
()
5.7. Kapag tinutukoy ang kapal ng pader ng mga tubo sa ilalim ng pinagsamang impluwensya ng baluktot at compression, ang mga kalkulasyon ay dapat kumuha ng halaga ng compressive yield strength na katumbas ng 0.9 ng yield strength ng pipe material.
5.8. Kapag gumagamit ng mga pamamaraan ng pagtula na may ganap na kontrol ng pipeline bending deformation, ang pinapayagang bending deformation kapag naglalagay ng pipeline sa lalim ng dagat na higit sa 1000 m ay hindi dapat lumampas sa 0.15% (0.0015). Sa kasong ito, ang kritikal na halaga ng pipeline bending deformation sa naturang kalaliman ay magiging 0.4% (0.004).
6.1. Para sa hanay ng ratio na 15D/t
()
()
Sa kasong ito, ang paunang ovality ng pipe ay hindi dapat lumampas sa 0.5% (0.005).
6.2. Ang panlabas na hydrostatic pressure sa pipe sa aktwal na lalim ng tubig ay tinutukoy ng formula:
()
6.3. Dapat din itong isaalang-alang na sa isang presyon na lumampas sa isang kritikal na halaga, ang lokal na transverse collapse ng pipe ay maaaring bumuo sa kahabaan ng longitudinal axis ng pipeline.
Ang panlabas na hydrostatic pressure, kung saan maaaring kumalat ang dating naganap na compression, ay itinatag ng formula:
()
6.4. Upang maiwasan ang pag-unlad ng pagbagsak sa kahabaan ng pipeline, kinakailangan na magbigay para sa pag-install ng mga limiter ng pagbagsak sa pipeline sa anyo ng mga stiffening ring o pipe na may tumaas na kapal ng pader.
Ang haba ng mga limiter ay dapat na hindi bababa sa apat na diameter ng tubo.
7.1. Ang mga kalkulasyon ng pipeline ay dapat isagawa upang suriin ang katatagan ng posisyon ng pipeline sa seabed sa panahon ng pagtatayo at operasyon nito.
Kung ang pipeline ay ibinaon sa mahinang lupa, at ang density nito ay mas mababa kaysa sa density ng nakapalibot na lupa, dapat itong matukoy na ang paglaban ng lupa sa mga puwersa ng paggugupit ay sapat upang maiwasan ang pipeline na lumulutang sa ibabaw.
7.2. Ang kamag-anak na density ng isang pipeline na may patong ng timbang ay dapat na mas malaki kaysa sa density ng tubig sa dagat, na isinasaalang-alang ang pagkakaroon ng mga nasuspinde na mga particle ng lupa at dissolved salts sa loob nito.
7.3. Ang halaga ng negatibong buoyancy ng pipeline mula sa kondisyon ng katatagan ng posisyon nito sa seabed ay tinutukoy ng formula:
7.4. Kapag tinutukoy ang katatagan ng mga offshore pipeline sa seabed sa ilalim ng impluwensya ng hydrodynamic load, ang mga katangian ng disenyo ng hangin, antas ng tubig at mga elemento ng alon ay dapat kunin alinsunod sa mga kinakailangan
*.
Posible upang masuri ang hydrodynamic na katatagan ng pipeline gamit ang mga pamamaraan ng pagsusuri na isinasaalang-alang ang paggalaw ng pipeline sa panahon ng proseso ng self-burying sa lupa.
7.5. Pinakamataas na pahalang ( R x + R i) at ang katumbas na vertical Pz projection ng linear load mula sa mga alon at alon ng dagat na kumikilos sa pipeline ay dapat matukoy gamit ang mga formula *.
7.6. Ang mga kalkulasyon ng mga bilis ng ilalim na alon at mga pag-load ng alon ay dapat gawin para sa dalawang kaso:
· repeatability isang beses bawat 100 taon kapag kinakalkula para sa panahon ng pagpapatakbo ng offshore pipeline system;
· repeatability minsan sa isang taon kapag kinakalkula para sa panahon ng pagtatayo ng offshore pipeline system.
7.7. Ang mga halaga ng mga friction coefficient ay dapat kunin ayon sa data ng survey ng engineering para sa kaukulang pounds sa kahabaan ng offshore pipeline route.
8.1. Ang mga materyales at produkto na ginagamit sa offshore pipeline system ay dapat matugunan ang mga kinakailangan ng mga inaprubahang pamantayan, teknikal na mga detalye at iba pang mga dokumento ng regulasyon.
Hindi pinapayagan na gumamit ng mga materyales at produkto na walang mga sertipiko, teknikal na sertipiko, pasaporte at iba pang mga dokumento na nagpapatunay ng kanilang kalidad.
8.2. Ang mga kinakailangan para sa materyal ng tubo at mga bahagi ng pagkonekta, pati na rin para sa mga shut-off at control valve, ay dapat matugunan ang mga kinakailangan ng "Mga Teknikal na Pagtutukoy" para sa mga produktong ito, na kinabibilangan ng: teknolohiya sa paggawa ng produkto, komposisyon ng kemikal, paggamot sa init, mga katangian ng mekanikal, kalidad kontrol, kasamang dokumentasyon at pag-label .
Kung kinakailangan, ang "Mga Teknikal na Pagtutukoy" ay nagbibigay ng mga kinakailangan para sa espesyal na pagsubok ng mga tubo at ang kanilang mga welded joint, kabilang ang sa isang kapaligiran ng hydrogen sulfide, upang makakuha ng mga positibong resulta bago magsimula ang produksyon ng pangunahing batch ng mga tubo na nilayon para sa pagtatayo ng isang offshore gas pipeline.
8.3. Ang "Mga Teknikal na Pagtutukoy para sa Pipe Welding at Non-Destructive Testing" ay dapat magpahiwatig ng mga kinakailangan para sa mga depekto sa mga welds kung saan ito ay pinahihintulutan na ayusin ang circumferential welded joints ng pipeline. Kinakailangan din na magbigay ng data sa paggamot ng init ng mga welded joints o ang kanilang kasamang pag-init pagkatapos ng hinang sa panahon ng pag-install ng pipeline.
8.4. Para sa mga welding electrodes at iba pang mga produkto, ang mga pagtutukoy para sa kanilang paggawa ay dapat ibigay.
8.5. Ang mga tolerance para sa ovality ng mga tubo sa panahon ng kanilang paggawa (factory tolerance) sa anumang seksyon ng pipe ay hindi dapat lumampas sa + 0.5%.
8.6. Ang pagkonekta ng mga bahagi na inilaan para sa mga pipeline sa malayo sa pampang ay dapat na masuri sa pabrika na may hydraulic pressure na 1.5 beses ang operating pressure.
