Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1 

69 страниц

Купить ГОСТ Р 59299-2021 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Цена на этот документ пока неизвестна. Нажмите кнопку "Купить" и сделайте заказ, и мы пришлем вам цену.

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль"

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Устанавливает требования и рекомендации по проектированию, изготовлению и эксплуатации систем проходных выкидных трубопроводов и их оборудования, применяемых в системах подводной добычи углеводородов. Описанные процедуры и установленные требования относятся к осуществляемому через выкидные линии техническому обслуживанию скважинного оборудования, подводной фонтанной арматуры, подвески насосно-компрессорных труб, а также выкидных трубопроводов и оборудования. Настоящий стандарт предназначен для систем проходных выкидных трубопроводов подводного исполнения, но также может быть использован для оборудования таких скважин, как наклонно-направленных с большим зенитным углом и горизонтально пробуренных скважин

 Скачать PDF

 
Дата введения01.08.2021
Актуализация01.01.2022

Этот ГОСТ находится в:

Petroleum and natural gas industry. Design and operation of subsea production systems. Part 3. Through flowline (TFL) systems

Стр. 1
стр. 1
Стр. 2
стр. 2
Стр. 3
стр. 3
Стр. 4
стр. 4
Стр. 5
стр. 5
Стр. 6
стр. 6
Стр. 7
стр. 7
Стр. 8
стр. 8
Стр. 9
стр. 9
Стр. 10
стр. 10
Стр. 11
стр. 11
Стр. 12
стр. 12
Стр. 13
стр. 13
Стр. 14
стр. 14
Стр. 15
стр. 15
Стр. 16
стр. 16
Стр. 17
стр. 17
Стр. 18
стр. 18
Стр. 19
стр. 19
Стр. 20
стр. 20
Стр. 21
стр. 21
Стр. 22
стр. 22
Стр. 23
стр. 23
Стр. 24
стр. 24
Стр. 25
стр. 25
Стр. 26
стр. 26
Стр. 27
стр. 27
Стр. 28
стр. 28
Стр. 29
стр. 29
Стр. 30
стр. 30

НАЦИОНАЛЬНЫЙ

СТАНДАРТ

РОССИЙСКОЙ

ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

ГОСТ Р 59299

2021

(ИСО 13628-3:

2000)

Нефтяная и газовая промышленность

ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ СИСТЕМ ПОДВОДНОЙ ДОБЫЧИ

Часть 3

Системы проходных выкидных трубопроводов (TFL)

(ISO 13628-3:2000, MOD)

Издание официальное

Сшцдап«ф9рм

2071

Предисловие

1    ПОДГОТОВЛЕН Обществом с ограниченной ответственностью «Газпром 335» (ООО «Газпром 335») на основе официального перевода на русский язык англоязычной версии международного 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 2 февраля 2021 г. N° 34-ст

4    Настоящий стандарт является модифицированным по отношению к международному стандарту ИСО 13628-3:2000 «Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 3. Системы проходных выкидных трубопроводов (TFL)» (ISO 13628-3:2000 «Petroleum and natural gas industries — Design and operation of subsea production systems — Part 3: Through flowline (TFL) systems». MOD) путем внесения технических отклонений, объяснение которых приведено во введении к настоящему стандарту.

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

5    ВЗАМЕН ГОСТ Р ИСО 13628-3-2013

Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федвралыюго закона от 29 июня 2015 г. № 162-ФЗ «О стандартизации в Российской Федерации». Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информациотюм указателе «Национальные стандарты», а официальный текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)

© ISO, 2000 — Все права сохраняются © Стандартинформ. оформление. 2021

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии II

1 - управляющий эксплуатационный мамифольд. 2 •- быстроразъемиое резьбовое соединение с пробкой;

3 — расходомер: 4 - фильтр предварительной очистки высокого давления. 5 - фильтр предварительной очистки высокого давления, б — штуцер: 7 — расходомер: в — трехцилиндровый насос высокой производитспьности1'еысокого давления:

9 — открытый резервуар на 795 л; 10 — рабочий резервуар: 11 — от системы забортной воды морской платформы (опционально); 12 — от смесительного резервуара; 13 — от резервуара обезвоженной нефти (опционально): 14 — газовая подушка;

15 — доливиая линия; 16 — от сброса сепараторной жидкости. 17 — к сепаратору: 18 — трубопроводная арматура

(опционально): J9 — компоновка поверхностного штуцера (опционально); 20 • - к эксплуатационному манифопьду.

21 — к скважине

а Рекомендуемый минимальный прямолинейный участок.

Рисунок 4. лист 2

Значение давления нагнетания и расход флюида должны быть совместимы с конструкцией системы. принимая во внимание скорости перемещения инструмента, указанные в разделе 10 (см. таблицу 1), давление срабатывания колонны инструментов и байпаса флюида, которое может произойти в процессе данных операций. Следует предусмотреть достаточный объем (см. 6.6) резервуаров и насоснокомпрессорных колонн для обеспечения эффективного выполнения всех операций. На поверхностной установке (см. рисунок 5) следует предусмотреть площадку для размещения оборудования системы TFL, а при компоновке оборудования должна быть обеспечена доступность к пульту управления, насосу, манифольду и шлюзу, а также пространство, необходимое для удобного ввода и извлечения длинномерных инструментальных колонн. В случае расположения оборудования системы TFL на бу-ровой/эксплуатационной морской платформе, возможно использование основного оборудования морской платформы (такого, как высокопроизводительный буровой насос или насос для глушения) взамен специа лизирова иного оборудова н ия.

