Национальный стандарт РФ ГОСТ Р 59305-2021 (ИСО 13628-1:2005) "Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 1. Общие требования и рекомендации" (утв. и введен в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 3 марта 2021 г. N 112-ст)

Национальный стандарт РФ ГОСТ Р 59305-2021 (ИСО 13628-1:2005)
"Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 1. Общие требования и рекомендации"
(утв. и введен в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 3 марта 2021 г. N 112-ст)

Petroleum and natural gas industry. Design and operation of subsea production systems. Part 1. General requirements and recommendations

ОКС 75.020

Дата введения - 1 августа 2021 г.
Введен впервые

ГАРАНТ:

Курсив в тексте не приводится

Предисловие

1 Подготовлен Обществом с ограниченной ответственностью "Газпром 335" (ООО "Газпром 335") на основе собственного перевода на русский язык англоязычной версии стандарта, указанного в пункте 4

2 Внесен Техническим комитетом по стандартизации ТК 023 "Нефтяная и газовая промышленность"

3 Утвержден и введен в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 3 марта 2021 г. N 112-ст

4 Настоящий стандарт является модифицированным по отношению к международному стандарту ИСО 13628-1:2005 "Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация подводных систем добычи. Часть 1. Общие требования и рекомендации" (ISO 13628-1:2005 "Petroleum and natural gas industries - Design and operation of subsea production systems - Part 1: General requirements and recommendations", MOD) путем внесения технических отклонений, объяснение которых приведено во введении к настоящему стандарту.

Сведения о соответствии ссылочных национальных и межгосударственных стандартов международным стандартам, использованным в качестве ссылочных в примененном международном стандарте, приведены в дополнительном приложении ДА

5 Введен впервые

Введение

Разработка настоящего стандарта обусловлена отсутствием в Российской Федерации нормативных документов в сфере проектирования и эксплуатации систем подводной добычи углеводородов. Формирование комплекса стандартов систем подводной добычи углеводородов, в соответствии с основами национальной стандартизации и принципами гармонизации документов национальной системы стандартизации с международной, осуществляется на основе применения международных стандартов, отражающих передовой зарубежный опыт, лучшие мировые практики и современные методики проектирования.

Настоящий стандарт является модифицированным по отношению к стандарту ИСО 13628-1:2005 "Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация подводных систем добычи. Часть 1. Общие требования и рекомендации", который служит обобщающим документом других частей ИСО 13628, содержащих более подробные (в некоторых областях) требования к оборудованию систем подводной добычи углеводородов. Некоторые требования, относящиеся к проектированию систем подводной добычи, материалам, конструкциям, трубной обвязке, цветовому обозначению и маркировке, подъемным устройствам, рассматриваются только в настоящем стандарте.

Положения, учитывающие особенности национальной стандартизации и специфику национальной практики в области проектирования и эксплуатации систем подводной добычи углеводородов, приведены в дополнительных структурных элементах 5.1.1-5.1.6, а также в А.7.4.2.6. Эти дополнительные положения заключены в рамки из тонких линий.

Для улучшения понимания пользователями некоторых положений настоящего стандарта, а также для учета требований российских нормативных правовых актов, нормативно-технических документов и отечественной специфики проектирования, строительства и эксплуатации систем подводной добычи углеводородов в текст внесены изменения и дополнения, выделенные курсивом.

1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает общие технические требования и дает рекомендации по проектированию и эксплуатации систем подводной добычи углеводородов.

Настоящий стандарт распространяется на вновь проектируемые и реконструируемые системы подводной добычи углеводородов без ограничений по природно-климатическим условиям.

При проектировании, строительстве, эксплуатации систем подводной добычи углеводородов под техническим наблюдением Российского морского регистра судоходства в дополнение к требованиям настоящего стандарта следует выполнять требования [1].

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие документы:

ГОСТ 31844 (ISO 13535:2000) Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование буровое и эксплуатационное. Оборудование подъемное. Общие технические требования

ГОСТ ISO 3183 Трубы стальные для трубопроводов нефтяной и газовой промышленности. Общие технические условия

ГОСТ ISO 10417 Нефтяная и газовая промышленность. Системы скважинных предохранительных клапанов. Проектирование, установка, эксплуатация и восстановление. Общие технические требования

ГОСТ IEC 61508-3 Функциональная безопасность систем электрических, электронных, программируемых электронных, связанных с безопасностью. Часть 3. Требования к программному обеспечению

ГОСТ Р 51365 (ИСО 10423:2003) Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование для бурения и добычи. Оборудование устья скважины и фонтанное устьевое оборудование. Общие технические требования

ГОСТ Р 53678 (ИСО 15156-2:2003) Нефтяная и газовая промышленность. Материалы для применения в средах, содержащих сероводород, при добыче нефти и газа. Часть 2. Углеродистые и низколегированные стали, стойкие к растрескиванию, и применение чугунов

ГОСТ Р 53679 (ИСО 15156-1:2001) Нефтяная и газовая промышленность. Материалы для применения в средах, содержащих сероводород, при добыче нефти и газа. Часть 1. Общие принципы выбора материалов, стойких к растрескиванию

ГОСТ Р 54382 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования

ГОСТ Р 54483 (ИСО 19900:2002) Нефтяная и газовая промышленность. Платформы морские для нефтегазодобычи. Общие требования

ГОСТ Р 57123 (ИСО 19901-2:2004) Нефтяная и газовая промышленность. Сооружения нефтегазопромысловые морские. Проектирование с учетом сейсмических условий

ГОСТ Р 58036 (ИСО 19901-5:2016) Нефтяная и газовая промышленность. Сооружения нефтегазопромысловые морские. Контроль нагрузки масс при проектировании и строительстве

ГОСТ Р 59299 (ИСО 13628-3:2000) Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 3. Системы проходных выкидных трубопроводов (TFL)

ГОСТ Р 59304 Нефтяная и газовая промышленность. Системы подводной добычи. Термины и определения

ГОСТ Р 59306 (ИСО 13628-10:2005) Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 10. Технические условия на гибкую трубу многослойной структуры со связующими слоями

ГОСТ Р 59309 (ИСО 13628-2:2006) Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 2. Гибкие трубные системы многослойной структуры без связующих слоев для подводного и морского применения

ГОСТ Р ИСО 8501-1 Подготовка стальной поверхности перед нанесением лакокрасочных материалов и относящихся к ним продуктов. Визуальная оценка чистоты поверхности. Часть 1. Степень окисления и степени подготовки непокрытой стальной поверхности и стальной поверхности после полного удаления прежних покрытий

ГОСТ Р ИСО 13628-4-2016 Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация подводных эксплуатационных систем. Часть 4. Подводное устьевое оборудование и фонтанная арматура

ГОСТ Р МЭК 61508-1 Функциональная безопасность систем электрических, электронных, программируемых электронных, связанных с безопасностью. Часть 1. Общие требования

ГОСТ Р МЭК 61508-2 Функциональная безопасность систем электрических, электронных, программируемых электронных, связанных с безопасностью. Часть 2. Требования к системам

ГОСТ Р МЭК 61508-4 Функциональная безопасность систем электрических, электронных, программируемых электронных, связанных с безопасностью. Часть 4. Термины и определения

ГОСТ Р МЭК 61508-5 Функциональная безопасность систем электрических, электронных, программируемых электронных, связанных с безопасностью. Часть 5. Рекомендации по применению методов определения уровней полноты безопасности

ГОСТ Р МЭК 61508-6 Функциональная безопасность систем электрических, электронных, программируемых электронных, связанных с безопасностью. Часть 6. Руководство по применению ГОСТ Р МЭК 61508-2 и ГОСТ Р МЭК 61508-3

ГОСТ Р МЭК 61508-7 Функциональная безопасность систем электрических, электронных, программируемых электронных, связанных с безопасностью. Часть 7. Методы и средства

СП 11-114 Инженерные изыскания на континентальном шельфе для строительства морских нефтегазопромысловых сооружений

СП 115.13330 "СНиП 22-01-95 Геофизика опасных природных воздействий"

СП 378.1325800 Морские трубопроводы. Правила проектирования и строительства

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов (сводов правил) в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный документ, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого документа с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого документа с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку. Сведения о действии сводов правил целесообразно проверять в Федеральном информационном фонде стандартов.

3 Термины, определения и сокращения

3.1 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р 59304, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1 барьер (barrier): Элемент, предназначенный для предотвращения утечки добываемых или закачиваемых флюидов из находящейся под давлением части системы в окружающую среду.

3.1.2 глубоководный участок (deep water): Участок с глубиной воды от 610 до 1830 м.

3.1.3 перемычка (jumper): Короткий отрезок гибкой трубы с муфтовым соединением на каждом конце.

3.1.4 тяговая головка (pull-in head): Устройство, закрепляемое на конце трубопровода или шлангокабеля для его погрузки/выгрузки с судна и протяжки на морском дне.

3.1.5 перемычка шлангокабеля (umbilical jumper): Короткий отрезок шлангокабеля с разъемом на каждом конце, применяемый для соединения подводного оборудования.

3.1.6

углеродистая сталь (carbon steel): Сплав железа и углерода, содержащий до 0,8 % углерода и до 0,8 % марганца, а также остаточные количества других элементов, за исключением намеренно добавляемых в определенных количествах для раскисления (обычно кремний и/или алюминий). [ГОСТ Р 53679-2009, пункт 3.15]

3.1.7 тип 316 (type 316): Аустенитная нержавеющая сталь UNS S31600/S31603.

3.1.8 тип 6Мо (type 6Мо): Аустенитная нержавеющая сталь с показателем PREN  40 и содержанием Мо  6,0 %, а также сплавы на основе никеля с содержанием молибдена от 6 до 8 %.

Пример - Сплавы UNS S31254, N08367 и N08926.

3.2 Сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

ВС - верхнее строение;

ДУИ - дистанционно управляемый инструмент;

ЗА - запорная арматура;

НКТ - насосно-компрессорная труба;

ПОК - подвеска обсадной колонны;

ППБУ - полупогружная плавучая буровая установка;

ППВО - подводное противовыбросовое оборудование;

ПФА - подводная фонтанная арматура;

СОД - средства очистки и диагностирования;

СПД - система подводной добычи;

ТНПА - телеуправляемый необитаемый подводный аппарат;

УЭЦН - установка электроприводного центробежного насоса;

AFT - задняя сторона конструкции (back side of the structure);

CRA - коррозионно-стойкий сплав (corrosion-resistant alloy);

FORE - передняя сторона конструкции (front side of the structure);

HB - твердость по Бринеллю (hardness Brinell);

HRC - шкала С твердости по Роквеллу (hardness Rockwell С);

HV - твердость по Виккерсу (hardness Vickers);

LWI - внутрискважинные работы (light well intervention);

PLET - оконечное устройство трубопровода (pipeline end termination);

PORT - левый борт конструкции (port side of the structure);

PREN - числовой эквивалент стойкости к питтинговой коррозии (pitting-resistance equivalent number);

RAL - цветовая шкала, применяемая производителями лакокрасочных покрытий (reichsausschuss fur lieferbedingungen);

STB - правый борт конструкции (starboard side of the structure);

TFL - система проходных выкидных трубопроводов (through-flowline system);

UNS - универсальная система маркировки [металлов и сплавов] (unified numbering system).

4 Описание системы подводной добычи

4.1 Общие положения

4.1.1 В настоящем разделе приведено общее описание СПД и ее основного оборудования, а также определены интерфейсы (сопряжения).

4.1.2 СПД могут включать от единичной скважины, связанной трубопроводом с морской платформой или береговыми объектами, до нескольких кустов скважин, соединенных сборным манифольдом.

4.1.3 Основное оборудование, входящее в состав СПД, показано на рисунке 1. Описание оборудования СПД приведено в приложении А.

1 - оборудование для спуска и подъема инструмента; 2 - средства управления обустройством и капитальным ремонтом скважин; 3 - райзер для заканчивания/капитального ремонта скважин и шлангокабель управления; 4 - одиночная скважина; 5 - опорная плита куста скважин; 6 - внутрипромысловые трубопроводы; 7 - система управления подводной добычей; 8 - эксплуатационный райзер; 9 - основание райзера/подводный запорный клапан; 10 - манифольд; 11 - трубопровод внешнего транспорта

Рисунок 1 - Схема расположения оборудования СПД

4.2 Описание системы

4.2.1 СПД применяются при освоении морских месторождений углеводородов. Необходимость применения СПД может определяться глубиной воды над морским месторождением, где использование стационарной платформы технически невыполнимо или экономически неэффективно.

4.2.2 Подводное оборудование может быть использовано для закачки воды или газа в целях поддержания давления в продуктивном пласте или утилизации.

4.2.3 В состав СПД могут входить следующие сооружения и технические устройства:

- донное основание для размещения оборудования;

- устьевое оборудование скважин, использующее обсадную колонну в качестве несущей конструкции;

- ПФА с клапанами управления расходом и давлением;

- система доступа в скважину, используемая при освоении, техническом обслуживании и ликвидации скважин;

- система управления добычей, предназначенная для контроля и управления режимом работы подводного оборудования;

- система шлангокабеля;

- кустовые и сборные манифольды;

- многофазные расходомеры, датчики песка и/или устройства обнаружения утечки;

- подводное технологическое оборудование, включая сепараторы и/или насосы/компрессоры;

- внутрипромысловые трубопроводы, для транспорта пластового флюида и/или закачиваемых флюидов между подводным оборудованием и базовым сооружением;

- система защиты от избыточного давления;

- один или более райзеров, предназначенные для транспортирования добываемых/закачиваемых флюидов;

- инструменты и оборудование для наладки, осмотра, технического обслуживания и ремонта оборудования СПД;

- подводные защитные конструкции;

- защитные маты;

- камеры для пуска и приема СОД трубопровода;

- устройства контроля давления и температуры;

- оборудование для распределения энергии;

- трубные вставки и перемычки трубопроводов;

- устройства защиты трубопроводов и перемычек (маты, каменная отсыпка, траншеи, защитные конструкции и т.д.);

- подводный запорный клапан в основании райзеров.

4.2.4 СПД включает систему соединения, обеспечивающую функциональное и физическое соединение оборудования СПД, а также ее взаимодействие со следующим оборудованием:

- внутрискважинным оборудованием (включая дистанционно управляемый скважинный клапан-отсекатель, датчики температуры/давления, системы подачи химических реагентов), а также с прочими устройствами и оборудованием;

- технологическим оборудованием на базовом сооружении, включая оборудование контроля потока.

4.3 Соединение оборудования системы подводной добычи

4.3.1 Для исключения несовместимости технических решений, участков трубопроводов и подводного оборудования необходимо на ранней стадии проектирования определить все характеристики соединений, выработать технические решения, необходимые для соединения оборудования, с учетом рекомендуемых для использования систем соединения.

4.3.2 Местами возможных несоответствий соединений подводного оборудования могут быть следующие соединения:

- между ПФА и внутрипромысловым трубопроводом/шлангокабелем/манифольдом;

- между ПФА/подвеской НКТ и системой заканчивания скважины;

- между ПФА и райзером для капитального ремонта скважины или буровым райзером;

- между интерфейсами подводной системы управления.

4.3.3 Для каждого конкретного проекта необходимо определить возможные несоответствия в соединении оборудования и разработать техническое решение для соединения.

5 Проектирование

5.1 Общие положения

5.1.1 Проектирование СПД должно осуществляться с учетом требований [2] и СП 378.1325800. 5.1.2 Порядок создания СПД на континентальном шельфе, во внутренних морских водах и территориальном море устанавливается международными договорами РФ, Федеральными законами [3] и [4]. 5.1.3 Оценка опасности природных, в том числе геофизических воздействий на СПД, должна соответствовать требованиям СП 115.13330 и входить в исходные данные для разработки проектной (рабочей) документации. По результатам оценки следует определять требования к конструктивным и технологическим решениям, компенсирующим опасные воздействия. 5.1.4 Оборудование и технические средства СПД, в том числе изготовленные по зарубежным стандартам, следует применять при наличии технической документации изготовителя, заключения экспертизы промышленной безопасности или сертификата соответствия требованиям правил и технических регламентов, действующих в Российской Федерации. Применение материалов и изделий, на которые отсутствуют сертификаты, технические свидетельства, паспорта и другие документы, подтверждающие их качество, не допускается. Технические условия и спецификации должны включать: технологию производства изделия, химический состав, термическую обработку, механические свойства, контроль качества, сопроводительную документацию и маркировку. 5.1.5 Средства измерения, предусматриваемые проектной (рабочей) документацией должны соответствовать требованиям Федерального закона [5]. 5.1.6 При проектировании СПД должна быть предусмотрена защита металлических конструкций и трубопроводов от коррозионного воздействия. Защита металлических конструкций и трубопроводов от коррозии должна обеспечивать безаварийную работу СПД в течение проектного срока эксплуатации с учетом усталости применяемых материалов.

5.1.7 При проектировании СПД необходимо предусмотреть резерв мощностей и возможность развития системы, учитывая неопределенности в характеристиках месторождения углеводородов.

5.1.8 При проектировании СПД следует принимать во внимание проект разработки месторождения и стадию разработки месторождения, требования к его функционированию, проектные данные и расчетные нагрузки, определяемые местом установки подводного оборудования. Информацию следует предоставлять в исходных данных на проектирование, для этой цели могут быть использованы типовые формы, приведенные в приложении F.

5.2 Исходные данные для проектирования

5.2.1 Условия окружающей среды

5.2.1.1 Общие положения

Перечисленные ниже сведения об условиях окружающей среды требуются для проектирования площадок для установки подводного оборудования, а также трасс внутрипромысловых и морских трубопроводов.

Номенклатура данных, необходимых для проектирования и строительства морских нефтегазопромысловых сооружений, за исключением трубопроводов, должна соответствовать СП 11-114.

5.2.1.2 Океанографические данные

Требуется определить следующие данные:

- гидрология: глубина, прозрачность, соленость, температура, наивысшие теоретические уровни астрономического прилива и отлива, величина ветрового нагона, сезонные колебания уровня, многолетнее изменение среднего уровня, содержание кислорода, показатель рН, массовая плотность, удельная теплоемкость;

- инженерная геология: геологическое строение верхней части разреза, описание грунтов, физико-механические свойства (плотность, углы внутреннего трения, значения удельного сцепления, предел прочности на сдвиг, модуль общей деформации, коэффициент поперечного расширения и т.д.), гранулометрический состав, присутствие мелко залегающего газа, придонные гидраты;

- литология: локальные неровности, топография морского дна, устойчивость в условиях циклона, удельное сопротивление, обрастание морскими микроорганизмами, подводные преграды, вулканы, оползни, размывы грунта, топология, коэффициент теплопроводности, коэффициент трения;

- сейсмология: сведения о сейсмической активности (сведения макро- и микрорайонирования).

5.2.1.3 Гидрометеорологические данные

Требуется определить следующие данные:

- волны: период, высота, длина, частота, направление, распределение;

- течения: распределение скоростей, направления, распределение и периодичность возникновения по глубине воды;

- погода: температура воздуха, скорость и направление ветра, туманы - распределение и периодичность;

- ледовая обстановка: ровный однолетний и многолетний лед, торошенный или сплошной лед, торосы, стамухи, айсберги;

- геометрические параметры льда: масса, размер, частота появления, направление движения, скорость, физико-механические свойства;

- экзарация дна ледовыми образованиями: даты появления устойчивого ледообразования и окончательного очищения ото льда, продолжительность ледового периода в сутках, типы льда, изменение толщин льда в см/сутки в зависимости от температуры воздуха в градусах Цельсия.

5.2.2 Параметры продуктивного пласта и пластового флюида

На разных этапах эксплуатации месторождения, в зависимости от решаемых задач, необходимы следующие данные:

- характеристики продуктивного пласта (основные сведения о резервуаре и водоносных горизонтах, включая мощность продуктивного пласта, строение залежи, возраст залежи);

- информация о процессе притока флюидов в резервуаре;

- характеристики пластового продукта, такие как статическое давление на устье закрытой скважины, минимальное и максимальное гидродинамическое давление, температура, плотность флюида, газовый/газоконденсатный фактор, обводненность продукции, температура и давление насыщения, химический состав, коррозионная активность (содержание H ₂S и СO ₂), возможность выноса песка, образование эмульсии, содержание парафина и температура начала кристаллизации парафинов, наличие асфальтенов и гидратов, дебиты, плотность в градусах API, свойства добываемой воды (наличие хлоридов, соленость, показатель рН), вязкость, температуры помутнения и застывания; возможность выпадения осадка и минерализация пластовой воды;

- характеристики закачиваемого флюида (мутность, допустимое содержание нефти или газа, возможность выпадения осадка, давление, температура, коррозийная активность, требования к фильтрации).

В таблице D.1 (приложение D) приведен перечень требуемой информации.

5.2.3 Сведения о заканчивании скважин

Сведения о выполнении буровых работ и работ по заканчиванию скважин, а также о проведении внутрискважинных работ должны содержать следующую информацию:

- сведения об устье скважины: тип, размер, диапазон рабочего давления и интерфейс со скважиной при существующей схеме обвязки;

- тип устья: подводное, подводное для глубин менее 120 м, гибридное и т.д.;

- программа бурения и крепления скважины;

- параметры ППВО и бурового райзера (размер, расчетное давление и т.д.);

- параметры донного основания;

- высота и ориентация устья скважины;

- система установки оборудования: с направляющими или без направляющих с ТНПА и ДУИ, системы проведения водолазных работ с подачей воздуха с поверхности и привлечение водолазов;

- потенциальные нагрузки на устье в процессе бурения;

- тип райзера для заканчивания или капитального ремонта скважин (с одной или двумя линиями, концентрический), подводной испытательной устьевой арматуры, сопряжение райзера с узлом компенсации напряжений, системой аварийного отсоединения, приспособлением для спуска устьевой арматуры, нижним блоком райзера и инструментом для спуска подвески насосно-компрессорной колонны;

- размер колонны для заканчивания с информацией о необходимом посадочном ниппеле;

- требования к забойным системам мониторинга и управления (клапаны, насосы, муфты, давление, температура и параметры потока);

- требования к барьерам в скважине;

- конструкция и тип системы подвески насосно-компрессорной колонны, т.е. с механической или гидравлической установкой, ее размер, конфигурация и т.д.;

- вспомогательное оборудование райзера для заканчивания или ремонта скважины (приспособление для спуска подводной устьевой арматуры или подвески насосно-компрессорной колонны, талевый канат, гибкие НКТ, инструмент для ввода в скважину под давлением, для вызова притока, очистки, проведения испытаний и т.д.).

