СТО Газпром 2-3.7-576-2011

 

  Главная       Учебники - Газпром      СТО Газпром 2-3.7-576-2011

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СТО Газпром 2-3.7-576-2011

 

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

 


 

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


 

ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СТРОИТЕЛЬСТВО И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПОДВОДНЫХ ДОБЫЧНЫХ СИСТЕМ


 

СТО Газпром 2-3.7-576-2011


 

Издание официальное


 

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

Общество с ограниченной ответственностью

«Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»


 

Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»


 

Москва 2012

Предисловие


 


 

  1. РАЗРАБОТАН


     

  2. ВНЕСЕН


     

  3. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ


     

  4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ


 

Обществом с ограниченной ответственностью «Научноисследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ» с участием специалистов Общества с ограниченной ответственностью «Кимрское Объединение ВНИПИморнефтегаз»


 

Управлением техники и технологии разработки морских месторождений Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром»


 

распоряжением ОАО «Газпром» от 22 июня 2011 г. № 322


 


 

© ОАО «Газпром», 2011

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2012


 


 

Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 1

  3. Термины и определения 3

  4. Сокращения 6

  5. Описание подводных добычных систем и интерфейсов 6

    1. Общие положения 6

    2. Состав подводных добычных систем 7

    3. Взаимодействие элементов в составе подводной добычной системы 8

  6. Требования к подводной добычной системе и интерфейсам 9

    1. Общие положения 9

    2. Исходные данные для проектирования 9

    3. Разработка месторождения 15

    4. Расчетные нагрузки 17

    5. Проектирование подводных добычных систем 17

    6. Требования к подводному устью скважины 21

    7. Требования к системе подвески колонны насосно-компрессорных труб

      и устьевой елки 25

    8. Требования к системе райзеров для заканчивания/капитального ремонта

      скважины 32

    9. Требования к системе подвески обсадной колонны на уровне дна 32

    10. Требования к средствам управления добычей 33

    11. Требования к выкидным линиям и концевым соединителям 40

    12. Требования к опорной плите и манифольду 59

    13. Эксплуатационные райзеры 68

    14. Цветовая окраска и маркировка 69

  7. Системы обслуживания с использованием аппаратов и инструментов

    с дистанционным управлением 70

    1. Общие сведения 70

    2. Основные требования 72

    3. Функциональные требования к работам, производимым дистанционно

      управляемыми подводными аппаратами 76

    4. Функциональные требования к работам, производимым с применением

      дистанционно управляемых инструментов 79

    5. Функциональные требования к системе управления подводными работами 80

  8. Материалы и защита от коррозии 84

    1. Выбор материалов 84

    2. Металлические материалы 85

    3. Неметаллические материалы 87

    4. Материалы болтов для подводного применения 88

    5. Внешняя защита от коррозии 89

    6. Конструктивные ограничения на материалы 90

  9. Требования к изготовлению и тестированию 93

    1. Общие требования и рекомендации 93

    2. Требования к методике проведения испытаний 94

    3. Требования к комплексным испытаниям 96

  10. Требования к технологическим операциям 97

    1. Общие требования 97

    2. Транспортировка и погрузка/выгрузка 97

    3. Требования к установке 98

    4. Требования к бурению и заканчиванию 100

    5. Требования к подключению и вводу в эксплуатацию 101

    6. Требования к внутрискважинным работам 108

    7. Требования к техническому обслуживанию 109

    8. Требования к выводу из эксплуатации 111

  11. Требования к технической документации 114

    1. Общие требования 114

    2. Требования к документации на стадии проектирования и изготовления 114

    3. Требования к документации на стадии монтажа и испытаний 114

    4. Требования к документации на стадии эксплуатации и обслуживания 114

Приложение A (справочное) Общие сведения по системам подводной добычи 116

Приложение Б (справочное) Формы записи данных 225

Приложение В (обязательное) Требования и рекомендации для подъемных

устройств и элементов конструкции 231

Приложение Г (справочное) Стратегия управления защитными элементами 236

Приложение Д (справочное) Конструктивные элементы, технологические клапаны

и трубная обвязка 242

Приложение Е (обязательное) Окраска и маркировка 246

Приложение Ж (справочное) Комплексные испытания системы подводной добычи 254

Приложение И (справочное) Типовые процедуры ввода в эксплуатацию 260

Приложение К (справочное) Рабочая документация 264

Библиография 269

Введение

Настоящий стандарт разработан с целью повышения качества управления разработкой морских месторождений за счет совершенствования нормативно-методической базы ОАО «Газпром», обеспечивающей единый подход к методам проектирования, строительства и эксплуатации морских подводных добычных систем.

Настоящий стандарт, основанный на положениях международных стандартов ИСО 13628-1:2005 [1], ИСО 13628-2:2006 [2], ИСО 13628-3:2000 [3], ИСО 13628-6:2006 [4],

ИСО 13628-8:2002 [5], ИСО 13628-9:2000 [6], устанавливает общие требования, рекомендации и руководства к процессам проектирования, строительства и эксплуатации подводных добычных систем, включая этапы их вывода из эксплуатации и ликвидации, а также требования к используемым при изготовлении материалам, методам и средствам испытаний, транспортировке и монтажу.

Настоящий стандарт разработан на основании:

  • Постановления Правления ОАО «Газпром» «О программе освоения ресурсов углеводородов на шельфе Российской Федерации до 2030 г.» от 29.09.2005 № 40;

  • Первоочередных мероприятий на 2006–2010 гг. по организации работ ОАО «Газпром» по освоению ресурсов углеводородов на шельфе Российской Федерации, утвержденных Заместителем Председателя Правления ОАО «Газпром» (от 05.04.2006 № 03-530), пункт 4 приложения № 5.

    Стандарт разработан ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по договору от 20.06.2009 № 1590-073009-1 c ОАО «Газпром» авторским коллективом в составе:

  • от ООО «Газпром ВНИИГАЗ»: к. т. н. Вольгемут Э.А., к. т. н. Греков С.В., Зак В.Б., к. т. н. Ибрагимов И.Э., к. т. н. Квасняк А.Д., к. т. н. Корниенко О.А., к. т. н. Лаптева Т.И.,

    д. т. н., проф. Мансуров М.Н., к. физ.-мат. н. Онищенко Д.А., к. физ.-мат. н. Сулейманов В.А.;

  • ООО «Кимрское Объединение ВНИПИморнефтегаз»: к. т. н. Лаптев И.И.

    СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»


     

    image

    ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СТРОИТЕЛЬСТВО И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПОДВОДНЫХ ДОБЫЧНЫХ СИСТЕМ


     

    image


     

    Дата введения – 2012-02-28


     

    1. Область применения


       

      1. Настоящий стандарт распространяется на следующие функциональные элементы подводной добычной системы:

  • оборудование подводных устьев скважин;

  • системы подводной добычи продукции;

  • оборудование насосно-компрессорной системы;

  • выкидные линии и манифольды;

  • системы райзеров;

  • системы безопасности и управления добычей.

      1. Настоящий стандарт не распространяется на специальное оборудование, например, на составную устьевую елку, устьевую арматуру и манифольды, размещенные в герметичных камерах с атмосферным давлением.

        Примечание – Представленная в стандарте информация может быть применима к упомянутым выше типам оборудования.

      2. Положения настоящего стандарта обязательны для применения структурными подразделениями, дочерними обществами и организациями ОАО «Газпром» при разработке предпроектной и проектной документации для создания подводных добычных систем.


