Таблица 1
Срок службы и затраты на содержание трубопроводов
НАЗНАЧЕНИЕ ТРУБОПРОВОДА
|
ПОКАЗАТЕЛЬ
|
БЕЗ ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ АНТИКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ
|
ИНГИБИРОВАНИЕ
|
ВНУТРЕННЕЕ ПОКРЫТИЕ
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
Нефтесборные сети
|
Срок службы, лет
|
10
|
15
|
17
|
Отчисления от КВ, %
|
10,0 %
|
6,7 %
|
5,9 %
|
Напорные нефтепроводы (обводненность выше 5 %)
|
Срок службы, лет
|
10
|
15
|
17
|
Отчисления от КВ, %
|
10,0 %
|
6,7 %
|
5,9 %
|
Высоконапорные водоводы
|
Срок службы, лет
|
7
|
15
|
15
|
Отчисления от КВ, %
|
14,3 %
|
6,7 %
|
6,7 %
|
Низконапорные водоводы
|
Срок службы, лет
|
5
|
20
|
17
|
Отчисления от КВ, %
|
20 %
|
5 %
|
5,9 %
|
Напорные нефтепроводы (обводненность до 5 %)
|
Срок службы, лет
|
20
|
-
|
-
|
Отчисления от КВ, %
|
5 %
|
-
|
-
|
Газопроводы низкого давления (до 1,0 МПа)
|
Срок службы, лет
|
10
|
15
|
-
|
Отчисления от КВ, %
|
10,0 %
|
6,7 %
|
-
|
Газопроводы высокого давления (от 1,0 до 10,0 МПа)
|
Срок службы, лет
|
15
|
-
|
-
|
Отчисления от КВ, %
|
6,7 %
|
-
|
-
|
Напорные газопроводы
|
Срок службы, лет
|
20
|
-
|
-
|
Отчисления от КВ, %
|
5 %
|
-
|
-
|
4.17. Модель полной (совокупной) стоимости владения представлена в Приложении 2.
4.18. Для новых месторождений выбор трубной продукции осуществляется на основании физико-химических свойств продукции, заложенных в проектной документации разработки месторождения. Другие показатели для расчета принимаются по месторождениям с аналогичными физико-химическими свойствами среды.
4.19. Шаблон содержания отчета ТЭО определения оптимального способа антикоррозионной защиты и марки стали для промысловых трубопроводов представлен в Приложении 3.
-
СТАЛЬНЫЕ ТРУБЫ ДЛЯ ПРОМЫСЛОВЫХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ
5.1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
5.1.1. Стальные трубы должны изготавливаться заводом-изготовителем в соответствии с ТУ. Допускается составление дополнений к ТУ, дополняющих требования ГОСТ и действующих ТУ. Завод-изготовитель должен получить на трубную продукцию, изготавливаемому по конкретному ТУ сертификат соответствия ГОСТ Р. Должно быть получено заключение ЭПБ (в соответсвии со статьями № 7 и 13 Федерального закона от 21.07.1997 № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»), которое разрабатывается специализированными организациями, после чего Ростехнадзором заключение вносится в реестр заключений ЭПБ.
5.1.2. ТУ на стальные трубы разрабатываются заводом-изготовителем в соответствии с настоящими Методическими указаниями и согласовываются со специализированной организацией.
5.1.3. Для нефтегазопроводной трубы необходимо наличие положительного технического заключения аудита процесса производства и аттестованной технологии по заявленному ТУ, проведенного специализированной организацией, со сроком давности не более 3-х лет, в соответствии с Методическими указаниями «Порядок организации и проведения технических аудитов и инспекционного контроля поставщиков материально-технических ресурсов» № П2-02 М-0034.
5.1.4. Применение трубной продукции по международным стандартам ГОСТ или ТУ, ранее не использованным в Компании, должны быть подтверждены результатами ОПИ.
5.1.5. По основным признакам содержания углерода и легирующих элементов, все серийно-выпускаемые трубные стали заводов-изготовителей РФ и стран СНГ классифицируются:
углеродистые по ГОСТ (марок 10, 20, 20А, 20С) / класс 1;
низколегированные хладостойкие по ГОСТ и ТУ (марок 09Г2С, 17Г1С и т.д.) / класс 2;
низкоуглеродистые по ТУ повышенной коррозионной стойкости (стойкие к коррозионному растрескиванию) и хладостойкости (20А, 20С, 20Ф, 20ФА), стали 09ГСФ и т.д., подвергнутые термической или термомеханической обработке / класс 3;
низколегированные с содержанием хрома по ТУ повышенной коррозионной стойкости и надежности (стойкие к коррозионному растрескиванию с повышенной стойкостью к CO2-коррозии, Н2S-коррозии, повышенной хладостойкости) (06ХФ, 20ХФ, 08ХМФЧА, 08ХМФА, 13ХФА, 13ХФЧА, 20ХФА, 15ХФА, 15ХМФА и т.д.) / класс 4.
