Меню

Полимерные трубы в нефтегазовой

Журнал полимерные трубы — Украина

ПОЛИЭТИЛЕНОВЫЕ ТРУБЫ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ НА БЛИЖНЕМ ВОСТОКЕ

В 1990-е годы ближневосточные нефте- и газодобывающие компании начали рассматривать возможности применения полиэтиленовых труб в низконапорных промысловых трубопроводах. Построенные тогда ПЭ трубопроводы, рассчитанные на 10-летний срок службы, до сих пор – после 15 лет эксплуатации – успешно работают. Более того, на тех участках, где проложены ПЭ трубы, практически прекратились утечки углеводородов, в то время как на стальных трубопроводах периодически происходят аварии из-за коррозии.

В последнее время добывающие компании начали применять технологию лайнирования стальных труб – протяжки в них ПЭ труб с плотным прилеганием – сначала для нагнетательных линий систем поддержания пластового давления (ППД), а затем и для систем нефтесбора. Протяжка с плотным прилеганием, разработанная в конце 1980-х гг. компанией British Gas для восстановления газопроводов, с успехом применена на многих километрах стальных трубопроводов, работающих в самых тяжелых условиях.

Нефтяная промышленность – проблема коррозии

Коррозия является одной из главных проблем практически всех отраслей промышленности. По данным Международной ассоциации инженеров-коррозионистов (NACE, Хьюстон, США), в 2010 году мировой ущерб от нее составил 2,2 трлн. долларов США, а Совет сотрудничества арабских государств Персидского залива (GCC) оценивает ущерб от коррозии в странах Ближнего Востока в 58 млрд. долларов (табл. 1).

Таблица 1. Ущерб от коррозии в государствах Персидского залива (по данным GCC)

Основная часть этого ущерба приходится на стальные трубы – главный элемент систем транспортировки нефти и нефтесодержащих флюидов. Применять коррозионно-стойкие сплавы для изготовления труб слишком дорого, поэтому для продления срока службы и поддержания работоспособности трубопроводов их необходимо защищать от коррозии. В нефтегазовой отрасли в такой защите нуждаются системы транспортировки нефти и газа, нефтесбора, извлечения угольного метана и поддержания пластового давления.

Основные требования к трубам в нефтегазовой отрасли

Давление и температура. В нефтегазовой отрасли рабочие давления и температуры, как правило, выше, чем в водоснабжении, и могут сильно различаться на разных месторождениях в зависимости от применяемых методов добычи и условий залегания нефти. На Ближнем Востоке температуры транспортируемых сред могут меняться в диапазоне от 30 до 82 °С, а рабочие давления – от 10 до 250 бар.

Проницаемость. Полиэтилен является проницаемым материалом, и диффузия жидких углеводородов через стенку трубы может вызывать ее набухание и снижение прочности. Однако испытания и опыт промышленного применения показывают, что это снижение незначительно и носит обратимый характер. Потери нефти за счет диффузии пренебрежимо малы, и при надземной прокладке трубопровода любая жидкость, выступившая на его поверхности, в условиях пустыни быстро испарится на солнце. При прокладке нефте- или продуктопроводов в населенных или природоохраняемых зонах обычно используют многослойные ПЭ трубы с барьерными слоями из алюминия или полимерных материалов, предотвращающими диффузию углеводородов в окружающую среду.

Применение ПЭ труб в нефтегазовой отрасли

ПЭ трубы применяются в нефтегазовой отрасли с 1980-х годов. Существует два способа их использования – для строительства полиэтиленовых трубопроводов и в качестве лайнера для стальных труб.

Полиэтиленовые трубопроводы могут эксплуатироваться для транспортировки нефти и других сред, если рабочие давления относительно невысоки – максимум 25 бар. Трубы могут прокладываться как в траншеях, так и над землей. Трубы для надземной прокладки иногда изготавливают с тонким соэкструдированным защитным слоем специальной ПЭ композиции белого цвета – для снижения нагрева от прямых солнечных лучей. Требования к трубам для различных применений в нефтегазовой отрасли оговорены в стандартах ASTM 2513 и API 15 LE.

Лайнирование с плотным прилеганием. Первыми начали использовать технологию восстановления корродированных трубопроводов ПЭ лайнером с плотным прилеганием газовые компании, например British Gas. Плотное прилегание достигается за счет использования ПЭ трубы с диаметром, превышающим внутренний диаметр санируемой стальной трубы. Перед протяжкой ПЭ труба так или иначе обжимается – например, при помощи роликов или специальной фильеры, а после протяжки и снятия продольной нагрузки расширяется и плотно прилегает к вмещающей трубе.