8.7. Ang mga sumusunod na materyales sa hinang ay maaaring gamitin para sa awtomatikong hinang ng mga kasukasuan ng tubo:
· ceramic o fused flux ng mga espesyal na komposisyon;
· welding wires ng isang espesyal na komposisyon ng kemikal para sa nakalubog na arc welding o shielding gas;
· argon gas;
· mga espesyal na pinaghalong argon na may carbon dioxide;
Pinipigilan ang sarili na flux-cored wire.
Ang mga kumbinasyon ng mga tiyak na grado ng mga flux at wire, mga grado ng self-shielding flux-cored wire at wire para sa gas-shielded welding, ay dapat piliin na isinasaalang-alang ang kanilang paglaban sa isang hydrogen sulfide na kapaligiran at ma-certify alinsunod sa mga kinakailangan ng " Mga Teknikal na Pagtutukoy para sa Pipe Welding at Non-Destructive Testing".
8.8. Para sa manu-manong arc welding at pagkumpuni ng mga offshore pipeline, ang mga electrodes na may basic o cellulose coating ay dapat gamitin. Ang mga partikular na tatak ng welding electrodes ay dapat mapili na isinasaalang-alang ang kanilang paglaban sa isang hydrogen sulfide na kapaligiran at ma-certify alinsunod sa mga kinakailangan ng "Mga Teknikal na Pagtutukoy para sa Pipe Welding at Non-Destructive Testing".
8.9. Ang pipe weight coating ay steel mesh reinforced concrete na inilapat sa mga indibidwal na insulated pipe sa pabrika alinsunod sa mga kinakailangan ng Pipe Weight Coating Specification.
Ang klase at grado ng kongkreto, ang density nito, ang kapal ng kongkretong patong, at ang bigat ng kongkretong tubo ay tinutukoy ng proyekto.
Ang steel reinforcement ay hindi dapat bumuo ng electrical contact sa pipe o anodes, at hindi dapat umabot sa panlabas na ibabaw ng coating.
Ang sapat na pagdirikit ay dapat ibigay sa pagitan ng patong ng timbang at ng tubo upang maiwasan ang pagdulas dahil sa mga puwersang nabuo sa panahon ng pag-install at pagpapatakbo ng pipeline.
8.10. Ang reinforced concrete coating sa mga tubo ay dapat magkaroon ng kemikal at mekanikal na pagtutol sa mga impluwensya sa kapaligiran. Ang uri ng mga kabit ay pinili depende sa mga naglo-load sa pipeline at mga kondisyon ng operating. Ang kongkretong ginamit para sa patong ng timbang ay dapat na may sapat na lakas at tibay.
Ang bawat kongkretong tubo na dumarating sa lugar ng konstruksiyon ay dapat may espesyal na pagmamarka.
Kapag nagtatayo ng mga pipeline ng offshore na gas, dapat gamitin ang mga prosesong teknolohikal na napatunayan ng karanasan, kagamitan at kagamitan sa konstruksiyon.
2.1. Ang mga koneksyon sa tubo sa panahon ng pagtatayo ay maaaring gawin gamit ang dalawang scheme ng organisasyon:
· na may paunang hinang ng mga tubo sa dalawa o apat na mga seksyon ng tubo, na pagkatapos ay hinangin sa isang tuluy-tuloy na sinulid;
· hinang ang mga indibidwal na tubo sa isang tuluy-tuloy na sinulid.
2.2. Ang proseso ng welding ay isinasagawa alinsunod sa "Mga Teknikal na Pagtutukoy para sa Pipe Welding at Non-Destructive Testing" sa isa sa mga sumusunod na paraan:
· awtomatiko o semi-awtomatikong hinang sa isang kapaligirang proteksiyon ng gas na may consumable o non-consumable electrode;
· awtomatiko o semi-awtomatikong welding na may self-shielding wire na may sapilitang o libreng pagbuo ng weld metal;
· manu-manong welding na may mga electrodes na may basic type coating o may cellulose coating;
· electric contact welding sa pamamagitan ng tuluy-tuloy na pagkislap na may post-weld heat treatment at radiographic quality control ng mga welded joints.
Kapag hinang ang dalawa o apat na mga seksyon ng tubo sa isang pantulong na linya, maaari ding gamitin ang awtomatikong lubog na arc welding.
Ang "mga teknikal na kondisyon" ay binuo bilang bahagi ng proyekto ng Kontratista at inaprubahan ng Customer batay sa pagsasagawa ng pananaliksik sa weldability ng isang pilot batch ng mga tubo at pagkuha ng mga kinakailangang katangian ng welded ring joints, kabilang ang kanilang pagiging maaasahan at pagganap sa isang kapaligiran ng hydrogen sulfide, at isinasagawa ang naaangkop na sertipikasyon ng teknolohiya ng hinang.
2.3. Bago simulan ang gawaing pagtatayo, ang mga pamamaraan ng hinang, kagamitan sa hinang at mga materyales na tinatanggap para sa paggamit ay dapat na sertipikado sa isang welding base o sa isang pipe-laying vessel sa ilalim ng mga kondisyon na malapit sa mga kondisyon ng konstruksiyon, sa pagkakaroon ng mga kinatawan ng Customer, at tinatanggap ng Customer .
2.4. Ang lahat ng awtomatiko at semi-awtomatikong welding operator, pati na rin ang mga manu-manong welder, ay dapat na sertipikado alinsunod sa mga kinakailangan ng DNV (1996) o isinasaalang-alang ang mga karagdagang kinakailangan para sa paglaban ng mga welded joint kapag nagtatrabaho sa isang kapaligiran ng hydrogen sulfide.
Ang sertipikasyon ay dapat isagawa sa presensya ng mga kinatawan ng Customer.
2.5. Ang mga welder na dapat magwelding sa ilalim ng tubig ay dapat ding sumailalim sa naaangkop na pagsasanay at pagkatapos ay espesyal na sertipikasyon sa isang pressure chamber na tinutulad ang mga natural na kondisyon sa pagtatrabaho sa seabed.
2.6. Ang mga welded ring joint ng mga tubo ay dapat sumunod sa mga kinakailangan ng "Mga Teknikal na Pagtutukoy para sa Pipe Welding at Non-Destructive Testing".
2.7. Ang mga ring welded joints ay sumasailalim sa 100% radiographic testing na may duplikasyon ng 20% ng mga joints sa pamamagitan ng automated ultrasonic testing na may pagtatala ng mga resulta ng pagsubok sa tape.
Sa kasunduan sa Customer, pinapayagang gumamit ng 100% automated ultrasonic testing na may 25% ng duplicate na radiographic testing na naitala sa tape.
Ang pagtanggap ng mga welded joints ay isinasagawa alinsunod sa mga kinakailangan ng "Mga Teknikal na Pagtutukoy para sa Pipe Welding at Non-Destructive Testing", na dapat magsama ng mga pamantayan para sa pinahihintulutang mga depekto sa mga welds.