         

    1. Нормативные ссылки


       

      В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты: ГОСТ 5985-79 Нефтепродукты. Метод определения кислотности и кислотного числа ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для раз-

      личных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

      ГОСТ ИСО/ТС 16431-2007 Чистота промышленная. Оценка чистоты собранных гидросистем


       

      image

      Издание официальное

      ГОСТ 17216-2001 Чистота промышленная. Классы чистоты жидкостей

      ГОСТ Р 21.1101-2009 Система проектной документации для строительства. Основные требования к проектной и рабочей документации

      ГОСТ Р ИСО 3183-2009 Трубы стальные для трубопроводов нефтяной и газовой промышленности. Общие технические условия

      ГОСТ Р 51365-2009 (ИСО 10423:2003) Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование для бурения и добычи. Оборудование устья скважины и фонтанное устьевое оборудование. Общие технические требования

      ГОСТ Р 52627-2006 Болты, винты и шпильки. Механические свойства и методы испытаний ГОСТ Р 52628-2006 Гайки. Механические свойства и методы испытаний

      ГОСТ Р 52857.1-2007 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. Общие требования

      ГОСТ Р 53241-2008 Геологоразведка морская. Требования к охране морской среды при разведке и освоении нефтегазовых месторождений континентального шельфа, территориального моря и прибрежной зоны

      ГОСТ Р 54257-2010 Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения и требования

      ГОСТ Р МЭК 61508-1-2007 Функциональная безопасность систем электрических, электронных, программируемых электронных, связанных с безопасностью. Часть 1. Общие требования

      ГОСТ Р МЭК 61508-2-2007 Функциональная безопасность систем электрических, электронных, программируемых электронных, связанных с безопасностью. Часть 2. Требования к системам

      ГОСТ Р МЭК 61508-3-2007 Функциональная безопасность систем электрических, электронных, программируемых электронных, связанных с безопасностью. Часть 3. Требования к программному обеспечению

      ГОСТ Р МЭК 61508-4-2007 Функциональная безопасность систем электрических, электронных, программируемых электронных, связанных с безопасностью. Часть 4. Термины и определения

      ГОСТ Р МЭК 61508-5-2007 Функциональная безопасность систем электрических, электронных, программируемых электронных, связанных с безопасностью. Часть 5. Рекомендации по применению методов определения уровней полноты безопасности

      ГОСТ Р МЭК 61508-6-2007 Функциональная безопасность систем электрических, электронных, программируемых электронных, связанных с безопасностью. Часть 6. Руководство по применению ГОСТ Р МЭК 61508-2-2007 и ГОСТ Р МЭК 61508-3-2007

      ГОСТ Р МЭК 61508-7-2007 Функциональная безопасность систем электрических, электронных, программируемых электронных, связанных с безопасностью. Часть 7. Методы и средства

      СТО Газпром 2-2.4-083-2006 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Инструкция по неразрушающим методам контроля качества сварных соединений при строительстве и ремонте промысловых и магистральных газопроводов

      СТО Газпром 2-3.7-050-2006 DNV-OS-F101 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Морской стандарт DNV-OS-F101. Подводные трубопроводные системы

      СТО Газпром 2-3.7-320-2009 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Регламент на составление проектных документов по разработке морских нефтяных, газовых и нефтегазоконденсатных месторождений

      СТО Газпром 2-4.1-223-2008 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Технические требования к электросварным сероводородным трубам

      СТО Газпром 9.2-002-2009 Защита от коррозии. Электрохимическая защита от коррозии. Основные требования

      СТО Газпром 9.2-003-2009 Защита от коррозии. Проектирование электрохимической защиты подземных сооружений

      Примечание – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.


       

    2. Термины и определения


       

      В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями и сокращениями:

      1. быстросъемный/подсоединяемый питающий вывод: Неармированная перемычка шлангокабеля с клеммным щитком на каждом конце, используемая для соединения подводного оборудования.

        Примечание – Быстросъемный/подсоединяемый питающий вывод используется в большинстве случаев при подсоединении модуля управления подводной устьевой арматуры к подводному распределительному блоку шлангокабеля. Этот тип соединения имеет небольшой вес, поэтому может быть

        извлечен из корзины на морском дне и установлен на место с помощью дистанционно управляемого подводного аппарата.

      2. выкидная линия: Участок трубопровода, в который непосредственно поступает флюид из нефтяных, газовых, газоконденсатных скважин, из насосов и компрессоров.

        Примечание – В настоящем стандарте этот термин используется для обозначения общих решений, имеющих отношение к выкидной линии.

      3. гибкая труба: Герметичный трубопровод, состоящий из собственно трубы, структура которой представляет собой композицию слоев материалов и позволяет осуществлять искривление трубы без существенного увеличения напряжения изгиба, и концевых патрубков.

      4. дистанционно управляемый инструмент; ДУИ: Специализированный инструмент, размещаемый на подъемных тросах или бурильной колонне, управление которым осуществляется оператором с поверхности по линии связи.

        Примечание – Управление боковым движением обеспечивается с помощью тросовых направляющих, специальных толкателей или дистанционно управляемых аппаратов.

      5. дистанционно управляемый подводный аппарат; ДУПА: Самоходный подводный аппарат с дистанционным управлением, осуществляемым оператором с поверхности по линии связи.

        Примечание – Используется для выполнения широкого спектра задач по осмотру, ремонту и техническому обслуживанию подводных объектов. ДУПА может нести на себе наборы инструментов для выполнения определенных операций (стыковка и соединение гибких выкидных линий и шлангокабелей, замена различных компонентов оборудования и пр.).

      6. донная фундаментная плита (донная плита, опорная плита, темплет): Базовая конструкция (основание), устанавливаемая на дне, в которой выполнены буровые слоты и на которой монтируется технологическое оборудование (манифольд, устьевая елка, подводные модули и т.д.).

      7. защитный элемент (барьер): Элемент, предназначенный для предотвращения утечки добываемых или закачиваемых флюидов из находящейся под давлением части системы в окружающую среду или другую часть системы.

      8. конечная точка (трубопровода или шлангокабеля): Место присоединения трубопровода или шлангокабеля, на котором завершаются операции по соединению.

      9. модуль позиционирования инструмента: Устройство для осуществления точного ориентирования и позиционирования инструмента, устанавливаемое на ДУПА, снабженное направляющими салазками и шарнирами, обладающее благодаря этому несколькими степенями свободы в прямоугольной системе координат.

        Примечание – Степень свободы (по одной, двум или трем осям) определяется конструкцией стыковочного модуля позиционирования и выбирается в зависимости от сложности задачи. Модуль позиционирования инструмента может использоваться как отдельно, так и в сочетании с манипуляторами.

      10. начальная точка (трубопровода или шлангокабеля): Место присоединения трубопровода или шлангокабеля к ответной части оборудования, выбранное первым по порядку проведения работ.

      11. перемычка трубная гибкая: Отрезок гибкой трубы с муфтовым соединением на каждом конце для подключения выкидных линий к подводному оборудованию или соединения элементов подводного оборудования.

      12. перемычка шлангокабеля: Отрезок шлангокабеля с разъемом на каждом конце для соединения систем управления и энергоснабжения различного подводного оборудования.

      13. подводная добычная система; ПДС: Совокупность подводного оборудования на морском месторождении углеводородов, предназначенного для добычи, подготовки и транспорта продукции от скважин до точки соединения с промысловым трубопроводом (опорные плиты, манифольды, устьевое оборудование, трубопроводы и коллекторы, компрессорносепарационные установки, устройства и коммуникации для управления оборудованием, соединительные устройства и т.д.).

      14. промысловый (межпромысловый) трубопровод: Трубопровод с устройствами на нем для транспорта газообразных и жидких продуктов под действием напора (разности давлений), прокладываемый между площадками отдельных промысловых сооружений.

      15. слот: Определяющий положение отдельной скважины элемент конструкции опорной плиты в виде проема (окна), конструкция и конфигурация которого обеспечивают возможность установки устьевого оборудования и работы с ним при проводке скважины и при ее последующей эксплуатации.

      16. соединение первого конца: Соединение трубопровода или шлангокабеля, находящееся в начальной точке.

      17. соединение второго конца: Соединение трубопровода или шлангокабеля, находящееся в конечной точке.

      18. составная устьевая елка: Устьевая елка, конструкция которой позволяет извлекать на поверхность и заменять отдельные блоки, подверженные эрозионному износу.

      19. стыковочная штанга: Гидравлическое устройство с функциями безопасного разъединения и ограничения перегрузок.

      20. технологическая задвижка: Любая задвижка, расположенная на выкидной линии после задвижек на отводящей линии устьевой арматуры.