Таблица 1 — Рекомендуемые значения расхода флюида для проводки инструментов системы TFL

Характеристика

Номинальный внутренний диаметр HKT. мм (дюйм)

50.8 (2)

63.6 <2 V4)

76.2 (3)

101.6 (4)

127 (б)

Расход. ш'мим (баррелы'мин)

Транспортировка инструмента

318 (2,0)

477 (3.0)

636 (4.0)

795 (5,0)

954 (6.0)

Ограниченная линия (макс)

159 (1,0)

159(1,0)

318 (2.0)

318(2.0)

318(2.0)

Размещение и установка (макс)

79.5 (0.5)

79.5 (0.5)

159(1.0)

159(1.0)

159(1,0)

1 — смесительный резервуар для флюидов; 2 — резервуар для хранения; 3 ~ рабочий стол. 4 — рольганг; 5 — насосный блох; б-- поверхностный управляющий ыанифопьд; 7 — устройства подачи инструмента. 8 — двойной горизон-тапьиый шлюз; 9 — панель управления; 10 — входные трубные петли; 11 — отводные устройства: 12 — к другим скважинам в системе; 13 — скважина 3: 14 — схважина 2; 1S - ■ скважина 1

Рисунок 5 — Типовая схема размещения поверхностного оборудования для установок

6.2    Обслуживающий насос

Для проведения операций системы TFL характерно использование трехцилиндровых поршневых насосов, однако некоторые операторы успешно использовали также низкоскоростные двухцилиндровые насосы и многоступенчатые центробежные насосы высокого давления. Основные рекомендации по насосам следующие:

-    характеристики по давлению и расходу следует предусматривать в соответствии с разделом 10;

-    на выкидном коллекторе поршневого (плунжерного) насоса следует установить предохранительный клапан и гаситель пульсаций для защиты насоса и трубопроводной системы от избыточного давления или гидравлических ударов и импульсов давления;

-    на выкидном коллекторе центробежного насоса следует установить перепускной клапан для сброса избыточной жидкости;

-    следует предусмотреть соединения всасывающего трубопровода насоса со вспомогательными резервуарами или смесительными установками:

-    привод насоса системы TFL должен быть разработан таким образом, чтобы иметь возможность обеспечить плавные изменения в диапазоне рабочих условий в соответствии с разделом 10.

6.3    Управляющий манифольд системы проходных выкидных трубопроводов

Компоновка трубопроводной арматуры должна быть разработана таким образом, чтобы обеспечить подачу насоса и возврат флюида в сервисные линии, резервуары, сепараторы и так далее, что необходимо для выполнения операций системы TFL. Трубопровод и трубопроводная арматура должны быть рассчитаны на максимальное рабочее давление системы. Трубопроводную арматуру и механизмы автоматического управления следует выбирать таким образом, чтобы была возможность быстрого переключения линий: не более 2 с. Трубопроводная арматура должна обеспечивать возврат флюидов

через настраиваемый регулятор обратного давления или штуцер и через расходомеры. Регулятор или штуцер используют для регулирования противодавления в возвратной линии для контроля притока из скважины или поглощения флюида пластом во время скважинных операций системы TFL.

6.4 Пульт управления и приборы системы проходных выкидных трубопроводов

На рисунке 6 представлен типовой управляющий/контрольно-измерительный пульт системы TFL. Контрольно-измерительная аппаратура позволяет контролировать передвижение и работу инструмента. а также поглощение или приток флюида в скважине. Контрольно-измерительная аппаратура, как правило, включает в себя манометры с ленточными самописцами, датчики давления, расположенные на шлюзе или манифольде. а также расходомеры и сумматоры объема возвратной и нагнетательной линии насоса. Контрольно-измерительную аппаратуру следует проектировать таким образом, чтобы выдерживались возможные вибрации и скачки давления. Экраны и фильтры высокого давления следует устанавливать выше турбинных расходомеров для минимизации повреждения расходомера твердыми включениями. Могут использоваться другие типы расходомеров без применения фильтров.

В дополнение к контрольно-измерительной аппаратуре пульта управления на устье скважины могут быть установлены датчики давления с регистрацией показаний на поверхности для облегчения контроля местоположения инструмента. Могут быть установлены другие специальные системы контроля местоположения инструмента при его движении в системе TFL.

I    — сдвоенные расходомеры и сумматоры: 2 — блок с контрольно-измерительной аппаратурой во взрывобезопасном исполнении (класс (Class) 1: условия эксплуатации (Div) 1; группа (Grp) 0); 3 — сдвоенные манометры; 4-- двухперьевой ленточный самописец.

5    -- переключатель самописца вхл./выкл.; 6 — выключатель питания; 7 — контрольно-измерительные приборы (двигатели, насосы и трансмиссия): насос - температура масла; насос — давление масла, сигнал противодавления; трансмиссия — температура масла трансмиссия — давление масла; двигатель -- температура воды, двигатель — температура масла, двигатель — тахометр: давление в гидравлической системе, давление в пневматической системе: 8 — гидравлический штуцер и манифольд -- регулирующая трубопроводная арматура; 9 — двигатель — запуск, останов и аварийное отключение; 10 — двигатель - дроссель.