2.8. Ang mga girth welds ay itinuturing na tinatanggap lamang pagkatapos ng kanilang pag-apruba ng kinatawan ng Customer batay sa pagsusuri ng mga radiographic na larawan at mga talaan ng mga resulta ng ultrasonic testing. Ang dokumentasyon na nagre-record ng mga resulta ng proseso ng hinang at kontrol ng mga welded joints ng mga tubo ay pinanatili ng organisasyong nagpapatakbo ng pipeline sa buong buhay ng serbisyo ng offshore pipeline.
2.9. Sa naaangkop na pagbibigay-katwiran, pinapayagan na ikonekta ang mga pipeline strands o repair work sa seabed, gamit ang mga connecting device at hyperbaric welding. Ang proseso ng hinang sa ilalim ng tubig ay dapat na uriin ayon sa naaangkop na mga pagsubok.
3.1. Ang offshore gas pipeline ay dapat na insulated kasama ang buong panlabas at panloob na ibabaw na may anti-corrosion coating. Ang pagkakabukod ng tubo ay dapat isagawa sa pabrika o mga pangunahing kondisyon.
3.2. Ang insulating coating ay dapat matugunan ang mga kinakailangan ng "Mga teknikal na kondisyon para sa panlabas at panloob na anti-corrosion coating ng mga tubo" para sa buong buhay ng serbisyo ng pipeline sa mga tuntunin ng mga sumusunod na tagapagpahiwatig: lakas ng makunat, kamag-anak na pagpahaba sa temperatura ng pagpapatakbo, lakas ng epekto, pagdirikit sa bakal, maximum na lugar ng pagbabalat sa tubig ng dagat, paglaban sa fungus, paglaban sa indentation.
3.3. Ang pagkakabukod ay dapat makatiis sa mga pagsubok sa pagkasira sa boltahe na hindi bababa sa
5 kV bawat milimetro ng kapal.
3.4. Ang pagkakabukod ng mga welded joints, valve assemblies at shaped fittings ay dapat sumunod sa mga katangian nito sa mga kinakailangan para sa pipe insulation.
Ang pagkakabukod ng mga punto ng koneksyon para sa mga electrochemical protection device at instrumentation equipment, pati na rin ang naibalik na pagkakabukod sa mga nasirang lugar, ay dapat tiyakin ang maaasahang pagdirikit at proteksyon laban sa kaagnasan ng pipe metal.
3.5. Kapag nagsasagawa ng trabaho sa pagkakabukod, ang mga sumusunod ay dapat gawin:
· kontrol sa kalidad ng mga materyales na ginamit;
· kontrol sa kalidad ng pagpapatakbo ng mga yugto ng trabaho sa pagkakabukod.
3.6. Sa panahon ng transportasyon, pag-load at pagbabawas at pag-iimbak ng mga tubo, ang mga espesyal na hakbang ay dapat gawin upang maiwasan ang mekanikal na pinsala sa insulating coating.
3.7. Ang insulating coating sa mga nakumpletong seksyon ng pipeline ay napapailalim sa inspeksyon gamit ang cathodic polarization method.
3.8. Ang proteksyon ng electrochemical ng offshore pipeline system ay isinasagawa gamit ang mga protector. Ang lahat ng kagamitan sa proteksyon ng electrochemical ay dapat na idinisenyo para sa buong buhay ng offshore gas pipeline system.
3.9. Ang mga protektor ay dapat na gawa sa mga materyales (mga haluang metal na nakabatay sa aluminyo o zinc) na nakapasa sa mga full-scale na pagsubok at nakakatugon sa mga kinakailangan ng "Mga Teknikal na Pagtutukoy para sa Mga Materyales para sa Paggawa ng Anodes" na binuo bilang bahagi ng proyekto.
3.10. Ang mga protektor ay kailangang magkaroon ng dalawang connecting cable na may pipe. Ang mga bracelet-type protector ay inilalagay sa pipeline sa paraang maiwasan ang kanilang mekanikal na pinsala sa panahon ng transportasyon at paglalagay ng pipeline.
Ang mga kable ng alisan ng tubig ng mga proteksiyon na aparato ay dapat na konektado sa pipeline gamit ang manu-manong argon arc o capacitor welding.
Sa kasunduan sa Customer, maaaring gamitin ang manu-manong arc welding na may mga electrodes.
3.11. Sa isang offshore pipeline, ang mga potensyal ay dapat na patuloy na ibigay sa buong ibabaw nito sa buong panahon ng operasyon. Para sa tubig dagat, ang minimum at maximum na halaga ng mga potensyal na proteksiyon ay ibinibigay. Ang mga ipinahiwatig na potensyal ay kinakalkula para sa tubig dagat na may kaasinan mula 32 hanggang 28%o sa mga temperatura mula 5 hanggang 25° C.
Minimum at pinakamataas na potensyal na proteksiyon
3.12. Ang proteksyon ng electrochemical ay dapat na magkabisa nang hindi lalampas sa 10 araw mula sa pagkumpleto ng trabaho sa pagtula ng pipeline.
4.1. Ang mga sumusunod na paraan ng pagtatayo ay maaaring gamitin upang dalhin ang pipeline sa pampang:
· open excavation work na may pag-install ng sheet piling sa baybayin;
· directional drilling, kung saan ang pipeline ay hinila sa isang pre-drilled well sa isang offshore area;
· Paraan ng lagusan.
4.2. Kapag pumipili ng isang paraan para sa pagtatayo ng isang pipeline sa mga landfall site, dapat isaalang-alang ng isa ang topograpiya ng mga seksyon ng baybayin at iba pang mga lokal na kondisyon sa lugar ng konstruksiyon, pati na rin ang kagamitan ng organisasyon ng konstruksiyon na may mga teknikal na paraan na ginagamit para sa trabaho.
4.3. Ang paglabas ng pipeline sa baybayin gamit ang directional drilling o isang tunnel ay dapat na makatwiran sa proyekto sa pamamagitan ng pagiging posible sa ekonomiya at kapaligiran ng kanilang paggamit.
4.4. Kapag nagtatayo ng isang pipeline sa isang seksyon ng baybayin gamit ang paghuhukay sa ilalim ng tubig, maaaring gamitin ang mga sumusunod na teknolohikal na pamamaraan:
· isang pipeline string ng kinakailangang haba ay ginawa sa isang pipe-laying vessel at hinila sa baybayin sa ilalim ng isang dating inihanda na underwater trench gamit ang isang traction winch na naka-install sa baybayin;
· ang pipeline string ay ginawa sa pampang, sumasailalim sa hydrostatic testing at pagkatapos ay hinila palabas sa dagat sa ilalim ng underwater trench gamit ang traction winch na naka-install sa pipe-laying vessel.
4.5. Ang pagtatayo ng isang offshore pipeline sa mga lugar sa baybayin ay isinasagawa alinsunod sa mga kinakailangan ng "Mga teknikal na kondisyon para sa pagtatayo ng isang pipeline kapag tumatawid sa baybayin", na binuo bilang bahagi ng proyekto.