При эксплуатации такого трубопровода внутреннее давление воспринимается стальной трубой, а ПЭ труба выступает в качестве барьера, защищающего стальную трубу от контакта с транспортируемой средой и предотвращающего коррозию. Это решение применимо и для систем ППД, и для систем нефтесбора. Рабочее давление в таких трубопроводах может достигать 350 бар, а температура – до 70 °С в системах ППД и до 65 °С – в выкидных линиях.

Важность использования высококачественного ПЭ 100

Развитие трубных марок полиэтилена шло по пути поиска баланса между прочностью и вязкостью. Введение ISO 9080 внесло логическое обоснование в разработку полимерных труб, дав возможность оценки их длительной (50/100 лет) работоспособности на основании данных краткосрочных испытаний при нормальных и повышенных температурах.

Марки ПЭ 100 с повышенной стойкостью к распространению трещин (PE 100 RC) лучше всего подходят для применения в технологиях лайнирования с плотным прилеганием, где вязкость и стойкость к растрескиванию являются критичными.

Пример 1: трубопровод сырой нефти на месторождении Сим-Сим, Оман

В 1990-е годы компания Petroleum Development Oman (PDO) начала реализацию программы по сокращению потерь нефти и оздоровлению окружающей среды. Два года исследований показали, что в районе Нимр 45% всех протечек происходят на двух месторождениях – Варад и Сим-Сим. Было принято решение о полной замене на месторождении Сим-Сим всех низконапорных стальных трубопроводов и коллекторов на полиэтиленовые и лайнировании ПЭ трубами трубопроводов высокого давления. Для этой цели были выбраны трубы местного производства, изготовленные из черного ПЭ 100 компании Borealis. Для PDO и Shell Global Solutions это был первый опыт использования ПЭ труб.

Главной проблемой при проектировании трубопроводов Сим-Сим были условия эксплуатации: коррозионно-агрессивная водонефтяная эмульсия (обводненность 80 %) с температурой 50 °С под давлением 10 бар. Для ПЭ трубопроводов был задан срок эксплуатации 15 лет, что намного превышало двухлетний срок службы стальных труб.

Читайте также:  Диаметр выхлопной трубы ниссан альмера классик 2008 года

По решению PDO первые трубы ПЭ 100 были проложены для замены стальных нефтепроводов. Было поставлено в общей сложности 19 км труб ПЭ 100 SDR 6 диаметром 6 и 12 дюймов (160 и 315 мм). Первый полиэтиленовый нефтепровод на месторождении Сим-Сим был построен 21 декабря 1996 года. В этом первом проекте использовались стандартные трубы черного цвета, однако поскольку черная поверхность на солнце в оманской пустыне может нагреваться до 80 °С и более, трубы надземной прокладки укрывались небольшим навесом. В последующих проектах использовались трубы с защитным наружным слоем белого цвета, который позволил обойтись без сооружения навеса. Было принято решение о проведении на начальной стадии программы серии испытаний для изучения поведения ПЭ труб при длительной транспортировке углеводородов. На трубопроводах было установлено семь фланцевых катушек, первые шесть из которых извлекались с интервалом 1 месяц, а последняя – после 12-ти месяцев эксплуатации.

Первоначальные испытания в течение первого года эксплуатации не выявили никаких признаков ухудшения состояния труб. Эти трубопроводы работают уже 14 лет, транспортируя сырую нефть с температурой 50 °С и не требуя какого-либо ремонта или обслуживания. Для оценки их состояния и остаточного срока службы из них были взяты образцы труб, проработавших 14 лет (168 месяцев), которые были исследованы на основные показатели.

Для оценки влияния диффузии углеводородов за период эксплуатации образцы отбирались с внутренней и наружной поверхностей труб, а также из середины трубной стенки.

Таблица 2. Термостабильность и прочностные характеристики ПЭ нефтепроводов после 14-ти лет эксплуатации

Как видно из табл. 2, величина термостабильности внутреннего слоя трубы, контактирующего с водонефтяной эмульсией, ниже, чем у среднего или наружного слоев. Это говорит о том, что нефть может реагировать с антиоксидантами в полимерном материале, но скорость этого окисления настолько мала, что оно практически не влияет на свойства материала. Результаты испытаний на разрыв подтверждают этот вывод, поскольку снижение прочности на разрыв и удлинения при разрыве отмечено не на внутренней, а на внешней поверхности трубы, которая подвергалась воздействию высоких температур из-за солнечной радиации. Это свидетельствует о том, что тепловое старение влияет на механические свойства материала труб гораздо сильнее, чем диффузия углеводородов через стенку трубы. Других изменений в прочностных показателях труб не выявлено.