II    — трансмиссия — переключатель передач; 12 •- сброс сумматора на ноль; 13 — включатель питания. 14 — сброс сумматора

на ноль; 15— контроль противодавления

Рисунок 6 — Типовой контрольно-измерительный пупы управления системы TFL

6.5 Шлюз

6.5.1 Общие положения

Шлюз позволяет вводить и извлекать инструментальные колонны из системы, находящейся под давлением. Обычно шлюз системы TFL состоит из горизонтальной трубной камерной секции длиной от

6    до 18 м (от 20 до 60 футов) с быстроразъемными соединениями на концах, полнопроходной запорной арматурой, отводящей арматурой и соединениями для подачи флюида в шлюз. На рисунке 7 представлены основные элементы шлюза.



I — быстрораэьсмное соединение или фланец. 2 — отводящая аркатура; 3 — попнопроходмая трубопроводная аркатура: 4 — труба увеличенного размера: 5 — трубопровод: б - сборники 7 — глухая пробка с быстроразьсмным соединением;

8 — трубопроводная аркатура; 9 — направление проводки инструмента

Рисунок 7 — Основные элементы шлюза

В процессе некоторых ловильных и ремонтных работ, для которых необходим ввод длинномерных инструментальных колонн, может потребоваться использование сервисной линии к подводной фонтанной арматуре как части шлюза. При каждом использовании давление в линии должно быть сброшено.

6.5.2    Конструкция

При проектировании шлюза системы TFL необходимо уделять особое внимание мероприятиям по предотвращению уменьшения внутреннего диаметра или возникновения несоосностей. которые могли бы препятствовать прохождению инструмента или вызывать повреждения уплотнений или другие повреждения инструментов. Следует предусматривать внутренний диаметр шлюза несколько больше внутреннего диаметра выкидных линий для того, чтобы облегчить ввод и извлечение инструмента, но не превышать размер, который потребовал бы повышения производительности насоса для перемещения инструмента из шлюза в выкидную линию. Как правило, данный критерий выполним при внутреннем диаметре на 1.6...4.8 мм (1/16...3/16 дюйма) более номинального внутреннего диаметра сервисных линий.

В целях обеспечения безопасности следует предусмотреть арматуру сброса давления на обоих концах камерной трубы шлюза для надежного обеспечения сброса давления с обеих сторон инструментальной колонны перед извлечением инструмента из шлюза. В конструкции шлюза следует предусмотреть сбор избыточного флюида из шлюза. Следует расположить отводные соединения таким образом, чтобы обеспечить возможность ввода инструментальной колонны и предупредить ее соударение с концом шлюза при возвращении на поверхность. Возможно применение механизированного устройства подачи инструмента (обеспечивающего проталкивание/вытягивание) и рабочих столов для ввода и/или извлечения инструментальных колонн большой длины/размеров (см. рисунок 8).

6.5.3    Изготовление

Трубопровод шлюза должен быть спроектирован и изготовлен в соответствии с ГОСТ Р ИСО 13703 и разделом 7.

6.6 Расходно-накопительная емкость

В поверхностное оборудование необходимо включить расходный резервуар или другую емкость для хранения флюида. Следует предусмотреть вместимость резервуара не менее объема выкидных линий и насосно-компрессорных колонн. Возможно использование резервуара меньшего объема, если его размер ограничен имеющимся пространством и есть возможность дополнительной подпитки флюидом и возможность безопасного отвода избыточного флюида. Расходный резервуар особенно необходим для контроля допустимых отклонений при поглощении или притоке флюида в скважину. Секцион-

ный резервуар объемом 6,3 м3 (40 баррелей) (см. рисунок 8) является соответствующим выполнению данной функции. Тип рабочего флюида может быть изменен (дизельное топливо, дегазированная сырая нефть, ингибированная или минерализованная вода и т. д.). Для использования разных типов рабочего флюида необходимы соответствующие соединения. При использовании сырой нефти или при работе с возвратными флюидами должны быть предприняты специальные меры предосторожности для удовлетворения требованиям соответствующей классификации участка.

Т — гидравлическое устройство подачи инструмента; 2 — входные трубные петли; 3 — отводные устройства. Л — рольганг.

5 -• рабочий резервуар. б - горизонтальный шлюз

Рисунок 8 — Поверхностное оборудование системы TFL

6.7    Сепаратор

Сепаратор обычно необходим для удаления газа из возвратного потока. Удаление газа обеспечивает получение повторяемости эксплуатационных характеристик при работе инструмента и расположение инструмента в соответствии с разделом 10.

Следует предусмотреть сепаратор с размером и номинальным давлением, достаточным для работы со скважинными флюидами при максимальной производительности насоса и любых пульсациях флюида при переключении путей движения потока в процессе работы системы TFL.

6.8    Испытания

Все смонтированное на морской платформе оборудование системы TFL (см. рисунок 4) испытывают под давлением в соответствии с ГОСТ Р ИСО 13703. Дополнительно проверяют внутренний диаметр трубопровода, через который подают инструменты системы TFL в соответствии с разделом 7.

7 Трубопроводы системы проходных выкидных трубопроводов

7.1    Общие положения

Трубопроводы системы TFL включают:

a)    поверхностный трубопровод между шлюзом и верхней частью райзера;

b)    райзер от морского дна:

c)    сравнительно прямую секцию выкидных линий:

d)    подготовленные трубные петли или отводы системы TFL. используемые для изменения направления инструмента в ограниченном пространстве;

e)    подводную фонтанную арматуру:

О колонну НКТ, скважинное оборудование и их концевые соединения.