5.1. Ang mga teknolohikal na proseso ng pagbuo ng isang trench, paglalagay ng isang pipeline sa isang trench at pag-backfill nito sa lupa ay dapat na pinagsama sa oras hangga't maaari, na isinasaalang-alang ang drift ng trench at ang muling paghubog ng transverse profile nito. Kapag nag-backfill ng mga trench sa ilalim ng tubig, ang mga teknolohikal na hakbang ay dapat na binuo upang mabawasan ang pagkawala ng lupa na lampas sa mga hangganan ng trench.
Ang teknolohiya para sa pagbuo ng mga trench sa ilalim ng tubig ay dapat na sumang-ayon sa mga awtoridad sa kapaligiran.
5.2. Ang mga parameter ng underwater trench ay dapat na minimal hangga't maaari, kung saan ang pagtaas ng katumpakan ng kanilang pag-unlad ay dapat matiyak. Ang mga kinakailangan para sa mas mataas na katumpakan ay nalalapat din sa pipeline backfilling.
Sa zone ng pagbabagong-anyo ng mga alon ng dagat, ang mga patag na dalisdis ay dapat italaga, na isinasaalang-alang ang muling paghubog ng cross section ng trench.
5.3. Mga parameter ng underwater trench sa mga lugar na ang lalim, isinasaalang-alang
pag-akyat at pagbabagu-bago ng tubig sa antas ng tubig, na mas mababa kaysa sa draft ng kagamitang gumagalaw sa lupa, ay dapat kunin alinsunod sa mga pamantayan para sa pagpapatakbo ng mga sasakyang dagat at pagtiyak ng ligtas na kalaliman sa loob ng mga hangganan ng mga gumaganang paggalaw ng kagamitang gumagalaw sa lupa at ang mga sisidlan na naghahain nito.
5.4. Ang dami ng pansamantalang pagtatapon ng lupa ay dapat panatilihin sa pinakamaliit. Ang lokasyon ng imbakan ng hinukay na lupa ay dapat mapili na isinasaalang-alang ang minimal na polusyon sa kapaligiran at sumang-ayon sa mga organisasyon na sinusubaybayan ang kondisyon ng kapaligiran ng lugar ng konstruksiyon.
5.5. Kung pinapayagan ng proyekto ang paggamit ng lokal na lupa upang punan ang trench, pagkatapos ay sa panahon ng pagtatayo ng isang multi-line pipeline system pinapayagan itong punan ang trench na may inilatag na pipeline na may lupa na kinuha mula sa trench ng isang parallel na linya.
6.1. Ang pagpili ng paraan para sa pagtula ng isang offshore pipeline ay ginawa batay sa teknolohikal na pagiging posible, kahusayan sa ekonomiya at kaligtasan para sa kapaligiran. Para sa mas malawak na lalim ng dagat, inirerekomenda ang S-curve at J-curve pipeline laying method gamit ang pipe-laying vessel.
6.2. Ang pagtula ng offshore pipeline ay isinasagawa alinsunod sa mga kinakailangan ng "Mga teknikal na kondisyon para sa pagtatayo ng offshore na seksyon ng pipeline", na binuo bilang bahagi ng proyekto.
6.3. Bago magsimula ang gawaing pagtatayo, ang pipe-laying vessel ay dapat sumailalim sa pagsubok, kabilang ang pagsubok ng mga kagamitan sa hinang at hindi mapanirang mga pamamaraan ng pagsubok, kagamitan para sa insulating at pag-aayos ng mga welded joint ng mga tubo, tensioning device, winch, monitoring device at control system na nagsisiguro ang paggalaw ng sisidlan sa kahabaan ng ruta at paglalagay ng pipeline sa mga marka ng disenyo.
6.4. Sa mababaw na mga seksyon ng tubig ng ruta, ang pipe-laying vessel ay dapat tiyakin na ang pipeline ay inilatag sa isang underwater trench sa loob ng mga tolerance na tinutukoy ng disenyo. Upang masubaybayan ang posisyon ng sisidlan na may kaugnayan sa trench, dapat gamitin ang mga scanning echo sounder at all-round sonar.
6.5. Bago ilagay ang pipeline sa isang trench, ang trench sa ilalim ng tubig ay dapat na linisin at ang mga pagsukat ng kontrol ay dapat gawin upang makabuo ng isang longitudinal na profile ng trench. Kapag nag-drag ng pipeline sa kahabaan ng seabed, kinakailangan upang magsagawa ng mga kalkulasyon ng mga puwersa ng traksyon at ang estado ng stress ng pipeline.
6.6. Ang mga paraan ng traksyon ay pinili ayon sa maximum na kinakalkula na puwersa ng traksyon, na kung saan ay depende sa haba ng pipeline na hinila, ang koepisyent ng friction at ang bigat ng pipeline sa tubig (negatibong buoyancy).
Ang mga halaga ng mga sliding friction coefficient ay dapat italaga batay sa data ng survey ng engineering, na isinasaalang-alang ang posibilidad ng paglulubog ng pipeline sa lupa, ang kapasidad ng pagdadala ng lupa at ang negatibong buoyancy ng pipeline.
6.7. Upang mabawasan ang mga puwersa ng traksyon sa panahon ng pag-install, maaaring i-install ang mga pontoon sa pipeline upang mabawasan ang negatibong buoyancy nito. Ang mga Pontoon ay dapat na masuri para sa lakas laban sa hydrostatic pressure at may mga mekanikal na kagamitan sa paghampas.
6.8. Bago maglagay ng pipeline sa isang seksyon ng malalim na tubig, kinakailangan upang magsagawa ng mga kalkulasyon ng estado ng stress-strain ng pipeline para sa mga pangunahing teknolohikal na proseso:
· simula ng pag-install;
· tuloy-tuloy na paglalagay ng pipeline na may liko sa isang hugis-S o hugis-J na kurba;
· paglalagay ng pipeline sa ilalim sa panahon ng bagyo at itinaas ito;
· pagkumpleto ng gawaing pag-install.
6.9. Ang pagtula ng pipeline ay dapat na isagawa nang mahigpit alinsunod sa proyekto ng organisasyon ng konstruksiyon at proyekto ng pagpapatupad ng trabaho.
6.10. Sa panahon ng pipeline laying, ang curvature ng pipeline at ang mga stress na nagaganap sa pipeline ay dapat na patuloy na subaybayan. Ang mga halaga ng mga parameter na ito ay dapat matukoy batay sa mga kalkulasyon ng mga pag-load at mga deformation bago magsimula ang pagtula ng pipeline.
7.1. Ang pangkabit ng mga dalisdis sa baybayin pagkatapos ng paglalagay ng pipeline ay isinasagawa sa itaas ng pinakamataas na antas ng tubig sa disenyo at dapat tiyakin ang proteksyon ng dalisdis ng baybayin mula sa pagkawasak sa ilalim ng impluwensya ng mga pag-load ng alon, ulan at natutunaw na tubig.