Результаты исследований труб за первый год эксплуатации приведены в табл. 3.

Таблица 3. Изменение свойств ПЭ труб в процессе эксплуатации

Изменения выбранных характеристик в процентах относительно исходных значений показаны на рис. 1.

Рис. 1. Изменения свойств материала труб в процессе эксплуатации

Из рис. 1 видно, что трубы из ПЭ 100 можно использовать для транспортировки сырой нефти в течение многих лет, и при этом их механические свойства не претерпевают сколь-либо существенных изменений. При проектировании конкретных трубопроводов особенности их эксплуатации могут быть учтены в ходе проектирования.

Рис. 2. Трубопроводы надземной прокладки, проработавшие 14 лет

Эти трубопроводы безотказно работают с 1996 года, выработав свой расчетный 15-летний ресурс. Несмотря на жесткие условия эксплуатации, признаков ухудшения их технических характеристик не выявлено (рис. 2). По оценкам, сделанным на начальной стадии проекта, экономия за счет эксплуатации только одного нефтепровода протяженностью 1,9 км должна была составить более 1 млн. долларов. Поскольку с 1998 года в эксплуатации находятся более десяти таких трубопроводов, общая экономия за этот период, несомненно, составила гораздо большую сумму.

Пример 2: нагнетательные линии систем ППД на месторождениях Омана

Нефтяная компания Daleel ведет добычу нефти в Султанате Оман в пустыне к западу от столицы султаната г. Маската. Для поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи традиционно используются пластовые воды, нагнетаемые в нефтеносные пласты через систему скважин. По мере старения месторождений содержание сероводорода и других примесей в подтоварных водах растет, что ведет к быстрой коррозии стальных труб. Порывы нагнетательных труб наносят большой ущерб окружающей среде, поэтому трубопроводы систем ППД подлежат частой замене.

В рамках одного из проектов компания United Pipeline Middle East выполнила санацию 30 км 8-дюймовых нагнетательных трубопроводов с использованием своей технологии Tite Liner. Для обеспечения максимальной долговечности трубопроводов применялся лайнер, изготовленный из ПЭ 100 марки BorSafe HE3490-LS-H, обладающей повышенной стойкостью к распространению трещин, образующихся при повреждениях наружной поверхности трубы в ходе строительно-монтажных работ.

ПЭ трубы изготавливались на одном из местных заводов и доставлялись на площадку отрезками по 19 м длиной. Отрезки сваривались в плеть, которая затем пропускалась через гидравлический роликовый обжимной блок для уменьшения диаметра и затягивалась в стальную трубу. По окончании протяжки и снятия тянущего усилия ПЭ труба увеличивалась в диаметре, плотно прилегая к внутренней поверхности вмещающего трубопровода и надежно защищая его от коррозии.

Коррозия стальных трубопроводов является важной проблемой нефтегазовой отрасли и причиной значительных дополнительных затрат, в первую очередь, на регулярную замену труб. Одним из решений этой проблемы является применение ПЭ труб – для строительства трубопроводов в тех случаях, когда позволяют рабочие давление и температура, либо в качестве лайнера для стальных труб, когда давление и температура превышают допустимые для ПЭ труб значения.

Рассмотренные здесь два проекта убедительно показывают перспективы применения ПЭ труб для продления срока службы промысловых трубопроводов. ПЭ трубопроводы на месторождении Сим-Сим находятся в эксплуатации уже 15 лет, в то время как средний срок службы стальных труб в этих условиях составляет 2 года. Их применение позволило не только существенно снизить риск загрязнения окружающей среды, но и сэкономить многие миллионы долларов на замене труб.

Читайте также:  Мусульманские ограды для могил из профильной трубы

Авторы: Мохана Мурали Адхиятмабхатар, Сулейман Девеси

Borouge Pte Limited

Источник

«Гибкие полимерно-армированные трубы — новое слово в оснащении нефтегазовых объектов»

Дамокловым мечом на нефтегазовыми компаниями нависла угроза масштабного устаревания трубопроводного фонда. Готовы ли российские ВИНК сменить вектор на полимеры и уйти от стальных решений?