Все соединители трубопровода и методы соединения должны обеспечивать свободное беспрепятственное прохождение инструментов и не должны быть причиной повреждения металлических или неметаллических уплотнений на инструментах системы TFL. поршнях системы TFL или других компонентах инструментальных колонн системы TFL.

7.2    Конструкция

7.2.1    Трубопроводы

7.2.1.1    Общие положения

В качестве труб системы TFL следует использовать жесткие металлические или гибкие трубы. При изготовлении гибких труб используют композиционные материалы, состоящие из металлических и неметаллических слоев, комбинации металлических и неметаллических материалов.

7.2.1.2    Материалы

Для трубопроводов системы TFL используют различные группы металлов, включая углеродистую сталь (см. ГОСТ ISO 3183). аустенитно-ферритную («дуплексную») нержавеющую сталь, мартенситную нержавеющую сталь («13-хром») и другие.

Более подробная информация по рекомендуемым к применению материалам для систем управления подводной добычей представлена в ГОСТ Р 59305, а для гибких трубопроводов — в [1].

7.2.1.3    Диаметры

Выкидные линии и другие прямые участки трубопроводной системы должны иметь одинаковый со скважинным трубопроводом (трубопроводами) (см. таблицу 1) минимальный и максимальный внутренний диаметр. Такая практика минимизирует количество флюида, проходящего между поршнями системы TFL и стенкой трубы, а также улучшает управление позиционированием инструмента. Однако, в некоторых случаях, внутренний диаметр выкидной линии должен быть больше, чем внутренний диаметр скважинного трубопровода. Указанное техническое решение применяется на выкидных линиях, имеющих большую протяженность, увеличенные внутренние диаметры которых необходимы для снижения потерь давления на данных линиях. Для таких случаев следует использовать систему паркинга, как это показано на рисунке 9. Держатель инструмента системы TFL большего диаметра перемещает скважинную сервисную инструментальную колонну к подводному устью скважины и освобождает или захватывает скважинную инструментальную колонну меньшего диаметра.

1 — колонка -носитель; 2 — захват паркинга; 3 — сервисная инструментальная колонна Рисунок 9 — Система паркинга

7.2.1.4 Расчетное давление

Трубопроводы системы TFL должны иметь рабочее давление, равное расчетному давлению системы TFL. При выборе толщины стенок и прочности материала необходимо, чтобы все компоненты трубопроводных систем соответствовали установленным нормам проектирования или тем нормам, которые были указаны оператором.

7.2.1.5 Боковые впускные каналы

На прямых участках трубопроводных систем пересечение боковых впускных каналов с выкидной линией системы TFL следует осуществлять под углом 90°. В случае невозможности выполнения данного требования, угол должен быть не менее 45е к продольной оси выкидной линии системы TFL. для обеспечения необходимого угла раскрытия бокового впускного канала. Пересечение следует выполнять выше продольной оси выкидной линии системы TFL. Для предотвращения создания препятствий прохождению инструмента системы TFL или повреждения его компонентов все кромки пересекающегося отверстия следует скашивать, как показано на рисунке 10.



Рисунок 10 — Конфигурация соединения каналов при пересечении трубы, не относящейся к системе TFL, с трубопроводом системы TFL


7.2.1.6    Устройства определения местоположения

Наличие сужений в выкидной линии или насосно-компрессорной колонне, являющихся причиной кратковременного увеличения давления в момент прохода поршней системы TFL. можно использовать при определении местоположения сервисной колонны системы TFL. Данные сужения могут быть выполнены преднамеренно, как специально изготовленные, короткие толстостенные секции труб, либо могут быть сужения, которые обычно присутствуют в любых выкидных трубопроводах (сигнатура выкидного трубопровода). При нормальной скорости перемещения инструмента рассматриваемые сужения обычно приводят к увеличению давления от 1.4 до 2.1 МПа (от 200 до 300 фунт/дюйм2). Для этих целей успешно используются предохранительные патрубки и циркуляционные муфты.

При специальной установке сужающих устройств в скважине для определения местоположения инструментальной колонны следует предусмотреть надлежащее расстояние между данными устройствами и любым посадочным ниппелем для обеспечения возможности вовремя идентифицировать местоположение инструмента и снизить скорость его движения до момента достижения инструментом посадочного ниппеля. Требуемое расстояние между суживающим устройством и посадочным ниппелем зависит от производительности насоса, объема флюида и инерционности насоса при смене производительности (т.е. данные параметры определяют возможность снижения скорости движения инструмента до надлежащей скорости для выполнения соответствующей операции). Так как импульс давления во флюиде распространяется со скоростью звука, то скорость обнаружения инструментальной колонны зависит от свойств флюида, температуры и давления, а также от расстояния между датчиком давления и ограничивающим устройством. Следует предусмотреть расположение ограничивающих устройств таким образом, чтобы элементы поршня не располагались в пределах устройства при вводе в действие инструмента или создания усилия, что необходимо для предотвращения осложнений при ловильных работах из-за уменьшения прохода флюида.

7.2.1.7    Овальность

Методы установки должны учитывать эффект воздействия нагрузок и напряжений при монтаже, вызывающий овальность, что может ограничить прохождение оправки и инструмента.

