Термины и определения для целей настоящего документа
ЗАВОД-ИЗГОТОВИТЕЛЬ – предприятие, выполняющее заказ дочернего общества ОАО «НК «Роснефть» по выпуску трубной продукции.
ПРОЕКТНЫЕ ОРГАНИЗАЦИИ – организации предоставляющие услуги по проектированию и научному сопровождению технических решений.
ПОСТАВЩИК — организация, поставляющая трубную продукцию и соединительные детали.
ПОДРЯДЧИК – специализированное предприятие, которое обязуется под свою ответственность выполнить по техническому заданию заказчика определенную работу с использованием собственных материалов или материалов заказчика за определенную плату.
СЛУЖБА ТЕХНИЧЕСКОГО НАДЗОРА ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ – структурное подразделение дочернего общества ОАО «НК «Роснефть», в должностные обязанности которого включены функции осуществления контроля за своевременным проведением контрольных мероприятий при эксплуатации трубопроводов и соответствия выполняемых работ требованиям нормативных документов, а также проведение выборочного контроля за качеством строительно-монтажных работ на объектах ДО.
СЛУЖБА ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ – структурное подразделение (Управление или самостоятельный отдел) дочернего общества ОАО «НК «Роснефть», осуществляющее техническое обслуживание, ремонт и эксплуатацию промысловых трубопроводов.
СПЕЦИАЛИЗИРОВАННАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ – организация, имеющая специалистов соответствующей квалификации, привлекаемая Заказчиком для выполнения определенного вида работ (технический аудит, строительный контроль и др.), имеющая право на ведение данного вида работ согласно действующего законодательства.
СЛУЖБА КАПИТАЛЬНОГО СТРОИТЕЛЬСТВА – структурное подразделение дочернего общества ОАО «НК «Роснефть», ответственное за организацию, контроль, соответствие проектным решениям, качество выполняемых работ в части строительства, капитального ремонта и реконструкции трубопроводов.
ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ПОДРАЗДЕЛЕНИЕ ДОЧЕРНЕГО ОБЩЕСТВА ОАО «НК РОСНЕФТЬ» - структурное подразделение дочернего общества ОАО «НК «Роснефть» (Управление добычи нефти и газа, Управление подготовки и перекачки нефти и газа, Управление поддержания пластового давления и др.), в том числе не перешедших на структуру процессных управлений – нефтегазодобывающее управление, цех добычи нефти и газа, цех добычи промысла или другое структурное подразделение по добыче, подготовке, перекачке нефти и газа, поддержанию пластового давления.
обозначения и сокращения
KCU – обозначение ударной вязкости, третий символ показывает вид надреза с U – образной формы.
KCV – обозначение ударной вязкости, третий символ показывает вид надреза с V – образной формы.
KISSC – коэффициент интенсивности напряжений в вершине коррозионной трещины.
pH - водородный показатель, характеризующий концентрацию свободных ионов водорода в воде.
PSL-2 – более высокий уровень качества технических требований к трубам для трубопроводов за счет дополнительных требований к химическому составу, ударной вязкости, прочностным свойствам и неразрушающему контролю по ГОСТ ISO 3183-2012 .
H2S – сероводород. Бесцветный, ядовитый газ с запахом тухлых яиц.
CO2 - углекислый газ (оксид углерода). Бесцветный газ, без запаха, со слегка кисловатым вкусом.
O2 – кислород. Газ без цвета, вкуса и запаха.
АКП – антикоррозионное покрытие.
ВНП – внутреннее и наружное покрытие.
ВП – внутреннее покрытие.
ДОЧЕРНЕЕ ОБЩЕСТВО ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» (ДО) – общество, в отношении которого ОАО «НК «Роснефть» в силу преобладающего прямого (непосредственного) участия в его уставном капитале, либо в соответствии с заключенным между ними договором, либо иным образом имеет возможность определять решения, принимаемые таким обществом.
ДНГД – Департамент нефтегазодобычи ОАО «НК «Роснефть».
ДС – дуговая сварка.
ЕТТ – единые технические требования.
ЗАКАЗЧИК – нефтегазодобывающее дочернее общество ОАО «НК «Роснефть» или Департамент материально-технических ресурсов ОАО «НК «Роснефть».
КОМПАНИЯ – группа юридических лиц различных организационно - правовых форм, включая ОАО «НК «Роснефть», в отношении которых последнее выступает в качестве основного или преобладающего (участвующего) общества.