      21. трубная вставка: Отрезок жесткой трубы с муфтовым соединением на каждом конце для соединения трубопроводов и/или подводного оборудования, например, подводной устьевой арматуры и манифольда.

      22. тяговая головка: Устройство, закрепляемое на конце трубопровода или шлангокабеля для его погрузки/выгрузки с судна, протяжки на морском дне и через трубы I или J типа.

      23. функциональное требование: Условие, предписывающее обеспечить наличие в объекте определенного свойства, необходимого для выполнения поставленной задачи.

        Примечание – Функциональные требования могут применяться к широкому спектру концепций проектирования.


         

    3. Сокращения


       

      В настоящем стандарте применены следующие сокращения: ВСП – верхнее строение платформы;

      ИБП – источник бесперебойного питания; КИП – контрольно-измерительные приборы; НКТ – насосно-компрессорные трубы;

      ПВО – противовыбросовое оборудование; ПВП – противовыбросовый превентор; ПСД – плавучая система добычи;

      СОД – средства очистки и диагностики; СПУ – спуско-подъемное устройство;

      FMEA – анализ характера и последствий отказа;

      HAZOP – анализ внештатных ситуаций и эксплуатационных рисков; HISC – водородное растрескивание под напряжением;

      TFL – система для проведения внутрискважинных работ через выкидную линию с проводкой инструмента посредством закачки флюида.


       

    4. Описание подводных добычных систем и интерфейсов


       

      1. Общие положения


         

        1. Границы ответственности и интерфейсы (сопряжения) подсистем ПДС должны быть определены на этапе проектирования.

        2. Системы подводной добычи могут быть классифицированы по степени сложности от единичной скважины, связанной промысловым трубопроводом с морской платформой или береговой установкой, до групп из нескольких скважин в составе интегрированного комплекса или куста скважин, соединенных с манифольдом, продукция от которого также направляется на платформу или берег.

        3. Основные компоненты, входящие в состав системы подводной добычи, показаны на рисунке 1. Детальное описание элементов системы приведено в приложении A.

      1. Состав подводных добычных систем

        1. Подводные добычные системы используются при освоении морских месторождений для добычи пластовой продукции, а также для закачки воды или газа в целях поддержания давления в продуктивном пласте или утилизации.

        2. Системы подводной добычи могут включать:

  • донную фундаментную/опорную плиту для размещения оборудования;

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

  • подводную фонтанную арматуру с клапанами управления расходом и давлением;

  • систему доступа в скважину, используемую при освоении, техническом обслуживании и ликвидации скважин;

  • систему дистанционного контроля и управления добычей, предназначенную для контроля и управления режимом работы подводного оборудования;

  • шлангокабель, включая электрические кабели, линии передачи/приема сигналов, а также трубопроводы системы гидравлического управления/технического обслуживания и системы подачи химических реагентов;


 

image

1 – оборудование для спуска и извлечения инструмента; 2 – средства управления монтажом

и капитальным ремонтом скважин; 3 – райзер для заканчивания/ремонта скважин и шлангокабель управления; 4 – одиночная скважина; 5 – опорная плита куста скважин; 6 – промысловые трубопроводы; 7 – средства управления добычей; 8 – эксплуатационный райзер; 9 – основание райзера/подводный запорный клапан; 10 – манифольд

Рисунок 1 – Схема расположения объектов системы подводной добычи

  • систему манифольда, предназначенную для управления потоками флюидов;

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

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

  • одну и более выкидные линии, обеспечивающие транспорт пластовой продукции и/или закачиваемых флюидов между подводным оборудованием и базовым сооружением;

  • высокоинтегрированную систему защиты трубопроводов от избыточного давления;

  • один или более райзеров, предназначенных для подачи на платформу (с платформы) добываемых/закачиваемых флюидов из промысловых трубопроводов;

  • оборудование для проведения настройки, осмотра, технического обслуживания и ремонта оборудования систем подводной добычи;

  • защитные конструкции систем подводной добычи;

  • защитные маты;

  • устройства для пуска и приема средств очистки и диагностики 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.);

  • подводную запорную арматуру в основании райзеров.

        1. Система подводной добычи включает компоненты, обеспечивающие функциональное и физическое соединение элементов системы, а также ее взаимодействие:

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

  • технологическим оборудованием на базовом сооружении, включая оборудование контроля обеспечения потока.

      1. Взаимодействие элементов в составе подводной добычной системы

        1. С целью исключения несовместимости технических решений, относящихся к взаимодействующим (сопрягаемым) каким-либо образом элементам, частям, участкам подводных систем и оборудования, на ранней стадии проектирования необходимо определять (выявлять) все области возможных несоответствий (нестыковок) параметров и характеристик соединяемых (сопрягаемых) элементов, в первую очередь, имеющие принципиальное (критическое) значение по тяжести последствий из-за ошибок, по выявленным областям возможных

          несоответствий принимать согласованные технические решения, а также определять рекомендуемые к использованию стандарты.

        2. Местами возможных несоответствий или нестыковок параметров являются, в частности, следующие соединения:

  • между устьевой арматурой и выкидной линией (или шлангокабелем), манифольдом;

  • между устьевой арматурой/подвеской НКТ и системой заканчивания скважины;

  • между устьевой арматурой и райзером для капитального ремонта скважины или буровым райзером;

  • соединения интерфейсов системы управления устьевой арматурой.

    Приведенный перечень не является исчерпывающим, и для каждого конкретного проекта следует руководствоваться положениями 5.3.1.


     

    1. Требования к подводной добычной системе и интерфейсам


       

      1. Общие положения

        1. При проектировании подводных добычных систем необходимо системно исследовать все этапы жизненного цикла оборудования, включающего испытание, строительство, пусконаладку, ввод и последующую эксплуатацию, контроль, техническое обслуживание, ремонт, расчетный ресурс и вывод из эксплуатации. Оборудование для ПДС, проектируемое, производимое и импортируемое для работы в Российской Федерации, должно соответствовать требованиям ГОСТ 15150, а также обязательным требованиям по безопасности и экологии, действующих нормативных документов в Российской Федерации.

        2. На ранней стадии проектирования, учитывая имеющиеся неопределенности в характеристиках месторождения, необходимо предусмотреть возможный резерв мощностей и эксплуатационную гибкость для обеспечения расширения или трансформации системы.

        3. При проектировании системы подводной добычи следует принимать во внимание проект и стадию разработки месторождения, требования к функционированию промысла, 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 таблицы, приведенные в приложении Б.

      1. Исходные данные для проектирования

        1. Условия окружающей среды

          1. Общие положения

            Определение места расположения площадок установки подводного оборудования и трасс трубопроводов должно осуществляться с учетом обеспечения безопасности персонала,

            защиты окружающей среды, возможности повреждения оборудования или трубы, а также, как минимум, следующих факторов:

  • движения судов;

  • рыболовства;

  • морских установок;

  • существующих трубопроводов и кабелей;

  • зон военных учений;

  • мест археологического значения.

    Также для выбора места расположения площадки установки подводного оборудования и трасс трубопроводов необходимы перечисленные ниже сведения об условиях окружающей среды.

          1. Инженерно-геологические условия

            Необходимо использовать данные о рельефе дна и диапазоне глубин, в том числе сведения о характерных формах рельефа, уклонах поверхности дна, наличии и местоположении препятствий на дне моря. Для мелководных участков замерзающих морей необходимы сведения о ледовом пропахивании.

            Также должны быть учтены сведения о геологическом строении верхней части разреза (в том числе стратиграфия верхних слоев грунта), о геокриологических условиях, включая данные о наличии и распространении многолетнемерзлых пород, характеристики физикомеханических свойств, засоленности и коррозионной агрессивности грунтов, сведения об опасных геологических процессах и явлениях (сейсмичность, проседание морского дна, абразия, эрозия, миграция донных наносов, обвалы, оползни, суспензионные потоки, наличие газонасыщенных и газогидратонасыщенных зон).