7.2.2 Отводы (трубные петли)

7.2.2.1    Радиус отводов

Изогнутые трубные петли должны иметь радиус изгиба не менее 1524 мм (60,0 дюймов). Если позволяют пространство и конфигурация, то следует использовать больший радиус изгиба для уменьшения осложнений при изготовлении и/или эксплуатации. Минимальный радиус изгиба относится как к жестким, так и к гибким трубам.

7.2.2.2    Диаметры отводов

В таблице 2 приведены максимальные значения внутреннего диаметра материала трубных петель до гибки и минимальные значения внутреннего диаметра трубных петель после гибки для некоторых типовых размеров НКТ. Следует принимать во внимание уменьшение внутреннего диаметра в изгибе для того, чтобы повысить эффективность инструмента системы TFL.

Таблица 2 — Размеры материала трубных петель

Внешним диаметр НКТ мм (дюйм)

Максимальный внутренний диаметр трубных петель до гибки. мм (дюйм)

Минимальным внутренний диаметр после гибки, мм (дюйм)

60.3 (2 %)

53.37 (2.062)

50.3 (2.000)

73.0 (2 У.)

66.68 (2.625)

63.5 (2.500)

88.9 (3 Уз)

79.38(3.125)

76.2 (3.000)

101.6 (4.0)

92.08 (3.625)

88.9 (3.500)

114.3 (4 У»)

104.78 (4.125)

101.6 (4.000)

139.7 (5 Уз)

123.83 (4.875)

120.65 (4.750)

7.2.2.3 Геометрия отводов

Наглядное представление терминов см. на рисунке 11.

1 — осевая линия: 2 — стартовая касательная: 3 — центр изгиба: 4 - точка касания. 5 - соединительная часть: 6 -- радиус изгиба. 7 — угол изгиба: 8 — хорда: 9 — дута: J0 — вершина трубы: 11 — конечная касательная:

12 — точки касания а, Ь. с. d ; >3 — толщина стенки

а Для соединения отводов, которые не лежат в одной плоскости, эта длина обычно составляет девять внутренних диаметров трубы.

ь Для стыковки соединителей к отводам без ограничения пространства эта длина обычно составляет шесть внутренних диаметров трубы.

с Отводы с любым углом отклонения, соединенные в точке касания, рассматривают здесь как соединенные по касательной. Большинство отводов, лежащих в одной плоскости и соединенных по касательной, приемлемы для использования в системе TFL. Отводы, соединенные по касательной, но не лежащие в одной плоскости, не могут быть применимы (см. а).

d См. 7.2.2.

Рисунок 11 — Иллюстрации к терминам для отводов системы TFL

Следует избегать использования геометрии отводов, образуемых посредством использования изгибов. направленных в разных плоскостях для обеспечения изменения направления проходного канала. если такое применение комбинированного изгиба не является абсолютно необходимым. В любом случае геометрия отвода должна позволять прохождение оправки системы TFL в соответствии с 7.4.1.

Например, два колена 90" могут быть соединены по касательным для формирования поворота 180° в одной плоскости, так как данные отводы имеют общий центр кривизны. Однако некоторые инструментальные колонны системы TFL не будут проходить, если два отвода поворачивать в месте касания таким образом, что два центра кривизны перестанут находиться в одной плоскости. Как правило. данной проблемы можно избежать установкой между касательными концами двух отводов прямой секции длиной не менее девяти внутренних диаметров трубы.

Содержание

1    Область применения.................................................................1

2    Нормативные ссылки.................................................................1

3    Термины и определения..................................... 2

4    Сокращения........................................................................3

5    Система проходного выкидного трубопровода............................................3

6    Поверхностное оборудование системы проходных выкидных трубопроводов ..................5

7    Трубопроводы системы проходных выкидных трубопроводов ..............................12

8    Подводная фонтанная арматура, подвеска НКТ, дивертеры и селекторы.....................24

9    Оборудование и инструменты для заканчивания скважин .................................40

10    Операции........................................................................45

11    Краткий перечень функциональных возможностей.......................................48

Приложение А (справочное) Трубопроводы системы проходных выкидных трубопроводов........49

Приложение В (справочное) Рабочее давление системы проходных выкидных трубопроводов____50

Приложение С (справочное) Заканчиваиие скважины с использованием системы проходных

выкидных трубопроводов.................................................54

Приложение D (справочное) Функциональные возможности системы проходных выкидных

трубопроводов................................................... 61

Приложение ДА (справочное) Сведения о соответствии ссылочных межгосударственных

и национальных стандартов международным стандартам, использованным

в качестве ссылочных в примененном международном стандарте..............62

Библиография.......................................................................63

Если использовано изменение направления, такое как трубная петля в формо непрерывной спирали при входе в подводную фонтанную арматуру, то инструмент должен проходить удовлетворительно. Сноски к рисунку 11 дают более подробную информацию. При контроле оправкой на стадии проектирования следует рассматривать наихудший случай для инструментальной колонны системы TFL для обеспечения ее надежного прохождения.

Комбинированные отводы в одной плоскости (S-образные отводы в одной плоскости) могут быть использованы, если радиус кривизны по всей длине трубы и во всех ее точках составляет не менее 1524 мм (60 дюймов). Надлежащее увеличение внутреннего диаметра комбинированного отвода, выполненное в соответствии с приведенным здесь руководством, в сочетании с радиусом изгиба, который превышает рекомендуемое минимальное значение, могло бы улучшить возможность применения такого комбинированного отвода. Однако прохождение инструментальных колонн TFL не гарантирует использование данных отводов, так как зависит от самих инструментов, и может быть обеспечено только надлежащим контролем оправкой.