5.2.4 Технологические процессы и эксплуатация

На различных этапах освоения месторождения, как правило, необходима следующая информация о технологических процессах и эксплуатации:

- требования к системам добычи, т.е. расходы, режимы потока, требования к управлению потоком, величины давления (при эксплуатации и остановке скважины), температуры на устье и в технологическом оборудовании, изоляция, требования к циркуляции и нагреву;

- требования к системам нагнетания воды и/или газа, т.е. расходы, режимы потока, управление потоком и требования к фильтрации, значения давления (при эксплуатации и остановке скважины) и температуры на устье, а также в технологическом оборудовании;

- требования к вводу химических реагентов, т.е. тип и характеристики реагентов, объем, требования к управлению потоком, значения давления и температуры на устье и в технологическом оборудовании;

- требования к остановке скважины, т.е. требования к барьерам, к выполнению аварийной остановки, требования к жидкости для глушения/обслуживания (ее объем и давление), к температуре на устье и на буровой или технологической установке, к методу контроля гидратообразования при пуске и остановке, требования к системе защиты от избыточного давления;

- требования к системе очистки трубопроводов, т.е. запуск СОД в круговом или реверсивном режиме;

- требования к управлению скважиной (контроль потока, ограничения дебита, требования к проведению испытаний и к каротажу);

- требования к контролю оборудования (организация обследования оборудования, частота проведения, требования к доступу, требования к запуску системы контроля и очистки трубопровода, испытание барьеров);

- требования к работам по регулировке и настройке (использование ТНПА и ДУИ, системы проведения водолазных работ с подачей воздуха с поверхности, привлечение водолазов);

- требования к проведению капитального ремонта скважин (частота выполнения и тип работ, планируемые методы их проведения);

- требования к операциям при одновременном бурении и добыче;

- требования к выводу скважин из эксплуатации (глушение и ликвидация).

5.2.5 Оборудование базового промыслового сооружения

Сведения об оборудовании промыслового сооружения, с которым связана СПД, должны содержать:

- тип промыслового сооружения (стационарная платформа, плавучее сооружение или береговой терминал);

- тип добычного райзера (жесткий или гибкий);

- имеющееся вспомогательное оборудование (обеспечение электроэнергией, гидравлической энергией, системы технического воздуха, воды, химических реагентов и т.д.);

- взаимодействие с системой аварийного останова и системой управления;

- план палубы с расположением оборудования;

- характеристики элементов подключения выкидных линий и шлангокабелей, включая оборудование для запуска/приема СОД трубопровода и оборудование глушения скважины;

- трассы выкидных линий и шлангокабелей и коридоры подхода;

- имеющиеся и планируемые к укладке трубопроводы, выкидные линии и шлангокабели;

- требования к защите выкидных линий и оборудования внутри зон безопасности приемного оборудования (если применимо);

- расстояния между подводным оборудованием и промысловым сооружением;

- характер перемещений добычных установок судового типа;

- число, параметры и место расположения райзеров (стояков) J- и/или I-типа;

- диапазон значений давления и производительности для технологического оборудования ВС;

- производительность промысловых трубопроводов.

5.2.6 Безопасность и риски

Мероприятия по безопасности включают все эксплуатационные, технические и аварийные приготовления, необходимые для защиты людей, окружающей среды, сооружений и присутствующих судов.

Для разработки перечня и методов проведения работ и определения критериев безопасности проектных решений по добычному оборудованию необходимо на ранней стадии обеспечить получение следующей информации:

- наличие участков с мелкозалегающим газом;

- сведения о рыболовном промысле в районе работ и проектные решения по защите от его воздействия;

- интенсивность судоходства;

- деятельность вооруженных сил;

- сейсмичность района работ и наличие активных тектонических разломов;

- размыв морского дна;

- возможность появления айсбергов;

- возможность грязевых оползней;

- подводная вулканическая активность;

- песчаные наносы;

- трассы промысловых трубопроводов;

- параметры морского дна;

- требования к охране окружающей среды (животный мир, сезон размножения и т.д.);

- подготовка к действиям в аварийной ситуации;

- имеющаяся инфраструктура.

5.3 Разработка месторождения

5.3.1 Общие положения

Проектирование СПД должно вестись в соответствии со следующими данными:

- глубина воды, гидростатическое давление и температура, сведения о течениях и ледовой обстановке;

- технологическая схема обустройства месторождения (опорные плиты, кустование скважин, одиночные скважины, манифольды, технологическое оборудование и т.д.);

- детальная информация об имеющемся оборудовании, гидротехнических сооружениях и инфраструктуре (платформы, разведочные скважины, трубопроводы и т.д.);

- тип устанавливаемых на якорь и/или динамически позиционируемых буровых установок (буровые суда, полупогружные или самоподъемные установки);

- схема размещения якорей и/или зоны установки стационарного основания и маршрут буровой установки;

- график разработки месторождения (график бурения скважин, планируемое изменение в будущем фонда скважин, возможность подключения продукции с других участков, запас производительности с учетом возможного увеличения добычи и т.д.);

- возможности проведения испытания скважин на предварительной стадии и опережающее начало добычи;

- требования к способам и насосно-компрессорному оборудованию добычи, в т.ч. использование электрического погружного насоса, гидравлической турбины или газлифта;

- требования к операциям по интенсификации притока (кислотная обработка призабойной зоны, гидравлический разрыв пласта и т.д.);

- требования к глушению скважины (с эксплуатационной установки или с судна для проведения внутрискважинных работ, характеристики раствора для глушения, значения расхода и давления);

- требования к нагнетанию газа или воды (подготовка, расход, давление, содержание нефтепродуктов, механические примеси для нагнетаемой воды и содержание воды, требования к составу газа для газа на закачку, совместимость пластовой и морской воды);

- требования к нагнетанию химических реагентов и периодической обработке под давлением для предотвращения образования гидратов, парафина, твердых осадков, коррозии и т.д. (тип химического реагента, расход и давление);

- требования к системе предохранения от превышения давления во всех выкидных линиях;

- требования к испытанию скважин;

- требования к системе капитального ремонта скважин (традиционная и/или с применением подводного лубрикатора и т.д.);

- методы управления и текущего контроля;

- методы проведения работ по настройке и регулировке (с привлечением водолазов, другими способами);

- требования к очистке выкидных линий;

- стратегия очистки скважины;

- точность основных проектных данных;

- типы судов, используемых для установки и технического обслуживания (в т.ч. устанавливаемые на якорь или использующие систему динамического позиционирования);

- характеристики продуктивного пласта;

- характеристики добываемых и закачиваемых флюидов;

- требования к вводу в эксплуатацию.

Кроме того, необходимо разработать стратегию обеспечения стабильности потока. Требующие рассмотрения вопросы в области обеспечения стабильности потока приведены в приложении I.

5.3.2 Работы, выполняемые одновременно

В процессе установки и регулировки оборудования должна быть оценена возможность одновременного выполнения следующих работ:

- проведение внутрискважинных работ с применением буровой установки и добыча углеводородов из соседних скважин куста;

- проведение буровых работ в зоне расположения промысловых трубопроводов, по которым осуществляется транспорт продукции.

5.3.3 Окружающая среда

При проектировании СПД необходимо учитывать требования нормативных документов в области охраны морской среды. В процессе проектирования необходимо исследовать:

- воздействие на морское дно подводных сооружений и трубопроводов;

- ограничения на рыбный промысел и морское судоходство;

- сброс жидкости гидравлической системы;

- сброс добываемой воды;

- утилизацию флюидов в процессе продувки оборудования, очистки трубопроводов, испытаний;

- удаление бурового раствора и шлама.

5.4 Расчетные нагрузки

5.4.1 Общие положения

Возможные нагрузки, действующие на СПД, должны быть определены для различных стадий (изготовление, хранение, тестирование, транспортирование, монтаж, бурение/заканчивание, эксплуатация и демонтаж). На их основе должны быть сформулированы основополагающие принципы проектирования.

Случайные нагрузки являются уникальными для каждого проекта и определяются исходя из анализа рисков. Случайными нагрузками можно считать нагрузки от падающих предметов, вследствие зацепления рыболовных сетей и якорей, при чрезвычайных воздействиях окружающей среды (землетрясение) и т.д.

Для описания применимых нагрузок могут быть использованы формы, приведенные в приложении D.

5.4.2 Негерметизированные элементы конструкции и подъемные устройства

Расчетные нагрузки для элементов конструкции, не содержащих флюид под давлением (донное основание), а также для элементов подъемных систем следует определять в соответствии с приложением I.

5.5 Проектирование систем подводной добычи

5.5.1 Системное проектирование

Проектирование СПД предусматривает комплексный подход, который охватывает всю систему целиком от пласта до технологического оборудования на основном промысловом объекте (включительно) с учетом требований всех стадий разработки, включая проектирование, поставку, строительство, проведение испытаний, монтаж, ввод в эксплуатацию, работу, ремонт и техническое обслуживание, вывод из эксплуатации.

Процесс системного проектирования состоит из процесса управления и технической части. Оценка необходимости применения различных процессов системного проектирования должна быть выполнена для каждого разрабатываемого месторождения, базируясь на параметрах разработки.

Методология системного проектирования приведена в приложении Н.

5.5.2 Общие принципы

5.5.2.1 СПД следует проектировать с учетом оптимизации рабочего жизненного цикла, обеспечивая в то же время функциональность и соблюдение требований безопасности.

5.5.2.2 СПД должна быть спроектирована таким образом, чтобы в случае превышения установленных параметров процесса имелась возможность остановки любой операции с сохранением скважин(ы) в безопасном состоянии.

5.5.2.3 Конструкция системы должна обеспечивать возможность поиска и устранения неисправностей без ее извлечения на поверхность.

5.5.2.4 Высокая эксплуатационная надежность СПД должна достигаться за счет применения простых и проверенных на практике конструктивных решений и надежного оборудования (по стандартам поставщика с официальным отчетом о положительном функционировании на промысле). Требования к эксплуатационной надежности системы следует включать в исходные данные на проектирование.

5.5.2.5 Эксплуатационная надежность СПД должна быть подтверждена документально. Для некритичного и временного оборудования могут быть приняты менее жесткие требования.

5.5.2.6 Конструкция соединительных элементов не должна допускать произвольного ослабления соединения.

5.5.2.7 В проект должны быть включены методы достижения и поддержания чистоты гидравлических систем на этапах изготовления, испытания, монтажа, ввода в эксплуатацию и эксплуатации.

5.5.2.8 При проектировании и размещении конструктивных элементов (включая не несущие элементы конструкции, например, люки) необходимо учитывать воздействие волн при проходе конструкции через зону периодического смачивания в процессе спуска или подъема.

5.5.2.9 Тяжелые модули, спроектированные для установки без использования направляющих, например, устьевая арматура и противовыбросовые превенторы, должны выдерживать все сопутствующие нагрузки при выполнении ориентирования с применением ТНПА и ДУИ. Ударопоглощающая конструкция должна быть достаточно прочной, чтобы выдерживать проектные нагрузки в процессе обслуживания.

5.5.2.10 В СПД должна быть обеспечена возможность промывки гидравлических линий до их подсоединения.

5.5.2.11 Для повышения эксплуатационной надежности СПД необходимо на стадии проектирования предусмотреть возможность замены отдельных элементов без остановки работы других частей системы.

5.5.2.12 СПД должна включать (в обоснованных случаях) защиту чувствительного оборудования от возможного повреждения, вызванного воздействием орудий рыболовного промысла и падающими предметами. Необходимо выполнить анализ такой защиты на основе оценки вероятности возникновения конкретного повреждения и оценки тяжести его последствий. Защиту, связанную с регулировкой и настройкой, следует предусматривать в соответствии с общими требованиями проекта на основе методики и процедур эксплуатации.

5.5.2.13 Оборудование СПД, установленное внутри определенной зоны безопасности, следует защищать от падающих предметов. Необходимость применения защиты определяется на основе вероятности падения предметов при выполнении морских операций и исходя из активности судоходства.

5.5.2.14 В районах развитого рыболовства возможны два варианта проектирования, строительства и эксплуатации:

- установление зон ограничений, т.е. районов, в которых запрещено применение донных орудий рыбной ловли. Ограничение рыболовства реализуется строительством специальных защитных конструкций и/или непрерывным наблюдением;

- в случае если установление зоны ограничения рыбной ловли нецелесообразно или невозможно, может потребоваться строительство подводных защитных конструкций, поверх которых могут проходить тралы.

5.5.2.15 Подводные защитные конструкции, допускающие прохождение трала, должны обеспечивать предотвращение повреждения оборудования СПД. Необходимо рассмотреть возможные сценарии повреждения оборудования с учетом возможных ограничений для доступа, ремонта или повторного использования системы. При определении нагрузок от падающих предметов и нагрузок, создаваемых орудиями рыбной ловли, следует использовать форму F.5 (приложение F).

5.5.2.16 СПД должна быть оснащена средствами определения крайних положений "открыто/закрыто" для оборудования, которое может повредиться или стать причиной повреждения из-за неправильной/неустановленной позиции в ходе выполнения операции (например, задвижки, соединители и т.д.).

5.5.2.17 СПД должна иметь индикаторы позиции для всех соединений, выполняемых под водой.

5.5.2.18 Для оборудования, расположенного вблизи зон работы ТНПА и водолазов, должна быть предусмотрена защита. Защиту следует оценить, анализируя вероятность возникновения и последствия от воздействия удара и зацепления.

5.5.2.19 Конструкция СПД должна предусматривать:

- такелажные точки подъема, в которых несущие нагрузку элементы должны быть сертифицированы в соответствии с установленными требованиями (см. приложение К);

- транспортные салазки (при необходимости);

- возможность безопасного транспортирования;

- устройства для подсоединения креплений при транспортировании на судне, которые должны быть сертифицированы.

5.5.2.20 Конструкции и оборудование СПД должны предусматривать защиту от повреждений ледовыми образованиями.

5.5.3 Барьеры

5.5.3.1 Барьеры должны подвергаться испытаниям.

5.5.3.2 Должны быть сформированы требования к мероприятиям по предотвращению неконтролируемых выбросов пластового флюида, либо закачиваемых флюидов, которые могут нанести вред персоналу и/или окружающей среде.

5.5.3.3 Для вновь проектируемых СПД перечень мероприятий по предотвращению неконтролируемых выбросов должен быть полностью определен в проектной документации для всех этапов эксплуатации месторождения, а именно:

- установка СПД на месторождении, включая подсоединение новых скважин к работающему манифольду;

- бурение и заканчивание скважин, включая испытание и очистку;

- подключение и ввод в эксплуатацию;

- повседневные операции в режимах эксплуатации/закачивания, остановки и обслуживания (например, режим циркуляции в выкидных линиях, пуск/прием СОД);

- внутрискважинные работы, связанные с повторным входом в скважину или с извлечением устьевой арматуры;

- техническое обслуживание, например, замена подводных штуцеров и заглушек;

- вывод из эксплуатации;

- ликвидация.

Мероприятия по предотвращению неконтролируемых выбросов должны охватывать все элементы системы, работающие под давлением, от продуктивного пласта(ов), до первой отсечной задвижки на принимающем/нагнетательном оборудовании, расположенном на стационарном сооружении или подвижной морской установке.

5.5.3.4 Если приведенные выше мероприятия по предотвращению неконтролируемых выбросов не были разработаны, например, для уже установленного оборудования СПД, рекомендуется разработать требования к защитным элементам на весь оставшийся период работы системы (добыча, остановка, испытание, демонтаж). При необходимости подобные требования должны быть разработаны перед проведением внутрискважинных работ, капитальным ремонтом и другими операциями.

5.5.3.5 Уникальность характеристик морских месторождений, широкое разнообразие конфигураций оборудования и возможные предпочтения конкретного оператора проекта не позволяют унифицировать требования к принципу проектирования барьеров. Тем не менее, проектирование барьеров должно базироваться на следующих положениях:

- общие принципы проектирования барьеров для каждой СПД должны обеспечивать выполнение требований соответствующих стандартов по проектированию;

- приемлемость используемых требований должна оцениваться и подтверждаться в каждом конкретном случае, несмотря на то, что общие принципы проектирования защитных элементов могут быть применимы к различным СПД;

- разработка общих и специальных принципов проектирования барьеров требует участия опытных специалистов и, как правило, происходит с использованием одного или более методов оценки риска (например, анализ эксплуатационных рисков, анализ типа отказа и его последствий, количественный анализ рисков, оценка риска, основанная на анализе задач и/или сценария);

- принципы проектирования барьеров должны быть предоставлены в доступной форме всему привлекаемому персоналу, включая инженеров-проектировщиков, поставщиков оборудования и специалистов по эксплуатации;

- рекомендации и требования следует формулировать четко и кратко, не допуская возможности различной интерпретации и/или недопонимания.

Общее руководство по разработке принципов проектирования барьеров (включая испытания) приведено в приложении Н.

5.6 Подводное устье скважины

5.6.1 Общие положения

Система подводных колонных головок является конструктивным основанием при подводном заканчивании скважины. В зависимости от конфигурации эксплуатационной системы, условий окружающей среды и состояний грунта нагрузки на устье могут существенно различаться. Прочность конструкции следует оценивать в режиме максимальных нагрузок, с учетом всех операций в процессе бурения и добычи. Специальные проектные требования для подводного устья скважин приведены в ГОСТ Р ИСО 13628-4.

5.6.2 Внешние нагрузки

5.6.2.1 Внешние нагрузки на подводное устьевое оборудование включают нагрузки от собственного веса оборудования, от воздействия райзера, нагрузки, возникающие в процессе подсоединения и прокладывания выкидных линий, нагрузки от теплового расширения и непосредственное воздействие окружающей среды. Типичные нагрузки показаны на рисунке 2.

5.6.2.2 Нагрузки от райзера передаются на устьевое оборудование в процессе бурения и заканчивания скважины, во время капитального ремонта и добычи. В зависимости от типа оборудования эти нагрузки могут быть временными (буровые райзеры и райзеры для заканчивания/ремонта скважины) или постоянными (эксплуатационные райзеры или райзеры системы нагнетания). Эти нагрузки следует определять в процессе анализа работы райзеров. Дополнительное руководство по оценке воздействия райзера представлено в ГОСТ Р 54382, см. также [6]-[8]. В процессе проектирования может потребоваться проведение анализа на усталость материала в случаях, когда существует вероятность возникновения переменных нагрузок (таких, как нагрузки на райзер, вызванные перемещением судна и волнением, а также вибрация райзера при образовании водоворотов).

Применимые нагрузки и их комбинации (см. приложение F), рабочие критерии для определения нагрузок на райзер, выявление случайных нагрузок на райзер, выявление любых нарушений норм и правил и их последствий следует определять на стадии технического проектирования (см. приложение G).

Примечание - При проектировании райзера следует учитывать нормальные, экстремальные и случайные нагрузки. Проектные нормы и правила, используемые для подводной устьевой арматуры и устьевых систем, как правило, основываются на производительности при нормальном эксплуатационном режиме скважины и на допустимых механических напряжениях. Нормы и правила для райзера базируются на формате допустимого механического напряжения или формате проектирования с учетом коэффициентов надежности по нагрузке и сопротивлению.

5.6.2.3 Нагрузки, возникающие в процессе прокладки идущей от скважины выкидной линии, могут вызывать значительные сдвиговые и изгибающие нагрузки на устье скважины. Следует также принимать во внимание эффект термического удлинения или сокращения обсадных труб в скважине и присоединенных выкидных линий, а также дополнительные нагрузки вследствие возможного отклонения оси устья от вертикального положения.

1 - натяжение райзера; 2 - приложенные моменты; 3 - нагрузки от внешней среды (течение, волны, падающие предметы и т.д.); 4 - подсоединение выкидной линии; 5 - реакция грунта; 6 - термическое удлинение; 7 - натяжение направляющих канатов

Рисунок 2 - Нагрузки на устьевое оборудование подводной скважины

5.6.2.4 Для скважин, расположенных на опорной плите, особенно важным является их соединение с трубной обвязкой манифольда опорной плиты. Это соединение следует анализировать на допустимые смещения при изменении температуры, давления, позиции и ориентации, как элементов устья скважины, так и компонентов манифольда. Следует учитывать все возможные изменения положения скважин относительно трубной обвязки манифольда, включая термическое удлинение труб скважины и ожидаемое оседание фундамента опорной плиты. Это соединение является критическим параметром, который подлежит тщательному анализу в процессе проектирования опорной плиты.

5.6.2.5 Устьевое оборудование подводной скважины может подвергаться нагрузкам внешней среды, возникающим из-за воздействия течения, волн, землетрясения, льда, газонефтеводопроявлений и смещений грунта. В некоторых случаях необходимо учитывать воздействия от падающих предметов, нагрузки от якорей или тралов.

5.6.3 Техническое обслуживание и внутрискважинные работы

Для проведения технического обслуживания и внутрискважинных работ СПД следует проектировать с таким расчетом, чтобы;

- способствовать ориентации и позиционированию специального оборудования, такого как ТНПА и ДУИ, райзеры для проведения капитального ремонта скважин;

- обеспечивать доступ в скважину, как вертикально, так и с использованием выкидной линии (TFL);

- обеспечивать безопасную остановку скважины и отсоединение райзеров в пределах установленного времени;

- способствовать установке двух независимых барьеров на случай возникновения критической ситуации в процессе эксплуатации;

- обеспечивать возможность извлечения критически важных элементов системы;

- обеспечивать возможность проведения внутрискважинных работ при смещениях буровой установки в установленных пределах.

5.6.4 Расчет конструкции

Для конструктивных расчетов устьевого оборудования подводной скважины в качестве исходных параметров для определения приемлемой высоты устья и требований к обсадным колоннам используются характеристики грунтов, внешние нагрузки и воздействия. Используя метод структурного расчета на прочность и устойчивость, следует подтвердить, что все компоненты устьевого оборудования, а также опорное основание будут сохранять конструктивную целостность во время бурения, монтажа, эксплуатации и капитального ремонта скважины. Стандарты ГОСТ Р 57123, ГОСТ Р 58036, см. также [9], определяют методы, применимые для проведения анализа.

5.6.5 Параметры подводного устьевого оборудования

5.6.5.1 Проектирование подводного устьевого оборудования осуществляется с учетом максимального рабочего давления. Конструкция колонной головки подводной скважины такова, что блок противовыбросовых устройств или устьевая арматура присоединяются непосредственно к корпусу головки. Таким образом, корпус должен выдерживать максимальное давление, заданное на весь срок эксплуатации скважины. При определении максимального давления необходимо учитывать режим остановки скважины при ее глушении, мероприятия по интенсификации притока или нагнетания в пласт. Во время этих работ также достигается максимальный ожидаемый перепад температуры.

