ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

Нефтяная и газовая промышленность

ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ СИСТЕМ ПОДВОДНОЙ ДОБЫЧИ

Часть 1

Общие требования и рекомендации

(ISO 13628-1:2005, MOD)

Издание официальное

Сшцдап«ф9рм

2071

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. No 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

Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального 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) информационном указателе «Национальные стандарты», а официалы<ый текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные спюндарты». 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, 2005 — 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

5 Проектирование

5.1 Общие положения

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 pH. 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. торошеный или сплошной лед. торосы, стамухи, айсберги:

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

-    экзарация дна подовыми образованиями: даты появления устойчивого ледообразования и окончательного очищения ото льда, продолжительность ледового периода в сутках, типы льда, изменение толщин льда в ал/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 H₂S и С0₂). 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 pH), 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 ТИПА 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 о 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 гидратообразоеания 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 ТИПА 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 райэеров (стояков) J- и/или 1-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, необходимый 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'закаичивание. 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    Негермотизированныо 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.

5.5.2А 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.

5.5.27 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.

5.5.2.3    Тяжелые модули, спроектированные для установки без использования направляющих, например, устьевая арматура и противовыбросовые превенторы, должны выдерживать все сопутствующие нагрузки при выполнении ориентирования с применением ТИПА 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 иУили 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 «открытоУзакры-то» для оборудования, которое может повредиться или стать причиной повреждения из-за неправиль-ной/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 ТИПА 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 ма-нифольду;

-    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-лроектировшиков. 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 за-канчивании 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 ГОСТРИСО 13628-4.

5.6.2    Вношние 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 закан-чивания скважины, во время капитального ремонта и добычи. В зависимости от типа оборудования эти нагрузки могут быть временными (буровые райзеры и райзоры 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.

U

? — натяжение райзера; 2 - приложенные моменты.

3— нагрузки от внешней среды (течение волны падающие предметы и т. д );

4 — подсоединение выкидной линии. S -- реакция грунта; б - 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 ТИПА 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    Расчот 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 ГОСТР 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.

Содержание

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

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

3    Термины, определения и сокращения........................... 3

3.1    Термины и определения...........................................................3

3.2    Сокращения.....................................................................3

4    Описание систем подводной добычи....................... 4

4.1    Общие положения................................... 4

4.2    Описание системы................................................................4

4.3    Соединение оборудования системы подводной добычи.................................5

5    Проектирование.....................................................................6

5.1    Общие положения................................................................6

5.2    Исходные данные для проектирования...............................................6

5.3    Разработка месторождения........................................................9

5.4    Расчетные нагрузки..............................................................10

5.5    Проектирование систем подводной добычи..........................................10

5.6    Подводное устье скважины........................................................13

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

фонтанной арматуре................................. 16

5.8    Системы райзеров для заканчивания/капитального ремонта скважины...................19

5.9    Система подвески обсадной колоны на уровне дна....................................19

5.10    Средства управления добычей...................................................20

5.11    Выкидные линии и концевые соединения...........................................20

5.12    Донное основание и манифольд..................................................27

5.13    Добычные (эксплуатационные) райзеры............................................32

5.14    Системы обслуживания с использованием аппаратов и инструментов с дистанционным

управлением......................................................................33

5.15    Цветовая окраска и маркировка...................................................33

6    Материалы и защита от коррозии......................................................34

6.1    Общие принципы................................................................34

6.2    Оценка коррозионной активности..................................................34

6.3    Контроль коррозии...............................................................35

6.4    Выбор материалов........................................................ 37

6.5    Механические свойства и ограничения на применение материалов......................40

7    Изготовление и испытания............................... 41

7.1    Общие требования и рекомендации................................................41

7.2    Требования к методике проведения испытаний.......................................41

7.3    Требования к комплексным испытаниям.............................................42

8    Требования к технологическим операциям..............................................43

8.1    Общие положения...............................................................43