В настоящее время общая протяженность эксплуатируемого трубопроводного фонда в России оценивается Минэнерго и ЦДУ ТЭК примерно в 285 тыс. км. При этом, согласно данных «Смарт Консалт», около 75% общей фонда можно считать устаревшим, т. е. введенным в эксплуатацию свыше 20 лет назад: в советское время либо в 90-е годы, которые по праву можно называть наиболее турбулентным периодом для российской экономики.

Согласно статистических данных, в 2020 году произошло около 10,5 тыс. инцидентов на нефтепромысловых трубопроводах, причем в 90% случаев причиной послужила коррозия металла. Годом ранее количество зафиксированных неисправностей было схожим — те же 10,5 тыс. А 2018 год, в свою очередь, можно считать наиболее «благополучным» — достигнута рекордно низкая отметка в 8,1 тысяч случаев. Однако и этот показатель нельзя назвать позитивным.

Ежегодно в целях предотвращения неисправностей трубопроводов нефтегазовый компании вкладывают достаточно весомые бюджеты.

Так, «Роснефть» последние пять лет активно поводит программу повышения надежности собственных трубопроводов. В 2019 году на эти цели было выделено 23 млрд руб., из которых 14,3 млрд руб. направлены на замену устаревших стальных трубопроводов, а еще 9 млрд руб. — на поддержание их эксплуатационной надежности. Было установлено 1,4 тыс. км новых трубных конструкций. Данная инициатива, по заявлению представителей компании, позволила снизить количество инцидентов в нефтепромысловых трубопроводах на треть в сравнении с 2013 годом. В планах компании на ближайшие 5 лет — снижение отказов трубопроводов еще на 20% в сравнении с уровнем 2019 года. Ожидается, что еще 10 тыс. км нефтепромысловых труб подвергнутся замене, а еще на 7 тыс. км будет проведен капитальный и текущий ремонт.

«ЛУКОЙЛ» зафиксировал снижение числа отказов нефтепроводов на 12% по итогам 2019 года вследствие замены устаревших трубопроводных конструкций на новые. Таким образом, трубопроводных фонд компании был обновлен на 2,4%. Интересно отметить, что свыше 60% инсталлированных новых труб поставлены в антикоррозионном исполнении.

Поддерживает инициативы по реновации трубопроводов и «Газпром нефть». Так, уже 6 лет компания активно работает в направлении повышения надежности собственных трубопроводов, в т.ч. улучшения экологической ситуации. В частности, реализует программу «Чистая территория», предполагающую рекультивацию нарушенных земель. Только в 2019 году компания реконструировала 110 тыс. км действующих трубопроводов. Также на 6,3 тыс. км был проведено глубинный мониторинг коррозии стальных трубных конструкций, а еще 4,2 тыс. км подверглись антикоррозийной ингибиторной защите.

Проблематика устаревания трубопроводного фонда озвучена и «Татнефтью»: эксплуатируемый фонд в настоящее время составляет 34,4 тыс. км, из которых свыше ¾ инсталлировано до 2000 года.

Таким образом, проблематика ежегодного устаревания трубопроводного зрела достаточно долго. Однако на новый уровень эта проблема вышла в 2019 году: градус накала повысился после аварии на ТЭЦ-3 «Норникеля», вследствие которой произошла крупнейшая в мире утечка нефтепродуктов.

По мнению «Смарт Консалт», в настоящее время заметен вектор на развитие инициатив по обеспечению антикоррозийных решений трубопроводов для нефтегазовой отрасли. Традиционно здесь применялась сталь, на долю которой приходилось свыше 90% общей протяженности труб, а полимерные трубы использовались как опционные решения. Для сравнения, опыт США полностью иной: в нефтегазовой индустрии успешно эксплуатируются полимерные трубы, доля которых достигает в общей протяженности трубопроводного фонда примерно 80%.

Интересно отметить, что использование полимерных трубных решений, помимо преодоления проблемы коррозии, дает более весомые, в сравнении со стальными аналогами, преимущества. К примеру, это гибкость конструкций.

Так, в мировой практике все большую популярность набирают гибкие полимерные трубы, содержащие в своем составе армирующий слой для повышения прочности конструкций.

Такие трубы изготавливаются методом экструзии с одновременным и последовательным нанесением армирующего слоя на полимерный лайнер. Хранение и поставка таких гибких полимерно-армированных труб осуществляется в специальной намотке в бухтах или на барабан.