7.2. Kapag nagsasagawa ng gawaing proteksyon sa bangko, ang mga istrukturang friendly na kapaligiran na napatunayan ng karanasan ay dapat gamitin, ang mga teknolohikal na proseso at trabaho ay dapat isagawa alinsunod sa mga kinakailangan ng "Mga teknikal na kondisyon para sa pagtatayo ng isang pipeline kapag tumatawid sa baybayin at mga hakbang sa proteksyon ng bangko. ”
8.1. Ang kontrol sa kalidad ng konstruksiyon ay dapat isagawa ng mga independiyenteng teknikal na departamento.
8.2. Upang makamit ang kinakailangang kalidad ng gawaing pagtatayo, kinakailangan upang matiyak ang kalidad ng kontrol ng lahat ng mga teknolohikal na operasyon para sa paggawa at pag-install ng pipeline:
· ang proseso ng paghahatid ng mga tubo mula sa tagagawa patungo sa lugar ng pag-install ay dapat na ginagarantiyahan ang kawalan ng mekanikal na pinsala sa mga tubo;
· Ang kontrol sa kalidad ng mga tubo na pinahiran ng kongkreto ay dapat isagawa alinsunod sa mga teknikal na kinakailangan para sa supply ng mga tubo na pinahiran ng kongkreto;
· Ang mga papasok na tubo at materyales sa hinang (electrodes, flux, wire) ay dapat may mga Sertipiko na nakakatugon sa mga kinakailangan ng teknikal na kondisyon para sa kanilang supply;
· kapag hinang ang mga tubo, kinakailangan na magsagawa ng sistematikong kontrol sa pagpapatakbo ng proseso ng hinang, visual na inspeksyon at pagsukat ng mga welded joints at pag-verify ng lahat ng circumferential welds gamit ang mga hindi mapanirang pamamaraan ng pagsubok;
· Ang mga materyales sa insulating na inilaan para sa pag-install ng mga joints ng mga tubo ay hindi dapat magkaroon ng mekanikal na pinsala. Ang kontrol sa kalidad ng mga insulating coatings ay dapat kasama ang pagsuri sa pagpapatuloy ng coating gamit ang mga flaw detector.
8.3. Ang mga kagamitan sa paglilipat ng lupa sa malayo sa pampang, mga pipe-laying barge at mga sasakyang-dagat na nagsisilbi sa kanila ay dapat na nilagyan ng isang awtomatikong sistema ng pagkontrol ng saloobin na idinisenyo upang patuloy na subaybayan ang nakaplanong posisyon ng mga kagamitang ito sa panahon ng kanilang operasyon.
8.4. Ang pagsubaybay sa lalim ng pipeline sa lupa ay dapat isagawa gamit ang mga pamamaraan ng telemetry, ultrasonic profiler o diving survey pagkatapos ilagay ang pipeline sa trench.
Kung ang lalim ng pipeline sa lupa ay hindi sapat, ang mga hakbang sa pagwawasto ay kinuha.
8.5. Sa panahon ng proseso ng pagtula ng pipeline, kinakailangang subaybayan ang pangunahing mga teknolohikal na parameter (posisyon ng stinger, pag-igting ng pipeline, bilis ng paggalaw ng pipe-laying vessel, atbp.) Upang matiyak ang kanilang pagsunod sa data ng disenyo.
8.6. Upang masubaybayan ang kondisyon ng ilalim at ang posisyon ng pipeline, kinakailangan na pana-panahong magsagawa ng inspeksyon gamit ang mga divers o underwater na sasakyan, na magbubunyag ng aktwal na lokasyon ng pipeline (erosions, sagging), pati na rin ang posibleng mga deformation ng ang ilalim sa kahabaan ng pipeline na dulot ng mga alon o agos sa ilalim ng tubig sa lugar na ito.
9.1. Ang mga pipeline sa labas ng pampang ay sumasailalim sa hydrostatic testing pagkatapos na mailagay sa seabed alinsunod sa mga kinakailangan ng "Mga Teknikal na Pagtutukoy para sa Pagsubok at Pag-komisyon ng isang Offshore Gas Pipeline" na binuo bilang bahagi ng proyekto.
9.2. Ang paunang pagsusuri ng mga string ng pipeline sa pampang ay isinasagawa lamang kung ang proyekto ay nagbibigay para sa paggawa ng mga string ng pipeline sa baybayin at ang kanilang pagtula sa dagat gamit ang mga paraan ng pag-drag patungo sa pipe-laying vessel.
9.3. Bago simulan ang mga pagsusuri sa hydrostatic, kinakailangang linisin at kontrolin ang panloob na lukab ng pipeline gamit ang mga baboy na nilagyan ng mga control device.
9.4. Ang pinakamababang presyon sa panahon ng mga pagsusuri sa lakas ng hydrostatic ay kinukuha na 1.25 beses na mas mataas kaysa sa presyon ng disenyo. Sa kasong ito, ang hoop stress sa pipe sa panahon ng pagsubok ng lakas ay hindi dapat lumampas sa 0.96 ng lakas ng ani ng pipe metal.
Ang oras ng paghawak ng pipeline sa ilalim ng hydrostatic test pressure ay dapat na hindi bababa sa 8 oras.
Ang pipeline ay itinuturing na nakapasa sa pressure testing kung walang pressure drop ang naitala sa huling apat na oras ng pagsubok.
9.5. Ang higpit ng isang offshore gas pipeline ay sinusuri pagkatapos ng isang pagsubok sa lakas at pagbaba sa presyon ng pagsubok sa halaga ng disenyo sa panahon na kinakailangan upang siyasatin ang pipeline.
9.6. Ang pag-alis ng tubig mula sa pipeline ay dapat isagawa sa pamamagitan ng pagpasa ng hindi bababa sa dalawang (pangunahin at kontrol) na naghihiwalay sa mga piston sa ilalim ng presyon ng naka-compress na hangin o gas.
Ang mga resulta ng pag-alis ng tubig mula sa gas pipeline ay dapat ituring na kasiya-siya kung walang tubig sa unahan ng control piston-separator at ito ay lumabas sa gas pipeline na hindi nasira. Kung hindi, ang pagpasa ng control piston-separator sa pipeline ay dapat na ulitin.
9.7. Kung ang isang pipeline rupture o leak ay nangyari sa panahon ng pagsubok, ang depekto ay dapat ayusin at ang offshore pipeline ay dapat na muling suriin.
9.8. Ang offshore pipeline ay inilalagay sa operasyon pagkatapos ng pangwakas na paglilinis at pagkakalibrate ng panloob na lukab ng pipeline, mga paunang diagnostic at pagpuno ng pipeline gamit ang transported na produkto.