5.6.5.2 При использовании оборудования на глубоководных участках перепад давления, действующего на корпус оборудования, существенно снижается за счет воздействия внешнего гидростатического давления. Этот эффект необходимо учитывать при определении рабочего давления в точке эксплуатации и при проведении испытаний в атмосферных условиях.

5.6.5.3 Выпускаемое типовое подводное устьевое оборудование имеет следующий ряд паспортных значений рабочего давления: 35 МПа, 70 МПа и 104 МПа.

5.6.6 Сервисное обслуживание

Устьевое оборудование подводной скважины должно обеспечивать возможность проведения планируемых операций по техническому обслуживанию. Следует принимать во внимание температуру добываемого флюида, а также возможность присутствия в нем диоксида углерода, сероводорода или хлоридов, которые могут вызывать потерю массы, коррозию и разрушения вследствие коррозийного растрескивания. Должен быть проведен анализ риска водородного охрупчивания вследствие воздействия водорода, выделяемого из катодных систем защиты.

5.6.7 Требование к инструменту для спуска

В дополнение к специальным требованиям конструкция каждого инструмента для спуска должна удовлетворять следующим принципам:

- обеспечивать достаточную циркуляцию флюида вокруг инструмента или через него;

- иметь достаточную длину и диаметр для предотвращения зависания в полости плашек ППВО;

- обеспечивать устойчивость к воздействию бурового раствора и шлама;

- использовать соединения с упорным заплечиком для инструментов, передающих вращающий момент;

- обеспечивать защиту в процессе спуска уплотняющих и изолирующих элементов, расположенных на деталях максимального диаметра;

- обеспечивать возможность разборки/сборки непосредственно на буровой установке.

Все инструменты для спуска следует проектировать с учетом растягивающей нагрузки, практики цементирования и давления внутри колонны обсадных труб.

5.6.8 Использование разведочных скважин

В некоторых случаях скважины, первоначально пробуренные как разведочные, должны быть переоборудованы в эксплуатационные или нагнетательные. Настоящий стандарт следует применять к таким скважинам для выявления потенциальных осложнений. Следует внимательно исследовать устьевое оборудование такой скважины, чтобы удостовериться в отсутствии повреждений, которые могли возникнуть за время, прошедшее с момента остановки скважины.

Необходимо исследовать следующие элементы конструкции разведочной скважины до принятия решения об ее использовании:

- состояние устья скважины над морским дном;

- места ПОК на корпусе устья;

- состояние и герметичность уплотнительных узлов ПОК;

- состояние донного основания;

- состояние фиксаторов и мест уплотнений на корпусе устья;

- герметичность верхнего участка ПОК.

Следует провести подробный анализ истории работы скважины для определения зоны возможного возникновения осложнений.

5.7 Требования к системе подвески колонны насосно-компрессорных труб и подводной фонтанной арматуре

5.7.1 Общие проектные решения

Общие положения, приведенные в 5.6 для подводного устьевого оборудования, применимы также к системам подвески колонны НКТ и ПФА. Специальные требования к проектированию ПФА приведены в ГОСТ Р ИСО 13628-4.

5.7.2 Система подвески насосно-компрессорной колонны

При проектировании системы подвески НКТ требуется учитывать следующие параметры:

- количество, размер и массу устанавливаемых НКТ;

- тип резьбового соединения на трубах;

- количество и размер проходных отверстий, номинальное давление и другие характеристики скважинного(ых) предохранительного(ых) клапана(ов);

- использование специальных переводников для монтажа системы подвески НКТ;

- требования к разъемам электрических и/или волоконно-оптических кабелей, применяемых для контроля и/или управления скважиной;

- конструкцию заглушек на канате или в TFL-системе (при использовании);

- необходимость обеспечения в конструкции устьевой арматуры возможности вертикального доступа в затрубное (межтрубное) пространство подвески НКТ. Данное требование определяет тип оборудования (заглушка на канате, обратный клапан, с открытием при свинчивании, муфта с гидравлическим приводом и другие), используемого для закрытия затрубного (межтрубного) пространства при извлечении устьевой арматуры или противовыбросового устройства;

- выполнение ориентации (в случае необходимости) для обеспечения соединения с ПФА;

- тип райзера (собственно райзер или отдельные трубы колонны-надставки), используемый при монтаже и проведении работ с применением канатной техники;

- предохранение отверстий клапанов от загрязнения флюидом/шламом;

- тип ПФА;

- местоположение подвески колонны НКТ (в устье скважины, в катушке для подвески лифтовой колонны или в ПФА).

5.7.3 Особенности проектирования ПФА

5.7.3.1 Номинальное (расчетное) давление

Следует определить ожидаемый рабочий диапазон давлений (максимальное и минимальное значения) в стволе скважины, кольцевом пространстве, сервисных линиях (при использовании) и в гидравлических линиях.

Необходимо учитывать давление в работающей и закрытой скважине, давление нагнетания и/или глушения скважины. Кроме того, следует принимать во внимание максимальное давление, необходимое при использовании инструментов TFL и максимальное давление в линии управления внутрискважинного клапана-отсекателя. Информацию о давлении следует оценивать в совокупности с внешними нагрузками, действующими на систему при проведении определенных операций.

Все компоненты и соединения должны иметь номинальные давления, соответствующие давлению в системе. Y-образные катушки должны быть рассчитаны на такое же рабочее давление, как и другие компоненты устьевой арматуры. Отводы ПФА рассчитывают на номинальные давления в выкидных линиях, если располагаются после боковой задвижки, или на давление ПФА, если располагаются до этой задвижки. Инструменты для спуска и установки ПФА рассчитывают на номинальное давление не ниже меньшего из давлений, установленных для ПФА или монтажного райзера. Должны быть выполнены контрольные испытания элементов системы, произведена опрессовка клапанов и заглушек. Для ПФА, предназначенной для добычи/нагнетания газа, необходимо проводить испытания с использованием газа.

Для выбора и идентификации критериев испытаний следует руководствоваться требованиями раздела 7 ГОСТ Р ИСО 13628-4-2016.

5.7.3.2 Применяемые материалы

Материалы компонентов ПФА необходимо оценить с точки зрения совместимости с рабочими флюидами. Следует провести тщательное исследование типов потенциальных флюидов и их состава (количество, состояния, полное и парциальное давление, температурный диапазон). Более детально вопрос рассмотрен в разделе 6.

5.7.3.3 Компенсация давления

При проектировании гидравлических систем и находящихся под давлением элементов следует учитывать глубину воды в точке монтажа системы. Это требование относится к таким элементам, как система управления, инструменты для спуска оборудования, приводы задвижек и прочее работающее под давлением оборудование.

5.7.3.4 Тип буровой установки

Конструкция и размеры элементов буровой установки, предназначенных для операций с подводным устьевым оборудованием, и конструкция, габаритные размеры и другие параметры устьевого оборудования и инструмента для его установки должны находиться во взаимном соответствии. Эти вопросы необходимо оценивать на ранней стадии проектирования. Тип используемого морского бурового основания и требования к ПФА с позиции возможных изгибающих усилий и возникающих напряжений должны корреспондироваться.

5.7.3.5 Внешние нагрузки

Помимо нагрузок от внешней среды имеются два типа внешних нагрузок, которым подвергается ПФА и ее верхнее и нижнее соединения. К первому типу относятся монтажные нагрузки, которые включают нагрузки от райзера и нагрузки, возникающие при подсоединении выкидных линий. Ко второму типу относятся нагрузки, которые имеют место при капитальном ремонте скважины и, в зависимости от типа ПФА, возникают под действием райзера для заканчивания/ремонта скважины или бурового райзера. Требования к райзерам рассмотрены в 5.6.2.2.

Необходимо провести анализ конструкции для подтверждения того, что в случае, если судно, проводящее монтаж/капитальный ремонт, изменит позицию (например, при дрейфе) и при этом не произойдет отсоединения монтажного инструмента, то механическое разрушение произойдет в точке, расположенной выше специального барьера, предназначенного для перевода скважины в безопасное состояние. Следует также предусмотреть блокировку компенсатора перемещения. Предназначенные для этого случая барьеры должны обеспечивать герметичность скважины после аварии.

Необходимо исследовать нагрузки на ПФА и/или выкидные линии, возникающие при зацеплении крановой системы в процессе спускоподъемных операций. Если повреждение вследствие этого воздействия неизбежно, следует определить место повреждения и возможные последствия для дальнейшего функционирования ПФА.

В случае, если элементы трубной обвязки подсоединены к деталям, находящимся под давлением, например, к корпусам клапанов, при определении максимальных нагрузок необходимо рассматривать суммарное воздействие давления и внешних нагрузок.

5.7.3.6 Конфигурация клапанов устьевой арматуры

Расположение клапанов на ПФА зависит от их назначения. Следует изучить конфигурацию клапанов и отверстий для обеспечения безопасности и необходимой эксплуатационной гибкости, включая совместимость с забойным инструментом, заглушками, канатной техникой и оборудованием TFL, как определено в ГОСТ Р 59299. Кроме того, следует проектировать поток флюидов таким образом, чтобы избежать скопления жидкостей или твердых осадков и эрозии оборудования. Если предполагается использование скребков для очистки трубной обвязки, то конструкция устьевой арматуры должна быть совместимой с их типами.

Следует рассмотреть возможность использования составного блока клапанов, если монтаж и капитальный ремонт осуществляется с использованием судна. Такая конструкция допускает более высокую внешнюю нагрузку, имеет меньше соединений и обладает большей компактностью. Должен быть установлен, по меньшей мере, один главный клапан, который закрывается в случае возникновения неисправности. Для клапанов с дистанционным управлением необходимо предусмотреть возможность блокировки с применением ТНПА или водолазов.

5.7.3.7 Диаметр отверстий

Диаметр отверстий эксплуатационных или нагнетательных скважин должен допускать установку/снятие заглушек, устанавливаемых на канате клапанов, спуск (при необходимости) внутрискважинного инструмента и оборудования в колонне НКТ. При этом следует учитывать направление потока, тип флюида, тип и размер взвешенных частиц, а также величину расхода.

В случае использования ПФА в составе системы TFL, следует сконструировать Y-образную катушку, которая обеспечивает как вертикальный доступ в скважину, так и прохождение инструмента TFL в соответствии с ГОСТ Р 59299.

Вертикальный доступ в затрубное пространство может быть обеспечен от верхнего соединения ПФА и подвески НКТ. В других случаях обеспечивается только контроль и регулировка давления в затрубье и нагнетание реагента. Если требуется нагнетание флюида в затрубное (межтрубное) пространство, должна быть рассчитана траектория потока для предотвращения потенциальной эрозии.

5.7.3.8 Соединение с выкидной линией

Метод и тип соединения выкидной линии влияют на передачу нагрузок, которые могут воздействовать на ПФА.

Узел подключения выкидной линии должен быть рассчитан, по меньшей мере, на то же давление, что и выкидная линия, в случае, когда он монтируется после задвижки на отводной линии. При использовании с ПФА, предназначенной для использования системы TFL, соединения выкидных линий следует проектировать в соответствии с ГОСТ Р 59299. Более подробно выкидные линии и шлангокабель рассмотрены в 5.11.

5.7.3.9 Операции, выполняемые под водой

Необходимо детально разработать технологию подводного монтажа оборудования, оценить необходимость привлечения водолазов и определить резервный метод установки, если использование основного метода не приведет к успеху. Более подробно эти вопросы рассмотрены в 8.6, см. также [10] и [11].

При использовании ТНПА следует учитывать его тип и функциональные возможности. Необходимо рассмотреть следующие вопросы:

- доступ аппарата к конструкции;

- точки причаливания/воздействия;

- диапазон перемещений инструмента в разных направлениях для закрепленного аппарата;

- требуемое обеспечение механической или гидравлической энергией;

- грузоподъемность ТНПА;

- конструирование специальных сервисных инструментов;

- тип системы развертывания ТНПА (система со страховочным фалом; использование клети или размещение на поверхности).

5.7.3.10 Управление ПФА

Для управления ПФА используются системы управления различной конфигурации. Более подробное описание приведено в приложении А. При конструировании системы управления и ПФА необходимо учитывать схему их взаимного расположения, пространственные ограничения и внешние нагрузки.

Необходимо обеспечить дистанционное управление всеми гидравлически/электрически управляемыми элементами устьевой арматуры. Модуль управления ПФА (если используется) может быть смонтирован в любом месте на ПФА, обеспечивающем удобный доступ и защиту от повреждений. Трубопровод гидравлической системы и электрические кабели (если используются), следует прокладывать, минимизируя возможность их повреждений.

5.7.3.11 Трубы, соединения, кольцевые канавки и сальники

При проектировании трубной обвязки (трубы, соединения, кольцевые канавки и сальники) следует избегать образования мест, в которых может скапливаться флюид или твердые частицы и возникать эрозия, а также необходимо предусматривать соответствующие допуски на ожидаемую коррозию/эрозию.

5.7.3.12 Инструмент для спуска устьевой арматуры

Для операций, выполняемых с судна, с использованием направляющих канатов или без них, инструмент для спуска устьевой арматуры и/или противовыбросового превентора должен быть оснащен соединителем, который размыкается при отклонении инструмента на угол больше заданного максимального значения. Соединитель должен обеспечивать возможность быстрого разъединения.

Допустимые рабочие углы и время, необходимое для разъединения, следует определять в каждом отдельном случае. При проектировании соединителей следует учитывать следующие факторы:

- требования национальных нормативных документов;

- глубину воды и погодные условия;

- возможность судна по позиционированию и т.д.

5.8 Системы райзеров для заканчивания/капитального ремонта скважины

5.8.1 Специальные проектные требования к райзерам для заканчивания и капитального ремонта скважин, включая системы управления ремонтом, как с использованием водоотделяющей колонны, так и без нее, приведены в [6].

5.8.2 Конструкция райзера для заканчивания/капитального ремонта аналогична конструкции колонны НКТ в том случае, когда она используется только внутри колонны направления.

При проектировании райзера для заканчивания/капитального ремонта, как с использованием водоотделяющей колонны, так и без нее, рекомендуется провести исследования (включая анализ на усталость) (см. [6]).

5.8.3 Райзер для заканчивания/капитального ремонта следует проектировать с учетом его совместимости с подводной устьевой арматурой по диаметру прохода, расположения стволов и т.д. В проекте райзера необходимо отразить рабочие условия, включая особые внешние нагрузки, характерные для проектируемого месторождения.

5.8.4 Максимальный допустимый срок службы райзера в заданных эксплуатационных условиях указан в [6].

5.9 Система подвески обсадной колоны на уровне дна

5.9.1 Общие проектные условия

Общие проектные требования для скважин с ПОК на уровне дна аналогичны требованиям к подводному устью скважины (см. 5.6). Специальные проектные требования приведены в ГОСТ Р ИСО 13628-4.

5.9.2 Специальные проектные условия

Ниже приведены специальные проектные условия для скважин с ПОК на уровне дна:

- система должна быть совместимой с самоподъемной установкой или другими типами буровых установок, устанавливаемых на морское дно;

- обсадную колонну следует подвешивать вблизи морского дна, чтобы снизить нагрузку на буровую установку и обеспечить место отсоединения/повторного соединения;

- прочность на растяжение, диапазон давлений и требования к смещению следует выбирать в соответствии с проектом скважины (в случае выбора подвесок с уменьшенным отверстием должна обеспечиваться их совместимость с программой бурения);

- линии подачи бурового раствора должны обеспечивать необходимую циркуляцию как в режиме спуска, так и после установки обсадной колонны, т.е. необходимо оценить суммарное пространство для циркуляции и качество пути прохождения потока;

- необходимо обеспечить на устье доступ в кольцевое пространство в процессе бурения, после установки подводной устьевой арматуры кольцевое пространство может быть изолировано;

- следует принимать во внимание внешние нагрузки, которые действуют на систему линий подачи бурового раствора (волны и течения, вес райзера/превентора и т.д.);

- для обеспечения операций по установке/извлечению элементы линии подачи бурового раствора должны быть совместимы с остальной буровой системой как по направлению вращения, так и по необходимому моменту на забое;

- необходимо предусмотреть доступ к устью для проведения операций по ликвидации скважины;

- следует определить величины допустимой несоосности и бокового смещения между колонной для спуска и подвеской;

- при консервации скважины выступающие элементы обсадной колонны следует демонтировать для обеспечения требований к возвышению колонны над уровнем дна;

- защитную крышку (или крышки) следует установить на скважину согласно проекту строительства скважины;

- узел герметизации затрубного пространства следует устанавливать между эксплуатационной колонной и промежуточными обсадными колоннами. Особое внимание необходимо уделить выбору материала для уплотнения.

5.10 Средства управления добычей

5.10.1 В процессе конструирования системы управления добычей следует учитывать общие положения, приведенные в 5.10.2-5.10.4 (специальные требования приведены в [12]).

5.10.2 Надежность системы может быть увеличена за счет принятия следующих решений:

- выбора высоконадежных узлов и компонентов;

- использования элементов, имеющих высокое сопротивление к износу и коррозии;

- резервирования отдельных элементов и систем;

- обеспечения доступности для водолаза, ТНПА и ДУИ;

- использования обходных (перепускных) каналов;

- обеспечения запасными частями (модулями);

- установления требований к составу жидкости в гидравлической системе управления и к чистоте этой жидкости.

5.10.3 Процесс технического обслуживания следует рассмотреть на ранней стадии конструирования системы. Ремонтопригодность оборудования, расположенного как на поверхности, так и под водой, может быть повышена за счет:

- конструирования оборудования с учетом удобства доступа в процессе обслуживания и извлечения;

- конструирования узлов с учетом обеспечения возможности независимого извлечения.

5.10.4 Специальные проектные требования для системы управления добычей и ее элементов изложены в [12].

5.11 Выкидные линии и концевые соединения

5.11.1 Общие положения

В данном разделе приведены требования для проектирования, строительства и испытаний выкидных линий и концевых соединений, используемых в СПД. Эти требования относятся к высокому давлению, многофазному потоку использования многоканальных линий, подводных соединений и системы TFL.

Настоящий стандарт не заменяет проектные технические условия для трубопроводов и выкидных линий. Проектную документацию следует выполнять согласно заданию на проектирование, которое представлено конечным пользователем, и требованиям соответствующих стандартов по проектированию. Требуемые интерфейсы и различия в режимах и рабочих характеристиках необходимо рассматривать на стадии конструирования системы.

5.11.2 Описание системы

Определение системы выкидных линий, в том объеме как она представлена в настоящем стандарте (см. рисунок 1), начинается от соединителя, который используется на подводном оборудовании (обе его части), и заканчивается одним из следующих элементов:

a) соединителем (обе его части), который используется на другом подводном сооружении;

b) концом выкидной линии у внешней арматуры или сварным швом на конце райзера платформы;

c) точкой, от которой начинается проектирование райзера (в случае гибкого или стального подвесного райзера, который не имеет основания).

Описание различных элементов и методы монтажа выкидных линий приведены в А.9.

5.11.3 Проектные решения

5.11.3.1 Проектные решения для внутрипромысловых трубопроводов

При проектировании внутрипромысловых трубопроводов должны быть применены следующие основные проектные решения:

a) следует рассмотреть различные решения по конфигурации внутрипромысловых трубопроводов. Внутрипромысловые трубопроводы могут быть расположены различным способом, например, отдельные трубопроводы, связка трубопроводов, связка трубопроводов в оболочке, дополнительный трубопровод поверх основного, труба в трубе или трубопроводы, интегрированные в шлангокабель;

b) нагрузки на внутрипромысловых трубопроводах во время монтажа могут быть больше, чем последующие нагрузки;

c) выбор конкретного метода монтажа зависит от числа линий, которые планируется прокладывать вместе, от диаметра трубы и ее веса в погруженном состоянии, глубины воды, требований к заглублению, длины внутрипромыслового трубопровода, расстояния до главной установки, наличия подходящего оборудования, метода соединения и от экономических факторов;

d) при проектировании внутрипромысловых трубопроводов следует рассмотреть ряд эксплуатационных факторов, включая:

- транспортируемый флюид: по линии могут транспортироваться продуктовый флюид, вода, твердые частицы, химические реагенты, углекислый газ, сульфид водорода и т.д. - наличие различных фаз в потоке;

- расход флюида;

- свойства флюида: давление, температура, вязкость, плотность и коррозионный потенциал;

- применение инструментов TFL: выкидные линии следует проектировать с учетом свободного прохода закачиваемых инструментов. Требования к диаметрам, минимальному радиусу кривизны и пр. изложены в ГОСТ Р 59299;

- запуск внутритрубных СОД: накладывает ограничения на выбор ЗА, фитингов, соединений, внутренние диаметры труб и радиусы их изгиба;

- местоположение окончаний трубопроводов;

- местоположение близлежащих трубопроводов: в процессе эксплуатации и прокладки выкидных линий необходимо учитывать присутствие близкорасположенных трубопроводов или наличие пересечений трубопроводов;

- вопросы обеспечения стабильности потока;

- требования к очистке трубопроводов с применением внутритрубных СОД;

- температура добываемого флюида;

- требования к изоляции;

- требования к весу покрытия;

e) вертикальное выпучивание: этот вопрос может быть ключевым при концептуальном проектировании и оказывать существенное влияние на стоимость проектов трубопроводов, на тип и стоимость компенсаторов, расположенных между выкидными линиями и манифольдами, на стоимость и технологию проведения ремонта внутрипромысловых трубопроводов, на строительство требуемых пересечений в зоне прокладки трубопровода;

f) топография морского дна: неровности морского дна могут вызывать образование жидкостных или газовых пробок, которые в свою очередь стимулируют образование гидратных пробок. Валуны, выход скальных пород, суспензионные потоки могут являться причиной возникновения чрезмерных внешних напряжений в трубах. Провисание трубопровода может служить причиной появления вибрационной усталости из-за образования завихрений или напряжений в изгибе трубопровода;

g) окружающая среда на морском дне: на трубопровод воздействуют течение и гидростатическое давление. Труба может укладываться на имеющиеся на морском дне отложения, а температура морской воды и содержание в ней кислорода влияют на уровень внешней коррозии. Перемещение осадочных пород на морском дне может засыпать или сместить выкидную линию, привести к провисанию, увеличивая внешние нагрузки и интенсивность внешней коррозии. Топография и характеристики морского дна могут быть такими, что возможно появление мест защемления трубопровода, в которых взаимодействие трубы и грунта будет препятствовать боковому или осевому перемещению трубопровода. Знание расположения этих мест помогает решать проблемы с температурными деформациями и сжатием трубопровода путем использования петлевых компенсаторов или изгибов. Существенное влияние на безопасность эксплуатации трубопровода оказывает воздействие тралов при ловле рыбы и якорей при постановке судов;

h) ожидаемый срок эксплуатации трубы: требования к защите от коррозии зависят от проектного срока службы трубопровода. В конструкции внутрипромысловых трубопроводов и их соединений следует учитывать требования к обслуживанию на протяжении всего срока эксплуатации трубопровода. Доступ к трубопроводу требуется:

- для процедур начального подсоединения;

- плановых проверок;

- технического обслуживания;

- ремонта;

i) выбор трассы: прокладка трубы по прямой линии между заданными координатами начала и конца трубопровода может являться не оптимальным решением. Внутрипромысловые трубопроводы следует прокладывать, избегая зон оползней, глубоких каньонов, выходов скальных пород и мест якорных стоянок. Трасса трубопровода не должна накладывать ограничения на будущую разработку месторождения. Конфигурация подхода трубопровода к точке подключения является важным моментом для правильного выравнивания соединительных элементов и размещения требуемого оборудования.