          2. Гидрометеорологические условия

    Для проектирования ПДС должны использоваться следующие данные:

  • метеорологические условия, включая: а) сведения о температуре воздуха;

    б) сведения о скорости ветра повторяемостью один раз в 100 лет с различным осреднением;

    в) продолжительность и даты начала и окончания навигационного периода; г) характеристики обледенения;

  • гидрологические условия, включая:

а) сведения о температуре и солености воды;

б) экстремальные значения повторяемостью один раз в 100 лет для высоты волны 1,0 % и 0,1 % обеспеченности;

в) уровни моря;

г) скорости течений;

ледовые условия, включая:

а) общую характеристику ледового режима;

б) морфометрические характеристики ледяного покрова в целом и отдельных ледяных образований;

в) структуру и динамические характеристики ледяного покрова; г) физико-механические свойства льда;

д) параметры экзарации дна;

  • сведения о литодинамических процессах.

        1. Месторождение и параметры пластового флюида

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

  • характеристики продуктивного пласта:

а) свойства пород коллекторов (в том числе фильтрационно-емкостные, физические, химические, механические и др.);

б) насыщенность пород водой и флюидом; в) мощность продуктивного пласта;

г) начальное пластовое давление и температура; д) срок эксплуатации залежи и др.;

  • информация о процессе притока флюидов в резервуаре, изменении пластового давления;

  • характеристики пластового продукта:

а) температура, плотность и вязкость флюида; б) газовый/газоконденсатный фактор;

в) обводненность продукции;

г) температура и давление насыщения;

д) химический состав, коррозионная активность (содержание H2S и CO2); е) возможность выноса песка;

ж) образование эмульсии, содержание парафина и температура начала кристаллизации парафинов;

и) наличие асфальтенов и гидратов;

к) плотность, температуры помутнения и застывания;

л) коэффициент сжимаемости, физико-химические свойства пластовой воды;

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

    Примечание – Перечень требуемой информации приведен в Б.1 (приложение Б).

        1. Бурение и заканчивание скважин

          Должна быть предоставлена следующая информация, относящаяся к бурению и заканчиванию скважин, а также проведению внутрискважинных работ (на разных этапах освоения месторождения):

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

  • программа бурения и крепления скважины;

  • параметры ПВО и бурового райзера (размер, расчетное давление и т.д.);

  • параметры донной плиты;

  • высота и направление устья скважины;

  • система установки оборудования;

    Примечание – Установка оборудования может производиться с помощью направляющих или с использованием ДУПА, ДУИ, системы проведения водолазных работ с подачей воздуха с поверхности.

  • потенциальные нагрузки на устье в процессе бурения;

  • тип райзера для заканчивания или капитального ремонта скважин (с одной или двумя линиями, концентрический), подводная испытательная устьевая арматура и т.д., 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 для пробки;

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

  • требования к запорной арматуре в скважине;

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

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

        1. Технологические процессы и эксплуатация

          Информация о технологических процессах и эксплуатации на различных этапах освоения месторождения должна содержать:

  • 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, требования к изоляции, 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 защитным элементам, выполнению аварийной остановки, жидкости для глушения/обслуживания (ее объем и давление), температуре на устье и на буровой или технологической установке, методу контроля гидратообразования при пуске и остановке, системе защиты от избыточного давления;

  • требования к системе очистки трубопроводов, т.е. запуск средств очистки 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, запуску системы контроля и очистки трубопровода, испытание запорной арматуры);

  • требования к работам по регулировке и настройке (использование ДУПА, 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).

        1. Оборудование промыслового сооружения

          Сведения об оборудовании промыслового сооружения, с которым связана система подводной добычи, должны содержать:

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

  • тип добычного райзера (жесткий (стояк) 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 средств очистки 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;

  • схему и режим перемещений плавучих добычных установок (в том числе в случае необходимости схему навигационных ограждений, якорных стоянок и т.д.);

  • число, параметры и место расположения райзеров;

  • диапазон значений давления и расхода для технологического оборудования верхнего строения;

  • производительность промысловых трубопроводов.

        1. Мероприятия по безопасности

    Мероприятия по безопасности включают все эксплуатационные, технические и аварийные приготовления, необходимые для защиты людей, окружающей среды, сооружений и присутствующих судов. Для разработки перечня и методов проведения работ и определения критериев безопасности проектных решений по добычному оборудованию необходимо до начала разработки проектной документации обеспечить получение следующей информации:

  • наличие газонасыщенных участков на незначительной глубине залегания;

  • 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;

  • ледовая обстановка, ледовая экзарация и появление 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.


     

      1. Разработка месторождения

        1. Проектирование подводной добычной системы должно вестись в соответствии со следующими данными:

  • глубина воды, гидростатическое давление и температура;

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

  • технологические показатели разработки месторождения;

  • 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;

  • технологический режим работы скважин, возможные осложнения при эксплуатации скважин;

  • требования к способам и оборудованию насосно-компрессорной добычи, в том числе использование электрического погружного насоса, гидравлической турбины или газлифта;

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

  • требуемые мероприятия по контролю за разработкой месторождения;

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

  • требования к нагнетанию газа или воды (подготовка, расход, давление);

  • 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 тросового шлюза 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 том числе 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.

        1. В процессе установки и регулировки оборудования должна быть оценена возможность одновременного выполнения следующих операций:

  • проведения внутрискважинных работ с применением буровой установки и добычи углеводородов из соседних скважин куста;

  • проведения буровых работ в зоне расположения промысловых трубопроводов, по которым осуществляется транспорт продукции.

        1. При проектировании системы подводной добычи необходимо учитывать требования ГОСТ Р 53241 и других нормативных документов Российской Федерации 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.

      1. Расчетные нагрузки

        1. Возможные нагрузки, действующие на систему подводной добычи, должны быть определены для различных стадий (изготовление, хранение, тестирование, транспортировка, монтаж, бурение/заканчивание, эксплуатация и демонтаж), и на их основе должны быть сформулированы основополагающие принципы проектирования.

        2. Объекты подводного добычного комплекса следует рассчитывать на основные и особые сочетания нагрузок и воздействий в соответствии со СНиП 33-01-2003 [7]. Нагрузки и воздействия необходимо принимать для наиболее неблагоприятных, но реальных для рассматриваемого расчетного случая сочетаний отдельно для строительного и эксплуатационного периодов.

        3. 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 в приложении Б.

        4. Расчетные нагрузки для элементов конструкции, не содержащих флюид под давлением (донная плита), а также для элементов подъемных систем должны определяться в соответствии с приложением В.

      2. Проектирование подводных добычных систем

        1. Проектирование ПДС 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.

        2. Общие принципы

          1. Подводная добычная система должна проектироваться с учетом оптимизации рабочего жизненного цикла, обеспечивая в то же время функциональность и соблюдение требований безопасности.

          2. Подводная добычная система должна быть спроектирована таким образом, чтобы в случае превышения установленных параметров процесса имелась возможность остановки любой операции с сохранением скважин (скважины) в безопасном состоянии.

          3. Конструкция ПДС должна обеспечивать возможность поиска и устранения неисправностей без извлечения оборудования на поверхность.

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

          5. Эксплуатационная надежность подводных добычных систем должна быть подтверждена документально. Для некритичного и временного оборудования могут быть приняты менее жесткие требования.

          6. Конструкция соединительных элементов не должна допускать произвольного ослабления соединения.

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

          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.

          9. Тяжелые модули, спроектированные для установки без использования направляющих (например, устьевая арматура и противовыбросовые превенторы), должны выдерживать все сопутствующие нагрузки при выполнении ориентирования с применением дистанционно управляемых инструментов и аппаратов. Ударопоглощающая конструкция должна быть достаточно прочной, чтобы выдерживать проектные нагрузки в процессе обслуживания.

          10. В подводной добычной системе должна быть обеспечена возможность промывки гидравлических линий до их подсоединения.

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

          12. Система подводной добычи должна включать (в обоснованных случаях) защиту чувствительного оборудования от возможного повреждения, вызванного рыболовными снастями 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.