5.1.6. Химический состав стали, определяемый по анализу ковшевой пробы и в готовом прокате, должен соответствовать требованиям Таблицы 2. Также возможно применение других марок стали с учетом предоставления информации о проведении ОПИ и выработанной концепции (Приложение 1).
Таблица 2
Химический состав стали
№ П/П
|
МАРКА СТАЛИ
|
МАССОВАЯ ДОЛЯ ЭЛЕМЕНТОВ, %, НЕ БОЛЕЕ ИЛИ В ПРЕДЕЛАХ
|
С
|
Mn
|
Si
|
V
|
Al
|
S
|
P
|
N
|
Cr
|
Ni
|
Cu
|
Mo
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
1
|
БЕСШОВНЫЕ (SMLS)
|
2
|
20С
|
0,22-0,25
|
0,5-0,65
|
0,17-0,30
|
-
|
0,025-0,050
|
0,015
|
0,015
|
-
|
0,20
|
0,20
|
0,20
|
-
|
3
|
20А
|
0,17-0,24
|
0,35-0,65
|
0,17-0,37
|
н.б. 0,050
|
0,02-0,05
|
0,015
|
0,017
|
0,008
|
н.б. 0,40
|
0,25
|
0,25
|
-
|
4
|
20Ф
|
0,18-0,23
|
0,40-0,65
|
0,20-0,37
|
0,05-0,09
|
0,02-0,05
|
0,006
|
0,015
|
0,01
|
0,25
|
0,30
|
0,30
|
-
|
5
|
09ГСФ
|
0,08-0,12
|
0,60-0,70
|
0,50-0,70
|
0,04-0,10
|
0,025-0,050
|
0,015
|
0,015
|
-
|
0,20
|
0,20
|
0,20
|
-
|
6
|
09Г2С
|
н.б.
0,12
|
-
|
0,50-0,80
|
-
|
-
|
0,020
|
0,025
|
-
|
0,30
|
0,30
|
0,30
|
-
|
7
|
13ХФА
|
0,11-0,17
|
0,45-0,65
|
0,17-0,40
|
0,04-0,09
|
0,02-0,05
|
0,005
|
0,015
|
0,008
|
0,50-0,70
|
0,25
|
0,25
|
-
|
8
|
08ХМФЧА
|
0,06-0,15
|
0,45-0,65
|
0,17-0,40
|
0,04-0,10
|
0,02-0,05
|
0,005
|
0,015
|
0,008
|
0,50-0,70
|
0,25
|
0,25
|
0,10-0,20
|
9
|
ПРЯМОШОВНЫЕ ДС (SAWL)
|
10
|
09ГСФ
|
0,13
|
0,7
|
0,7
|
0,04-0,12
|
0,02-0,05
|
0,005
|
0,015
|
0,008
|
0,30
|
0,30
|
0,30
|
0,2
|
11
|
13ХФА
|
0,13
|
0,7
|
0,17-
0,40
|
0,04-0,10
|
0,02-0,05
|
0,005
|
0,015
|
0,008
|
0,50-1,00
|
0,30
|
0,30
|
0,3
|
12
|
ПРЯМОШОВНЫЕ ТВЧ (HFW)
|
13
|
20А
|
0,16-0,24
|
0,35-0,65
|
0,17-0,37
|
0,03-0,05
|
0,02-0,05
|
0,013
|
0,017
|
0,008
|
0,25
|
0,25
|
0,25
|
-
|
14
|
20Ф
|
0,22
|
0,65
|
0,17-0,37
|
0,04-0,15
|
0,02-0,05
|
0,005
|
0,018
|
0,008
|
<0,30
|
0,30
|
0,30
|
-
|
15
|
09Г2С
|
0,12
|
1,30-1,70
|
0,50-0,80
|
0,12
|
-
|
0,035
|
0,030
|
-
|
0,30
|
0,30
|
0,30
|
-
|
16
|
17Г1С-У
|
0,20
|
0,15-1,55
|
0,40-0,60
|
-
|
0,02-0,05
|
0,010
|
0,025
|
0,010
|
0,30
|
0,30
|
0,30
|
-
|
17
|
09ГСФ
|
0,13
|
0,7
|
0,7
|
0,04-0,12
|
0,02-0,05
|
0,005
|
0,015
|
0,008
|
0,30
|
0,30
|
0,30
|
-
|
18
|
13ХФА
|
0,13
|
0,7
|
0,17-
0,40
|
0,04-0,10
|
0,02-0,05
|
0,005
|
0,015
|
0,008
|
0,50-1,00
|
0,30
|
0,30
|
-
|
19
|
08ХМФЧА
|
0,13
|
0,6
|
0,17-
0,40
|
0,06-0,10
|
0,02-0,05
|
0,005
|
0,015
|
0,008
|
0,50-1,00
|
0,30
|
0,30
|
0,10-0,15
|
5.1.7. Во всех случаях характеристики труб должны соответствовать климатическому региону в соответствии с требованиями подразделов 5.2 и 5.7 настоящих Методических указаний.