Кроме того, за счет добавления в маршрут заранее определенных криволинейных секций может быть компенсировано удлинение/сжатие трубопровода;

j) погода: в проекте должны быть проанализированы ожидаемые погодные условия на стадии строительства. Необходимо учитывать сезонные направления и высоту волн, направления и скорость ветра в сочетании со средней частотой штормов для определения оптимальных сроков выполнения проекта.

Выбранный метод ведения работ (привлечение водолазов, обитаемых подводных аппаратов, ТНПА и ДУИ) влияет на конструкцию элементов, технические приемы монтажа и рабочие процедуры. Определение интерфейсов ТНПА и инструментов и общие параметры проекта представлены в [10] и [11].

5.11.3.2 Конструкция жестких и гибких труб

При проектировании жестких и гибких труб необходимо учитывать следующие факторы:

a) выбор диаметра трубы и толщины стенки должен осуществляться в соответствии со следующими исходными данными:

- применяемые проектные нормы, которые учитывают наряду с другими документами, при определении допустимых напряжений, допусков на толщину стенки, возможных геометрических элементов (изгибы, тройники и т.д.), давлений, суммарного режима нагрузки в каждой секции трубопровода и на его концевых соединениях;

- расход транспортируемого флюида;

- максимальное рабочее давление транспортируемого флюида;

- давление внешней среды;

- перепад давления;

- изменения высоты трассы трубопровода;

- плотность и вязкость флюида;

- длина трубопровода;

- необходимость использования инструментов TFL или СОД трубопровода;

- требования к монтажу и оборудованию для обслуживания;

- наличие параллельных линий для TFL, запуска СОД, обслуживания, нагнетания или резервирования;

- доступность требуемых труб;

- метод укладки трубопровода (S-, J-методы или укладка с барабана);

- тип судна-укладчика и связанные с ним ограничения;

- параметры флюида (температура, плотность, вязкость);

- качество материалов;

- допуск на коррозию/эрозию стенок трубы от воздействия флюида;

- допуск на коррозию/эрозию стенок трубы от воздействия внешней среды;

- наличие коррозионно-стойкого покрытия;

- параметры внешней среды (температура, соленость, давление);

- условия морского дна;

- возможность изготовления;

- начальная температура флюида;

b) материалы для жестких труб. Вопросы сортамента и размеров жестких труб рассмотрены в ГОСТ ISO 3183. Важно учитывать возможные заводские допуски на толщину стенки и овальность трубы, которые могут ограничивать использование таких труб в определенных условиях, когда внешние воздействия, внешнее давление и низкие температуры могут превысить сопротивление материала трубы, для которого установлены предельно допустимые характеристики. Калибрование труб, приводящее к более низким значениям минимальной толщины стенки или меньшей овальности, может улучшить прочностные характеристики трубы, но должно быть согласовано между производителем и конечным потребителем. Высокопрочные сорта труб (выше Х-60) или стойкие к коррозии материалы могут потребовать применения специальной технологии сварки или использования механических соединений для обеспечения механической и усталостной прочности в месте соединений, равной прочностным характеристикам основного материала. Допуски на коррозию/эрозию толщины стенки могут быть учтены при расчете на прочность в тех случаях, когда нагрузки при монтаже или давление при испытании могут превысить установленные для труб пределы прочности. В то же время, допуск толщины стенки на коррозию/эрозию не должен учитываться при расчетах, связанных с внешними нагрузками в месте эксплуатации, нагрузками при удлинении/сжатии труб, максимальным внутренним рабочим давлением, внешним давлением и другими условиями в процессе эксплуатации;

c) материалы для гибких труб. При проектировании и эксплуатации гибких трубопроводов следует использовать ГОСТ Р 59306, ГОСТ Р 59309, см. также [13]. Важно понимать, что гибкая труба имеет многослойную структуру, включающую несколько расположенных накрест прочностных слоев. Допустимые напряжения, запас прочности на растяжение, радиусы изгиба и т.д. зависят от конструкции и технологии изготовления изделия и указываются в технической спецификации. Необходимо убедиться, что конструкция и параметры производства определены с учетом отдельных и комбинированных нагрузок;

d) конструкция трубы должна учитывать напряжения, возникающие при перегибах и изгибах, натяжении трубы, воздействии гидростатического давления, перемещениях судна-трубоукладчика в совокупности с воздействием окружающей среды и топографии морского дна. Особое внимание в этих ситуациях следует уделить комбинированным нагрузкам. Например, сильное натяжение в процессе укладки может привести к изменению овальности (сплющиванию) трубы, что в свою очередь, может привести к разрушению структуры из-за высокого внешнего давления на глубине;

e) в процессе эксплуатации следует учитывать действие следующих факторов:

- остаточной нагрузки после укладки;

- нагрузок окружающей среды, включая силу тяжести, гидростатические и гидродинамические нагрузки, взаимодействия трубопровода с грунтом. Указанные нагрузки показаны на рисунке 3;

- условий эксплуатации трубопровода, связанных с реализованными методами его прокладки (с заглублением в морское дно или по дну моря с применением балластирующих устройств), которые могут приводить к возникновению коррозионных сред на отдельных участках;

- вертикального выпучивания, удлинения или сжатия под действием давления и температуры;

f) жесткая труба сминается, когда происходит изгиб по слишком малому радиусу или сильное сжатие. В подводных трубопроводах наиболее часто смятие возникает, когда труба укладывается под внешним давлением с недостаточным натяжением, например, на вертикальном участке, или когда трубопровод подвергается внешнему сжатию, например, при термическом расширении в ограниченном пространстве. При возникновении локального смятия оно будет распространяться далее при меньшем внешнем давлении, чем первоначальное. Смятие распространяется до тех пор, пока не увеличится изгибная жесткость трубы и/или не уменьшится в достаточной степени внешнее давление. Для ограничения области распространения смятия используются специальные ограничители. Ограничителями смятия обычно являются укороченные отрезки трубы с большей толщиной стенки, которые вваривают в трубопровод;

g) увеличение толщины стенки трубы выше конструктивных требований или требований, обусловленных действием давления, позволяет повысить устойчивость трубопровода на дне и увеличить допуск на коррозию/эрозию.

1 - точка соединения под водой; 2 - дополнительное смещение вдоль оси укладки; 3 - угол относительно дна; 4 - высота над морским дном; 5 - вес трубы; 6 - длина свободного провисания; 7 - силы, возникающие при монтаже трубопровода; 8 - сила, возникающая при укладке трубопровода; 9 - трение грунта; М ₁ - вертикальный изгибающий момент, приложенный для выравнивания концов трубы; М ₂ - горизонтальный изгибающий момент, приложенный для выравнивания концов трубы; - угловое перемещение конца трубы для изменения положения соединителя; Т - вращающий момент, приложенный к связке труб для обеспечения правильной ориентации отверстий

Рисунок 3 - Факторы, влияющие на нагрузки и напряжения в процессе укладки трубопровода

5.11.3.3 Покрытие трубопроводов

Трубопроводы могут иметь внешнее покрытие для того, чтобы:

a) обеспечивать улучшение устойчивости на дне за счет увеличения сцепления трубы с грунтом, для противодействия гидродинамическому воздействию штормов или сильных подводных течений, а также из-за увеличения веса за счет материала покрытия, например бетона;

b) обеспечивать теплоизоляцию для поддержания достаточно высокой внутренней температуры флюида для предотвращения увеличения вязкости, образования гидратов и парафина;

c) обеспечивать механическую защиту от воздействия судов и рыболовных тралов посредством использования конструкции "труба в трубе", обетонирования, заглубления или укладки в траншею;

d) обеспечивать защиту от внешней коррозии за счет применения таких покрытий, как битум, мастики, различные органические/неорганические компаунды. Однако внешние покрытия могут уменьшить открытую площадь поверхности трубы, что в свою очередь, может привести к снижению числа элементов катодной защиты. Вопросы катодной защиты трубопровода рассмотрены в [14] и [15].

Трубопроводы могут иметь внутреннее покрытие, что позволяет:

- повышать гладкость трубы;

- усиливать защиту от коррозии;

- обеспечивать более короткий срок ввода в эксплуатацию (время осушки трубы);

- повышать эффективность работы СОД;

- улучшать гидравлические характеристики трубопровода.

5.11.3.4 Проектные нормы для трубопровода

При проектировании подводных трубопроводов используется ГОСТ Р 54382, предназначенный для подводных трубопроводных систем. Эти и другие нормы проектирования для жестких трубопроводов базируются на четырех теориях для трубопроводов и резервуаров под давлением: состояние под нагрузкой, упругое состояние, упругопластическое состояние и состояние предела текучести. Нормы проектирования по предельным нагруженным состояниям рассматривают отдельные кольцевые, радиальные и осевые напряжения и предоставляют безопасные рабочие границы для каждого состояния. Эти нормы и правила используются наиболее широко и имеют в своей основе общепринятую теорию резервуаров под давлением, включающую необходимые допустимые факторы безопасности. Это наиболее консервативные нормы и правила проектирования трубопроводов, которые хорошо работают во многих окружающих средах. Нормы проектирования по упругому, упругопластическому состоянию и состоянию предела текучести получены из определения разрыва трубы и избыточной пластической деформации. Алгоритмы расчета, основанные на этих определениях, дают проектировщику ясную картину взаимодействий нагрузок и напряжений на эластичной твердой трубе, широко распространенных во многих подводных трубопроводных системах, где комбинированные нагрузки (строительные и нагрузки от окружающей среды) имеют тот же уровень, что и внутренние нагрузки от давления. Результаты расчета трубопровода с использованием теорий пластической деформации могут дать в результате толщину стенки, которая составляет от 50 % до 80 % от полученной при расчетах предельной нагрузки для определенных экстремальных условий. При кажущейся меньшей прочности трубопроводы, рассчитанные по этим нормам, имеют допустимый коэффициент запаса прочности.

Следует подчеркнуть, что настоящий стандарт не рекомендует одну теорию расчета и нормы проектирования в ущерб другим. Все теории имеют своё практическое применение. В настоящем стандарте показано, что имеется несколько применимых для конструирования трубопроводов методов, дающих отличные проектные решения. При решении некоторых проектных задач может быть использовано несколько норм/теорий для разработки наилучшей конструкции трубопровода.

5.11.3.5 Проектные нормы для гибких трубопроводов

Для гибких подводных трубопроводов используются следующие стандарты:

- для проектирования, монтажа и эксплуатации гибких труб, слои в которых не связаны, ГОСТ Р 59309;

- для гибких труб, слои в которых связаны, ГОСТ Р 59306.

Рекомендации для гибких труб, используемых в качестве райзеров, слои в которых не связаны, представлены в [13].

Несмотря на то, что гибкий трубопровод является сложной многослойной конструкцией, стандарты, используемые для расчетов жестких трубопроводов, и программы для исследования могут быть также использованы при проектировании гибких трубопроводов.

Целесообразно учитывать специальные проектные рекомендации (см. [16]) для шлангокабелей управления и их элементов.

5.11.3.6 Проектирование концевого соединения

После укладки трубопровода на морском дне может потребоваться переместить концы трубы, видоизменить их (например, установить фланцы) или выполнить обе операции для обеспечения соединения. На выбор метода подсоединения трубопровода, влияют следующие условия:

a) район работ: следует учитывать местоположение, точность, с которой уложена конечная секция трубопровода, требуемое боковое и угловое выравнивание и связанные с этим напряжения;

b) метод монтажа трубопровода: операции и оборудование, необходимые для укладки труб, следует выбирать, обеспечивая совместимость с операциями и оборудованием, выбранными для прокладки остальной части трубопровода. Оборудование для выравнивания следует конструировать с учетом силы реакции трубопровода, обусловленной методом монтажа и/или тепловым удлинением;

c) конфигурация конца трубопровода: вид и величина прикладываемых усилий, необходимых для обеспечения соосности труб, могут зависеть от конструкции трубопровода (одиночная труба, связка труб или связка труб в оболочке), а также от размера трубы, ее массы, прочности, жесткости и требований, связанных с использованием инструмента TFL;

d) условия морского дна: на процедуру укладки могут влиять силы трения грунта, несущая способность грунта, наличие препятствий и рельеф морского дна;

e) точка подсоединения: проект укладки зависит от того, что именно является конечной точкой - подводная установка или морская платформа. При подсоединении к морской платформе могут потребоваться дополнительные меры для укладки трубопровода, например, установка райзера (морского стояка) или J-трубы. В местах соединений может потребоваться дополнительная установка трубных компенсаторов, разъединителей или задвижек. Для установки этих элементов могут потребоваться переходники с фланцами;

f) метод соединения: для реализации качественного соединения крайне важно обеспечить точное позиционирование концов труб в пределах осевых и угловых допусков. Для связки труб необходимо обеспечить возможность его поворота вокруг оси, для обеспечения необходимой ориентации отверстий. Крайне важно иметь представление, в какой момент происходит подсоединение трубопровода в процессе его укладки. Некоторые технологии укладки требуют использования так называемого соединения "первого конца". Данная техника предполагает укладку трубы непосредственно от объекта подсоединения или подсоединение первой трубы сразу после ее укладки. Технология соединения "второго конца" применяется при подсоединении к платформе или райзеру, но может быть использована и для подводных подключений;

g) нагрузки и воздействия в процессе укладки: конструкция трубопровода вблизи концевого соединения и конструкция элементов, обеспечивающих соосность, зависят от прочности и жесткости трубы, а также от требуемых перемещений при укладке трубы относительно точки подсоединения. Методы протягивания трубы со смещением требуют повторного позиционирования труб, приводящего к возникновению осевых нагрузок и изгибающих моментов, которые необходимо учитывать в процессе проектирования трубопровода и центрирующих элементов. Метод вставки трубных секций позволяет оставлять трубы в исходном положении. Соединительные вставки должны выдерживать усилия, возникающие в процессе соединения, обеспечивать герметичность и компенсировать несоосность труб в допускаемых пределах. Факторы (см. рисунок 3), которые влияют на нагрузки и возникающие напряжения в трубах во время операций укладки, включают:

- высоту точки соединения и угол относительно дна;

- вес и плавучесть трубопровода;

- продольную жесткость и жесткость при кручении трубы;

- длину участка провисания;

- требуемые для выравнивания боковые и угловые перемещения;

- тяговые усилия, требуемые для компенсации трения о грунт и остаточных монтажных усилий;

- необходимое вращение (для ориентации отверстий);

h) элементы для подсоединения трубопровода: подсоединение трубопровода к требуемой точке выполняется после завершения укладки. Основное назначение изложенных ниже методов соединения заключается в создании герметичного уплотнения в условиях воздействия окружающей среды. Если предполагается использование инструментов TFL, то соединители должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 59299. Все уплотнения, находящиеся под действием гидростатического давления, должны обеспечивать двустороннюю герметичность. Конструкция соединительного устройства должна включать средства, позволяющие контролировать герметичность уплотнения, взаиморасположение и фиксацию соединяемых элементов после выполнения операции соединения.

5.11.3.7 Элементы для подсоединения трубопровода

Перечисленные ниже детали, используемые для соединения трубопровода, позволяют унифицировать возможные технические решения:

а) фланец, закрепляемый болтовым соединением

При проектировании фланцевых соединений и технологии их монтажа следует руководствоваться требованиями ГОСТ Р 51365 (на рабочее давление 69,0 МПа и выше), ГОСТ Р ИСО 13628-4, см. также [17]. В конструкции фланцевых соединений используются металлические кольцевые прокладки, которые сдавливаются при затягивании болтов. Следует уделять особое внимание указанным прокладкам при использовании таких соединений в подводных условиях. При использовании некоторых прокладок (например, API ВХ) происходит нарушение герметичности прокладки и фланцевого соединения из-за защемления воды под прокладкой. Прокладки типов API SBX, API SRX или другие специальные прокладки имеют дренажные отверстия и/или конусную форму поверхности для предотвращения защемления воды в процессе выполнения подводного соединения. Проектировщику необходимо учитывать, что прокладки типа API SBX, в отличие от API SRX, обеспечивают прямой контакт поверхностей двух фланцев. Таким образом, выбор прокладки необходимо осуществлять с учетом изгибающего момента во фланцевом соединении.

Уплотняемые поверхности и кольцевые канавки под прокладки следует покрывать антикоррозионным сплавом или использовать антикоррозионные втулки для минимизации электрохимической коррозии между прокладкой и уплотняемыми поверхностями. Если корпус фланца изготовлен из антикоррозионного сплава, то внутреннее покрытие не требуется.

Болтовые фланцевые соединения допускают наличие некоторой несоосности при установке фланца и корректируют ее. Однако выравнивание поворотом ограничено из-за необходимости обеспечения ориентации крепежных отверстий под болты. Для снятия указанного ограничения могут использоваться фланцы с шарнирным соединением. Такие шарнирные фланцы могут располагаться на стороне подводного оборудования или платформы, а на трубе устанавливается фиксированный фланец.

Фланцы нестандартной конструкции, такие как компактные фланцы, могут применяться в зонах с ограниченным доступом, при угловом рассогласовании или в условиях высокой нагрузки в месте соединения.

Для выполнения болтового фланцевого соединения может потребоваться привлечение водолазов.

Примечание - Примеры диаграмм механической прочности для условий статической нагрузки приведены в [18] и [19]. К применению этих диаграмм следует подходить с осторожностью, так как использованные при анализе модели не полностью учитывают усилия, требуемые для обеспечения герметичности прокладки или сальника в реальных условиях. Количество болтов, их размер и прочность материала фланца определяют усилие, требуемое для обеспечения герметичности. Конструкция фланца рассчитывается на нагрузку, равную половине напряжения текучести для материала болта и ниже предела текучести для испытания под давлением без учета внешних воздействий. Положения [18] и [19] позволяют оценить "резервную" механическую прочность фланца для тех случаев, когда материал фланца и болтов берется по данным предела текучести при разных значениях внутреннего давления, вплоть до расчетного давления. Фланцевые соединения, подверженные циклическим (динамическим) нагрузкам должны иметь торцевой контакт для снижения риска выхода из строя болтов из-за усталостных разрушений и утечки вследствие повреждения прокладки;

b) стыковочная втулка

Это соединительное приспособление аналогично болтовому фланцевому соединению. Для соединения с применением стыковочной втулки могут использоваться те же самые металлические кольцевые прокладки, что и на фланцах, или специальные прокладки. Втулки соединяются по мере затягивания зажимного механизма. Соединения данного типа выполняются быстрее по сравнению с болтовыми фланцами и исключают необходимость в поворотном выравнивании, так как стыкующиеся втулки не имеют отверстий под болты, за исключением втулок со многими отверстиями. С другой стороны, большинство стыковочных втулок не допускают такого начального осевого смещения, какое допускается при применении болтовых фланцевых соединений.

c) специальные соединители

Это соединители, специально разработанные для обеспечения окончательного выравнивания и закрепления труб, а также для обеспечения повышенной герметичности. Специальные соединители включают раздвижные цанги, запорные собачки и другие механические устройства. Фиксация (защелкивание) происходит при коротком продольном смещении одного или обоих соединяющихся концов.

Специальные соединители могут быть механическими или гидравлическими. Механические соединители приводятся в действие водолазами или ДУИ. После соединения механические устройства остаются под водой. Гидравлические соединители представляют собой механические устройства с гидравлическим приводом. Такие соединители работают с использованием гидравлических линий управления и могут оставлять под водой гидравлический исполнительный элемент после выполнения соединения. В специальных соединителях используются деформируемые при замыкании соединителя металлические прокладки.

5.12 Донное основание и манифольд

5.12.1 Общие положения

Донное основание представляет собой рамную конструкцию, которая служит опорой для другого оборудования, такого как манифольды, райзеры, оборудование для бурения и заканчивания, оборудование для протягивания (прокладки, подтягивания) и соединения трубопровода, а также основанием для установки защитной конструкции. Защитная конструкция и опорная плита часто составляют единую структуру, однако, при необходимости проведения бурения первоначально устанавливают опорную плиту, а затем на эту плиту монтируют защитную конструкцию и манифольд. Опорная плита является фундаментом, передающим проектные нагрузки на морское дно. В А.6 приведены примеры различных конструкций опорной плиты.

5.12.2 Обеспечение операций бурения и заканчивания

Интегрированная опорная плита или опорная плита для бурения должна обеспечивать направление для бурения, возможность установки и фиксации колонны направления, а также обеспечивать достаточное пространство для спуска и посадки блока превенторов. Колонна направления может быть закреплена на опорной плите постоянно или отсоединяться после цементирования. Буровые слоты опорной плиты способны нести вес направления до завершения цементирования. Если предполагается установка устьевой арматуры, то опорная плита должна иметь механические средства для позиционирования и выравнивания устьевой арматуры, а также необходимое пространство для ее спуска в скважину.

5.12.3 Размещение

Донное основание должно обеспечивать возможность точной установки оборудования СПД для выполнения их соединения, например, устьевого оборудования с ПФА, ПФА с манифольдом, манифольда с выкидными линиями.

5.12.4 Направляющие элементы

Донное основание должно обеспечивать ориентацию элементов при выполнении всех монтажных операций. Если используются направляющие тросы, то на донном основании должно предусматриваться пространство, необходимое для монтажа направляющих, и обеспечиваться возможность их технического обслуживания. Если направляющие тросы не используются, то на донном основании должно быть обеспечено необходимое пространство и элементы для ориентации при установке основного оборудования.

5.12.5 Условие для осуществления ликвидации

Если после завершения проекта планируется извлечь донное основание, то ее конструкция должна включать элементы, необходимые для проведения данной операции.