Гибкие полимерно-армированные трубы, или ПАТ, имеют следующие преимущества:

  • высокой коррозионная стойкость, а значит, более длительный гарантированный срок эксплуатации — 25-25 лет в сравнении с примерно 7-ю годами для стальных аналогов;
  • высокие прочностные характеристики за счет применения внутреннего армирующего слоя, что позволяет работать с высоконапорными средами с рабочим давлением до 4/10/25 МПа;
  • гибкость конструкции, что позволяет выпускать трубы с рабочей длиной до нескольких сотен метров; для сравнения, отрезки стальных труб обычно ограничиваются транспортировочной длиной в

    12 м;

  • высокая скорость работ за счет соединения между собой участков трубы высокой протяженность;
  • отсутствие сварных операций — монтаж труб осуществляется в «полевых» условиях путем соединения пресс-фитингами; для монтажа используется малогабаритный гидравлический пресс;
  • высокая вариабельность трубных решений — возможность создания конструкций с повышенными теплоизоляционными свойствами; другой вариант решения — применение кабелей, вшитых во внутренние слои полимера, для электрообогрева трубы, что особенно актуально для условий Крайнего Севера;
  • стойкость к агрессивным и абразивным средам.

    Помимо этого, особенным преимуществом использования труб можно считать возможность укладки трубопровода в особенно сложных ландшафтах, в т.ч. на заболоченных территория и в водных средах. А использование полиэтилена трубных марок (PE-100, PE-RT) позволяет сохранять работоспособность конструкции даже при низких температурах (до -60 градусов Цельсия), что особенно востребовано в условиях Крайнего Севера.

    Все эти преимущества, по мнению представителей отрасли, позволяют сократить стоимость эксплуатации нефтепромыслового трубопровода в 2-3 раза на протяжении всего жизненного цикла.

    Какова же особенность российского рынка гибких полимерно-армированных труб? На самом деле, его практически нет, а точнее, он находится на начальном этапе своего активного развития. По данным «Смарт Консалт», в настоящее время лишь единицы инновационно-ориентированных предприятий освоили опытное и/или серийное производство подобных конструкций.

    Читайте также:  Сколько газа находится в трубе

    Среди пионеров отрасли можно отметить, прежде всего, ООО «НордВест» (Псковская область, Великие Луки), которая ведет свою деятельность по стопам ранее ликвидированного предприятия «ПсковГеоКабель». ООО «НордВест» осуществляет выпуск труб СТВ — т. н. систем трубных высоконапорных. Конструктивные особенности продукции заключаются в использовании в качестве армирующего слоя стальных лент в спирально-перекрестной намотке.

    Со слов Соколова Андрея Анатольевича, коммерческого директора «НордВест», активное развитие рынка гибких ПАТ неизбежно. Успешный опыт США красноречиво говорит о востребованности подобных конструкций в нефтегазе. Способствует этом и глобальный вектор на импортозамещение, когда проникновение зарубежных технологий на российский рынок достаточно затруднительно, вследствие чего отечественные изготовители получают фору для собственного роста. При этом, как отмечает Андрей Анатольевич, российские производители зарубежный опыт берут лишь за базу, разрабатывая при этом собственные инновационные решения, адаптированные под более суровые условия отечественного нефтегаза. При этом, ключевым барьером, препятствующему развитию рынка в текущих условиях, можно считать отсутствие нормативно-технической документации — отраслевых стандартов (ГОСТа).

    В числе лидеров рынка — пермская компания ООО «Технология Композитов», с 2019 года вошедшая в структуру Группы «Полипластик». Предприятие является разработчиком и изготовителем гибкой трубы ТМ «ANACONDA» — многослойной конструкции из полиэтилена, армированных полимерными нитями. Разработки предприятия пошли дальше: летом 2019 года введена в эксплуатацию линия по изготовлению гибких ПАТ второго, усовершенствованного, поколения под Торговой Маркой «ANACONDA+». Отличительной чертой конструкции является выполнение армирующего слоя из импрегнированного стеклоровинга, что позволяет повысить прочность конструкции и увеличить максимальное давление рабочих сред с 4 до 10 или даже 21 МПа.