5.1.8. Трубная продукция, предлагаемая иностранным заводом-изготовителем, произведенная по международным нормам и правилам (не являющимся стандартами РФ), должна получить заключение аккредитованной специализированной организации РФ (ГОСТ ИСО/МЭК 17025), по результатам фактического исследования серийно выпущенных изделий (конструкции, химического состава, механических свойств, ударной вязкости коррозионной стойкости и др.) и оценку их соответствия техническим требованиям и действующим локально-нормативным документам Заказчика. Так же трубная продукция подлежит прохождению ОПИ. Вся разрешительная и нормативная документация предоставляется на русском языке.
5.1.9. Проектные решения по выбору трубной продукции и способу защиты от внутренней коррозии должны приниматься на основании концепции применения трубной продукции ОГ (Приложение 1) с учетом сравнительного ТЭО совокупного владения трубопроводов, а так же с учетом минимизации экологических рисков, связанных с порывами на месторождениях.
5.1.10. Допускается применение новых марок сталей и чугунных труб. Чугунные трубы, а также трубы из новых марок сталей подлежат прохождению ОПИ.
5.1.11. Требования к трубам из пластика должны отдельно согласовываться с соответствующим производственным подразделением ОГ и последующим согласованием с соответствующим профильным структурным подразделением ПАО «НК «Роснефть». Применение труб из пластика должно быть указано в задании на проектирование. Пластиковые трубы подлежат прохождению ОПИ.
5.2. ХАРАКТЕРИСТИКИ И КЛИМАТИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ РАЙОНА СТРОИТЕЛЬСТВА
5.2.1. При подборе трубной продукции следует учитывать характеристики и климатические условия района строительства.
5.2.2. При выборе материала труб с учетом климатических условий района строительства за расчетную (минимальную) температуру строительства следует принимать значение температуры воздуха наиболее холодной пятидневки с обеспеченностью 0,92 согласно
СП 131.13330.
5.2.3. При выборе материала труб с учетом условий эксплуатации за расчетную (минимальную) температуру эксплуатации следует принимать:
для подземных трубопроводов – наиболее низкую температуру грунта на глубине оси трубопровода или температуру стенки трубы, устанавливаемую расчетным путем от температуры воздействия грунта и перекачиваемого продукта; температура грунта на участках прохождения трубопровода определяется при проведении инженерных изысканий;
при транспортировании продукта с температурой ниже температуры грунта – температуру продукта, которая определяется проектом на основе расчетов проектных температурных режимов трубопроводов;
для надземных трубопроводов – температуру воздуха наиболее холодной пятидневки с обеспеченностью 0,92 согласно СП 131.13330 как наиболее низкую температуру, которая может наблюдаться на рассматриваемом отрезке трубопровода.
5.3. КОРРОЗИОННАЯ СТОЙКОСТЬ ТРУБ
5.3.1. В процессе эксплуатации стальные трубы могут быть подвержены внутренней и/или наружной коррозии. Для предотвращения наружной и внутренней коррозии следует использовать покрытия в соответствии с требованиями подраздела 5.9 настоящих Методических Указаний.
5.3.2. В зависимости от характеристик перекачиваемой продукции внутренняя коррозия труб может протекать по одному из основных механизмов:
коррозионного растрескивания в присутствии H2S;
язвенной углекислотной коррозии;
язвенной коррозии в присутствии одновременно CO2 и H2S;
микробиологической коррозии;
кислородной коррозии.