7.2.2.4    Материалы

Материалы, используемые для отводов, должны иметь достаточную прочность после формовки, при которой отвод будет соответствовать применимым нормам проектирования при номинальном рабочем давлении равном или больше номинального давления выкидного трубопровода.

7.2.2.5    Расположение соединений на концах отводов

Имеется положительный опыт выполнения операций по стыковке соединений по касательной к кривой отвода в полевых установках, где пространство ограничено, а соединения имеют гладкую внутреннюю поверхность. Данные соединения следует проектировать так, чтобы обеспечить прохождение соответствующей оправки системы TFL в соответствии с 7.4.1.

7.2.2.6    Номинальные характеристики соединений

Для всех соединений необходимо обеспечить соответствие номинальным характеристикам по давлению и эксплуатационным условиям соответствующего трубопровода.

7.2.2 7 Крепление

Для опорных креплений устьевых отводов следует допускать температурные изменения. Гибкие трубы должны иметь опоры для ограничения минимального радиуса изгиба до 1524 мм (60 дюймов) по осевой линии. В [1] приведена более подробная информация относительно гибких труб.

7.3 Изготовление

7.3.1    Труба выкидных линий

Для обеспечения размерной совместимости с инструментами системы TFL труба выкидных линий должна быть изготовлена по приложению А. Каждое соединение трубы следует контролировать оправкой с внутренним диаметром в соответствии с ГОСТ ISO 3183 для идентификации и отбраковки любых поврежденных соединений или соединений с размерами менее номинальных.

7.3.2    Контроль оправкой при изготовлении

Выкидные трубопроводы, изготовленные с использованием сварки, контролируют оправкой после сварки с использованием как оправки с острыми заплечиками (см. рисунок 12), так и оправки трубопроводов системы TFL (см. рисунок 13) по 7.4 для обеспечения надежного прохождения инструментов системы TFL (как правило, это выполняют вручную, см. 7.4.1).

7.3.3    Соединения

7.3.3.1 Общие положения

Для получения соединений, приемлемых для проведения операций системы TFL. необходимо следовать руководствам по технологиям соединений, представленным в таблице 3. Соединения должны быть концентричными по отношению друг к другу в пределах 0,76 мм (0.03 дюйма) от номинального положения, а максимальный зазор не должен превышать 4.8 мм (0,19 дюйма). Соединения с проточкой должны соответствовать схеме, изображенной на рисунке 14. Трубопроводная арматура, муфты или другие соединения должны быть соосными, чтобы обеспечить концентричность по отношению к трубопроводу в пределах 0,76 мм (0,03 дюйма) от номинального положения. Все трубопроводные соединения контролируют оправкой с использованием как оправки с острыми заплечиками (см. рисунок 12), так и оправки трубопроводов системы TFL (см. рисунок 13) по 7.4. Размеры контрольной оправки системы TFL представлены в таблице 4. Внутренние поверхности должны быть свободны от сварочного шлака, прокатной окалины или других значительных поверхностных дефектов.

Введение

Создание и развитие отечественных технологий и техники для освоения шельфовых нефтегазовых месторождений должно быть обеспечено современными стандартами, устанавливающими требования к проектированию, строительству и эксплуатации систем подводной добычи. Для решения данной задачи Министерством промышленности и торговли Российской Федерации и Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии реализуется «Программа по обеспечению нормативной документацией создания отечественной системы подводной добычи для освоения морских нефтегазовых месторождений». В объеме работ программы предусмотрена разработка национальных стандартов и предварительных национальных стандартов, областью применения которых являются системы подводной добычи углеводородов.

Разрабатываемый комплекс стандартов на системы подводной добычи (СПД) в целом, а также на их составные части: системы, сборки, оборудование, компоненты и материалы, учитывает особенности объекта и аспекта стандартизации, которые характерны для Российской Федерации в силу климатических и географических факторов, накопленного отечественного опыта проектирования, строительства и эксплуатации объектов морской нефтегазодобычи. Выполняемые масштабные работы по национальной стандартизации СПД потребовали пересмотра ГОСТ Р ИСО 13628-3-2013 «Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 3. Системы проходных выкидных трубопроводов (TFL)». являющегося идентичным международному стандарту ИСО 13628-3:2000. для более полного достижения целей национальной стандартизации и решения задач, которые установлены в статье 3 Федерального закона от 29 июня 2015 г. Np 162-ФЗ «О стандартизации в Российской Федерации», а также для устранения противоречий со вновь разрабатываемыми стандартами.

Настоящий стандарт подготовлен в целях обеспечения безопасности эксплуатации систем подводной добычи за счет установления требований и принципов в отношении проектирования, изготовления и эксплуатации оборудования и систем проходных выкидных трубопроводов.

Для улучшения понимания пользователями некоторых положений и терминологических статей настоящего стандарта, а также учета требований российских нормативных документов и отечественной специфики проектирования систем проходных выкидных трубопроводов в текст внесены изменения и дополнения, выделенные полужирным курсивом.