          13. Оборудование подводной добычной системы, установленное внутри определенной зоны безопасности, следует защищать от падающих предметов. Такую защиту следует оценить на основе вероятности падения предметов во время операций.

          14. В районах развитого рыболовства возможны два варианта проектирования:

  • установление зон ограничений, т.е. районов, в которых запрещено применение донных орудий рыбной ловли, и осуществление непрерывного наблюдения за соблюдением запрета;

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

          1. Подводные защитные конструкции, допускающие прохождение трала, должны обеспечивать предотвращение повреждения оборудования системы подводной добычи. 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, приведенную в Б.5 (приложение Б).

          2. Система подводной добычи должна быть оснащена средствами определения крайних положений «открыто/закрыто» для оборудования, которое может быть повреждено или стать причиной повреждения из-за неправильной/неустановленной позиции в ходе выполнения операции (например, задвижки, соединители и т.д.).

          3. Подводная добычная система должна иметь индикаторы позиции для всех соединений, выполняемых под водой.

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

          5. Конструкция ПДС должна предусматривать:

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

  • транспортные салазки (при необходимости);

  • возможность безопасной транспортировки;

  • устройства для подсоединения креплений при транспортировке на судне, которые должны быть сертифицированы.

        1. Защитные элементы

          1. Должна быть предусмотрена возможность испытания защитного элемента.

          2. Подход к проектированию защитных элементов должен быть аналогичен подходу к проектированию системы подводной добычи. Должны быть сформулированы четкие и ясные требования к мероприятиям по предотвращению неконтролируемых выбросов продукции либо закачиваемых флюидов, которые могут нанести вред персоналу и/или окружающей среде.

          3. Для вновь проектируемых систем подводной добычи перечень мероприятий по предотвращению неконтролируемых выбросов должен быть полностью определен в проектной документации для всех этапов эксплуатации месторождения и должен включать:

  • установку системы подводной добычи на месторождении, включая подсоединение новых скважин к работающему манифольду;

  • бурение и заканчивание скважин, включая испытание и очистку;

  • подключение и ввод в эксплуатацию;

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

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

  • техническое обслуживание, например, замену подводных штуцеров и заглушек;

  • вывод из эксплуатации.

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

          1. При отсутствии защитных элементов на уже существующем оборудовании системы подводной добычи 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.

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

  • общие принципы проектирования защитных элементов для каждой системы подводной добычи должны соответствовать требованиям норм и правил Российской Федерации;

  • 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 подводным добычным системам;

  • проектирование защитных элементов требует проведения анализа риска эксплуатации системы подводной добычи;

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

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

Общее руководство по разработке принципов проектирования защитных элементов (включая испытания) приведено в приложении Г.

    1. Требования к подводному устью скважины

      1. Устьевое оборудование подводной скважины является конструктивным основанием при заканчивании скважины. В зависимости от конфигурации эксплуатационной системы, условий окружающей среды и состояний грунта нагрузки на устьевое оборудование могут существенно различаться. Прочность конструкции должна оцениваться в режиме максимальных нагрузок с учетом всех операций в процессе бурения и добычи.

      2. 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 (см. рисунок 2).

        Примечание – Стандарты на проектирование райзера должны учитывать режим нормальных, экстремальных и случайных нагрузок. Проектные нормы и правила на подводное устьевое оборудование должны основываться на производительности при проектном эксплуатационном режиме скважины и на допустимых механических напряжениях. Нормы и правила для райзера базируются на формате допустимого механического напряжения или формате проектирования с учетом факторов нагрузки и сопротивления.

        1. Нагрузки от райзера передаются на устьевое оборудование в процессе бурения и заканчивания скважины, во время капитального ремонта и добычи. В зависимости от типа оборудования эти нагрузки могут быть временными (буровые райзеры и райзеры для заканчивания/ремонта скважины) или постоянными (эксплуатационные райзеры или райзеры системы нагнетания). Эти нагрузки следует определять в процессе анализа работы райзеров, требования к которым изложены, например, в DNV OS F-201:2001 [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 Б), рабочие критерии для определения нагрузок на райзер, выявление случайных нагрузок на райзер, выявление любых

          image

          1


           

          2


           

          7 7


           

          3


           

          4


           


           

          5


           

          image

          6


           

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

          Рисунок 2 – Нагрузки на устьевое оборудование подводной скважины


           

          нарушений норм, правил и их последствий следует определять на стадии технического проектирования.

        2. 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.

        3. Для скважин, расположенных на опорной плите, особенно важным является их соединение с трубной обвязкой манифольда опорной плиты. Это соединение должно анализироваться 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.

        4. 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.

      1. Для проведения технического обслуживания и внутрискважинных работ систему подводной добычи следует проектировать с таким расчетом, чтобы:

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

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

        • обеспечить безопасную остановку скважины и отсоединение райзеров в пределах установленного времени;

        • способствовать установке двух независимых защитных систем на случай возникновения критической ситуации в процессе эксплуатации;

        • обеспечить возможность извлечения критически важных элементов системы;

        • обеспечить ввод в скважину при смещениях буровой установки в установленных пределах.

      2. Для расчета конструкции 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 расчета по предельным состояниям, следует подтвердить, что все компоненты устьевого оборудования, а также опорное основание будут сохранять конструктивную целостность во время бурения, монтажа, эксплуатации и капитального ремонта скважины. Основные положения по расчету опорного основания могут определяться в соответствии с ГОСТ Р 54257.

      3. Параметры подводного устьевого оборудования

        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.

        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.

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

      1. Устьевое оборудование подводной скважины должно обеспечивать возможность проведения планируемых операций по техническому обслуживанию. Параметры устьевого оборудования, в том числе с учетом коррозионной агрессивности скважинной среды, должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 51365. Необходимо проводить анализ риска водородного охрупчивания вследствие воздействия водорода, выделяемого из систем катодной защиты. При выборе методов анализа риска приоритетными в использовании являются методические материалы, согласованные или утвержденные Ростехнадзором или иными федеральными органами исполнительной власти.

      2. В дополнение к специальным требованиям конструкция каждого инструмента для спуска должна:

        • обеспечивать достаточную циркуляцию флюида вокруг инструмента или через него;

        • иметь достаточные длину и диаметр для предотвращения зависания в полости плашек ПВП;

        • 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.

      3. В некоторых случаях скважины, первоначально пробуренные как разведочные, переоборудуются в эксплуатационные или нагнетательные. Данная часть стандарта должна применяться 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 консервации скважины.

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

  • состояние устья скважины над морским дном;

  • места подвески обсадной колонны на корпусе устья;

  • состояние и герметичность уплотнительных узлов подвески обсадной колонны;

  • состояние донной опорной плиты;

  • состояние фиксаторов и мест уплотнений на корпусе устья;

  • герметичность верхнего участка подвески обсадной колонны.

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

      1. Требования к системе подвески колонны насосно-компрессорных труб и устьевой елки

        1. Положения, приведенные в 6.6, применимы также к системам подвески колонны насосно-компрессорных труб и устьевой елки. Специальные требования к проектированию подводной устьевой елки приведены в ИСО 13628-4:1999 [9].

        2. При проектировании системы подвески колонны 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 предохранительного клапана (клапанов);

  • 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 системе TFL (при использовании);

  • необходимость обеспечения в конструкции устьевой арматуры возможности вертикального доступа в затрубное (межтрубное) пространство подвески колонны насоснокомпрессорных труб;

    Примечание – Данное требование определяет тип оборудования (заглушка на канате, обратный клапан, с открытием при свинчивании, муфта с гидравлическим приводом и др.), используемого для закрытия затрубного (межтрубного) пространства при извлечении устьевой арматуры или противовыбросового устройства.

  • выполнение ориентации (в случае необходимости) для обеспечения соединения с устьевой елкой;

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

  • предохранение отверстий клапанов от загрязнения флюидом/шламом;

  • тип фонтанной арматуры;

  • местоположение подвески колонны насосно-компрессорных труб (в устье скважины, в катушке для подвески лифтовой колонны или в устьевой елке).