5.3.3. Прямая оценка коррозионной активности транспортируемых сред возможна только при наличии следующих данных в соответствии с ISO 21457:2010, ГОСТ Р 53678, ГОСТ Р 53679, 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 (учитывается количество клеток на грамм и индекс активности адгезированных форм бактерий нефтяного биоценоза);
условий выпадения конденсата.
5.3.4. В случае невозможности оценки изменения химического состава среды, следует использовать косвенный метод оценки коррозионной активности сред:
промысловые испытания катушек–имитаторов в специальных стендах (байпасах);
акта расследования причин отказов на трубопроводах;
статистического анализа по аварийности отдельных объектов с учетом использованного материала труб.
Комплексные исследования подразумевают: химический, фазовый и микробиологический анализ продуктов коррозии и отложений с внутренней поверхности труб, позволяющий выявить динамику изменения состава среды и ведущий механизм коррозии. Анализу могут подвергаться продукты коррозии, отобранные с внутренней поверхности катушек-имитаторов из стендов (байпасов), а также с аварийных труб, доставленных на исследование.
5.3.5. Особое внимание необходимо уделять контролю за коррозионным растрескиванием, вызываемым сероводородом, поскольку данный вид коррозии может сопровождаться внезапным разрушением труб с развитием протяженных трещин. Необходимо учитывать, 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 и ряд других факторов. При оценке вероятности коррозионного растрескивания следует руководствоваться ГОСТ Р 53679, ГОСТ Р 53678; ISO 15156-3:2009.
5.3.6. 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. Соответственно в случае отсутствия данных по H2S требуется провести анализ на наличие FeS, Fe9S8 и других модификаций сульфидов железа.
5.3.7. 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 класса 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 5 настоящих Методических указаний.
5.3.8. 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 2,0 % (есть марки стали для НГПТ с 2% хрома, например 12Х2МФСР) (класс 4, п. 6.1 настоящих Методических указаний). За счет применения термической обработки, данные трубы обладают хладостойкостью и стойкостью к коррозионному растрескиванию.
5.3.9. Системы нефтесборных трубопроводов и водоводов должны быть герметичны, и попадание в них кислорода (воздуха) должно быть исключено, так как может возникнуть кислородная коррозия. 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.
5.3.10. ОГ должны организовывать работы по классификации сред по превалирующему механизму коррозии с целью выбора подходящего способа защиты от коррозии и материала труб для эксплуатации на месторождениях Компании.
5.3.11. Степень агрессивного воздействия среды в зависимости от коррозионного проникновения подразделяется:
< 0,01 мм/год – неагрессивная;
0,01 – 0,1 мм/год – слабоагрессиваная;
0,1 – 0,5 мм/год – среднеагрессиваная;
> 0.5 мм/год – сильноагрессиваная;
Р H2S > 0,0003 МПа – вызывающая коррозионное растрескивание.
5.4. КЛАССЫ ПРОЧНОСТИ СТАЛЕЙ
5.4.1. 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 3.
Таблица 3
Классы прочности и пределы текучести
КЛАСС (ГРУППА) ПРОЧНОСТИ
|
ВРЕМЕННОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ РАЗРЫВУ, σВ (НЕ МЕНЕЕ)
|
ПРЕДЕЛ ТЕКУЧЕСТИ, σТ (НЕ МЕНЕЕ)
|
ПРЕДЕЛ ТЕКУЧЕСТИ, σ02
|
ГОСТ, ТУ
|
API SPEС 5L
|
ГОСТ ISO 3183
|
ГОСТ, ТУ, КГС/ММ2
|
API SPEС 5L, psi / КГС/ММ2
|
ГОСТ, ТУ, КГС/ММ2
|
API SPEС 5L, psi / КГС/ММ2
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
К42
|
Х42
|
L 290
|
42
|
60000 / 42
|
25
|
42000 / 30
|
К48
|
Х52
|
L 360
|
48
|
67000 / 47
|
34
|
52200 / 37
|
К50
|
Х56
|
L 390
|
50
|
71000 / 50
|
35
|
56000 / 40
|
К52
|
Х60
|
L 415
|
52
|
75500 / 53
|
36
|
60000 / 42
|
К55
|
Х65
|
L 450
|
55
|
78500 / 55
|
38
|
65000 / 46
|
К60
|
Х70
|
L 485
|
60
|
82500 / 58
|
42
|
70000 / 49
|
5.4.2. В ISO 3183, API SPEC 5L, а так же в ГОСТ ISO 3183, ГОСТ 31443 класс прочности включает не только требования к механическим свойствам при одноосном растяжении, но и требования к химическому составу стали, ограничивая максимально допустимое содержание легирующих (углерод, марганец, кремний) и микролегирующих (ванадий, титан, ниобий) элементов.