НП – наружное покрытие.
ОАО «ВМЗ» - Выксунский металлургический завод.
ОАО «ПНТЗ» - Первоуральский новотрубный завод.
ОАО «ЧТПЗ» - Челябинский трубопрокатный завод.
ОАО «ТМК» - Трубная металлургическая компания.
ОАО «ВТЗ» - Волжский трубный завод.
ОАО «СинТЗ» - Синарский трубный завод.
ОАО «СТЗ» - Северский трубный завод.
ОАО «ТАГМЕТ» - Таганрогский металлургический завод.
ППД – поддержания пластового давления.
ППУ – пенополиуретановая изоляция.
ТВЧ – ток высокой частоты.
ТЗ – техническое задание.
ТУ – технические условия.
УЭТ – управление (служба) эксплуатации трубопроводов.
ЭПБ – экспертиза промышленной безопасности.
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
3.1 Критерии качества промысловых трубопроводов устанавливают основные требования для обеспечения эксплуатационной надежности в части:
технологии изготовления и материалов используемых труб и соединительных деталей;
подбора оптимального диаметра и толщины стенки трубопровода;
наличия наружного и внутреннего антикоррозионного покрытия (изоляции);
квалификации подрядных организаций, выполняющих работы по монтажу (строительству) трубопровода.
Вышеуказанные критерии ранжируются с учетом особенностей условий эксплуатации по регионам деятельности нефтегазодобывающих ДО.
3.2 По умолчанию принимаются условия:
соответствие всей трубной продукции и соединительных деталей характеристикам, заявленным заводом-изготовителем в нормативно-технической документации на производство данного вида продукции;
любой завод-изготовитель трубной продукции и соединительных деталей изготавливает ее со стабильным качеством, адекватным любому другому аттестованному заводу-изготовителю аналогичных труб.
Например: трубы изготовленные по ТУ 1317-006.1-593377520-2003 из стали 20ХФА на ОАО «Волжский трубный завод», ОАО «Тагмет» и ОАО «ЧТПЗ» - абсолютно идентичны и взаимозаменяемы.
3.3 Таким образом, фактическое качественное отличие трубной продукции и соединительных деталей разных заводов-изготовителей (при всех прочих равных параметрах) является случаем частным и не подлежит какой-либо стандартизации.
3.4 Если трубная продукция ранее не применялась в Компании или были произведены на заводе-изготовителе изменения в технологии производства продукции, реконструкции технологических узлов и т.п., то требуется разработка новых ТУ или их пересмотр, а также проведение технического аудита завода-изготовителя (поставщика) в части:
проверки технической документации;
проверки оборудования, используемого для производства и контроля продукции;
проверки аттестации персонала;
проверки аттестации технологии производства;
проведения анализа образцов продукции для оценки их соответствия требованиям Компании.
3.5 Несоответствие трубной продукции и соединительных деталей заявленным параметрам следует предупреждать следующими методами:
привлечение к финансовой ответственности при помощи ввода штрафных санкций в ходе формирования договорных отношений с заводами-изготовителями;
формирование рейтинга поставщиков и заводов-изготовителей;
периодическое проведение комплексного технического аудита заводов-изготовителей (поставщиков) трубной продукции и соединительных деталей;
контроль за изготовлением трубной продукции на территории завода-изготовителя с привлечением специализированных организаций в соответствии с Положением Компании «Требования к инспектирующей организации и порядку проведения инспекции изготовления трубной продукции» № П1-01.05 Р-0059 версия 1.00;
организация входного контроля и претензионной работы на местах при получении трубной продукции и соединительных деталей.
СТАЛЬНЫЕ ТРУБЫ и СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ детали
4.1.1 Стальные трубы и соединительные детали должны изготавливаться заводом-изготовителем в соответствии с ТУ. Допускается составление временных ТС, дополняющих требования ГОСТ и действующих ТУ.
4.1.2 ТУ на стальные трубы и соединительные детали разрабатываются заводом-изготовителем в соответствии с настоящим Положением и согласовываются со специализированной организацией входящей в периметр Компании. Завод-изготовитель должен обеспечить получение разрешительной документации на применение труб и соединительных деталей у соответствующих надзорных органов РФ.
4.1.3 Марка стали соединительных деталей, как правило, должна соответствовать марке стали линейной части трубопровода. Класс прочности соединительных деталей должен быть не ниже класса прочности присоединяемых труб, а также удовлетворять требованиям равнопрочности и свариваемости.