5.12.6 Требования к установке донного основания

Параметры опорной плиты должны соответствовать всем монтажным требованиям. Следует рассмотреть различные типы судов, используемых для установки (буровые установки и крановые баржи). Необходимо рассмотреть следующие аспекты:

- выгрузка;

- транспортирование на место;

- грузоподъемность крана;

- плавучесть;

- система балластировки;

- система спуска на морское дно;

- возможности позиционирования;

- возможность выравнивания;

- соединение с основанием.

5.12.7 Конструктивные элементы

5.12.7.1 Подводные конструктивные элементы должны быть выполнены в соответствии с стандартами по морской нефтегазодобыче, например, ГОСТ Р 54483.

При разработке конструктивных элементов необходимо соблюдать следующие требования:

- конструкция должна предусматривать возможность выравнивания с целью обеспечения соединения оборудования: устья скважины/добычных направляющих линий, ПФА/манифольд и трубопроводная обвязка, манифольд/выкидная линия и монтажные приспособления, защитная конструкция (если применимо) и другие соединения;

- конструкция может быть жестко связана с оборудованием устьев скважин или устанавливаться независимо и не иметь непосредственного соединения с устьями. В последнем случае для подключения устья скважины и/или манифольда используется гибкий трубопровод;

- конструкция, расположенная в зоне возможного прохождения тралов, должна быть оснащена обтекаемой формы защитой от трала;

- полые секции следует оборудовать устройствами выравнивания давления для предотвращения их разрушения (следует проводить оценку необходимости внутренней защиты);

- размеры и конфигурация несущих конструкций должны соответствовать оборудованию, используемому в зависимости от применяемого метода технического обслуживания (использование ТНПА, ДУИ или привлечение водолазов);

- защита от падающих предметов, осуществляемая с использованием навесных или съемных панелей, может быть установлена над зонами устьев скважин и над зонами расположения ответственного оборудования;

- углы конструкции опорной плиты должны быть заглублены в морское дно для снижения опасности зацепления.

Защитная конструкция оценивается с помощью модельных испытаний и/или анализа устойчивости в сочетании с данными испытаний на модели. Критерии и процедура испытания подтверждаются официальными представителями местной рыболовной отрасли и/или экспертами по рыболовству/тралению, имеющими опыт работы в данном районе.

5.12.7.2 Нагрузки на опорную плиту, возникающие от воздействия на нее устьевого оборудования и обвязки скважин, зависят от следующих факторов:

- характеристик грунта и продольной жесткости конструкции скважин;

- расчетной прочности и жесткости конструкции опорной плиты относительно вертикального смещения;

- конструкции элемента, соединяющего опорную плиту с оборудованием устьев скважин и от величины отклонений формы и размеров;

- теплового расширения обсадной колонны.

Связанная с устьями опорная плита должна обеспечивать возможность направления/посадки/фиксирования колонной головки направления и иметь достаточное пространство для перемещения и установки блока противовыбросовых превенторов на соответствующее устье скважины и присоединения его к сопрягаемой фонтанной арматуре.

Должна быть продумана система удаления бурового шлама. В качестве альтернативного решения по утилизации бурового шлама допускается его размещение в пределах конструкции опорной плиты при условии, что он не мешает нормальной работе.

Конструктивные элементы должны обеспечивать возможность выполнения на берегу операций по монтажу требуемого оборудования и проведения тестирования.

Конструкции должны передавать на фундаментную плиту все проектные нагрузки от установленных систем и оборудования.

В соответствии с принципами проектирования защиты от падающих предметов, рыболовных снастей и от воздействия других случайных нагрузок предохранение подводного оборудования осуществляется за счет использования защитных конструкций или соблюдения специальной последовательности операций. Форма конструктивных элементов должна препятствовать замятию шлангокабеля и направляющих канатов при проведении работ с ТНПА.

Для описания возможных нагрузок в процессе изготовления, монтажа и эксплуатации рассматриваемых конструкций может быть использована форма F.4 (приложение F).

5.12.7.3 Для повышения эффективности обслуживания опорные плиты, конструктивные элементы и размещаемое на них оборудование следует проектировать, руководствуясь следующими положениями:

- все извлекаемые модули и элементы конструкции следует закреплять с помощью фиксаторов, управляемых в соответствии с выбранной методикой обслуживания, если они не закреплены иначе;

- установленные на шарнирах защитные конструкции следует проектировать с возможностью их замены;

- посадочные площадки и окружающие их зоны следует проектировать с учетом нагрузок от систем обслуживания, возникающих при их спуске и работе. Для инструментов, спускаемых на тросе, следует ограничить максимальную скорость спуска оборудования величиной 1,6 м/с. Для инструмента, спускаемого на бурильной трубе, максимальная скорость спуска составляет 0,8 м/с;

- следует предусмотреть возможность осуществления наблюдения за инструментом, модулями и оборудованием во время спуска, подсоединения и выполнения операций;

- посадочные площадки и/или точки фиксации должны быть расположены в местах, где требуется проведение операций с применением подводных аппаратов;

- следует предохранять чувствительные элементы подводной системы от воздействия систем технического обслуживания;

- может использоваться специальная конструкция, позволяющая при необходимости осуществить быструю замену акустического передатчика (передатчиков). Данная конструкция не должна экранировать акустические сигналы и создавать потенциальную опасность зацепления;

- все запирающие механизмы на защитных люках и подъемных рамах должны легко открываться в соответствии с установленной методикой обслуживания;

- на сменных направляющих стойках следует использовать блокирующие механизмы, управляемые выбранной системой технического обслуживания;

- все установленные постоянные направляющие стойки, к которым крепится направляющий трос, должны обеспечивать в случае его обрыва возможность подсоединения нового троса;

- для оборудования подводной системы, требующего выполнения поворота или переключения элементов управления в процессе эксплуатации, может потребоваться создание соответствующего инструмента и интерфейса;

- конструкцию следует разрабатывать таким образом, чтобы расположение элементов анодной защиты и других конструкционных деталей не создавало каких-либо затруднений или препятствий для работы обслуживающих систем;

- следует оценить скорость посадки и необходимость использования систем мягкой посадки;

- эксплуатационные требования к спускаемым с борта судна обслуживающим системам, устанавливающие угол смещения направляющих канатов, не должны ограничивать зону доступа ДУИ, уменьшать рабочую область или иным образом снижать эксплуатационную безопасность и надежность;

- должна быть предусмотрена маркировка оборудования для облегчения его идентификации водолазами и ТНПА;

- инструменты, превенторы, модули и другое извлекаемое оборудование должны иметь соответствующие рабочие промежутки относительно других элементов конструкции и соседних модулей, чтобы исключить случайное воздействие или столкновение во время установки и извлечения. Не следует допускать соприкосновения извлекаемых модулей с окружающей конструкцией, даже при наихудшем соотношении допускаемых отклонений размеров соседних элементов;

- для операций, проводимых без использования направляющих тросов, следует предусмотреть меры механической защиты, включая использование направляющих воронок или отбойных буферов, для исключения возможности столкновения с расположенным рядом оборудованием.

5.12.8 Установка фундаментной плиты и ее выравнивание

Для СПД, конструкция которых включает донное основание, необходимо осуществить горизонтальное выравнивание с заданной точностью для обеспечения надлежащего взаимодействия и сопряжения различного оборудования. Стандартные методы выравнивания включают возможность одно- и двустороннего смещения свай относительно их направляющих, использование системы домкратов на углах донного основания и использование свай с управляемым погружением в грунт. В процессе выравнивания необходимо использовать средства контроля уровня.

Опорные плиты свайной конструкции должны иметь средства механического крепления плиты к сваям (путем цементирования или гидроразжима).

При проектировании донного основания и системы выравнивания необходимо учитывать следующие параметры:

- уклон морского дна, допуски при установке и возможности размыва грунта;

- силу присасывания грунта при смещении и выравнивании плиты;

- необходимость защиты свайных муфт от попадания грунта;

- использование фундаментной плиты с несущей конструкцией, предназначенной для поддержания головки колонны направления. В данном случае проверяется монолитность всей конструкции;

- для фундаментных плит и юбочных оснований предусматриваются устройства для стравливания воздуха в процессе прохождения зоны смачивания и выхода воды при погружении в грунт. Следует учитывать стабильность работы подъемника и вымывание грунта;

- конструкции с юбочным основанием являются самопогружающимися;

- в случае необходимости для систем с юбочной конструкцией должно использоваться откачивающее и нагнетательное насосное оборудование для выравнивания на заключительной стадии погружения в грунт или для размывания перед извлечением. Обе эти системы задействуются в соответствии с выбранной стратегией обслуживания;

- осадку грунта под опорной плитой (при установке и в процессе эксплуатации);

- тепловое воздействие добываемых углеводородов, особенно если в морском дне присутствуют газовые гидраты;

- условия вывода из эксплуатации.

5.12.9 Манифольд и трубопроводная обвязка

5.12.9.1 Функциональные требования

При проектировании системы манифольдов могут быть реализованы следующие функциональные требования:

- наличие трубопроводной обвязки, клапанов и средств управления потоком, обеспечивающих безопасный сбор добываемой продукции или распределение закачиваемых флюидов, таких как газ, вода или химические реагенты;

- наличие оборудования для измерения производительности отдельных скважин;

- если предусмотрено использование СОД, то наличие соответствующего контура (и петли) для его прохождения, камеры для пуска/приема СОД, соответствующих клапанов, а также требуемый внутренний диаметр трубопроводов;

- в случае использования инструментов TFL должны быть предусмотрены соответствующие клапаны и байпасные линии, необходимые для реализации этой функциональной возможности, см. ГОСТ Р 59299;

- наличие монтажного и защитного оборудования, необходимого для текущего контроля и управления операциями добычи/нагнетания. Манифольд может включать систему распределения гидравлической и/или электрической энергии для системы управления;

- обеспечение соединения выкидных линий. Манифольд обеспечивает возможность подключения и отсоединения выкидных линий. В манифольдах большого диаметра для этих целей используются гибкие трубы и компенсаторы. При этом соединение/разъединение одной выкидной линии не должно влиять на другие соединения.

Примечание - В зависимости от системы манифольда могут приниматься во внимание или все, или некоторые из перечисленных выше факторов.

Кроме того, конструкция системы манифольда должна:

- обеспечивать монтаж устьевой арматуры на колонной головке и ее извлечение без воздействий на соединения манифольда и на другую ПФА, что обычно реализуется за счет использования донного основания, которое позволяет извлекать устьевую арматуру без разрыва трубной обвязки манифольда;

- предусматривать установку резервных перемычек/линий в соответствии с выбранной стратегией обслуживания;

- принимать на себя все возможные нагрузки, которые могут возникать в подводной системе в процессе эксплуатации;

- соответствовать требованиям, установленным для выбранной концепции противовыбросовой защиты;

- соответствовать требованиям, установленным в соответствии со стратегией монтажа и испытаний.

5.12.9.2 Проектные характеристики

Конструкция манифольда и трубной обвязки должна учитывать характеристики рабочих флюидов. К таким флюидам относятся добываемые углеводороды (жидкие и газообразные), пластовая вода, закачиваемая вода, газы и химические реагенты.

Для данных флюидов должны быть определены следующие проектные характеристики:

- температура застывания;

- давление;

- температура;

- химический состав;

- вязкость;

- соотношение газ/нефть/вода;

- наличие и возможность образования песка/парафинов/гидратов;

- коррозионная активность.

5.12.9.3 Трубопроводная обвязка манифольда

Размеры (диаметр, толщина стенки и т.д.) труб определяют в соответствии с запланированным дебитом скважин и значениями устьевого давления (включая давление глушения и давление в закрытой скважине) для отдельных линий и/или объединенного потока. Вопросы нагнетания воды или газа, газлифта и использования инструмента TFL рассмотрены в ГОСТ Р 59299.

При определении диаметра труб необходимо учитывать ограничения по скорости течения флюида для снижения потерь давления и предотвращения эрозии, вызываемой воздействием потока. При определении необходимой толщины стенки следует учитывать допуск на внутреннюю коррозию. Общую конструкцию и крепление труб/вентилей следует рассчитывать с учетом нагрузок от ожидаемого режима течения с возможным образованием пробок. Возможная кислотная обработка призабойной зоны и связанное с ней попадание кислоты в систему труб манифольда может серьезно повлиять на выбор материалов и стоимость манифольда. Необходимо учитывать внешнее гидростатическое давление при определении диапазона рабочего давления. Особое внимание следует уделить трубопроводам на выходе штуцеров из-за возможных высоких скоростей флюидов. Сварка трубной обвязки манифольда должна осуществляться встык. Скапливающаяся жидкость должна самостоятельно стекать в сторону подключения выкидных линий. Слив любых жидкостей в выпускных трубах следует осуществлять по возможности в основной приемный коллектор.

Для системы труб подводного манифольда могут быть применены ГОСТ Р 54382, см. также [20]-[22].

Следует подчеркнуть, что настоящий стандарт не отдает предпочтение какому-то одному методу или стандарту перед другим; все приведенные стандарты имеют свое практическое применение. Другими словами, существует несколько методов, применимых для конструирования трубной обвязки манифольда, каждый из которых включает самостоятельные требования к проектированию. Однако ни один из указанных стандартов не создан специально для систем трубной обвязки подводных морских манифольдов. В некоторых случаях для разработки наилучшей конструкции трубной обвязки манифольда при проектировании может быть использовано множество норм и правил, учитывая необходимость решения особых задач, касающихся оптимизации веса, гибкости труб и нагрузок при соединении трубопроводных линий.

5.12.9.4 Техническое обслуживание

Техническое обслуживание является важным условием проектирования системы. Методологию технического обслуживания следует сформулировать на начальной стадии конструирования комплекса опорной плиты и манифольда. Ниже приведены некоторые факторы, которые следует учитывать:

- использование методов, связанных с привлечением водолазов или использованием ТНПА;

- необходимость использования в конструкции заменяемых элементов;

- необходимость обеспечения свободного пространства для доступа водолазов и ТНПА;

- необходимость использования четкой маркировки, позволяющей различать сходные элементы;

- требования к возвышению оборудования над морским дном для обеспечения достаточной видимости;

- возможность безопасной эксплуатации системы при снятии отдельных элементов;

- возможность проведения анализа неисправностей для выявления неисправных элементов (последовательность действий для определения вида отказа).

5.12.9.5 Количество скважин

Число скважин в составе интегрированного комплекса донного основания и манифольда может различаться в зависимости от технологической схемы разработки месторождения. От числа скважин зависит размер донного основания и конструкция манифольда. В подводном комплексе следует предусматривать резервные буровые слоты на случай изменения технологической схемы разработки, бурения сухих скважин, возникновения осложнений при бурении и других непредвиденных обстоятельств.

5.72.9.6 Расстояние между скважинами

Размещение скважин может определяться типом и размерами бурового и эксплуатационного оборудования, требованиями к манифольду, допуском на тепловое расширение, требованиями к последующему техническому обслуживанию и проверке.

Необходимо обеспечить пространство для размещения таких элементов, как выкидные линии и устьевая обвязка, инструментов для их спуска, противовыбросовых превенторов, пространство вокруг устьевой арматуры и пространство для доступа инструментов технического обслуживания.

5.13 Добычные (эксплуатационные) райзеры

5.13.1 Общие положения

Специальные требования к добычным райзерам и их компонентам даны в общепризнанных нормах и стандартах. В качестве примера можно привести следующие стандарты: ГОСТ Р 59309, см. также [8], [13] и [23].

5.13.2 Проектные условия

При конструировании системы добычного райзера требуется определить эксплуатационные функции (характеристики потока), свойства флюида в линии, нагрузки от внешней среды и возможные перемещения оборудования, к которому райзер будет подсоединен. Результирующие нагрузки, силы, моменты и перемещения должны быть исследованы и проанализированы для заданной конструкции системы райзера и его элементов.

Имеется определенное сходство методов анализа конструкции буровых райзеров и жестких вертикальных эксплуатационных райзеров. В то же время имеются функциональные различия, которые следует учитывать при конструировании эксплуатационных райзеров. Эти различия заключаются в сроке эксплуатации, типе флюидов, давлениях и возможности регулярного проведения осмотра.

5.13.3 Функциональные и эксплуатационные условия

Каждую линию райзера следует проектировать с учетом требований к пропускной способности, давлению, коррозии, эрозии и температуре, обеспечению конструктивной целостности. Эксплуатационные условия должны включать требования к обслуживанию райзера в условиях шторма, в случае неудачных швартовок, при обрастании морскими организмами. Необходимо учитывать взаимодействие внутренних линий райзера и защитной оболочки при воздействии внешних нагрузок. На конструкцию райзера могут влиять требования к плановому осмотру, техническому обслуживанию и ремонту. Также на конструкцию райзера влияют сервисные операции в процессе эксплуатации (пуск/прием СОД трубопровода, удаление углеводородов перед отсоединением).

Для обеспечения требуемых эксплуатационных параметров при проектировании райзера следует учитывать конструкцию оборудования, к которому он подсоединен, как на добывающей платформе, так и на морском дне. Необходимо определить режим эксплуатации райзера при экстремальных смещениях плавучей добывающей платформы, а именно останется ли райзер в подсоединенном состоянии, будет ли извлечен на поверхность после разъединения или останется в воде в подвешенном состоянии. Размер и сложность конструкции райзеров могут быть уменьшены за счет объединения потоков продукции на морском дне, но это приведет к необходимости использования более сложного подводного оборудования.

5.13.4 Влияние параметров добычи

В процессе проектирования добычного райзера требуется не только определить возможные нагрузки, но и четко установить требования к количеству и размеру линий, возможным эксплуатационным режимам для соответствия требованиям всего проекта добычи. Эксплуатационные режимы могут включать: транспорт пластовых и закачиваемых (воды, газа, реагентов) флюидов, испытание скважины, обеспечения функций контроля/управления режимом в затрубном пространстве, использование инструментов TFL. На выбор конструкции существенно влияет необходимость проведения в будущем капитального ремонта скважины. Кроме того, на конструкцию райзера влияют решения по управлению режимом входящих и исходящих потоков. Например, райзер может быть рассчитан на давление, равное давлению в закрытой скважине. В качестве альтернативы, для защиты выкидных линий или другого оборудования может быть использована интегрированная система защиты от избыточного давления. Вопросы применения системы защиты от избыточного давления рассмотрены в А.8.8.

Срок службы райзера необходимо рассматривать не только с точки зрения оценки износа и усталости, но и коррозии (внутренней и внешней), а также вероятности возникновения экстремальных нагрузок. Решение всех этих вопросов на ранней стадии может упростить процесс разработки требуемой конструкции райзера.

5.13.5 Осмотр и техническое обслуживание

Требования к осмотру и техническому обслуживанию в процессе эксплуатации добычного райзера необходимо определить на стадии технического проекта. Метод контроля может оказать существенное влияние на размер и конструкцию райзера. Методология контроля должна основываться на сроках реализации проекта и требованиях регламентирующих документов. Требования к техническому обслуживанию оказывают влияние на пространственную конфигурацию райзера и на систему его крепления, влияя тем самым на конструкцию райзера.

5.13.6 Монтаж и извлечение

Необходимо провести анализ системы райзера с учетом нагрузок, возникающих в процессе монтажа, эксплуатации и извлечения райзера.

5.14 Системы обслуживания с использованием аппаратов и инструментов с дистанционным управлением

Системы обслуживания могут работать под управлением водолазов, ТНПА и ДУИ. Специальные проектные требования к интерфейсам таких аппаратов с СПД и ее элементами приведены в [10] и [11].

5.15 Цветовая окраска и маркировка

Требования к цветовой окраске и маркировке оборудования СПД установлены в приложении С.

6 Материалы и защита от коррозии

6.1 Общие принципы

При проектировании следует принимать во внимание такие критерии, как срок эксплуатации, организация мониторинга и технического обслуживания, обеспечение безопасности и охраны окружающей среды, эксплуатационная надежность и специальные проектные требования. Выбор материалов должен проводиться с учетом законодательных и нормативных требований.

Поскольку доступ к подводному оборудованию для технического обслуживания и ремонта ограничен, а сами работы являются дорогостоящими, для обеспечения эксплуатационной надежности на протяжении всего срока эксплуатации должен быть проведен тщательный отбор материалов.

Выбор материалов следует осуществлять на основе оценки коррозионного и эрозионного воздействия, как описано в данном разделе. Необходимо учитывать воздействие всех возможных сред, как внешних, так и внутренних. Механизмы изменения свойств материалов (например, усталостное и коррозионно-усталостное разрушение, износ, истирание) следует рассматривать для соответствующего оборудования и условий эксплуатации.

Механические свойства материалов и ограничения на их применение должны соответствовать требованиям стандартов на проектирование и рекомендациям, приведенным в 6.5. Должна быть принята во внимание технологическая свариваемость материалов для исключения возможности образования дефектов при изготовлении.

При окончательном выборе материалов следует провести тщательную оценку таких параметров, как стоимость и доступность приобретения материалов.

Примечание - Для оценки стоимости на протяжении жизненного цикла может быть применена методология, приведенная в [24]. Конечный пользователь должен определять порядок применения требований и рекомендаций раздела 6 и устанавливать требования к проектированию. Сторона, ответственная за выбор материалов для устройств и оборудования, определяется условием контракта. При наличии соглашения между пользователем/заказчиком и поставщиком/производителем с учетом специфики месторождения могут быть установлены требования, отличные от изложенных в разделе 6. Целью данного подхода является не замена индивидуальной инженерной оценки, а обеспечение и дополнение процесса выбора материалов, а в тех случаях, когда требования не установлены, обеспечение рекомендации по выбору оптимального решения.

6.2 Оценка коррозионной активности

6.2.1 Исходные условия для проектирования

В процессе оценки коррозионной активности необходимо учитывать воздействие на элементы системы всех возможных сред, включая этапы транспортирования, хранения, монтажа, испытаний и консервации. В число этих сред, как правило, входят:

- морская вода;

- добываемый флюид;

- растворы, применяемые в процессе бурения и заканчивания скважин;

- жидкость гидравлической системы управления;

- химические реагенты, такие как ингибиторы, жидкости для интенсификации притока в скважине и т.д.

Рекомендуется разрабатывать матрицу совместимости, показывающую, какая среда воздействует на элементы системы.

6.2.2 Внутренняя коррозия

6.2.2.1 Системы, содержащие углеводороды

Для определения общей коррозионной активности флюидов по отношению к рассматриваемым материалам следует проводить оценку коррозионных процессов.