5.4.3. Нормативные значения временного сопротивления и предела текучести и/или класса прочности, являются обязательным для любой нормативно-технической документации на изготовление трубной продукции, характеризуют способность стенок труб противостоять внутренним и внешним силовым нагрузкам, в том числе, внутреннему давлению.
5.4.4. Класс прочности не является показателем хладостойкости металла, его выбор влияет в основном, на толщину стенки трубопровода: чем выше класс (группа) прочности, тем меньшей толщины необходима стенка, при заданном значении давления в трубопроводе.
Данный показатель также влияет на технологичность ее свариваемости в полевых условиях в стандартных режимах в соответствии с ВСН 006. Кроме того, повышение класса прочности и твердости понижает стойкость стали к коррозионному растрескиванию в сероводородсодержащих средах.
5.4.5. На месторождениях Компании вне зависимости от региона эксплуатации рекомендуется применять трубы с классом прочности стали от К42 до К60. Для проведения текущего ремонта трубопроводов допускается применение марок стали соответствующих требованиям проектных решений ремонтируемого объекта.
5.4.6. ТЭО по выбору класса прочности должно предлагать Заказчику наиболее оптимальный вариант по металлоемкости в целом в зависимости от толщин стенок, с оценкой ориентировочных финансовых затрат при единой цене за тонну трубы. Решение по выбору применения стали из вариантов, предложенных в ТЭО, принимает ОГ на внутреннем ТТЭС.
5.4.7. Применение сталей классов прочности К54 и выше должно сопровождаться, в проектной документации, рекомендациями по технологии сварки данных труб в полевых условиях в вариантах применения ручной дуговой сварки, автоматической сварки, контактной стыковой сварки и др. по требованию Заказчика.
5.4.8. ТЭО для нескольких классов прочности выполняется с расчетом металлоемкости проекта.
5.4.9. При переходе на повышенный класс прочности следует проводить повторные прочностные расчеты на предмет оптимизации толщины стенки для снижения общей металлоемкости проекта и снижения затрат.
5.5. ТОЛЩИНА СТЕНОК И ДИАМЕТР ТРУБ
5.5.1. Расчет толщины стенки промысловых труб рекомендуется проводить по методике, представленной в ГОСТ Р 55990, СП 34-116 или иных нормативных документов. Расчет толщины стенки технологических трубопроводов рекомендуется проводить по методике ГОСТ 32388.
5.5.2. При расчетах должны учитываться (в том числе) основные факторы:
рабочее давление трубопровода, либо расчетное для технологических трубопроводов;
наружный диаметр трубы;
минимальное значение временного сопротивления, соответствующее группе прочности стали;
минимальный предел текучести;
срок службы трубопровода;
прибавка на коррозию (для труб без внутреннего покрытия).
5.5.3. При выборе диаметра труб следует принимать параметр скорости движения смеси (жидкости), находящийся в диапазоне от 0,8 м/с до 4,5 м/с, при заданном объеме перекачки и давлении. При выборе диаметра труб для трубопроводов системы поддержания пластового давления следует принимать параметры скорости в диапазоне 0,8 до 2 м/с На отдельных участках допускается незначительное превышение максимальной скорости потока в пиковые года (1-2 года) по добыче/закачке жидкости, но не более чем на 20 %. Скорость движения смеси (жидкости) менее 0,8 м/с обуславливает высокие риски коррозионных процессов, за счет расслоения перекачиваемого продукта на нефть и воду. Для газопроводов минимально-допустимая скорость газа, достаточная для выноса жидкости из трубопроводов находится в диапазоне от 2 м/с до 6 м/с, максимально-допустимая скорость газа в шлейфах до 20 м/с.
5.5.4. При выборе диаметра технологических трубопроводов, руководствоваться технологическими условиями эксплуатации и, при необходимости, результатами гидравлического расчета.
5.5.5. Окончательное принятие решения по выбору диаметра и толщины стенки трубы осуществляется Заказчиком на основании расчетов и рекомендаций, представленных проектными организациями.