9.9. Ang mga resulta ng trabaho sa paglilinis ng lukab at pagsubok sa pipeline, pati na rin ang pag-alis ng tubig mula sa pipeline, ay dapat na dokumentado sa mga ulat sa isang aprubadong form.
10.1. Sa mga kondisyon ng dagat, ang lahat ng uri ng trabaho ay nangangailangan ng maingat na pagpili ng mga teknolohikal na proseso, teknikal na paraan at kagamitan na nagsisiguro sa pangangalaga ng ekolohikal na kapaligiran ng rehiyon. Pinahihintulutan na gamitin lamang ang mga teknolohikal na proseso na magsisiguro ng kaunting negatibong epekto sa kapaligiran at ang mabilis na pagpapanumbalik nito pagkatapos makumpleto ang pagtatayo ng offshore gas pipeline system.
10.2. Kapag nagdidisenyo ng isang offshore na gas pipeline system, ang lahat ng mga hakbang sa pangangalaga sa kapaligiran ay dapat isama sa isang maayos na naaprubahang environmental impact assessment (EIA) na plano.
10.3. Kapag nagtatayo ng isang sistema ng mga pipeline ng gas sa malayo sa pampang, kinakailangan na mahigpit na sumunod sa mga kinakailangan sa kapaligiran ng mga pamantayan ng Russia. Sa mga lugar ng tubig na may kahalagahan sa komersyal na pangisdaan, kinakailangan na magbigay ng mga hakbang upang mapanatili at maibalik ang mga mapagkukunang biyolohikal at pangisdaan.
Ang mga petsa ng pagsisimula at pagtatapos para sa paghuhukay sa ilalim ng tubig gamit ang hydraulic mekanisasyon o pagsabog ay itinatag na isinasaalang-alang ang mga rekomendasyon ng mga awtoridad sa proteksyon ng pangisdaan, batay sa oras ng pangingitlog, pagpapakain, paglipat ng mga isda, pati na rin ang mga siklo ng pag-unlad ng plankton at benthos sa ang coastal zone.
10.4. Ang plano ng EIA ay dapat magsama ng isang hanay ng disenyo, konstruksiyon at mga teknolohikal na hakbang upang matiyak ang pangangalaga sa kapaligiran sa panahon ng pagtatayo at pagpapatakbo ng offshore gas pipeline system.
Sa proseso ng pagbuo ng EIA, ang mga sumusunod na salik ay isinasaalang-alang:
· paunang data sa mga natural na kondisyon, background na ekolohikal na estado, biological na mapagkukunan ng lugar ng tubig, na nagpapakilala sa natural na estado ng rehiyon;
· mga tampok na teknolohikal at disenyo ng offshore gas pipeline system;
· mga deadline, teknikal na solusyon at teknolohiya para sa pagsasagawa ng teknikal na gawain sa ilalim ng tubig, isang listahan ng mga teknikal na paraan na ginagamit para sa pagtatayo;
· pagtatasa ng kasalukuyan at hinulaang kalagayan ng kapaligiran at panganib sa kapaligiran, na nagsasaad ng mga pinagmumulan ng panganib (mga epektong gawa ng tao) at posibleng pinsala;
· pangunahing mga kinakailangan sa kapaligiran, teknikal at teknolohikal na solusyon para sa pangangalaga sa kapaligiran sa panahon ng pagtatayo at pagpapatakbo ng isang offshore gas pipeline at mga hakbang para sa kanilang pagpapatupad sa pasilidad;
· mga hakbang upang matiyak ang kontrol sa teknikal na kondisyon ng offshore gas pipeline system at agarang pag-aalis ng mga emergency na sitwasyon;
· pagsubaybay sa kalagayan ng kapaligiran sa rehiyon;
· ang halaga ng mga pamumuhunang kapital sa mga hakbang sa kapaligiran, panlipunan at kabayaran;
· pagtatasa ng pagiging epektibo ng nakaplanong pangkapaligiran at sosyo-ekonomikong mga hakbang at kabayaran.
10.5. Sa panahon ng pagpapatakbo ng offshore gas pipeline system, kinakailangan upang mahulaan ang posibilidad ng pipeline rupture at paglabas ng produkto na may pagtatasa ng inaasahang pinsala sa biota ng dagat, na isinasaalang-alang ang posibleng akumulasyon ng mga isda (spawning, migration, feeding period. ) malapit sa site ng pipeline system at magpatupad ng mga proteksiyon na hakbang para sa pipeline at kapaligirang ibinigay ng proyekto para sa mga ganitong kaso.
10.6. Upang maprotektahan at mapangalagaan ang natural na kapaligiran sa dagat at sa coastal zone, kinakailangan na ayusin ang patuloy na pangangasiwa sa pagsunod sa mga hakbang sa kapaligiran sa buong panahon ng epekto ng gawa ng tao na dulot ng trabaho sa panahon ng pagtatayo at pagpapatakbo ng offshore gas pipeline. sistema.
D - nominal diameter ng pipeline, mm;
t - nominal na kapal ng pader ng pipeline, mm;
s x - kabuuang longitudinal stresses, N/mm 2;
s y - kabuuang hoop stresses, N/mm 2 ;
t xy - tangential shear stress, N/mm 2 ;
K ay ang kinakalkula na koepisyent ng pagiging maaasahan, kinuha ayon sa;
s t - ang pinakamababang halaga ng lakas ng ani ng pipe metal, na tinatanggap ayon sa mga pamantayan ng estado at mga teknikal na pagtutukoy para sa mga pipe ng bakal, N / mm 2;
P - kinakalkula ang panloob na presyon sa pipeline, N/mm 2;
Po - panlabas na hydrostatic pressure, N/mm 2;
Px - drag force, N/m;
Pz - lakas ng pag-aangat, N/m;
Ri - inertial na puwersa, N / m;
G - bigat ng pipeline sa tubig (negatibong buoyancy), N / m;
m ay ang koepisyent ng pagiging maaasahan, kinuha katumbas ng 1.1;
f - koepisyent ng friction;
Рс - kinakalkula ang panlabas na hydrostatic pressure sa pipeline na isinasaalang-alang ang ovality ng pipe, N / mm 2;
Рсг - kritikal na panlabas na presyon para sa isang bilog na tubo, N/mm 2;
Ru - panlabas na presyon sa pipeline, na nagiging sanhi ng pagkalikido ng materyal
mga tubo, N/mm 2;
Рр - panlabas na hydrostatic pressure kung saan kumakalat ang dating naganap na pagbagsak ng tubo, N/mm 2 ;
e o - pinahihintulutang baluktot na pagpapapangit para sa pipeline;
e c ay ang kritikal na bending strain na nagdudulot ng pagbagsak bilang resulta ng purong baluktot ng tubo;
u- ratio ng Poisson;
E - Young's modulus para sa pipe material, N/mm 2;
H - kritikal na lalim ng tubig, m;
g - gravity acceleration, m/s 2 ;
r- density ng tubig dagat, kg/m3;
U - ovality ng pipeline;
Ang R ay ang pinahihintulutang radius ng curvature ng pipeline kapag inilalagay sa napakalalim ng dagat, m.