Оценку коррозии целесообразно проводить на основе расчетной модели с учетом [25], результатов соответствующих испытаний или на согласованных с конечным пользователем данных, полученных для условий конкретного месторождения. Поскольку всегда присутствует общая и локальная коррозия углеродистой стали, необходимо рассчитывать интенсивность коррозии для условий эксплуатации.

Для систем, подверженных воздействию углеводородов и изготовленных из углеродистых и низколегированных сталей или CRA, должна быть проведена оценка механизмов действия коррозии, приведенных в таблице 1. Дополнительная информация о коррозионных процессах и параметрах приведена в [25].

Таблица 1 - Материалы, предрасположенные к коррозии в системах, содержащих углеводороды

Коррозионные процессы	Углеродистая и низколегированная сталь	CRA
Коррозия, вызванная СО 2 и H 2S	Да	Да 1)
Микробиологическая коррозия	Да	Да
Сероводородное растрескивание под напряжением/коррозионное растрескивание под напряжением, вызванное H 2S	Да	Да
Водородное растрескивание/ступенчатое растрескивание	Да	Нет
1) Присутствие H 2S в сочетании с СО 2 может приводить к возникновению локального(ых) CRA. Критическими параметрами являются температура, содержание хлоридов, показатель рН и парциальное давление H 2S. Общие приемлемые границы изменяются в зависимости от вида CRA.

В тех случаях, когда имеется потенциал для значительного выноса песка, должна быть выполнена оценка возможной эрозии. В результате этой оценки должен быть подготовлен прогноз объема выноса песка и вызванного им повреждения оборудования. Для оценки вероятности эрозионного разрушения могут быть использованы прогнозные модели. Используемая модель должна быть определена или согласована пользователем. Даже в тех случаях, когда прогнозируемая интенсивность эрозии низкая, необходимо оценить потенциал совместного эрозионно-коррозионного воздействия.

Химические реагенты, применяемые для предотвращения и удаления солевых отложений и интенсификации притока, могут быть коррозионно-активными и должны учитываться в процессе оценки потенциальной коррозии.

6.2.2.2 Нагнетательные системы

Нагнетательные системы применяются для закачки в пласт воды или газа с целью их утилизации или интенсификации добычи.

Системы закачки воды включают оборудование для нагнетания деаэрированной воды, необработанной морской воды, хлорированной морской воды, пластовой воды, включая воду водоносных горизонтов, и смеси различных вод.

Примечание - Вода водоносных горизонтов может быть использована для нагнетания в нефтеносные пласты.

Возможные механизмы коррозии и их оценка для систем нагнетания газа и пластовой воды, включая воду водоносных горизонтов, аналогичны приведенным в 6.2.2.1 для систем, содержащих углеводороды. Дополнительная информация о методологии и параметрах оценки приведена в [25].

Все элементы, которые могут контактировать с закачиваемой водой, должны быть устойчивы к реагентам, применяемым для обработки скважин и вызова притока, на случай возникновения в системе закачки обратного потока.

6.2.3 Внешняя коррозия

При оценке внешней коррозии необходимо учитывать следующие факторы:

- атмосферную коррозию при транспортировании оборудования;

- коррозию на этапах хранения и строительства;

- коррозию под действием морской воды в процессе и после монтажа;

- наличие катодной защиты.

Известно, что некоторые виды материалов, такие как мартенситная и дуплексная нержавеющие стали и другие высокопрочные сплавы восприимчивы к водородному растрескиванию под напряжением в случае, если они подвержены воздействию нагрузки при наличии катодной защиты. Рекомендации для проектирования и ограничения механических свойств материалов указаны в 6.5.

6.3 Контроль коррозии

6.3.1 Снижение электрохимической коррозии

Оценку возможной коррозии необходимо выполнять в тех случаях, когда имеет место контакт разнородных металлов. При наличии электрического контакта разнородных материалов для защиты от коррозии применяется катодная защита.

Когда оценка коррозионной активности показывает потенциальную возможность электрохимической коррозии разнородных металлов, применяемых при добыче углеводородов, необходимо рассмотреть возможность реализации мер, направленных на снижение электрохимической коррозии. Примеры таких технологий приведены в [25].

Примечание - Дополнительные рекомендации по защите от коррозии сварных соединений приведены в [26].

6.3.2 Наплавленный слой сварного шва

При сварке углеродистых сталей выбор материалов для формирования сварного шва должен осуществляться с учетом сведений, приведенных в таблице 3. Для систем, содержащих углеводороды с коррозионно-активными компонентами, наплавленный слой сварного шва с толщиной не менее 3,0 мм может заменить однородный CRA.

При использовании в качестве материала сварного шва сплава 625 максимальное содержание железа в последнем слое должно составлять 10 %.

При эксплуатации в коррозионно-активной среде любые материалы, применяемые для повышения твердости поверхности, должны иметь документально подтвержденные свойства коррозионной стойкости, соответствующие условиям применения.

6.3.3 Применение химических реагентов

Ингибиторы коррозии, поглотители кислорода или другие химические реагенты могут быть использованы для снижения коррозионной активности скважинной продукции, в системах нагнетания воды и морской воды. Эффективность применяемых реагентов в условиях эксплуатации, их сочетаемость с другими используемыми химическими веществами должна быть документально подтверждена.

В квалификационные испытания необходимо включить все виды химических реагентов используемых одновременно. Это особенно важно для поверхностно-активных веществ.

В технологических системах, системах нагнетания воды и других системах могут быть использованы биоциды для предотвращения размножения бактерий, вызывающих микробиологическую коррозию.

Ингибиторы коррозии могут иметь низкую эффективность по отношению к углеродистым и низколегированным сталям, используемым в добывающих скважинах, ПФА и подводных трубопроводах. Эффективность ингибитора, начиная от ПФА и далее по потоку, должна оцениваться в каждом случае отдельно, поскольку она зависит от режима потока, конфигурации трубопроводной системы и расположения точек нагнетания реагента.

6.3.4 Катодная защита

Подводные конструкции должны быть защищены от коррозии за счет применения лакокрасочных покрытий в сочетании с катодной защитой. Катодная защита предотвращает все виды электрохимической коррозии, включая щелевую коррозию. Конструктивные и извлекаемые элементы должны иметь независимые системы катодной защиты, спроектированные для установленного срока эксплуатации.

Катодную защиту следует применять для всех материалов, подверженных коррозии под действием морской воды. Исключением являются элементы, для которых с практической точки зрения сложно обеспечить надежный электрический контакт с протекторами. Такие элементы необходимо изготовлять или из материалов, устойчивых к воздействию морской воды, или из углеродистой стали с допуском на коррозию, достаточным для обеспечения установленного срока службы.

Примечание - Примером материалов, которые могут считаться устойчивыми к коррозии при погружении в морскую воду и, следовательно, не требующие катодной защиты и специальных покрытий, являются:

- титановые сплавы;

- нержавеющая сталь и сплавы на основе Ni с показателем PREN  40 (температура эксплуатации менее 20 °С);

- полимеры, армированные фиброволокнами.

Некоторые титановые сплавы при воздействии катодной защиты подвержены образованию гидридов.

Между анодами и защищаемыми элементами рекомендуется использовать сварные соединения. Электрическая непрерывность системы катодной защиты должна быть подтверждена измерениями для всех элементов и частей, не имеющих сварного соединения с анодами. Максимально допустимое сопротивление, при котором сохраняется электрическая непрерывность, составляет 0,1 Ом. Особое внимание следует уделить электрической непрерывности цепи между болтами и конструкциями, оборудованными катодной защитой, например за счет удаления защитных покрытий с резьбы болтов и поверхностей под болтами/гайками/шайбами.

Для обеспечения эффективности катодной защиты необходимо применение защитных покрытий для поверхностей сложных форм. Покрытия для труб с внешним диаметром менее 25 мм (1,0 дюйм) не требуется.

6.3.5 Применение лакокрасочных покрытий

При выборе лакокрасочных покрытий необходимо учитывать конструктивные решения, условия при эксплуатации, хранении, транспортировании, монтаже и вводе в эксплуатацию. На этапе изготовления необходимо обеспечить требуемую временную защиту от коррозии.

Требования к выполнению всех работ приведены в [27]. Для элементов, погружаемых в морскую воду, лакокрасочные покрытия целесообразно выбирать с учетом [28] и/или сведений, представленных в таблице 2.

Лакокрасочные покрытия следует применять в сочетании с катодной защитой. Электроизоляционные свойства лакокрасочного покрытия должны соответствовать проектным параметрам электрохимической защиты.

Представленные в таблице 2 системы лакокрасочных покрытий предназначены для применения при температуре окружающей среды до 50 °С. Для более высоких температур эксплуатации необходимо проведение специальных исследований, а эксплуатационные параметры должны быть документально подтверждены. Для температур в диапазоне от 50 °С до 100 °С может считаться приемлемым нанесение методом погружения двух слоев эпоксидного фенольного покрытия, каждый толщиной 125 мкм.

Примечание - Покрытия в виде эпоксидных фенольных пленок, нанесенных методом погружения, являются более хрупкими и мало подходят для элементов, подверженным значительным упругим и пластическим деформациям.

Применение дополнительных слоев покрытия с уменьшенной толщиной пленки допустимо при условии, что каждый слой наносится в соответствии с рекомендациями производителя покрытия.

Таблица 2 - Лакокрасочные покрытия

Применение	Подготовка поверхности	Лакокрасочное покрытие
Углеродистая сталь в морской воде	Чистота: в соответствии с ГОСТ Р ИСО 8501-1 Sa 2	Двухкомпонентная эпоксидная система Минимальное число слоев - два
	Шероховатость: в соответствии с ГОСТ Р ИСО 8501-1, см. также [29]-[31]
	Средняя степень G (от 50 до 85 мкм, R y5)
Коррозионно-стойкий сплав в морской воде	Абразивная очистка с неметаллическим не содержащим хлоридов абразивом до получения профиля шероховатости приблизительно от 25 до 45 мкм	Минимальная толщина сухой пленки лакокрасочного покрытия 350 мкм

6.4 Выбор материалов

6.4.1 Подводные системы

В таблице 3 представлены материалы, используемые в различных системах. Возможен выбор материалов, отличных от установленных в настоящем стандарте, при условии наличия преимуществ в стоимости, безопасности и надежности.

Все металлические материалы должны поставляться в соответствии с признанными международными стандартами на производство.

Для всех внешних поверхностей, подверженных воздействию морской воды, предполагается применение катодной защиты.

6.4.2 Крепежные элементы

Выбор материалов для крепежных элементов должен осуществляться на основе требований соответствующих норм проектирования для соединений.

Крепежные элементы, находящиеся под действием катодной защиты, следует изготовлять из низколегированных сталей. Установленный минимальный предел текучести материала не должен превышать 725 МПа. При отсутствии катодной защиты крепежные элементы следует изготовлять из материалов, устойчивых к воздействию морской воды. Дополнительные требования к свойствам материалов изложены в 6.5.

Возможно применение крепежных элементов без защитного покрытия или с одним из следующих покрытий:

- фторополимеры с отверждением при нагревании, такие как политетрафторэтилен (при обеспечении электрической непрерывности катодной защиты);

- электролитическое цинкование;

- химические покрытия, такие как фосфатирование.

Все гальванические покрытия следует выбирать в соответствии с требованиями национальных и международных стандартов в области охраны труда и защиты окружающей среды применительно к этапам изготовления и эксплуатации.

Крепежные элементы из низколегированных сталей с пределом прочности на разрыв более 1000 МПа или твердостью по Роквеллу выше 31 HRC и подверженные очитке кислотой и/или электролитическому покрытию целесообразно подвергать отжигу (см. [32]).

Таблица 3 - Выбор материалов для подводных систем

Применение		Материалы
Устьевая обвязка и ПФА	устьевая обвязка и ПФА для добычных скважин	Углеродистая и низкоуглеродистая сталь с покрытием уплотняемых поверхностей и поверхностей, подверженных воздействию добываемого флюида, сплавом 625. Сталь типа 13Cr с покрытием или без покрытия уплотняемых поверхностей сплавом 625 в зависимости от коррозионной активности добываемого флюида
	устьевая обвязка и ПФА для закачки деаэрированной морской воды	Углеродистая и низкоуглеродистая сталь с плакированием сплавом 625 всех уплотняемых и смачиваемых поверхностей.
	устьевая обвязка и ПФА для закачки аэрированной морской воды	Углеродистая и низкоуглеродистая сталь с плакированием сплавом 625 всех смачиваемых поверхностей
	устьевая обвязка и ПФА для закачки пластовой воды, включая воду водоносных горизонтов	Углеродистая и низкоуглеродистая сталь с плакированием сплавом 625 всех смачиваемых поверхностей
Трубная обвязка манифольда	трубная обвязка для углеводородов; трубная обвязка для пластовой воды, включая воду водоносных горизонтов	Углеродистая сталь (защита ингибитором коррозии). Углеродистая сталь с плакированием CRA. Тип 22Cr дуплекс. Тип 25Cr дуплекс. Тип 6Мо дуплекс
	трубная обвязка для деаэрированной морской воды	Тип 22Cr дуплекс
	трубная обвязка для неподготовленной морской воды	CRA с показателем PREN 40. GRP и сплавы на основе титана
	трубная обвязка и фитинги систем КИП	Тип 316 или CRA с высоким показателем PREN a
	жидкость гидравлической системы/ гликоль/метанол; химические реагенты и флюид из затрубного пространства	Тип 316 или CRA с высоким показателем PREN
	внутренние поверхности извлекаемых клапанов внутренние поверхности неизвлекаемых клапанов	Сталь типа 13Cr. CRA с показателем PREN выше, чем у материала корпуса клапана. Сплав 718. CRA с показателем PREN выше, чем у материала корпуса клапана
Система управления	металлические трубы в составе шлангокабеля	Тип 2Cr дуплекс. Углеродистая сталь с покрытием цинком. UNS S32001 b, c, d с покрытием цинком
	полимерные трубы в составе шлангокабеля	Полиамид 11. Термопластовые эластомеры. Высокопрочный карбон или высокопрочное полимерное волокно е
а Использование стали типа 316 для линий КИП допустимо для применения в подводном оборудовании при наличии катодной защиты. Применение стали типа 316 не рекомендуется для линий КИП, которые подвержены воздействию атмосферы в условиях тропического климата. b Может быть использована углеродистая сталь и нержавеющая сталь с показателем PREN ниже, чем у стали типа 316, при условии что их применимость подтверждена документально на основе опыта использования на месторождении или на основе результатов испытаний. с Нержавеющая сталь дуплекс с показателем PREN < 40 может быть использована при наличии катодной защиты. d Может быть использована углеродистая сталь с внешней защитой (катодная защита в сочетании с покрытиями, такими как органические покрытия или напыление алюминия) при соблюдении требований к чистоте поверхности. е Требуется документальное подтверждение функциональности с учетом видов флюидов и срока службы. Не использовать для работы с метанолом.

6.4.3 Материалы уплотнений

При выборе материалов для кольцевых прокладок необходимо учитывать все возможные условия окружающей среды (включая воздействия на этапе проведения пусконаладочных работ). Кольцевые прокладки, как минимум, должны быть устойчивы к условиям эксплуатации.

Для неметаллических уплотнений необходимо принимать во внимание возможность щелевой коррозии на границе "металл - неметалл".

Для систем неподготовленной морской воды особое внимание следует уделить требованиям к стойкости материалов к щелевой и электрохимической коррозии в условиях эксплуатации.

Материалы для уплотнительных колец в соединениях типа API, как правило, выбирают с более низкой твердостью, по сравнению с материалом фланца. Это необходимо для обеспечения посадки уплотнительного кольца и предотвращения повреждения кольцевой канавки на фланцах.

Кольцевые уплотнители, предназначенные для установки с упругими поверхностями, например, кольцевые прокладки для соединительных патрубков или компактных фланцев, должны быть изготовлены из материалов соответствующей текучести и ударной вязкости. При выборе материалов для кольцевых уплотнителей необходимо учитывать ограничения, устанавливаемые ГОСТ Р 53678 и ГОСТ Р 53679 с учетом воздействия внешней среды или [33], если применимо.

6.4.4 Полимерные материалы

Выбор полимерных материалов, включая эластомеры, должен основываться на тщательном анализе функциональных требований в заданных условиях эксплуатации. Материалы должны быть квалифицированы в соответствии с процедурами, установленными в соответствующих стандартах на материалы и проектирование. В зависимости от применения оценке и документированию подлежат следующие характеристики:

- термостойкость и сопротивление старению при заданных температуре и условиях окружающей среды;

- физические и механические свойства;

- тепловое расширение;

- увеличение и сжатие при абсорбировании газа или жидкости;

- диффузия газа и жидкости;

- устойчивость при падении давления в нефтяных/газовых системах, работающих под высоким давлением;

- химическая устойчивость;

- контроль технологии изготовления.

Свойства материала, существенные для проектирования, условий применения и проектного срока службы, должны быть подтверждены документально. Документация должна включать результаты соответствующих испытаний и сведения об успешном опыте применения в аналогичных проектах, условиях эксплуатации и условиях окружающей среды. Проверка на совместимость, критерии приемки и методы определения срока службы должны быть определены с учетом всех видов рабочих флюидов. Для всех полимерных материалов должны быть представлены сведения об инфильтрации и абсорбции рабочих жидкостей и газов.

Полимерные уплотняющие материалы, используемые в системе заканчивания скважин, ПФА, клапанах манифольда и неизвлекаемых элементах подводного оборудования, должны быть тщательно документированы.

6.5 Механические свойства и ограничения на применение материалов

При выборе материалов должны быть учтены их механические свойства (например, предел текучести, предел прочности на разрыв, твердость и ударная вязкость, свариваемость).

При определении минимальной проектной температуры должны быть приняты во внимание температурные воздействия на промежуточных этапах, таких как изготовление, хранение, испытания, ввод в эксплуатацию, транспортирование и пусконаладка.

В общем виде, применительно к проектированию и ограничению механических свойств должны применяться следующие рекомендации и требования по выбору материалов:

- допустимый минимальный предел текучести (SMYS) для сталей, предназначенных под сварку, не должен превышать 560 МПа (более высокое значение допустимо при условии подтверждения свойств основного материала, околошовной зоны и металла сварного шва более высокого давления с учетом воздействия всех флюидов, определенных в 6.2.1);

- в условиях присутствия сероводорода ограничения на применение материалов должны определяться в соответствии с требованиями ГОСТ Р 53678 и ГОСТ Р 53679, см. также [33];

- не должны применяться легкообрабатываемые стали;

- литье из аустенитной нержавеющей стали с показателем PREN  40 не следует использовать для сварных стыковых соединений вследствие риска образования микротрещин в зоне термического влияния сварного соединения;

- твердость сварного шва и металла в зоне термического влияния для всех видов сталей не должна превышать 350 HV10 для условий отсутствия сероводорода;

- титан не должен применяться в присутствии фтористоводородной кислоты и чистого метанола (должна быть обеспечена объемная доля содержания воды не менее 5 %).

Для всех изделий, включая крепежные элементы, которые находятся под действием катодной защиты, должны применяться следующие дополнительные требования:

- фактический предел текучести всех видов сталей не должен превышать 950 МПа;

- твердость всех видов сталей не должна превышать 35 HRC или 328 НВ;

- для элементов, изготовленных из дуплексной нержавеющей стали, целесообразно обеспечить соответствие [34];

- для элементов, изготовленных из сплавов на основе никеля, не рекомендуется превышение значений твердости, установленных в [35];

- титан не должен применяться в подводных элементах, подверженных воздействию морской воды, при наличии катодной защиты.

Примечание - Для преобразования численного значения твердости может использоваться [36].

7 Изготовление и испытания

7.1 Общие требования и рекомендации

7.1.1 Отдельные устройства, системы и оборудование СПД должны соответствовать установленным требованиям, которые должны быть подтверждены заводскими приемочными испытаниями, а также комплексными испытаниями СПД.

Компоненты или объекты СПД следует:

- изготовлять и подвергать испытаниям в соответствии с заранее определенными процедурами качества и планами обеспечения качества;

- изготовлять с использованием проверенных на месте эксплуатации материалов, элементов и процессов (если это практически реализуемо);

- подвергать контролю на соответствие проектным чертежам с документальной фиксацией допустимых отклонений;

- подвергать испытаниям, которые моделируют фактические условия месторождения, если это практически реализуемо;

- подвергать приемо-сдаточным испытаниям до отгрузки потребителю;

- защищать и упаковывать в соответствии с требованиями по доставке.

7.1.2 Программа приемочных испытаний должна выполняться на предприятии-изготовителе для получения гарантии изготовления компонентов и системы в целом в соответствии с заданными требованиями и техническими условиями. Все выявленные неисправности должны быть исследованы для определения их причин и устранены.

Приемо-сдаточные испытания перед отгрузкой следует проводить для отдельного оборудования, систем и компонентов СПД и СПД в сборе.

Все вносимые изменения в оборудование СПД должны быть задокументированы на стадии производства.

Чистота гидравлических систем достигается за счет соблюдения чистоты в процессе сборки и последующей промывки. Конструкция гидравлической системы должна включать промывочные и вентиляционные отверстия, расположенные в доступных местах. Требования к чистоте должны быть определены на стадии конструирования.

Электронные компоненты подлежат испытаниям на стойкость к внешним воздействиям для выявления элементов, подлежащих отбраковке, подверженных отказам в начальный период эксплуатации.

Все гидравлические системы следует дважды проверять на соответствие требованиям к чистоте перед поставкой и перед монтажом.

7.2 Требования к методике проведения испытаний

7.2.1 Формат методики испытания

7.2.1.1 При проведении комплексного испытания СПД необходимо определить: цель и границы испытаний, требования к фиксаторам/стойкам, используемые приспособления и оборудование, внешние условия, необходимый персонал, эксплуатационные характеристики, вносимые изменения, критерии приемки, справочную информацию и информацию для сертификации.

7.2.1.2 Порядок проведения различных испытаний необходимо организовывать аналогично порядку процедур комплексных испытаний и операций по вводу в эксплуатацию. Порядок ввода в эксплуатацию следует разрабатывать до определения методики проведения испытаний, следовательно, требования конечного потребителя необходимо определить до разработки методов испытаний. Соблюдение данного требования необходимо для обеспечения возможности в дальнейшем использовать опыт предыдущего этапа испытаний. Опыт, приобретенный на стадии заводских приемочных испытаний, является приемлемым при проведении комплексных испытаний и при вводе в эксплуатацию.

7.2.1.3 Предварительно необходимо сформулировать требования к моделированию нагрузок и воздействий, возникающих при монтаже и эксплуатации системы, включая моделирование воздействий окружающей среды.