    По мнению Ивашкина Павла Борисовича, директора ООО «Технология Композитов», спрос на композитные и полимерные трубы в целом и гибкие ПАТ в частности во всем мире неуклонно растет. Общая протяженность трубопроводов, изготовленных из полимерных материалов, в настоящее время достигает десятки тысяч километров. На сегодняшний день наибольшим спросом у нефтедобывающих компаний пользуются трубы для:

  • внутрипромысловых трубопроводов — их объем продаж достигает 300 тыс. тонн в год;
  • насосно-компрессорные трубы (НКТ) с примерным объемом продаж в 240 тыс. тонн в год;
  • композитные конструкционные материалы, продажи которых оцениваются примерно в 3,5 тыс. тонн в год.

    Так, по сведениям Павла Борисовича, гибкие ПАТ наибольшим образом повысили свою популярность в ведущих нефтегазоносных странах: помимо США, это, прежде всего, Канада, Китай, а также страны Ближнего Востока. Для сравнения: на долю России приходится не более 3% общего объема мирового рынка композитных трубных решений. В прочих секторах полимерных трубных решений — схожие ситуации.

    В числе новых и весьма активных игроков отрасли — молодое развивающееся предприятие «Мимир Инжиниринг». В своем бэкграунде компания полагается на многолетний опыт высокотехнологичного инжиниринга в нефтегазовой отрасли, а с 2020 года осуществляет выпуск труб собственной разработки в партнерстве с АО «Завод полимерных труб» (трубы ТМ «ТВЭЛ»).

    Со слов собственника и руководителя предприятия Бабенко Никиты Геннадьевича, масштабы перспектив спроса на гибкие ПАТ переоценить трудно. Уже сейчас потребность рынка в 10-кратном размере опережает фактические объемы продаж. Но препятствует их росту по очевидным причинам «пробелы» в законодательстве.

    Со слов Никиты Геннадьевича, производство гибких ПАТ является высокотехнологичным, в связи с этим его освоение возможно при содействии представителей научного сообщества, требуется соответствующая компетенция. В связи с этим рынок гибких ПАТ в настоящее время находится на витке классического цикла внедрения инноваций.

    При этом Никита Геннадьевич уверен в дальнейшей перспективности развития гибких ПАТ и ожидает увеличения действующих производств как минимум в двухкратном размере в горизонте планирования 3-4 лет. Со слов руководителя «Мимир Инжиниринг», игроки отрасли конкуренции не страшатся: места на рынке хватит всем. А активное развитие нефтегазовыми компаниями шельфовых проектов будет требовать от рынка инновационных трубных решений.

    Среди производителей также выделяется тульский завод «Энергомаш-ВТС». Запуск линии по производству гибких ПАТ состоялся недавно, в декабре 2020 года. Предприятие предлагает к приобретению высоконапорные конструкции, армированные стальными либо ПВХ лентами. По мнению генерального директора Пашкова Дениса Станиславовича, потенциал рынка весьма велик и оценивается в несколько тысяч километров в год. Уже сейчас нефтегазовые компании смогли в позитивном ключе оценить выгоды от применения гибких ПАТ на нефтепромысловых объектах.

    Среди других активных игроков рынка можно выделить компании ООО «Полимак» (Свердловская область) и ООО «Реммаш-Сервис» (Самарская область). Компании являются устоявшимися игроками отрасли, предлагая использовать гибкие ПАТ как конструкции для оснащения выкидных трубопроводов на промысловых объектах.

    Таким образом, подводя итог, можно отметить, что представители отрасли единогласно говорят об основной проблематике рынка — отсутствии нормативной базы, регламентирующей разработку и изготовление, а также применение гибких ПАТ на объектах нефтегазового сектора.

    Однако активность в этом направлении ведется. Со слов директора ООО «Технология Композитов» Ивашкина Павла Борисовича, в начале января 2021 года при участии уполномоченных представителей Правительства РФ проведено расширенное отраслевое совещание, на котором были рассмотрены вопросы разработки необходимых нормативно-технических документов и наличия необоснованных требований, препятствующих применению полимерных труб в нефтегазовой отрасли. По итогам встречи под эгидой Минэнерго России создана межведомственная рабочая группа для разработки и подготовки необходимых решений. В качестве нормативной базы используются международный стандарт ISO/TS 18226 и отраслевой стандарт американского института нефти API 15S. По мнению представителей отрасли, данные стандарты должны быть приняты за основу при разработке национальных стандартов РФ с учетом климатических и географических особенностей, а также технических и (или) технологических особенностям в Российской Федерации (ст. 15 и 17 ФЗ-162 «О стандартизации в РФ»).

    Источник

  • Adblock
    detector