      1. Особенности проектирования подводной устьевой елки

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

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

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

        2. Компоненты устьевой елки необходимо оценить с точки зрения совместимости с рабочими флюидами. Следует провести тщательное исследование типов потенциальных флюидов и их состава (количество, состояния, полное и парциальное давления, температурный диапазон).

          Для систем подводной добычи, предполагающих использование системы TFL, внутренний диаметр проходных отверстий устьевой арматуры должен определяться в соответствии с таблицей 1.

        3. Компенсация давления

          При проектировании гидравлических систем и находящихся под давлением элементов следует учитывать глубину воды в точке монтажа системы. Это требование относится к таким

          Таблица 1 – Размеры проходного отверстия элементов устьевой арматуры


           

          В миллиметрах


           

          Наружный диаметр НКТ

          Внутренний диаметр НКТ

          Минимальный проходной диаметр ствола устьевой елки

          Максимальный проходной диаметр ствола устьевой елки


           

          Задвижка

          Заглушка подвески НКТ

          60,3

          50,67

          49,15

          50,8

          52,4

          47,63

          73,0

          62,0

          60,45

          62,1

          65,1

          58,75

          88,9

          76,0

          74,55

          76,2

          77,79

          69,85

          114,3

          100,53

          99,06

          100,84

          103,2

          93,68

          139,7

          124,26

          123,22

          125,63

          130,02

          112,7


           

          элементам, как система управления, инструменты для спуска оборудования, приводы задвижек и прочее работающее под давлением оборудование.

        4. Тип буровой установки

          Конструкция и размеры элементов буровой установки, предназначенных для операций с подводным устьевым оборудованием, а также конструкция, габаритные размеры и другие параметры устьевого оборудования и инструмента для его установки должны находиться во взаимном соответствии. Тип используемого морского бурового основания и требования к устьевой елке с позиции возможных изгибающих усилий и возникающих напряжений должны корреспондироваться.

          Эти вопросы необходимо оценить на ранней стадии проектирования.

        5. Внешние нагрузки

          Помимо нагрузок от внешней среды имеются два типа внешних нагрузок, которым подвергаются подводная устьевая елка и ее верхнее и нижнее соединения. К первому типу относятся монтажные нагрузки, которые включают нагрузки от райзера и нагрузки, возникающие при подсоединении выкидных линий. Ко второму типу относятся нагрузки, которые имеют место при капитальном ремонте скважины и в зависимости от типа устьевой елки возникают под действием райзера для заканчивания/ремонта скважины или бурового райзера. Требования для райзеров рассмотрены в 6.6.2.

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

          Необходимо исследовать нагрузки на устьевую елку и/или выкидные линии, возникающие при зацеплении крановой системы в процессе спуско-подъемных операций. Если повреждение вследствие этого воздействия неизбежно, следует определить место повреждения и возможные последствия для дальнейшего функционирования устьевой елки.

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

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

          При использовании системы TFL устьевая арматура является ее частью, как показано на рисунке 3. Различные конфигурации устьевой арматуры, предназначенной для работы с системой TFL, показаны на рисунке 4.

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

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

          В случае использования устьевой елки в составе системы TFL следует сконструировать Y-образную катушку, которая обеспечивает как вертикальный доступ в скважину, так и прохождение инструмента TFL. Внутренний канал Y-образной катушки должен обеспечивать проход инструментов для ремонта скважин, при этом поверхность отклонителя должна обе-


           

          image

          1 – блок эксплуатационной задвижки; 2 – соединитель устьевой елки; 3 – стволовые проходы елки; 4 – подвеска НКТ; 5 – подводное устье; 6 – НКТ; 7 – колпак устьевой елки; 8 – перепускная задвижка;

          9 – задвижки на отводных линиях; 10 – контур трубной обвязки системы TFL; 11 – Y-образная катушка; 12 – донная плита; 13 – направляющая рама устьевой елки;

          14 – задвижки для инструмента на кабеле

          Рисунок 3 – Устьевая арматура системы TFL


           

          спечивать плавный переход из вертикального ствола в отклоняющий канал внутри Y-образной катушки. Механические соединения должны обеспечивать соосность проходов и минимальный размер зазоров. С целью обеспечения прохождения инструмента TFL по всему тракту внутренний диаметр каналов Y-образной катушки должен быть не меньше минимального значения внутреннего диаметра трубы после сгибания (см. таблицу 2).

          Вертикальный доступ в затрубное пространство может быть обеспечен от верхнего соединения устьевой елки и подвески насосно-компрессорной колонны. В других случаях обеспечиваются только контроль и регулировка давления в затрубье и нагнетание реагента. Если требуется нагнетание флюида в затрубное (межтрубное) пространство, должна быть рассчитана траектория потока для предотвращения потенциальной эрозии.

        8. Метод и тип соединения выкидной линии влияют на передачу нагрузок, которые могут воздействовать на устьевую елку.

          Узел подключения выкидной линии должен быть рассчитан, по меньшей мере, на то же давление, что и выкидная линия, в случае, когда он монтируется после задвижки на отводной линии.


           

          image


           

          image image


           

          image image


           

          image

          image

          image

          image

          image

          а – типовая схема устьевой елки системы TFL; б – альтернативная схема устьевой елки системы TFL с перепускной задвижкой, установленная до задвижек на отводных линиях (не распространено);

          в – схема устьевой елки системы TFL с отдельной линией доступа в затрубное пространство; г – упрощенная схема устьевой елки системы TFL;

          1 – колпак устьевой елки; 2 – верхние заглушки или задвижки для инструмента на кабеле;

          3 – задвижки на отводных линиях; 4 – перепускная задвижка; 5 – соединитель устьевой елки; 6 – эксплуатационная задвижка; 7 – контуры трубной обвязки системы TFL; 8 – линия доступа

          в затрубное пространство; 9 – линия, предназначенная только для прохода инструмента системы TFL; 10 – линия, предназначенная только для прохождения рабочего флюида системы TFL

          Рисунок 4 – Конфигурации устьевой арматуры системы TFL


           

          При использовании с устьевой елкой, предназначенной для использования системы TFL, соединения выкидных линий следует проектировать в соответствии со следующими принципами:

          диаметр любого канала системы TFL должен быть не менее минимального внутреннего диаметра трубы после изгиба, указанного в таблице 2;

          Таблица 2 – Внешний и внутренний диаметры труб при сгибании


           

          В миллиметрах


           

          Наружный диаметр трубы

          Максимальный внутренний диаметр трубы до сгибания

          Минимальный внутренний диаметр трубы после сгибания

          60,3

          52,37

          50,3

          73,0

          66,68

          63,5

          88,9

          79,38

          76,2

          101,6

          92,08

          88,9

          114,3

          104,78

          101,6

          139,7

          123,83

          120,65


           

          • соединительные муфты выкидной линии должны обеспечивать соосность перехода и минимальную длину зазора;

          • сварные соединения выкидной линии должны отвечать требованиям ИСО 136283:2000 [3];

          • конечные соединения между переходными отверстиями выкидной линии, соединительной муфтой выкидной линии и контуром трубной обвязки устьевой елки должны быть соосными с отклонением от номинального положения не более 0,76 мм.

            Более подробно выкидные линии и шлангокабель рассматриваются в 6.11.

        9. Необходимо детально разработать технологию подводного монтажа оборудования, оценить необходимость привлечения водолазов и определить основной и резервный методы установки. Более подробно эти вопросы рассмотрены в разделе 7.

          При использовании дистанционно управляемого подводного аппарата следует учитывать его тип и функциональные возможности. Необходимо рассмотреть следующее:

          • доступ аппарата к конструкции;

          • точки причаливания/воздействия;

          • диапазон перемещений инструмента в разных направлениях для закрепленного аппарата;

          • требуемое обеспечение механической или гидравлической энергией;

          • грузоподъемность аппарата;

          • конструирование специальных сервисных инструментов;

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

        10. Для управления устьевой арматурой используются системы управления различной конфигурации. Более подробное описание различных типов систем управления устьевой арматурой приведено в приложении A. При конструировании системы управления и устьевой

          елки необходимо учитывать схему их взаимного расположения, пространственные ограничения и внешние нагрузки.