ГОСТ Р 59299-2021 (ИСО 13628-3:2000)

НАЦИОНАЛЬ НЫЙ С ТА Н Д А Р Т Р ОССИЙСКОЙ Ф Е ДЕРА Ц И И

Нефтяная и газовая промышленность

ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ СИСТЕМ ПОДВОДНОЙ ДОБЫЧИ

Часть 3

Системы проходных выкидных трубопроводов (TFL)

Petroleum and natural gas industry. Design and operation of subsea production systems. Part 3. Through flowline (TFL) systems

Дата введения — 2021—08—01

1    Область применения

Настоящий стандарт устанавливает требования и рекомендации по проектированию, изготовлению и эксплуатации систем проходных выкидных трубопроводов и их оборудования, применяемых в системах подводной добычи углеводородов.

Описанные процедуры и установленные требования относятся к осуществляемому через выкидные линии техническому обслуживанию скважинного оборудования, подводной фонтанной арматуры, подвески насосно-компрессорных труб, а также выкидных трубопроводов и оборудования.

Настоящий стандарт предназначен для систем проходных выкидных трубопроводов подводного исполнения, но также может быть использован для оборудования таких скважин, как наклонно-направленных с большим зенитным углом и горизонтально пробуренных скважин.

2    Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 31446 (ISO 11960:2014) Трубы стальные обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Общие технические условия

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

ГОСТ Р 55311 Нефтяная и газовая промышленность. Сооружения нефтвгазопромысловые морские. Термины и определения

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

ГОСТ Р 59305 (ИСО 13628-1:2005) Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 1. Общие требования и рекомендации

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 ИСО 13703 Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и монтаж трубопроводных систем на морских добывающих платформах

Издание официальное

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов 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 стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

3.1    выкидной трубопровод [линия] (flowline): сервисная линия (service line): Трубопровод от морской платформы или наземной установки до подводного оборудования, обслуживающий систему проходного выкидного трубопровода.

3.2    дивертор [отводное устройство] (diverter): Устройство, используемое для направления инструментов в узле соединения ответвления и главной линии трубопровода.

3.3    оправка (drift): Минимальный внутренний диаметр шаблона, используемого для проверки минимального радиуса изгиба трубных петель, выкидных трубопроводов и ниппелей.

3.4    подводная фонтанная арматура (subsea Christmas tree): Компонент СПД, комплекс технических устройств, предназначенный для регулирования режима работы скважины с подводным расположением устья.

3.5    профиль (profile): Внутренняя конфигурация контура (приемника), используемого для подсоединения инструмента.

3.6    радиус изгиба (bend radius): Внутренний радиус изогнутого профиля трубопровода, измеренный относительно осевой линии этого трубопровода.

3.7    расточка (recess): Расширение внутреннего канала трубопровода, обычно расположенное концентрически относительно канала.

3.8    сигнатура выкидного трубопровода (flowline signature): сигнатура сервисной линии (service line signature): Считываемая или регистрируемая на поверхности определенная последовательность пульсаций давления (всплесков), по которой определяют местоположение проводимого инструмента в сервисном(выкидиом трубопроводе или скважине.

3.9    система паркинга (parking system): Система, при которой инструменты/оборудование для определенного размера насосно-компрессорной колонны транспортируют через выкидную линию большего размера с использованием транспортной поршневой колонны (транспортера), которая находится позади или «паркуется» снаружи скважины, пока остальное оборудование остается в НКТ.

3.10    система управления подводной добычей (subsea production control system): Система, предназначенная для осуществления контроля и управления оборудованием системы подводной добычи в процессе эксплуатации.

3.11    скважинный клапан-отсекатель (tubing-retrievable safety valve): Скважинный предохранительный клапан, спускаемый на насосно-компрессорных трубах.

Примечание — Обычно, эго управляемое с поверхности устройство, имеющее внутренний диаметр, близкий к размеру внутреннего канала насосно-компрессорных труб, тем самым почти не ограничивающее проходной канал.

3.12    трубная петля (loop): Изогнутая секция трубы, которая позволяет изменять ориентацию выкидной линии, и тем самым ее направление, системы проходного выкидного трубопровода.

3.13    трубопроводы системы проходного выкидного трубопровода (through flowline piping system): Все трубопроводы, связывающие находящийся на поверхности шлюз посредством выкидного трубопровода и насосно-компрессорной колонны, и наиболее глубокие точки в скважине, до которых может быть проведен с помощью циркуляции инструмент системы проходного выкидного трубопровода.

3.14    уплотнительный канал (sealing bore): Отполированная секция трубопровода для размещения уплотнительного элемента (уплотнения).

3.15    циркуляционный узел (circulation point): Зона, в которой устанавливается определенное соотношение между закачиваемыми и возвратными флюидами для работы системы проходного выкидного трубопровода.

Примечание — При использовании обычно относят к категории оборудования, которое включает дефлекторы, отводные устройства и селекторы.

3.16    циркуляционный управляющий клапан (circulation control valve): Клапан, обычно устанавливаемый на циркуляционном узле, для обеспечения возможности отсоединения насосно-компрессорных колонн в процессе проведения капитального ремонта.

3.17    шлюз (lubricator): Компоновка трубы и трубопроводной арматуры, которая позволяет вводить и извлекать инструментальные компоновки из системы, находящейся под давлением.

3.18    Н-образный элемент (H-member): Ниппельная компоновка, которая обеспечивает сообщение и циркуляцию флюида между насосно-компрессорными колоннами и стволом скважины.

3.19    Y-образная катушка (wye spool): Трубная секция подводной фонтанной арматуры, где трубная петля соединена с вертикальным каналом насосно-компрессорной колонны.