Offshore gas pipeline - ang pahalang na bahagi ng sistema ng pipeline na matatagpuan sa ibaba ng antas ng tubig, kabilang ang mismong pipeline, mga electrochemical protection device dito at iba pang mga device na nagsisiguro sa transportasyon ng mga gaseous hydrocarbons sa ilalim ng isang ibinigay na teknolohikal na rehimen.
Security zone ng mga seksyon ng baybayin ng pipeline ng gas - mga seksyon ng pangunahing pipeline ng gas mula sa mga istasyon ng coastal compressor hanggang sa gilid ng tubig at higit pa sa kahabaan ng seabed, sa layo na hindi bababa sa 500 m.
Mga elemento ng tubo - mga bahagi sa istraktura ng pipeline, tulad ng mga flanges, tee, elbows, adapter at shut-off valve.
Timbang na patong - isang coating na inilapat sa isang pipeline upang bigyan ito ng negatibong buoyancy at proteksyon mula sa mekanikal na pinsala.
Negatibong buoyancy ng pipeline - isang pababang puwersa na katumbas ng bigat ng istraktura ng pipeline sa hangin minus ang bigat ng tubig na inilipat sa dami ng pipeline na nahuhulog dito.
Pinakamababang Lakas ng Yield - ang pinakamababang lakas ng ani na tinukoy sa sertipiko o pamantayan kung saan ibinibigay ang mga tubo.
Sa mga kalkulasyon, ipinapalagay na sa pinakamababang lakas ng ani, ang kabuuang pagpahaba ay hindi lalampas sa 0.2%.
Presyon ng disenyo - presyon, kinuha bilang ang pare-pareho ang pinakamataas na presyon na ibinibigay ng transported medium sa pipeline sa panahon ng operasyon nito at kung saan ang pipeline system ay idinisenyo.
Paggulong ng presyon - Ang aksidenteng presyon na sanhi ng pagkabigo ng steady-state na daloy sa sistema ng tubo ay hindi dapat lumampas sa presyon ng disenyo ng higit sa 10%.
Sobrang pressure - ang pagkakaiba sa pagitan ng dalawang ganap na presyon, panlabas na hydrostatic at panloob.
Test presyon - normalized na presyon kung saan sinusuri ang pipeline bago ito gamitin.
Pagsubok sa pagtagas - pagsubok ng haydroliko na presyon, na nagtatatag ng kawalan ng pagtagas ng dinadalang produkto.
Pagsubok sa lakas - pagsubok ng haydroliko na presyon na nagtatatag ng lakas ng istruktura ng pipeline.
Nominal na diameter ng tubo - ang panlabas na diameter ng tubo na tinukoy sa pamantayan ayon sa kung saan ang mga tubo ay ibinibigay.
Nominal na kapal ng pader - kapal ng pader ng tubo na tinukoy sa pamantayan ayon sa kung saan ibinibigay ang mga tubo.
Offshore pipeline na pagiging maaasahan - ang kakayahan ng isang pipeline na patuloy na maghatid ng isang produkto alinsunod sa mga parameter na itinatag ng proyekto (presyon, daloy, atbp.) sa panahon ng isang naibigay na buhay ng serbisyo sa ilalim ng isang itinatag na kontrol at pagpapanatili ng rehimen.
Mga pinahihintulutang stress - maximum na kabuuang stress sa pipeline (paayon, circumferential at tangential) na pinapayagan ng mga pamantayan.
Paglilibing sa pipeline - posisyon ng pipeline sa ibaba ng natural na antas ng seabed.
Halaga ng lalim - ang pagkakaiba sa pagitan ng mga antas ng upper generatrix ng pipeline at ang natural na antas ng seabed soil.
Haba ng sagging section ng pipeline - haba ng pipeline na hindi nakikipag-ugnayan sa seabed o mga aparatong sumusuporta.
Paglalagay ng isang offshore pipeline - isang hanay ng mga teknolohikal na proseso para sa paggawa, pagtula at pagpapalalim ng isang offshore pipeline.
1. SNiP 10-01-94. "Ang sistema ng mga dokumento ng regulasyon sa pagtatayo. Mga pangunahing probisyon" / Ministri ng Konstruksyon ng Russia. M.: GP TsPP , 1994
2. SNiP 2.05.06-85 *. "Mga pangunahing pipeline" / Gosstroy. M.: CITP Gosstroy, 1997
3. *. "Mga panuntunan para sa paggawa at pagtanggap ng trabaho. Pangunahing pipeline" /Gosstroy. M.: Stroyizdat, 1997
4. SNiP 2.06.04-82 *. "Mga pagkarga at epekto sa mga haydroliko na istruktura (alon, yelo at mula sa mga barko)" / Gosstroy. M.: CITP Gosstroy, 1995.
5. "Mga panuntunan sa kaligtasan para sa paggalugad at pagpapaunlad ng mga patlang ng langis at gas sa continental shelf ng USSR", M.: "Nedra", 1990;
6. "Mga panuntunan sa kaligtasan para sa pagtatayo ng mga pangunahing pipeline." M.: "Nedra", 1982;
7. "Mga Panuntunan para sa teknikal na operasyon ng mga pangunahing pipeline ng gas", M.: "Nedra", 1989;
8. Pamantayan ng US na "Disenyo, konstruksyon, pagpapatakbo at pagkukumpuni ng mga pipeline ng hydrocarbon sa labas ng pampang", AR Ako - 1111. Mga praktikal na rekomendasyon 1993.
9. Norwegian standard na "Det Norske Veritas" (DNV) "Mga Panuntunan para sa mga subsea pipeline system", 1996.
10. pamantayang British S 8010. "Isang praktikal na gabay para sa disenyo, pagtatayo at pag-install ng mga pipeline. Subsea pipelines." Bahagi 1, 2 at 3, 1993
11. API 5 L. "Spesipikasyon ng US para sa Steel Pipe." 1995
12. API 6 D . "Spesipikasyon ng US para sa Mga Pipe Fitting (Valves, Plugs, at Check Valves)." 1995
13. US standard AS ME B 31.8. "Mga Pamantayan para sa Gas Transportation at Distribution Pipeline Systems", 1996.
14. US Standard SS -SP - 44. "Steel flanges para sa pipelines", 1990.
15. Internasyonal na pamantayan ISO 9000"Pamamahala ng Kalidad at Pagtitiyak ng Kalidad", 1996
Ang pipeline ay maaaring tumawid sa mga hadlang ng tubig sa lupa, o pumunta sa dagat para sa malaking distansya. Sa mga offshore field, ang mga pipeline ay nagsisimula at nagtatapos sa kaukulang mga platform. Sa anumang kaso, ang pagtatayo ng mga pipeline sa ilalim ng dagat ay nahaharap sa isang bilang ng mga katulad na problema.