7.2.1.4 Следует разработать специальную методику испытаний для элементов или оборудования, требующих сертификации, вследствие особых функциональных требований, требований к составу материалов или конструкции.

7.2.2 Типы испытаний

7.2.2.1 Общие положения

Проводимые испытания зависят от вида СПД. При наличии возможности, испытания лучше проводить с использованием реального подводного оборудования и инструментов. Если невозможно провести полномасштабное испытание, то рабочие характеристики системы следует подтвердить функциональной проверкой.

7.2.2.2 Сборка, контроль формы и функциональный контроль

Все компоненты, включая запасные части, необходимо проверять на удобство монтажа и технического обслуживания, а также на взаимозаменяемость. Контроль стыков следует осуществлять в статическом и динамическом режимах.

Сборочные приспособления и макеты могут быть использованы в случае, когда тестирование взаимодействия реальных узлов является нецелесообразным. Для больших заказов идентичного оборудования испытание следует провести, как минимум, для первоначальной партии.

Контроль формы следует проводить таким образом, чтобы подтвердить характеристики системы с позиции направления и ориентации. В некоторых случаях требуется проведение тестирования в условиях, моделирующих реальные, чтобы подтвердить правильное функционирование элементов и узлов в подводных условиях.

Для некоторых участков может потребоваться проведение циклических испытаний и испытаний с перерывами, чтобы подтвердить стабильность функционирования новых или сертифицированных конструкций. Первоочередной целью при проведении испытаний такого типа является проверка функционирования клапанов, систем передачи данных, соединителей в гидравлических и химических системах.

Необходима проверка расположения оборудования, включая контроль допусков и соосности. Для оборудования, допускающего регулировку положения, для проверки возможности регулирования следует преднамеренно изменять положение.

Функциональный контроль должен включать готовность к пуску, аварийный сброс, обратимость, воспроизводимость и герметичность конструкции. Контролю подлежат отдельные компоненты, инструменты для спуска, подсистемы и вся система в сборе.

7.2.2.3 Моделирование

Испытания должны включать моделирование условий месторождения и внешней среды на всех этапах эксплуатации - от монтажа до технического обслуживания. Может возникнуть необходимость проведения специальных испытаний для операций погрузки/разгрузки, транспортирования, погружения. Может возникнуть необходимость в проведении контроля рабочих характеристик, включающего измерения времени реакции, рабочего давления, объемов флюидов, а также операции по обнаружению неисправностей и остановке системы. Испытательное оборудование системы управления должно обеспечивать моделирование в условиях приближенных к реальным всех первичных процессов, связанных с управлением и мониторингом подводного добычного оборудования.

7.3 Требования к комплексным испытаниям

7.3.1 До начала комплексных испытаний должно быть проработано детальное описание процедур тестирования.

Набор тестов, проводимых в процессе комплексных испытаний, должен использоваться для проверки стабильности функционирования системы, подтверждения соответствия требованиям по взаимодействию узлов и требованиям к надлежащему функционированию системы в сборе.

Комплексные испытания СПД должны включать:

- документируемые функциональные испытания компонентов и подсистем перед отгрузкой;

- документируемые заключительные функциональные испытания, включая испытания на герметичность;

- документируемое финальное тестирование всех интерфейсов электрической и гидравлической систем управления;

- документируемые тесты всех сопрягающихся элементов и модулей с позиции расположения и ориентации;

- моделирование режимов монтажа, технического обслуживания и добычи, для проверки и оптимизации процедур и технических условий;

- эксплуатацию в специальных режимах, включая предельно допустимые условия, для выявления дефектов в системе, инструментах и процессах;

- работу в режиме, максимально приближенном к реальному, для получения информации о системе, например, о времени реакции на действия по отключению и т.д.;

- тестирование оборудования для подтверждения реализуемости проведения всех плановых операций по сборке и нормального функционирования оборудования в составе единой системы;

- выполнение требуемых операций по заполнению рабочими жидкостями, смазке, очистке, консервированию и упаковке;

- заключительный контроль для проверки соответствия технической документации.

7.3.2 Объем комплексных испытаний следует определить на начальной стадии. Пример программы комплексных испытаний приведен в приложении С.

7.3.3 Обучение персонала, включая изучение оборудования и процедур, является существенным фактором при проведении комплексных испытаний. Данный аспект является особенно важным для обеспечения квалификации персонала, безопасности и эффективности монтажных и прочих работ.

7.3.4 Допустимо снижение объема требуемых испытаний для повторных поставок изделий, прошедших тестирование.

8 Требования к технологическим операциям

8.1 Общие положения

В разделе рассмотрены следующие операции:

- транспортирование и операции по погрузке/выгрузке;

- монтаж;

- бурение и заканчивание;

- подключение и ввод в эксплуатацию;

- регулировка и настройка;

- техническое обслуживание и ремонт;

- вывод из эксплуатации.

8.2 Транспортирование и погрузка/выгрузка

Элементы СПД должны отвечать следующим требованиям:

- обеспечивать возможность подъема с использованием крана буровой установки (при необходимости);

- минимизировать подготовительные операции для транспортирования;

- иметь маркировку с указанием уникального номера, сухой массы и требуемой грузоподъемности.

В процессе проектирования оборудования для операций по выгрузке в море необходимо учитывать грузоподъемность морских судов. Спускоподъемные операции следует проводить с использованием специально предназначенных для этого строп.

8.3 Требования к установке

8.3.1 Требования при установке

Элементы СПД в процессе установки должны отвечать следующим требованиям:

- усилие зажима при соединении модулей не должно обеспечиваться только давлением в гидравлической системе;

- приостановка операции не должна приводить к снижению уровня безопасности;

- необходимо обеспечить возможность контроля соединения после его осуществления;

- должен быть обеспечен быстрый, простой и надежный монтаж модулей;

- необходимо иметь оборудование для проведения тестирования перед установкой, в случае необходимости с использованием испытательных салазок;

- необходимо минимизировать попадание воды или мусора (которые могут угрожать функциональности системы) в гидравлические линии в процессе соединения;

- конструкция оборудования должна способствовать достижению им требуемой ориентации во время монтажа;

- технология монтажа должна обеспечивать возможность (временно или постоянно) запуска в трубопроводы СОД;

- конструкция соединительных элементов должна обеспечивать соединение при попадании между соединяемыми поверхностями незначительного количества морского грунта или обеспечивать возможность промывки поверхностей перед соединением;

- быть нечувствительными к воздействию качки;

- не допускать утечки опасных флюидов в процессе монтажа и эксплуатации;

- свести к минимуму воздействие сбоев в работе оборудования, которые могут привести к утечке углеводородов;

- обеспечивать проведение периодических испытаний полной работоспособности системы.

8.3.2 Метод монтажа и используемое оборудование

8.3.2.1 Метод монтажа и оборудование, используемое для установки СПД и трубопроводов, должны быть надежными и отвечать требованиям безопасности. Процесс установки СПД должен полностью соответствовать следующим требованиям:

- монтажное оборудование (временное или стационарное) не должно создавать препятствий и ограничивать доступ при проведении операций регулировки и настройки;

- отсоединение талей, подъемной траверсы, рамы и других устройств, используемых при монтаже, должно осуществляться в соответствии с установленными принципами монтажа, при необходимости должно быть обеспечено резервирование;

- монтажная система не должна являться источником опасности в процессе монтажа, отсоединения, подсоединения и перемещения;

- спускоподъемные приспособления следует конструировать с учетом минимизации высоты подъема;

- монтажная лифтовая рама (в качестве опций) может включать зону, оборудованную спусковыми тросами, приспособления с буксировочными канатами, крепления для установочного инструмента, лестницы и смотровые площадки;

- метод монтажа и последовательность операций должны учитывать условия окружающей среды, характеристики морского дна и требуемые подготовительные работы.

8.3.2.2 При монтаже СПД должны обеспечиваться следующие требования:

- видеозапись процесса установки;

- использование легко управляемых и извлекаемых монтажных инструментов, для которых необходимо провести оценку возможных отказов;

- возможность избегать использования уникальных судов;

- использование для установки минимального количества судов;

- проведение работ при погодных условиях, определенных в соответствии с типом оборудования и судна, обеспечивающего монтажные работы;

- процесс установки и используемые инструменты должны соответствовать требованиям документации;

- последовательность операций при установке должна быть полностью обратима;

- проведение внутрискважинных работ с применением стандартного оборудования;

- возможность закачки химических реагентов для контроля образования гидратов и парафинов в период пуска, очистки и опробования скважины.

8.3.3 Используемые суда

Следует провести сравнительный технико-экономический анализ следующих вариантов:

- использование одного многоцелевого судна для выполнения всех требуемых при установке операций (изыскания, монтаж конструкций, выполнение подводных подключений);

- использование нескольких специализированных судов.

В результате, должен быть выбран наиболее предпочтительный вариант. На стадии проектирования должен быть проведен анализ предстоящих монтажных работ и определен полный список требуемого оборудования для выгрузки, тестирования, спуска и извлечения систем. Окончательно процесс монтажа определяется после выбора судна для установки.

Необходимо предусмотреть оборудование для аварийного разъединения на всех этапах установки, включая непредвиденные ситуации вследствие дрейфа.

8.4 Требования к бурению и заканчиванию

8.4.1 Конструкция СПД, с точки зрения безопасности и надежной эксплуатации, должна обеспечивать качественное взаимодействие с буровой установкой на этапе бурения и заканчивания скважин.

Требования, относящиеся к взаимодействию подводного оборудования и буровой установки, следует определять на ранней стадии проекта для гарантии того, что они должным образом будут реализованы во время конструирования СПД.

8.4.2 К системам бурения и заканчивания устанавливают следующие требования:

- при капитальном ремонте необходимо предусмотреть возможность остановки скважины и безопасного отсоединения в случае недопустимого смещения судна от заданной позиции. Время, требуемое на указанные операции, определяют на основе анализа эксплуатационной безопасности;

- в режиме бурения необходимо предусмотреть возможность закрытия противовыбросового превентора и отсоединения нижнего блока водоотделяющей колоны в случае недопустимого смещения судна от заданной позиции. Время, требуемое на указанные операции, определяют на основе анализа рисков.

8.4.3 Конструкция СПД при необходимости должна обеспечивать:

- одновременное проведение следующих операций: бурения, заканчивания, подключения выкидных линий, замены модуля;

- удаление или возврат на буровую установку бурового шлама.

8.5 Требования к подключению и вводу в эксплуатацию

8.5.1 Общие требования

При проведении операций на борту платформы или судна необходимо:

- проверить взаимодействие со всеми системами платформы;

- удостовериться, что СПД готова к запуску.

Последовательность пусконаладочных работ и операций по вводу в эксплуатацию может быть разделена на следующие этапы:

- проверка расположенного на борту платформы или судна оборудования управления подводной добычей;

- проверка расположенных на палубе вспомогательных систем для СПД;

- проверка выкидных линий и запорных клапанов;

- проверка СПД.

8.5.2 Детальные требования

До начала монтажа должны быть проведены комплексные испытания всего оборудования. Пусконаладочные работы и ввод в эксплуатацию следует проводить в соответствии с установленными процедурами комплексных испытаний и эксплуатации.

8.5.3 Проверка оборудования управления подводной добычей, расположенного на борту судна или платформы

Целью данной проверки является контроль функционирования оборудования управления подводной добычей, расположенного на ВС, и проверка его взаимодействия с другими системами платформы или судна. Частью этой проверки является контроль системы аварийного останова, включая время ее реагирования.

Расположенное на ВС оборудование управления подводной добычей можно разделить на следующие компоненты:

- система управления подводным оборудованием содержит прикладные программы для управления подводным оборудованием. В ее состав могут входить коммуникационные модемы и система энергообеспечения подводных электронных модулей;

- гидравлическая силовая установка.

Проверка считается завершенной, если приведенные ниже тесты проведены успешно:

- проверка функционирования источника бесперебойного электропитания;

- проверка передачи команд от автоматизированной системы управления и безопасности через бортовой блок управления в подводные модули управления, с отображением результатов выполнения команд на дисплее системы;

- функциональная проверка последовательности отключения;

- функциональная проверка гидравлической силовой установки;

- тест работы расположенного на платформе блока управления при поступлении на него команд от систем прекращения добычи или аварийной остановки, которые также находятся на платформе.

Для проведения указанных тестов может потребоваться установка на платформе подводного модуля управления и испытательного стенда.

8.5.4 Проверка расположенных на палубе вспомогательных систем для СПД

Целью проверки является контроль функционирования систем инженерного обеспечения. В состав указанных систем входят;

- система подачи метанола;

- система контроля затрубного пространства;

- система ингибитора коррозии;

- система ингибитора образования отложений.

Тест считается успешным, если успешно завершены следующие проверки:

- опрессовка системы и контроль утечек;

- проверка работы всех вентилей, задвижек и клапанов;

- проверка функционирования системы, включая контроль расхода и давления.

Эти проверки необходимо выполнить до начала тех испытаний подводного оборудования, для проведения которых требуется функциональная готовность систем инженерного обеспечения.

8.5.5 Ввод в эксплуатацию выкидных линий и запорной арматуры

8.5.5.1 Тестирование

Деятельность на стадии пусконаладочных операций и ввода в эксплуатацию выкидных линий и соответствующей трубопроводной арматуры включает следующие операции:

- опрессовка выкидных линий;

- дренирование выкидных линий;

- контроль герметичности арматуры на подводном манифольде;

- проверка герметичности входных запорных вентилей на платформе;

- контроль работы задвижек на подводном манифольде;

- контроль работы входных запорных клапанов на платформе;

- контроль работы штуцеров на платформе;

- контроль работы входных запорных клапанов на платформе в режиме остановки добычи;

- осушка выкидных линий (если требуется для обеспечения потока).

8.5.5.2 Опрессовка выкидных линий

Целью данной операции является контроль герметичности трубопроводов. Контроль считается завершенным успешно при отсутствии утечек в течение заданного испытательного периода (обычно от 8 до 24 часов) или, если это предписано нормативными документами Российской Федерации, при условии сохранения стабильного значения испытательного давления в течение заданного времени.

Для проведения данного испытания необходимо установить критерии приемки. Давление при испытании устанавливается в 1,25 раз больше максимального рабочего значения. Выбранные на этапе проектирования стандарты устанавливают требования к величине давления в процессе испытания (см. 5.11.3).

8.5.5.3 Осушка выкидных линий

Целью данной операции является подготовка трубопроводов к пуску. Выкидные линии могут быть заполнены дизельным топливом, сырой нефтью, азотом или природным газом.

8.5.5.4 Контроль герметичности запорной арматуры

Целью данного испытания является проверка соответствия приемочным критериям величины утечки на установленной ЗА. При разработке газовых месторождений необходимо осуществлять проверку герметичности на оборудовании ВС с использованием азота.

8.5.5.5 Контроль работы задвижек на подводном манифольде

Целью данного испытания является проверка функционирования ЗА подводного манифольда. Работой арматуры можно управлять дистанционно или с применением ТНПА.

Тест считается положительно завершенным, если успешно выполнены следующие операции:

- управление задвижками с использованием системы управления добычей, включая проверку системы индикации положения задвижек;

- управление задвижками с использованием ТНПА. Проверка включает контроль взаимодействия рабочего ТНПА и задвижки, контроль системы индикации положения задвижки, а также работу задвижки в процессе комплексных испытаний.

8.5.5.6 Контроль работы входных запорных клапанов на платформе

Данный тест проводится с целью проверки надлежащей работы запорных клапанов, расположенных на платформе. Тест считается пройденным успешно, если были получены следующие результаты:

- подтверждено управление клапанами, как на месте, так и дистанционно;

- система индикации положения клапанов работает корректно;

- автоматизированная система управления и безопасности (при ее наличии) корректно отображает положение клапанов.

8.5.5.7 Контроль работы штуцеров на платформе

Данное испытание проводится с целью проверки надлежащей работы установленных на платформе штуцеров. Тест считается пройденным успешно, если были получены следующие результаты:

- автоматизированной системой управления и безопасности регулировка штуцера осуществляется во всем диапазоне (от 0 % до 100 %). Испытание должно проводиться в рабочих условиях;

- автоматизированная система управления и безопасности правильно отображает положение штуцера;

- время, необходимое для перехода из полностью открытого состояния в полностью закрытое, соответствует нормативному.

8.5.5.8 Контроль работы входных запорных клапанов на платформе в режиме остановки добычи

В результате данного теста должно быть показано, что все используемые запорные клапаны закрываются при прекращении добычи или аварийном останове.

Тест считается пройденным успешно, если все используемые запорные клапаны срабатывают в заданных ситуациях. Эти ситуации должны быть определены в матрице причин и следствий останова/аварийного останова.

8.5.6 Ввод в эксплуатацию СПД

8.5.6.1 Пусконаладочные работы

Пусконаладочные работы и операции по вводу в эксплуатацию СПД можно разделить на следующие этапы:

- испытание сопротивления изоляции и целостности электрической распределительной системы;

- проверка взаимодействия с подводным модулем управления;

- контроль работы системы внешних датчиков;

- контроль утечек в распределительной гидравлической системе;

- контроль утечек в системах распределения химических реагентов и контроля затрубного пространства;

- контроль работы клапанов устьевой арматуры и манифольда;

- контроль утечек в клапанах устьевой арматуры;

- проверочные испытания датчиков, установленных в затрубном пространстве, на забое и на входе в манифольд.

8.5.6.2 Испытание сопротивления изоляции и целостности электрической распределительной системы

Целью данного испытания является проверка целостности электрической распределительной системы. Последовательность тестирования должна соответствовать основным принципам проверки, выполняемой перед подводным подключением любой подсистемы. Окончательный тест должен показать работоспособность всей системы - от платформы до модуля управления.

8.5.6.3 Проверка взаимодействия с модулем управления

В ходе данного испытания необходимо установить и проконтролировать связь между блоком управления на платформе (или тестовым персональном компьютере) и соответствующим подводным модулем управления. Частью данного теста должна быть проверка внутреннего состояния модуля управления.

Перед началом тестирования должны быть проверены следующие системы:

- электрические и/или оптические системы связи;

- размещенный на платформе подводный модуль управления или используемый для тестирования контроллер.

Контроль считается пройденным успешно, если были получены следующие результаты:

- установлена связь в соответствии с заданным протоколом между контроллером и подводным электронным модулем;

- данные о состоянии системы, передаваемые подводным электронным модулем, в надлежащем виде отображаются на оборудовании, установленном на платформе;

- поступают корректные данные с внешних датчиков подводного модуля управления.

8.5.6.4 Контроль работы датчиков системы управления подводной добычей

В результате этого испытания необходимо подтвердить, что со всех датчиков (давления, температуры, контроля утечки газа и т.д.) поступают данные.

Контроль считается пройденным успешно, если на контроллер системы управления поступают корректные данные со всех датчиков.

8.5.6.5 Контроль утечек в гидравлической системе

В результате этого испытания необходимо подтвердить отсутствие утечек в гидравлической системе. Последовательность тестирования должна соответствовать основным принципам проверки, выполняемой перед подводным подключением любой подсистемы. Окончательный тест должен показать работоспособность всей системы - от платформы до модуля управления.

Перед проведением этого теста необходимо проверить работоспособность гидравлической силовой установки или специального оборудования для тестирования.

Тест считается пройденным успешно, если в системе не происходит падения давления в течение заданного периода времени. Критерии приемки необходимо разрабатывать для каждого отдельного случая.

При разработке критериев приемки необходимо учитывать наличие допустимой утечки в клапанах подводного модуля управления.

8.5.6.6 Контроль утечек в системах распределения химических реагентов и контроля затрубного пространства

В результате этого испытания необходимо подтвердить отсутствие утечек в системах распределения химических реагентов и контроля затрубного пространства. Последовательность тестирования должна соответствовать основным принципам проверки, выполняемой перед подводным подключением любой подсистемы. Окончательный тест должен показать работоспособность всей системы, от платформы до подводной устьевой арматуры.

Перед проведением данного теста необходимо проверить работоспособность системы нагнетания химических реагентов или специального оборудования для тестирования.

Тест считается пройденным успешно, если в системе не происходит падения давления в течение заданного периода времени. Критерии приемки необходимо разрабатывать для каждого отдельного случая.

8.5.6.7 Контроль работы клапанов подводной устьевой арматуры

Целью данного испытания является проверка работоспособности клапанов (вентилей, задвижек) устьевой арматуры в режиме добычи.

Перед проведением данного испытания необходимо удостовериться в работоспособности следующих систем:

- устьевой арматуры (проверяется на буровой установке);

- распределительной системы;

- модуля управления (контроль связи);

- гидравлической силовой установки или специального оборудования для тестирования;

- установленного на платформе модуля управления подводным оборудованием;

- системы подачи метанола или аналогичной системы для проведения тестирования;

- системы контроля затрубного пространства.

Весь тест считается пройденным успешно, если в процессе проверки успешно выполнены следующие этапы:

- всеми клапанами (вентилями, задвижками) подводной устьевой арматуры, которые находятся под контролем системы управления добычей, успешно отработаны команды на открытие и закрытие, поданные размещенным на платформе модулем управления;

- система индикации положения клапанов, входящая в блок управления, корректно отобразила изменение положения клапанов (вентилей, задвижек).

При наличии резервирования тестирование клапанов подводной устьевой арматуры следует проводить независимо для основной и резервной части.

В процессе разработки детальной процедуры выполнения данного теста необходимо предусмотреть операции выравнивания давления на клапанах.

8.5.6.8 Контроль утечек в клапанах устьевой арматуры

Целью этого испытания является подтверждение соответствия величины утечки в контролируемых вентилях (клапанах, задвижках) подводной устьевой арматуры установленным допустимым предельным значениям. Это требуется в том случае, если данное испытание не проводилось на буровой установке или скважина была законсервирована после заканчивания.

Перед проведением этого испытания необходимо удостовериться в работоспособности следующих систем:

- устьевой арматуры (проверяется на буровой установке);

- системы управления распределением потоков;

- подводного модуля управления (проверка связи с устройством);

- гидравлической силовой установки;

- установленного на платформе модуля управления;

- системы подачи химических реагентов;

- системы контроля затрубного пространства.

Испытание считается проведенным успешно, когда давление на испытываемых клапанах фиксируется на протяжении четырех минут. Критерии оценки следует разрабатывать на основе ГОСТ Р ИСО 13628-4. Перепад давления на клапане во время испытаний должен составлять от 5 до 9 МПа.

Необходимо обращать внимание на клапаны, работающие с минимальным перепадом давления.

В рабочем режиме устьевой арматуры максимальный перепад давления на вентилях (клапанах, задвижках) составляет 3 МПа.