5.6. КОНСТРУКЦИЯ ТРУБ
5.6.1. Существующие в РФ технологии производства стальных нефтегазопроводных труб определяют четыре вида конструкции:
бесшовные трубы (SMLS);
прямошовные трубы, выполненные сваркой токами высокой частоты (HFW);
прямошовные трубы, выполненные электродуговой сваркой под слоем флюса (SAWL);
спиральношовные трубы, выполненные электродуговой сваркой под слоем флюса (SAWH).
5.6.2. На готовой трубной продукции не допускаются стыковые сварные швы рулонного или листового проката.
5.6.3. Бесшовные трубы (SMLS) изготавливаются малого и среднего диаметра (57 - 426 мм с толщиной стенки 4 - 28 мм) из сплошной круглой заготовки методом горячей деформации. При изготовлении труб может использоваться как заготовка собственного производства, так и привозная заготовка, изготовленная металлургическими комбинатами.
5.6.4. Достоинством бесшовных труб является:
возможность изготовления труб с повышенной толщиной стенки (более 10 мм);
отсутствие сварного шва и, свойственных сварному шву, дефектов и несовершенств;
отсутствие анизотропии (различия) свойств по телу трубы;
улучшенная способность к скручиваниям и изгибам.
5.6.5. Недостатком бесшовных труб является:
наличие несовершенств поверхности в виде рисок, вмятин и пр., присущих данному способу производства;
несовершенство геометрических характеристик труб (неравномерность толщины стенки, овальность торцов).
5.6.6. Прямошовные трубы, выполненные сваркой токами высокой частоты (HFW), должны в обязательном порядке подвергаться локальной и/или объемной термической обработке. Наружный и внутренний грат должен быть удален.
5.6.7. При строительстве и реконструкции допускаются к применению нефтегазопроводные трубы, изготовленные сваркой ТВЧ (HFW) с толщиной стенки до 10 мм включительно. Трубы, изготовленные сваркой ТВЧ (HFW) со стенкой более 10 мм, разрешается применять только после проведения технического аудита технологии завода-изготовителя (поставщика), предоставления отчета об освоении технологии.
5.6.8. Достоинством прямошовных труб, выполненных сваркой токами высокой частоты, являются:
повышенная точность геометрических характеристик;
повышенное качество поверхности.
5.6.9. В связи с этим прямошовные трубы, выполненные сваркой токами высокой частоты, рекомендуются для нанесения внутренних антикоррозионных покрытий.
5.6.10. Прямошовные трубы, выполненные электродуговой сваркой под слоем флюса (SAWL), изготавливаются диаметром от 530 мм и более с толщиной стенки 8 - 30 мм. Трубы, диаметром более 820 мм могут изготавливаться с одним или двумя продольными швами. Трубы, изготовленные способом SAWL, не подвергаются термической обработке. Механические и коррозионные характеристики тела труб обеспечиваются на стадии прокатки (контролируемой или нормализующей) или термической обработки листов.
5.6.11. Спиралешовные трубы (SAWH) изготавливаются диаметром от 159 мм и более (ГОСТ 20295). Трубы изготавливаются из рулонного проката, произведенного на металлургических комбинатах. Спиралешовные трубы должны подвергаться объемной термообработке по технологии завода-изготовителя.
5.6.12. Отличительной характеристикой спиралешовных труб является высокий уровень геометрических характеристик. Уровень базовой коррозионной стойкости аналогичен прямошовным трубам.
5.6.13. К недостаткам спиралешовных труб можно отнести:
повышенную протяженность сварного шва, что повышает вероятность наличия в нем недопустимых дефектов;
наличие остаточных напряжений в металле, что в свою очередь может спровоцировать расхождение осей при производстве ремонтных работ (врезка ремонтной катушки);
при проведении диагностических внутритрубных работ требуется применять специальные снаряды поперечного и продольного намагничивания, обеспечивающие сканирование спиралевидной, околошовной поверхности тела трубы, что в свою очередь влечет увеличение стоимости работ по внутритрубной диагностике.
5.6.14. Учитывая вышеприведенные недостатки, спиралешовные трубы могут быть допущены к применению на месторождениях Компании только по отдельному согласованию с соответствующим производственным подразделением ОГ и последующим согласованием с соответствующим профильным структурным подразделением ПАО «НК «Роснефть».
5.7. ТРЕБОВАНИЯ К ВЯЗКО-ПЛАСТИЧЕСКИМ СВОЙСТВАМ И ХЛАДОСТОЙКОСТИ СТАЛИ
|