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

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

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

Допустимые рабочие углы и время, необходимое для разъединения, следует определять в каждом отдельном случае. При проектировании соединителей следует учитывать глубину воды и погодные условия, а также возможности судна по позиционированию и т.д.

    1. Требования к системе райзеров для заканчивания/капитального ремонта скважины

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

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

      3. В технических условиях организации, поставляющей оборудование, должен быть определен максимальный допустимый срок службы райзера в заданных эксплуатационных условиях.

    1. Требования к системе подвески обсадной колонны на уровне дна

      1. Общие проектные требования для подвески обсадной колонны определяются в соответствии с ИСО 13628-4:1999 [9] и во многом аналогичны требованиям к подводному устью скважины (см. 6.6).

      2. Ниже приведены специальные проектные условия для подвески обсадной колонны:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

        • узел герметизации затрубного пространства следует устанавливать между эксплуатационной колонной и промежуточными обсадными колоннами (особое внимание необходимо уделить выбору материала для уплотнения).

    2. Требования к средствам управления добычей

      1. Данный раздел устанавливает общие требования к системе управления добычей, специальные требования должны определяться в соответствии с ИСО 13628-6:2006 [4]. В процессе проектирования необходимо учитывать влияние на структуру и выполняемые функции системы управления следующих факторов:

        • возможности модификации в зависимости от сценария добычи;

        • возможности оптимизации в процессе эксплуатации;

        • возможности оптимизации для снижения стоимости монтажа;

        • возможности оптимизации при поэтапном освоении месторождения;

        • обеспечения стабильности потока;

        • срока реализации проекта;

        • издержек в течение жизненного цикла (капитальные затраты, стоимость монтажа, эксплуатационные затраты).

          На стадии проектирования необходимо выполнить оценку последовательности монтажа, концепции эксплуатации и возможных осложнений в процессе эксплуатации оборудования.

      2. Перечень параметров, подлежащих контролю с использованием оборудования системы управления подводной добычей, определяется исходя из планируемых мероприятий по контролю за разработкой месторождения в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-3.7-320. Указанные параметры должны быть представлены в исходных данных на проектирование подводной добычной системы в соответствии с 6.2.4.

        На этапе эксплуатации месторождения оператором должны быть установлены предельно допустимые значения контролируемых параметров и определен алгоритм работы системы управления при выходе параметров за установленные границы.

      3. При разработке требований к функциональности системы необходимо учитывать следующие положения:

        • использование интеллектуальных скважин;

        • возможность управления режимом работы оборудования по результатам мониторинга предельно допустимых значений технологических параметров;

        • эксплуатационную гибкость системы при изменении электрической нагрузки (энергообеспечение и передача данных);

        • надежность гидравлической системы;

        • защиту от попадания морской воды в гидравлическую систему;

        • совместимость материалов с морской водой в случае ее попадания в систему;

        • проведение подводных технических работ;

        • расширение системы при увеличении числа скважин;

        • расширение системы при увеличении числа шлангокабелей;

        • расширение системы при увеличении функций систем контроля и КИП;

        • интерфейс с подводными системами сепарации/нагнетания;

        • ввод химических реагентов в подводную систему добычи;

        • интерфейсы с внутрискважинными контрольно-измерительными приборами;

        • ввод химических реагентов в скважину.

      4. Типовая система управления подводной добычей включает функциональные блоки, представленные ниже.

        1. Гидравлический силовой блок

          Гидравлический силовой блок обеспечивает стабильную подачу рабочей жидкости с заданными параметрами чистоты на дистанционно управляемые подводные клапаны. Подача жидкости гидравлической системы на механизм управления клапаном осуществляется посредством шлангокабеля управления через подводную распределительную систему и подводный блок управления (при наличии в составе системы).

        2. Установка закачки химических реагентов

          Установка обеспечивает ввод отдельных реагентов или их смеси с заданным давлением или расходом. Ввод реагентов осуществляется с использованием гидравлических линий в составе шлангокабеля через подводную распределительную систему в точки закачки подводной добычной системы.

        3. Главная станция управления

          Главная станция управления является центральным узлом управления и включает программное обеспечение для управления и мониторинга подводной добычной системой. В ее состав входит соответствующее оборудование верхних строений платформы, например, гидравлический силовой блок и электроустановка.

        4. Система распределенного управления

          Система распределенного управления может выполнять те же функции, что и главная станция управления, но в децентрализованной конфигурации.

        5. Силовая электроустановка

          Силовая электроустановка снабжает подводное оборудование электроэнергией с заданными напряжением и частотой. Подача и распределение электроэнергии осуществляются с помощью электрических кабелей в составе шлангокабеля и подводной электрораспределительной системы.

        6. Модем

          Модем осуществляет преобразование входных и выходных данных и команд в форму, установленную для подводного оборудования.

        7. Источник бесперебойного питания

          Источник бесперебойного питания предназначен для гарантированного обеспечения подачи электроэнергии на систему управления подводной добычи.

        8. Шлангокабель

          Шлангокабель предназначен для передачи электроэнергии, сигналов связи, гидравлической энергии и/или химических реагентов на оборудование подводной добычной системы.

          Сигналы связи могут передаваться по силовому кабелю (сигнал по питанию), сигнальному кабелю или волоконно-оптической линии.

        9. Подводный модуль управления

          В гидравлической, электрогидравлической или электрической системе управления подводный модуль управления по команде с главной станции управления направляет рабочую жидкость для управления подводными клапанами. В электрогидравлической или электрической системе управления подводный модуль управления осуществляет сбор информации с оборудования подводной системы управления и передает ее на оборудование, расположенное на ВСП.

        10. Подводные распределительные системы

          Подводные распределительные системы обеспечивают распределение электрической и гидравлической энергии, химических реагентов, электрических или оптических сигналов связи от оконечных устройств шлангокабеля до подводной устьевой арматуры, клапанов манифольда, точек ввода реагентов и подводных модулей управления.

        11. Подводные и внутрискважинные датчики

          Датчики расположены в подводных модулях управления, на подводной устьевой арматуре и манифольдах, на морском дне или в скважине и предназначены для измерения технологических параметров в процессе работы подводного оборудования.

        12. Жидкости системы управления

          Жидкости на нефтяной или водно-гликолевой основе используются для передачи, контроля и распределения гидравлических сигналов и энергии от силового гидравлического блока на поверхности до подводной системы управления.

        13. Буй управления

          На заякоренном буе управления размещается оборудование энергообеспечения, связи и подачи химических реагентов (опция). Буй соединен с подводной системой добычи с помощью шлангокабеля управления, включающего электрические, волоконно-оптические и гидравлические линии. Связь буя с оборудованием на поверхности осуществляется посредством шлангокабелей, акустических, радиоили спутниковых каналов связи или их комбинации.

        14. Быстро подсоединяемый питающий вывод

Предназначен для передачи электроэнергии, сигналов связи, гидравлической энергии и/или химических реагентов на оборудование подводной системы добычи. Сигналы могут передаваться по силовому кабелю, по отдельным электрическим кабелям связи или волоконнооптическому кабелю.

      1. Работоспособность системы может быть увеличена за счет принятия следующих решений:

        • выбора высоконадежных узлов и компонентов;

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

        • резервирования отдельных элементов и систем;

        • обеспечения доступности для водолаза, аппаратов и инструмента с дистанционным управлением;

        • использования обходных (перепускных) каналов;

        • обеспечения запасными частями (модулями);

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

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

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

        • конструирования узлов с учетом обеспечения возможности независимого извлечения.

      3. Максимальное рабочее давление в системе управления не должно превышать проектное давление входящих в нее элементов. Необходимо включить в систему устройство для сброса давления (например, клапан сброса давления), срабатывающее при возрастании давления на величину более 10 % от проектного. При использовании в системе регулятора давления установленное с его помощью максимальное рабочее давление в системе должно быть не менее чем на 5 % ниже давления срабатывания устройства для сброса давления.