Стандартная последовательность операций при вводе системы в эксплуатацию приведена в приложении D.

8.6 Требования к внутрискважинным работам

8.6.1 Техническое обслуживание скважины проводится путем вертикального доступа или с применением оборудования TFL.

8.6.2 Вертикальный доступ может осуществляться через подводную устьевую арматуру или противовыбросовый превентор, устанавливаемый после снятия ПФА. При использовании устьевой арматуры горизонтального типа ввод в скважину осуществляется через ПФА. Для соединения подводной устьевой арматуры или превентора с судном требуется система райзера, включающая линии потока и линии управления. Требуется использование конструкций соответствующих подводных или надводных противовыбросовых превенторов, которые удовлетворяют требуемым условиям и соответствуют общепринятой в отрасли практике и нормативным документам.

8.6.3 Подводные скважины должны быть безопасно остановлены до начала проведения каких-либо внутрискважинных работ, которые могут привести к выбросу добываемого флюида. Перед разъединением находящегося под давлением соединения следует установить, по меньшей мере, два барьера (для которых, по возможности, необходимо провести испытания под давлением). Поставленная цель может достигаться путем закрытия клапана устьевой арматуры или управляемого с поверхности внутрискважинного клапана-отсекателя, установки заглушек в колонне НКТ, закрытия задвижки затрубного пространства, или путем заполнения скважины раствором для глушения. Выбор процедуры зависит от конкретной ситуации и определяется оператором.

8.6.4 Спуск и посадку инструмента, подсоединяемого к подводной устьевой арматуре и/или устью скважины, необходимо производить плавно, без толчков и ударов в целях исключения повреждения установленных элементов. Буровая установка или судно при спуске компоновки должны быть перемещены в сторону от центра скважины для того, чтобы снизить риск воздействия падающих предметов или обломков породы на скважину или соседние элементы.

8.6.5 По окончании внутрискважинных работ элементы скважинного оборудования и устьевой арматуры должны быть установлены на свои места, после чего необходимо выполнить проверку в соответствии с процедурами, предусмотренными для первоначальной установки.

Для проведения ремонтных операций может быть использован способ ввода в скважину инструмента системы TFL через выкидные линии. Типовые задачи, решаемые с применением данной технологии, включают смену инструментов и замену, например, управляемого с поверхности внутрискважинного клапана-отсекателя.

8.6.6 Управление скважиной в процессе внутрискважинных работ возможно только через систему управления капитальным ремонтом. Должна быть обеспечена возможность остановки соседних скважин с борта судна, проводящего ремонт, например, за счет постоянной связи с главной платформой.

8.6.7 Следует обеспечить возможность использования нескольких подходящих судов для проведения внутрискважинных работ.

8.6.8 Все клапаны (задвижки), которые могут препятствовать доступу в скважину в случае неисправности гидравлической системы, следует оснастить механическим приводом.

8.6.9 Легко заменяемые элементы/модули следует оценивать с позиции надежности.

8.6.10 Следует определить возможные ограничения для оборудования, накладываемые установленной последовательностью выполнения операций во время монтажа и замены.

8.6.11 Необходимо рассмотреть требования к безопасности в зоне проведения скважинных работ.

8.7 Требования к техническому обслуживанию

8.7.1 Общие требования

Техническое обслуживание СПД следует проводить по двум основным категориям работ: обслуживание подводного оборудования и надводного оборудования, включая райзеры и специальные подводные инструменты.

8.7.2 Планирование

8.7.2.1 Планирование технического обслуживания необходимо проводить в процессе проектирования СПД и оборудования. Необходимо определить потенциальные задачи при обслуживании, оценить возможные подходы к их решению, выбрать оборудование и аппаратные средства, которые следует включить в состав СПД для решения задач диагностики и технического обслуживания. В некоторых случаях применимы стандартные методы технического обслуживания (привлечение водолазов с ручным инструментом), в других случаях требуется использование ТНПА.

8.7.2.2 Специальные процедуры технического обслуживания и используемые инструменты следует проверить и оценить в процессе испытаний, проводимых на берегу. Необходимо составить общее описание процедур и, при необходимости, провести полномасштабные испытания. Рекомендуется подготовить подробную фото- и/или видеодокументацию для подводного оборудования и инструментов технического обслуживания.

8.7.2.3 Следует подготовить детальную методику проведения технического обслуживания до начала каких-либо операций под водой. Методика должна включать перечень планируемых работ и определять пути совмещения технического обслуживания с другой деятельностью на месторождении. Описание каждой процедуры должно включать перечень требуемых материалов и оборудования, а также полный список работ.

8.7.2.4 Требуется документировать все завершенные работы по техническому обслуживанию в соответствии с установленными для данной процедуры требованиями.

8.7.2.5 План технического обслуживания должен предусматривать периодическое обследование как подводного, так и надводного оборудования.

8.7.3 Техническое обслуживание и ремонт подводного оборудования, установленного на морском дне

8.7.3.1 Техническое обслуживание оборудования, установленного на морском дне (устье скважины, ПФА, модули управления, вентили, задвижки, манифольд, опорные плиты, выкидные линии и их соединители, основания райзеров и сами райзеры), осуществляется либо путем замены модуля, либо проведением ремонта на месте эксплуатации. Модульная или элементная замена предусматривает упаковку подлежащих ремонту/техническому обслуживанию изделий в составные блоки, которые могут быть подняты на поверхность для замены или ремонта. Модули могут быть сняты и заменены с помощью инструментов, спускаемых на бурильных трубах, канатах и ТНПА, или с использованием процедур, предполагающих участие людей (привлечение водолазов, использование обитаемых и управляемых экипажем аппаратов).

8.7.3.2 Ремонтом, выполняемым на месте эксплуатации, называется ремонт, проводимый без поднятия оборудования на поверхность. Ремонт может выполняться с помощью ТНПА и ДУИ, водолазов или погружением в компрессионной камере.

8.7.3.3 Необходимо провести диагностику и попытаться установить причину отказа до начала ремонтных работ. Требуется остановить скважину с неисправным оборудованием, а СПД перевести в режим, обеспечивающий безопасное снятие/ремонт требуемых элементов. При использовании системы манифольда допустимо отключение одной или нескольких скважин с продолжением нормальной эксплуатации остальных. Затем следует ввести специальные меры безопасности, такие как получение разрешений на проведение технических операций, которые позволят предотвратить возможность случайного включения оборудования персоналом после его перевода в безопасное состояние.

8.7.3.4 Давление в трубопроводах следует выровнять с давлением морской воды. Следует принять меры по недопущению попадания из труб в воду углеводородов и жидкостей, которые могут привести к загрязнению окружающей среды.

8.7.3.5 Электрические цепи следует обесточить, если они представляют опасность для водолазов и систем технического обслуживания.

8.7.3.6 Спуск и подъем инструмента, модулей на бурильных колоннах или канатах следует выполнять с осторожностью, чтобы свести к минимуму риски повреждения оборудования на дне моря из-за падения предметов или ударов при позиционировании или посадке.

8.7.3.7 После завершения технических операций на подводном оборудовании следует провести предпусковые испытания СПД. Необходимо вести полную запись всех работ по техническому обслуживанию и испытаниям.

8.7.4 Техническое обслуживание надводного оборудования

Техническое обслуживание расположенных на поверхности элементов СПД (верхние узлы райзера, оборудование управления добычей, инженерные сети, оборудование системы TFL и т.д.) выполняется в соответствии с обычными процедурами, применяемыми для расположенного на поверхности технологического оборудования. В то же время можно устанавливать специальные требования, связанные с особенностями эксплуатации подводного оборудования, например, требования к чистоте жидкости, используемой в гидравлической системе. Также следует проводить планово-предупредительные и текущие ремонтные работы.

8.8 Требования к выводу из эксплуатации

8.8.1 Общие требования

К работам по выводу из эксплуатации относятся: установка цементного моста и ликвидация скважин, демонтаж подводного оборудования, очистка дна и финальный осмотр. Следует свести к минимуму возможное воздействие на окружающую среду, например, сброс углеводород содержащих жидкостей, в процессе работ по выводу из эксплуатации.

Конструкция оборудования СПД должна включать элементы, которые облегчают процесс вывода из эксплуатации, такие как узлы для подсоединения подъемного оборудования.

СПД в части вывода ее из эксплуатации должна отвечать следующим требованиям:

- обеспечивать прекращение работы без снижения безопасности;

- обеспечивать возможность слива добываемого флюида из манифольдов, выкидных линий, емкостей хранения и т.д.;

- обеспечивать возможность извлечения содержащего углеводороды оборудования или его промывку, если оно остается на месте. Для предотвращения загрязнения промывочные жидкости должны направляться на поверхность.

8.8.2 Требования к выводу из эксплуатации на этапе проектирования

Конструкция оборудования СПД должна обеспечивать:

- удобство проведения операций по выводу из эксплуатации;

- возможность восстановления оборудования для его повторного использования (если необходимо).

8.8.3 Работы по окончании ликвидации

После окончания всех операций по ликвидации оборудования необходимо провести осмотр площадки и при наличии оставляемого оборудования нанести его местоположение на карту.

8.8.4 Комплекс опорной плиты и манифольда

8.8.4.1 Общие требования

Когда принимается решение по выводу из эксплуатации опорной плиты, то метод работ следует выбирать с учетом изменений, произведенных в опорной плите и технологии извлечения. В некоторых ситуациях опорную плиту и манифольд можно оставить на месте. Если планируется их извлечение, то предварительно рекомендуется провести обследование для оценки физического состояния.

Состояние элементов крепления для подъемного оборудования и балластной системы (при ее наличии) является существенным фактором при принятии решения. Детальный план извлечения разрабатывается после сбора всей требуемой информации.

8.8.4.2 Опорные плиты

Для проведения работ по извлечению опорной плиты необходимо:

- отсоединить все райзеры, трубопроводы, выкидные линии, линии управления и энергообеспечения;

- обрезать свайные элементы, включая обсадные колонны, на требуемом уровне ниже профиля дна акватории. При необходимости, удалить отрезанные секции свай для уменьшения эффекта всасывания и снижения подъемного усилия при извлечении опорной плиты. При необходимости отсоединить опорную плиту от свай для предотвращения разрушения опорной плиты при извлечении.

Удаление опорной плиты требует детального планирования и может включать следующие операции:

- анализ подъемного усилия;

- удаление обрезков и цемента;

- закачка воды для снижения эффекта присасывания;

- добавление устройств, повышающих плавучесть, и подъемного оборудования.

Крановая баржа или подъемное судно должны обладать запасом грузоподъемности, если груз окажется более тяжелым, чем ожидалось. Рекомендуется вести визуальное наблюдение за процессом подъема с использованием камер, установленных на ТНПА, или с привлечением водолазов. После того, как плита извлечена и размещена на барже, она может быть доставлена в место утилизации.

8.8.4.3 Манифольды

Ликвидация манифольдов, находящихся в составе интегрированного комплекса опорной плиты, осуществляется вместе с опорной плитой. Манифольды, спроектированные для установки и извлечения с помощью буровой установки, могут быть ликвидированы в процессе работ по ликвидации скважин. Для отдельных систем манифольдов, например в основании райзера, требуется разработка собственного плана по ликвидации.

8.8.5 Внутрипромысловые трубопроводы

Внутрипромысловые трубопроводы после их эксплуатации могут быть оставлены на морском дне или демонтированы.

Внутрипромысловые трубопроводы и манифольды должны быть очищены, промыты и заполнены ингибированной морской водой или другой нейтральной жидкостью. В случае, если внутрипромысловые трубопроводы остаются на дне после вывода из эксплуатации, то должны быть приняты меры, предписываемые требованиями нормативных документов, например, установлены заглушки. Концы внутрипромысловых трубопроводы не должны выступать над профилем дна, создавая угрозу их зацепления.

Подготовка и проведение мероприятий по извлечению внутрипромысловых трубопроводов должны соответствовать принципам, изложенным выше для опорной плиты и манифольда.

Вывод из эксплуатации и демонтаж шлангокабелей, проложенных вместе или отдельно от внутрипромысловых трубопроводов, следует выполнять в соответствии с изложенной выше процедурой.

9 Требования к технической документации

9.1 Общие требования

Все этапы жизненного цикла СПД (проектирование, изготовление и монтаж; пуск, эксплуатация, диагностика и обслуживание; ликвидация) должны обеспечиваться необходимой технической документацией.

9.2 Требования к документации на стадии проектирования и изготовления

Документация на стадиях проектирования и изготовления (в общем случае) должна включать:

- сборочные чертежи, диаграммы, схемы (включая техническую документацию изготовителя оборудования);

- документацию на разработку прикладного программного обеспечения;

- результаты анализа рисков и отчеты с анализом обеспечения безопасности;

- описание процедур и протоколы испытаний;

- спецификации и таблицы технических характеристик оборудования и защитных устройств подводного оборудования (при необходимости);

- инструкции по эксплуатации и обслуживанию модулей и элементов СПД.

Формы записи данных приведены в приложении F.

9.3 Требования к документации на стадии эксплуатации и обслуживания

Руководство по эксплуатации и обслуживанию должно включать:

- рабочие диапазоны параметров;

- процедуры хранения и консервации;

- проектные рабочие режимы;

- процедуры пуска/останова;

- список запасных частей;

- чертежи и иллюстрации;

- процедуры выгрузки;

- отчеты по контролю веса (если применимо);

- процедуры подключения и ввода в эксплуатацию (если применимо);

- процедуры вывода из эксплуатации (если применимо);

- форму для регистрации любых изменений, сделанных в системе за период ее эксплуатации.

9.4 Требования к документации изготовителя и монтажной документации

В указанную документацию следует включить:

- отчеты об укладке трубопроводов и шлангокабелей;

- отчетные материалы и записи испытаний;

- отчеты о результатах осмотра оборудования после изготовления и монтажа.

Библиография

[1]	Правила классификации и постройки подводных добычных комплексов. РМРС - СПб, 2017
[2]	Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила безопасности морских объектов нефтегазового комплекса" (Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 18 марта 2014 г. N 105)
[3]	Федеральный закон от 30 ноября 1995 г. N 187-ФЗ "О континентальном шельфе Российской Федерации"
[4]	Федеральный закон от 31 июля 1998 г. N 155-ФЗ "О внутренних морских водах, территориальном море и прилежащей зоне Российской Федерации"
[5]	Федеральный закон от 2 июня 2008 г. N 102-ФЗ "Об обеспечении единства измерений"

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Дату названного Федерального закона следует читать как "26 июня 2008 г."

[6]	ИСО 13628-7:2005	Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 7. Системы райзеров для заканчивания/капитального ремонта скважины (Petroleum and natural gas industries - Design and operation of subsea production systems - Part 7: Completion/workover riser systems)
[7]	API RP 16Q	Проектирование, выбор, эксплуатация и техническое обслуживание морских буровых райзеров (Design, Selection, Operation, and Maintenance of Marine Drilling Riser Systems, Second Edition)
[8]	API RP 2RD	Проектирование райзеров для плавучих систем добычи и платформ на натяжных опорах (TLP) [Design of Risers for Floating Production Systems (FPSs) and Tension-Leg Platforms (TLPs)]
[9]	ИСО 19901-4:2016	Промышленность нефтяная и газовая. Частные требования к морским платформам. Часть 4. Геотехнический анализ и проектирование основания (Petroleum and natural gas industries - Specific requirements for offshore structures - Part 4: Geotechnical and foundation design considerations)
[10]	ИСО 13628-8:2002	Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 8. Интерфейсы аппаратов с дистанционным управлением (ROV) для систем подводной добычи (Petroleum and natural gas industries - Design and operation of subsea production systems - Part 8: Remotely Operated Vehicle (ROV) interfaces on subsea production systems)
[11]	ИСО 13628-9:2000	Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 9. Инструмент с дистанционным управлением (ROT) для технических работ (Petroleum and natural gas industries - Design and operation of subsea production systems - Part 9: Remotely Operated Tool (ROT) intervention systems)
[12]	ИСО 13628-6:2006	Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 6. Системы управления подводной добычи (Petroleum and natural gas industries - Design and operation of subsea production systems - Part 6: Subsea production control systems)
[13]	ИСО 13628-11:2007	Промышленность нефтяная и газовая. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 11. Системы гибких трубопроводов для морского и подводного применения (Petroleum and natural gas industries - Design and operation of subsea production systems - Part 11: Flexible pipe systems for subsea and marine applications)
[14]	ИСО 15589-2:2012	Промышленность нефтяная и газовая. Катодная защита систем транспортирования по трубопроводам. Часть 2. Морские трубопроводы (Petroleum, petrochemical and natural gas industries - Cathodic protection of pipeline transportation systems - Part 2: Offshore pipelines)
[15]	DNVGL-RP-B401	Проектирование катодной защиты (Cathodic protection design)
[16]	ИСО 13628-5:2009	Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 5. Подводные шлангокабели (Petroleum and natural gas industries - Design and operation of subsea production systems - Part 5: Subsea umbilicals)
[17]	ASME/ANSI В16.5	Трубные фланцы и фланцевые фитинги под номинальные размеры от 1/2 до 24 дюймов (Pipe Flanges and Flanged Fittings NPS 1/2 Through NPS 24)
[18]	API TR 6AF1	Технический отчет по температурному ограничению на фланцах API при комбинации нагрузок (Technical Report on Temperature Derating on API Flanges under Combination of Loading)
[19]	API TR 6AF2	Технический отчет по способностям интегральных фланцев API при комбинации нагрузок - Фаза II (Technical Report on Capabilities of API Integral Flanges Under Combination of Loading - Phase II)
[20]	ASME B31.3	Система технологических трубопроводов (Process Piping)
[21]	ASME B31.4	Системы транспортировки по трубопроводам углеводородов и других жидкостей (Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids)
[22]	ASME B31.8	Газопроводы и системы распределения (Gas Transmission and Distribution Piping Systems)
[23]	DNVGL-ST-F201	Динамические райзеры (Dynamic Risers)
[24]	ИCO 15663-2:2001	Нефтяная и газовая промышленность. Оценка стоимости жизненного цикла. Часть 2. Руководство по применению методологии и методов расчета (Petroleum and natural gas industries - Life-cycle costing - Part 2: Guidance on application of methodology and calculation methods)
[25]	ИСО 21457:2010	Нефтяная, нефтехимическая и газовая промышленности. Выбор материалов и коррозионный контроль систем добычи нефти и газа (Petroleum, petrochemical and natural gas industries - Materials selection and corrosion control for oil and gas production systems)
[26]	EEMUA 194:2004	Руководство по выбору материалов и контролю коррозии подводного оборудования для добычи нефти и газа (Guidelines for materials selection and corrosion control for subsea oil and gas production equipment)
[27]	ИСО 12944-1:2017	Краски и лаки. Антикоррозионная защита стальных конструкций с помощью защитных лакокрасочных систем. Общие положения (Paints and varnishes - Corrosion protection of steel structures by protective paint systems - Part 1: General introduction)
[28]	ИСО 12944-5:2007	Краски и лаки. Антикоррозионная защита стальных конструкций с помощью защитных лакокрасочных систем. Часть 5. Защитные лакокрасочные системы (Paints and varnishes - Corrosion protection of steel structures by protective paint systems - Part 5: Protective paint systems)
[29]	ИСО 8501-2:1994	Подготовка стальной поверхности перед нанесением лакокрасочных материалов и относящихся к ним продуктов. Часть 2. Степень подготовки ранее покрытой стальной основы после локального удаления прежних покрытий (Preparation of steel substrates before application of paints and related products - Visual assessment of surface cleanliness - Part 2: Preparation grades of previously coated steel substrates after localized removal of previous coatings)
[30]	ИСО 8501-3:2006	Подготовка стальной поверхности перед нанесением лакокрасочных материалов и относящихся к ним продуктов. Часть 3. Степень подготовки сварных швов, кромок и других участков с дефектами поверхности (Preparation of steel substrates before application of paints and related products - Visual assessment of surface cleanliness - Part 3: Preparation grades of welds, edges and other areas with surface imperfections)
[31]	ИСО 8501-4:2006	Подготовка стальной поверхности перед нанесением лакокрасочных материалов и относящихся к ним продуктов. Визуальная оценка чистоты поверхности. Часть 4. Начальное состояние поверхности, качество подготовки и степень ржавости поверхности в результате оплавления в связи с впрыскиванием водяной струи высокого давления (Preparation of steel substrates before application of paints and related products - Visual assessment of surface cleanliness - Part 4: Initial surface conditions, preparation grades and flash rust grades in connection with highpressure water jetting)
[32]	ИСО 9588:2007	Покрытия металлические и другие неорганические покрытия. Обработка чугуна или стали после нанесения покрытия для снижения риска водородного охрупчивания покрытия металлические и другие неорганические покрытия. Обработка чугуна или стали после нанесения покрытия (Metallic and other inorganic coatings - Post-coating treatments of iron or steel to reduce the risk of hydrogen embrittlement)
[33]	ИСО 15156-3:2015	Нефтяная и газовая промышленность. Материалы для применения в средах, содержащих сероводород, при добыче нефти и газа. Часть 3. Сплавы, стойкие к растрескиванию (коррозионно-стойкие сплавы), и другие сплавы (Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H 2S-containing environments in oil and gas production - Part 3: Cracking-resistant CRAs (corrosion-resistant alloys) and other alloys)
[34]	DNVGL-RP-F112-2018	Дуплексная нержавеющая сталь - предотвращение водородного растрескивания под напряжением при проектировании (Duplex stainless steel - design against hydrogen induced stress cracking)
[35]	ИСО 15156-3:2015	Промышленность нефтяная и газовая. Материалы для применения в средах, содержащих сероводород, при нефте- и газодобыче. Часть 3. Трещиностойкие коррозионно-стойкие и другие сплавы [Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H 2S-containing environments in oil and gas production - Part 3: Cracking-resistant CRAs (corrosion-resistant alloys) and other alloys]
[36]	ИСО 18265:2003	Материалы металлические. Преобразование величин твердости (Metallic materials - Conversion of hardness values)
[37]	ISO 14313:2007	Промышленность нефтяная и газовая. Трубопроводные системы транспортировки. Задвижки для трубопроводов (Petroleum and natural gas industries - Pipeline transportation systems - Pipeline valves)
[38]	DNVGL-ST-E271-2017	Морские контейнеры (Offshore containers)
[39]	API RP 2A-WSD	Рекомендованная практика для планирования, проектирования и строительства стационарных морских платформ. Расчет рабочего механического напряжения (Recommended Practice for Planning, Designing and Constructing Fixed Offshore Platforms - Working Stress Design)