4.1.4 Допускается применение соединительных деталей из марки стали повышенной коррозионной стойкости, в отличие от линейной части трубопровода после согласования с соответствующим производственным подразделением ДО и последующим согласованием с УЭТ ДНГД.
4.1.5 Применение трубной продукции и соединительных деталей по международным стандартам, ГОСТ или ТУ, ранее не использованным в Компании, должно быть согласовано с соответствующим производственным подразделением ДО и последующим согласованием с УЭТ ДНГД.
В Приложении 6 приведен перечень поставщиков трубной продукции и ТУ, согласованных к применению и не требующих дополнительного согласования с УЭТ ДНГД.
4.1.6 По основным признакам содержания углерода и легирующих элементов, все серийно-выпускаемые трубные стали заводов России и стран СНГ классифицируются:
углеродистые по ГОСТ (марок 10 и 20) / класс 1;
низколегированные хладостойкие по ГОСТ и ТУ (марок 09Г2С и т.д.) / класс 2;
низкоуглеродистые по ТУ повышенной коррозионной стойкости (стойкие к коррозионному растрескиванию) и хладостойкости из модифицированной стали 20 (20А, 20С), стали 09ГСФ и т.д., подвергнутые термической или термомеханической обработке / класс 3;
низколегированные с повышенным содержанием хрома по ТУ повышенной коррозионной стойкости и надежности (стойкие к коррозионному растрескиванию с повышенной стойкостью к CO2-коррозии, повышенной хладостойкости) (06ХФ, 20ХФ, 08ХМФЧА, 08ХМЧА, 13ХФА, 20ХФА и т.д.) / класс 4.
4.1.7 Применение при строительстве и реконструкции нефтегазопроводных труб, изготовленных из углеродистых марок сталей 10 и 20 по требованиям ГОСТ (независимо от номера ГОСТ), в составе промысловых трубопроводов всех назначений (скважинные коллектора и шлейфы, нефтесборные трубопроводы, напорные нефтепроводы, трубопроводы внешнего транспорта, водоводы системы ППД, газопроводы, конденсатопроводы) на месторождениях Компании категорически запрещено.
4.1.8 Исключения составляют трубы с заводским внутренним антикоррозионным покрытием. При этом ТУ на внутреннее покрытие должны быть согласованы с соответствующим производственным подразделением ДО и последующим согласованием с УЭТ ДНГД.
Согласование оформляется официальным письмом, с обязательной ссылкой на номер и полное наименование ТУ.
Критерии применения трубных марок сталей на месторождениях Компании приведены в Приложении 1 и п.п. 4.6 (Требования к вязко-пластическим свойствам и хладостойкости) и п.п. 4.7 (Требования к остаточной намагниченности) настоящего Положения.
Концепция выбора материала трубной продукции для промысловых трубопроводов приведена в Приложениях 2, 3, 4.
4.1.9 Во всех случаях прочностные и механические характеристики труб и соединительных деталей должны соответствовать требованиям п.п. 4.6 (Требования к вязко-пластическим свойствам и хладостойкости) и п.п. 4.7 (Требования к остаточной намагниченности) настоящего Положения для данного климатического региона.
4.1.10 Не исключено применение новых марок сталей и чугунных труб, при условии выполнения мероприятий, указанных в разделе 9 настоящего Положения.
-
Коррозионная стойкость труб
4.2.1 В процессе эксплуатации стальные трубы могут быть подвержены внутренней и/или наружной коррозии. Для предотвращения наружной коррозии следует использовать покрытия в соответствии с требованиями п.п. 4.8.1. настоящего Положения.
4.2.2 В зависимости от характеристик перекачиваемой продукции внутренняя коррозия труб может протекать по одному из основных механизмов:
коррозионного растрескивания в присутствии H2S;
язвенной углекислотной коррозии или язвенной коррозии в присутствии одновременно CO2 и H2S;
микробиологической коррозии;
кислородной коррозии.
4.2.3 Прямая оценка коррозионной активности транспортируемых сред возможна только при наличии следующих данных в соответствии с ISO 21457:2010, ГОСТ Р 53679-2009, NORSOK
M–001:
количества H2S, CO2, O2 при условиях эксплуатации;
количество других окислителей (элементарной серы и др.);
рабочего давления;
температуры транспортируемой среды;
количества органических кислот;
pH при условиях эксплуатации;
количества воды;
свойств нефти и газа;
количества ионов хлора, других галогенов, ионов металлов, металлов;
скорости потока, режима течения, количества песка и других механических примесей;
биологической активности;
условий выпадения конденсата.