Sa partikular, ito ang positibong buoyancy ng pipeline. Kung mas malaki ang diameter nito, mas malaki ang posibleng puwersa ng Archimedean na may posibilidad na iangat ang tubo sa itaas ng ibaba. Ang pinakamahalaga ay ang katatagan ng pipeline sa ilalim ng lupa, na nahahadlangan ng hindi pantay ng mga katangian ng lakas nito, pati na rin ang mga panlabas na likas na impluwensya - mga daloy ng tubig o paggalaw ng mga masa ng yelo.
Ang pipeline ay maaari ding maapektuhan ng mga anthropogenic na kadahilanan - pangingisda gamit ang mga lambat, pagkaladkad ng mga anchor, paglalaglag ng iba pang mabibigat na bagay. Dapat pansinin na ang lahat ng mga uri ng mga mapanganib na bagay ay medyo laganap kapwa sa mga katawan ng tubig sa lupa at sa istante ng dagat - ito ay mga bala, mina, lumubog na mga barko.
Ang pagtatrabaho sa dagat ay nangangailangan ng mga dalubhasang pipe-laying vessel, na ang halaga sa bawat araw ng barko ay napakataas. Ang pagtawid sa mga hadlang sa tubig sa lupa, sa turn, ay kadalasang kumplikado ng imposibilidad ng paggamit ng malalaking sasakyang pantubig na maaaring mapadali ang proseso ng kontroladong pagtula.
Kapag tumatawid sa mga hadlang sa tubig sa lupa, ang paglalagay ng pipeline ay maaaring gawin sa pamamagitan ng pag-drag ng isang nakahanda nang seksyon ng pipeline sa ilalim mula sa isang bangko patungo sa isa pa, pagsisid mula sa yelo, libreng pagsisid, pati na rin mula sa mga lumulutang na kagamitan, kabilang ang sunud-sunod na pagbuo- pataas.
Kapag naglalagay sa pamamagitan ng pag-drag o paglulubog, ang pag-install ng pipeline at ang pagkakabukod nito ay isinasagawa sa lupa, sa isang espesyal na site. Ang mga kondisyon para sa ballasting ng pipeline sa ilalim ng isang water barrier ay kinakalkula nang maaga.
Kapag naglalagay ng pipeline sa mga kondisyon sa malayo sa pampang, ang pangangailangan para sa pinahusay na proteksyon laban sa kaagnasan, na nauugnay sa mataas na kaasinan ng tubig, ay dapat isaalang-alang. Ang mga tubo ay naka-insulated na sa pabrika, na nag-i-install din ng tinatawag na cathodic protection, na magbibigay ng electrochemical process na nagpapanatili ng bakal mula sa pagkasira. Ang mga tubo ay nakonkreto din sa labas gamit ang espesyal, lalo na ang mabigat na kongkreto. Pinoprotektahan ng dyaket na ito ang tubo na malayang nakahiga sa ilalim mula sa mga panlabas na impluwensya, at binibigat din ito, na pinipigilan itong lumutang. Sa board ng isang espesyal na pipe-laying vessel, ang mga indibidwal na tubo ay welded, ang mga joints ay insulated, at ang pipeline ay maayos na ibinaba sa ilalim.
Ang pagtula ng pipeline ay pinangungunahan ng mga survey sa engineering upang matukoy ang pinakaligtas na ruta ng pagtula at matukoy ang mga mapanganib na bagay sa ilalim - mga lumubog na barko o bala. Ang kumplikadong lupain, kung hindi ito ma-bypass, ay maaaring mapabuti sa isang tiyak na lawak - halimbawa, ang mga matalim na lokal na depresyon ay maaaring punan.
Sa mababaw na tubig, lalo na kung saan posible ang paggalaw ng mga masa ng yelo, ang pipeline ay dapat ilibing sa lupa. Sa kasalukuyan, ang iba't ibang mga pamamaraan ay binuo, kabilang ang paggamit ng mga haydroliko na monitor na naghuhugas ng lupa sa ilalim ng isang nakalagay na tubo.
Bago magsimula ang pagpapatakbo ng isang pipeline sa ilalim ng tubig, ang komprehensibo at masusing pagsusuri ng integridad nito ay isinasagawa, dahil ang pag-aayos sa kaganapan ng isang pagtagas ng produkto sa isang pipeline sa ilalim ng tubig ay mas mahirap at magastos na isagawa kaysa sa lupa. Bilang karagdagan, ang pagtagas mismo sa ilalim ng mga kondisyong ito ay nagdudulot ng polusyon sa kapaligiran sa isang malawak na lugar ng tubig, na hindi katanggap-tanggap mula sa punto ng view ng pangangalaga sa kapaligiran.
Milyun-milyong metro kubiko ng asul na gasolina ang ibinobomba sa ilalim ng tubig na mga pipeline ng gas sa buong mundo bawat segundo. Mahigit 6,000 kilometro ng mga gas pipe ang inilatag sa North Sea lamang. Ang Nord Stream ay inilunsad sa buong kapasidad, at ang pagtula ng mga tubo ng Turkish Stream sa ilalim ng Black Sea ay magsisimula na. At ito ay isang napakahirap na trabaho.
Ang gawaing konstruksyon ay nagsisimula sa paggalugad ng seabed sa buong haba ng hinaharap na gas pipeline. Ang mga balakid ay maaaring ibang-iba - mula sa malalaking bato hanggang sa lumubog na mga barko at hindi sumabog na mga bala. Depende sa pagiging kumplikado ng mga hadlang, ang mga ito ay tinanggal o nalampasan. Ang mga lugar kung saan ang pipeline ay inilibing sa lupa ay tinutukoy din.
Kasunod ng "underwater reconnaissance" ay darating, o sa halip ay lumulutang, isang pipe-laying vessel - isang higanteng lumulutang na istraktura na direktang naglalagay ng mga tubo sa seabed. Ang isang espesyal na conveyor ay naka-mount sa board kung saan ang mga tubo ay welded. Matapos suriin ang mga welds gamit ang ultrasound at mag-apply ng isang espesyal na anti-corrosion coating, magsisimula ang paglulubog.
Isinasagawa ito gamit ang isang espesyal na boom - isang stinger, na nagsisiguro na ang mga tubo ay nahuhulog sa isang tiyak na anggulo, inaalis ang pagpapapangit ng metal.
Kapansin-pansin, ang pagtula ng tubo ay nagsisimula sa dagat at maaaring isagawa nang sabay-sabay sa ilang mga lugar, na pagkatapos ay konektado sa isa't isa. Ang mga tubo na inilatag sa dagat ay hinihila sa pampang sa tulong ng mga malalakas na metal na kable at pagkatapos ay ginawa ang isang "overlap" - isang koneksyon sa bahagi ng lupa ng pipeline ng gas.