8.2    Транспортирование и погрузка/выгрузка.............................................43

8.3    Требования к установке.............. 43

8.4    Требования к бурению и заканчиванию..............................................44

8.5    Требования к подключению и вводу в эксплуатацию...................................45

8.6    Требования к внутрискважинным работам...........................................49

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 ГОСТРИСО 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 клалана-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 выпол-

87 Требования к техническому обслуживанию..........................................50

8.8 Требования к выводу из эксплуатации...............................................51

9 Требования к технической документации................................................52

9.1    Общие требования..............................................................52

9.2    Требования к документации на стадии проектирования и изготовления...................52

9.3    Требования к документации на стадии эксплуатации и обслуживания....................52

9.4    Требования к документации изготовителя и монтажной документации....................53

Приложение А (справочное) Общие сведения по системам подводной добычи..................54

Приложение В (справочное) Окраска и маркировка........................................127

Приложение С (справочное) Комплексные испытания системы подводной добычи..............132

Приложение D (справочное) Типовые процедуры ввода в эксплуатацию......................135

Приложение Е (справочное) Рабочая документация.......................................138

Приложение F (справочное) Формы записи данных........................................141

Приложение G (справочное) Конструктивные элементы, технологические клапаны

и трубная обвязка......................................................148

Приложение Н (справочное) Системное проектирование при разработке подводных

месторождений........................................................150

Приложение I (справочное) Аспекты обеспечения стабильности потока.......................152

Приложение J (справочное) Стратегия управления барьерами..............................172

Приложение К (обязательное) Требования и рекомендации для подъемных устройств

и элементов конструкции, не находящихся под давлением.....................175

Приложение ДА (справочное) Сведения о соответствии ссылочных национальных и межгосударственных стандартов международным стандартам, использованным в качестве ссылочных в примененном международном

стандарте............................................................178

Библиография......................................................................180

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.

ГОСТ Р 59305-2021 (ИСО 13628-1:2005)

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Нефтяная и газовая промышленность

ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ СИСТЕМ ПОДВОДНОЙ ДОБЫЧИ

Часть 1

Общие требования и рекомендации

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

Дата введения — 2021—08—01

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 [1J.

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

Издание официальное

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 нефте-газолромысловые морские. Проектирование с учетом сейсмических условий

ГОСТ Р 58036 (ИСО 19901-5:2016) Нефтяная и газовая промышленность. Сооружения нефте-газопромысловыв 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 добьыи. 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 бвзопааюсть 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 аСНиП 22-01-95 Гвофизика 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. 2

3 Термины, определения и сокращения

3.1    Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТР 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 шлан-гокабеля для его погрузки/выгрузки с судна и протяжки на морском дне.

3.1.5    перемычка шлангокаболя (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 элеменлюв. 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 г 40 и содержанием Moz 6.0%. а также сплавы на основе николя 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 — полулогружиая плавучая буровая установка:

ППВО — подводное противовыбросовое оборудование;

ПФА — подводная фонтанная арматура;

СОД — средства очистки и диагностирования;

СПД — система подводной добычи;

ТИПА — телеуправляемый необитаемый подводный аппарат:

УЭЦН — установка элоктроприводного 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 no Бриноллю (hardness Brinell);

HRC — шкала С твердости no Роквеллу (hardness Rockwell C);

HV — твердость no 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.

J — оборудование для спуска и падьема инструмента. 2 — средства управления обустройством и капитальным ремонтом скважин; 3 - райзер для ааканчивания^калитального ремонта скважин и шлангокабель управления; 4 — одиночная скважина; 5 — опорная плита куста скважин, б — внутрипромысловые трубопроводы; 7 — система управления подводной добычей; 8 — эксплуатационный райзер, 9 - основание райэера/лодводиый запорный клапан; 10 — манифопьд; 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/закачивае-мых 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 функционально 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/лодвеской 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.