4.2.4 Для большинства объектов Компании вышеуказанные данные не доступны. В связи с этим, для косвенной оценки коррозионной активности сред и выявления ведущего механизма коррозии целесообразно использовать имеющуюся информацию:
результаты исследований, полученных при промысловых испытаниях катушек–имитаторов в специальных стендах (байпасах);
статистический анализ по аварийности отдельных объектов с учетом использованного материала труб;
результаты расследований причин отказов на трубопроводах, сопровождающихся отбором катушек для исследований;
химический, фазовый и микробиологический анализ продуктов коррозии и отложений с внутренней поверхности труб, который позволит осуществить оценку коррозионной ситуации и выявить ведущий механизм коррозии. Анализу могут подвергаться продукты, полученные с поверхности катушек-имитаторов из стендов (байпасов), с поверхности аварийных катушек, при выносе из трубопровода при периодической чистке внутренней поверхности и др.
4.2.5 Особое внимание следует уделять возможности коррозионного растрескивания, вызываемого сероводородом, поскольку данный вид коррозии может сопровождаться внезапным разрушением труб с развитием протяженных трещин. Следует принимать во внимание, что даже малые концентрации H2S (около 10 мг/л) могут вызывать коррозионное растрескивание. На способность сред вызывать коррозионное растрескивание оказывает влияние не только концентрация H2S, но и pH среды в условиях эксплуатации, продолжительность эксплуатации, концентрация хлоридов, но и ряд других факторов. При оценке вероятности коррозионного растрескивания следует руководствоваться ГОСТ Р 53679-2009, ГОСТ Р 53678-2009; ISO 15156-3:2009.
4.2.6 При отсутствии точных данных о содержании в средах H2S и об их кислотности (pH) в условиях эксплуатации, о вероятности коррозионного растрескивания может свидетельствовать наличие сульфидов железа в продуктах коррозии.
4.2.7 Стойкость трубных сталей к коррозионному растрескиванию в сероводородсодержащих средах зависит от ряда факторов: микроструктуры, механических свойств, твердости, чистоты от неметаллических включений и вредных примесей, наличия остаточных напряжений и др. Повышение прочности и твердости стали, в том числе, локальной твердости в зонах термического влияния сварных соединений, часто приводит к понижению стойкости стали к коррозионному растрескиванию. Основные требования к свойствам и технологии изготовления труб с повышенной стойкостью к коррозионному растрескиванию приведены в разделе 7 настоящего Положения.
4.2.8 В случае, если в транспортируемой среде не исключено наличие H2S (реликтового или бактериального происхождения) и СО2, то повышение долговечности трубопроводов может быть достигнуто за счет применения марок стали, легированных хромом в количестве 0,5-1,0% (класс 4 подраздел 4.1 настоящего Положения 13ХФА, 08ХМЧА, 06ХФ и т.д.) По результатам промысловых испытаний долговечность таких труб в 2-3 раза больше, чем труб из марок, не содержащих хром. За счет применения термической обработки, данные трубы обладают хладостойкостью и стойкостью к коррозионному растрескиванию.
4.2.9 Системы нефтесбора и водоводов должны быть герметичны, и попадание в них кислорода (воздуха) должно быть исключено. В связи с этим, коррозия по кислородному механизму является аномальным случаем. С данным видом коррозии следует бороться на технологическом уровне, исключая попадание воздуха в транспортируемую среду. Применение труб повышенной коррозионной стойкости в таких условиях малоэффективно для борьбы с общей и язвенной коррозией.
4.2.10 ДО при выдаче ТЗ на проектирование, необходимо передать проектным организациям имеющиеся результаты анализов косвенной эрозионной оценки коррозионной активности сред на месторождении Компании для оптимального подбора марки стали.
4.3.1 Класс (группа) прочности в отечественной нормативно-технической документации обозначается буквой «К», в иностранных стандартах – латинской буквой «Х». За буквенным обозначением «К» следует число, которое отражает значение временного сопротивления разрыву (σв), выраженное в кгс/мм2. За буквенным обозначением «Х» следует число, которое отражает значение условного предела текучести (σ05), выраженное в тысячах фунтов на квадратный дюйм. Данные по классам прочности и пределам текучести приведены в Таблице 1.
|