4    Сокращения

В настоящем стандарте использованы следующие сокращения:

ВНР — забойное давление (bottom hole pressure);

НКТ — насосно-компрессорная труба;

СПД — система подводной добычи;

CCV — циркуляционный клапан управления (circulation control valve);

EUE — наружная высадка концов труб (external upset end);

SDC — штуцер с боковым входом (side door choke);

SVLN — посадочный ниппель предохранительного клапана (safety valve landing nipple);

TFL — проходной выкидной трубопровод (through flowline);

TRSV — скважинный клапан-отсекатель (tubing-retrievable safety valve);

TMD — общая измеренная глубина (total measured depth);

TVD — фактическая глубина по вертикали (true vertical depth).

5    Система проходного выкидного трубопровода

5.1 Описание системы

Система TFL позволяет осуществлять различные операции по обслуживанию скважины, используя флюид для проводки инструментов через выкидные трубопроводы и трубные петли в насоснокомпрессорные колонны и из них. Как показано на рисунке 1. перепад давления (дифференциальное давление) транспортирующего флюида на инструментальной колонне вызывает силу, используемую для выполнения различных операций.

t — инструменты. 2 — поршни

Рисунок 1 — Дифференциальное давление Др

5.2 Компоненты системы проходных выкидных трубопроводов

На рисунке 2 представлена схема типовой морской системы TFL. Основные компоненты системы включают поверхностное оборудование, выкидные трубопроводы, подводную устьевую елку, рабочий инструмент и соответствующее скважинное оборудование. Задача данной системы заключается в обеспечении средств доставки и управлении инструментом системы TFL. Транспортировку инструментов обеспечивает насосное оборудование, в то время как управление проводимыми инструментами осуществляется скоростью нагнетания, контрольно-измерительной аппаратурой и управляющим мани-фольдом системы TFL. Основными критериями системы TFL являются:

a)    обеспечение надлежащих для системы характеристик по давлению:

b)    обеспечение необходимых объемов флюида для работы системы TFL;

c)    управление оборудованием в соответствии с техническими условиями.

1 — вода; 2 — резервуар; 3 — насос. 4 — шлюз; 5 — манифольд и кошрольмо-измерительмая аппаратура.

6 — датчик давления; 7 — выкидной труболровод/сервиспая линия; в — подводная устьевая елка; 9 — отводы системы TFL. 10 — подводное устье скважины; 11 — циркуляционный узел (М образный элемент); 12 — скважина; 13 — уровень дна моря;

14 - морская платформа

Рисунок 2 — Схема типовой морской системы TFL

5.3 Конструкция системы/оборудования

Инструменты системы TFL (см. рисунок 3) разработаны для применения в НКТ различных размеров. используемых в подводных скважинах. Конструкция инструмента системы TFL зависит от внутреннего диаметра НКТ и минимального радиуса изгиба трубных отводов. Конструкция трубопроводов системы TFL должна учитывать внутренние диаметры трубопроводов и приемников, а также номинальные значения давления в трубопроводах и в насосно-компрессорной колонне. Внутренний диаметр сервисных линий должен быть равным внутреннему диаметру скважинных трубопроводов, при невозможности соблюдения данного условия необходимо использовать систему паркинга. Если внутренний

диаметр слишком большой, то флюид будет обходить поршневые компоновки инструментальной колонны, уменьшая тем самым потенциал их силового воздействия, что в конечном итоге приводит к потере точности определения положения инструмента. Напротив, при слишком маленьком значении внутреннего диаметра возникает вероятность непрохождения инструмента, возникновение чрезмерного сопротивления или повреждение и износ инструмента, уплотнений и поршневых компоновок.

Т — поршневые компоновки; 2 — акселератор; 3 — штанга; Л — гидравлический ясс; 5 — подъемный инструмент Рисунок 3 — Типовая сервисная колонна системы TFL

В приложении А приведены требования для труб системы TFL, а в таблице А.1 — размеры внутреннего диаметра труб, которые являются совместимыми с размерами колонн НКТ.

5.4 Расчетное давление

Расчетное давление системы TFL должно быть выше, чем максимальное рабочее давление, которое может возникнуть в системе TFL на протяжении всего срока эксплуатации установки. Рекомендуется рассмотрение следующих практических комбинаций:

-    максимальное статическое забойное давление в скважине, минус гидростатическое давление флюидов в системе TFL;

-    давление на преодоление потерь на трение при циркуляции флюидов и инструментальных колонн:

-    давление, необходимое для работы всех устройств системы TFL (к ним относят не только рабочие инструменты, но также скважинное изоляционное и мостовое оборудование);

-    гидравлические удары или пульсации в системе, которые могут возникать во время таких операций. как работа ясса;

-    давление, требуемое для глушения скважины, если систему TFL используют для закачки флюида для глушения скважины в продуктивный пласт.

Многоскважинные системы должны учитывать наличие в системе скважин с более высоким давлением.

Дополнительную информацию о номинальном давлении системы и флюидах TFL см. в разделе 10 и приложении В.

6 Поверхностное оборудование системы проходных выкидных трубопроводов

6.1 Общие положения

Поверхностное оборудование системы TFL (см. рисунок 4) включает обслуживающий насос, управляющий манифольд системы TFL, пульт управления системы TFL. шлюз, резервуар с флюидом, сепаратор и систему трубопроводов.

Размеры в метрах (футах)

Рисунок 4 — Пример трубопроводов системы TFL морской платформы, лист 1


см