      4. Оборудование системы управления подводной добычей, предназначенное для работы на поверхности, может размещаться на открытом воздухе, если максимальные и минимальные значения температуры испытания, эксплуатации и хранения находятся в границах значений, указанных в таблице 3. При невозможности соблюдения температурного режима оборудование должно размещаться в помещениях с регулируемым климатом.

        Устанавливаемое на открытом воздухе и под водой оборудование должно иметь следующую маркировку:

        а) стандартные рабочие температуры;

        Пример – Для минимальной температуры 0 С и максимальной температуры 40 С «Маркировка: от 0 С до 40 С стандарт».

        Таблица 3 – Диапазон температур для оборудования, установленного на открытом воздухе


         

        В градусах Цельсия


         

        Температура

        Электроника

        Система

        Проектная

        а) стандартная

        От 0 до 40

        От 0 до 40

        б) расширенная

        От минус 18 до 70

        От минус 18 до 40

        Рабочая

        а) стандартная

        От 0 до 40

        От 0 до 40

        б) расширенная

        От минус 5 до 40

        От минус 5 до 40

        Хранение

        От минус 18 до 50

        От минус 18 до 50

        Примечание – Температура относится к окружающей среде, а не к отдельным компонентам.


         

        б) расширенный диапазон рабочих температур.

        Пример – Для минимальной температуры минус 5 С и максимальной температуры 40 С

        «Маркировка: от минус 5 С до 40 С расширенный».

      5. Требования к расчетной температуре, температурам в процессе испытаний, эксплуатации и хранения для оборудования системы управления подводной добычей, которое предназначено для работы в помещениях с регулируемым климатом, должны определяться исходя из ограничений на параметры среды в этих помещениях.

        Оборудование, предназначенное для работы в помещениях с регулируемым климатом, должно иметь сине-белое клеймо, формат которого приведен на рисунке 5, предупреждающее об ограничениях, накладываемых условиями внешней среды, которые приведены в инструкции.


         

        Использование только при заданных условиях

        внешней среды

         

        Рисунок 5 – Формат клейма для оборудования


         

      6. Расчетные температуры, температуры испытания, эксплуатации и хранения для устанавливаемого под водой оборудования должны определяться в соответствии с таблицей 4. Оборудование должно быть маркировано согласно 6.10.8.

      7. В процессе использования оборудования под водой внешнее гидростатическое давление может оказаться выше давления внутри системы. Это необходимо учитывать, особенно при расчете уплотнений, самоуплотняющихся соединений и атмосферных камер. Необходимо также учитывать возможность смятия шлангокабелей и перемычек шлангокабелей в процессе установки и эксплуатации.

      8. Выбор элементов системы управления должен осуществляться с условием их совместимости с жидкостью гидравлической системы и закачиваемыми химическими реаген-

        Таблица 4 – Температурный диапазон для подводного оборудования


         

        В градусах Цельсия


         

        Температура

        Электроника

        Система

        Проектная

        а) стандартная

        От минус 10 до 70

        От 0 до 40

        б) расширенная

        От минус 18 до 70

        От минус 18 до 40

        Испытания

        а) стандартная

        От минус 10 до 40

        От 0 до 40

        б) расширенная

        От минус 18 до 40

        От минус 18 до 40

        Рабочая

        а) стандартная

        От 0 до 40

        От 0 до 40

        б) расширенная

        От минус 5 до 40

        От минус 5 до 40

        Хранение

        От минус 18 до 50

        От минус 18 до 50

        Примечание – Температура относится к окружающей среде, а не к отдельным компонентам. Подводные датчики, измеряющие параметры добываемого или закачиваемого флюида, могут работать в ином диапазоне температур.


         

        тами. Кроме того, должна обеспечиваться совместимость системы с добываемым флюидом, жидкостями для очистки и консервации системы морской водой, дизельным топливом и ингибиторами коррозии.

      9. Элементы системы управления, взаимодействующие с жидкостью гидравлической системы, должны отвечать уровню чистоты в соответствии с ГОСТ 17216 классу 15/12. Уровень чистоты должен быть указан в технических условиях изготовителя, подтвержден при испытании системы и обеспечиваться на протяжении всего периода эксплуатации месторождения в рамках общего системного подхода к проектированию, изготовлению, испытаниям и эксплуатации всех элементов системы.

      10. Жидкости системы управления должны удовлетворять необходимому уровню чистоты. Система должна обеспечивать поддержание необходимого уровня чистоты жидкости и обеспечивать возможность отбора проб жидкостей. Проектные решения системы управления должны предусматривать средства для обеспечения циркуляции жидкости и удаления морской воды и твердых частиц из системы на протяжении всего срока ее эксплуатации.

      11. Подводная гидравлическая система должна быть устойчива к загрязнению некоторым количеством морской воды и твердых частиц. Внутренние элементы системы должны быть устойчивы к коррозии, вызванной попаданием морской воды. Чувствительные элементы, использующие незначительное количество жидкости (например, распределительные клапаны), должны быть оборудованы соответствующими фильтрами.

      12. Чистота системы должна контролироваться в соответствии с требованиями ГОСТ 16431.

      13. При проектировании гидравлической системы необходимо учитывать возможность гидравлических ударов, действие импульсов высокого давления и вибрацию труб, клапанов и муфт, причиной которой могут быть внешние источники. При выявлении возможности возникновения высоких циклических нагрузок необходимо изменить конструкцию и технологию изготовления для снижения соответствующих рисков, например, использовать стыковой сварной шов для гидравлических соединений.

      14. Энергоснабжение расположенного на поверхности оборудования системы управления, связанных с ним интерфейсов и подводного оборудования должно осуществляться от ИБП для обеспечения работы при отказе основного источника питания в течение не менее 30 мин. В случае передачи сигналов по линии электропитания ИБП должен иметь суммарный коэффициент гармонических искажений менее 3 %, при этом не более 60 % от общего числа искажений должно приходиться на третью гармонику.

      15. Конструкция подводной электрической распределительной системы должна предусматривать возможность извлечения поврежденных узлов без прекращения работы оставшихся и резервных узлов. При отсоединении под нагрузкой проводников, контактирующих с водой, необходимо учитывать возможность повреждений вследствие дугового разряда, который может возникнуть при медленном размыкании.

      16. Все оборудование системы управления, устанавливаемое на поверхности, должно быть изготовлено и снабжено документацией в соответствии с техническими условиями на основное сооружение, где это оборудование будет установлено. Соответствующие стандарты и технические требования на монтаж должны быть частью контрактной документации проекта.

    1. Требования к выкидным линиям и концевым соединителям

      1. В данном разделе приведены требования для проектирования, строительства и испытаний выкидных линий и концевых соединений, используемых в системе подводной добычи. Эти требования относятся к особенностям систем подводной добычи, таких как высокое давление, многофазный поток, использование многоканальных линий, подводные соединения и системы TFL.

        Настоящий стандарт не заменяет проектные технические условия для трубопроводов и выкидных линий.

      2. Система выкидных линий, представленная на рисунке 1, начинается от соединителя, который используется на подводном оборудовании (обе его части), и заканчивается одним из следующих элементов:

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

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

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

          Описание различных элементов и методы монтажа выкидных линий приведены в A.9 (приложение А).

      3. При проектировании выкидных линий должны выполняться следующие проектные условия.

        1. Монтажная конфигурация выкидных линий может быть различной, например, отдельные линии, связка труб, связка труб в оболочке, дополнительный трубопровод поверх основного, труба в трубе или трубопроводы, интегрированные в шлангокабель.

        2. Нагрузки на выкидную линию во время монтажа могут быть больше, чем последующие нагрузки.

        3. Выбор конкретного метода монтажа зависит от числа линий, которые планируется прокладывать вместе, от диаметра трубы и ее веса в погруженном состоянии, глубины воды, требований к заглублению, длины выкидной линии, расстояния до главной установки, наличия подходящего оборудования, метода соединения концов и экономических факторов.

        4. При проектировании выкидных линий следует рассмотреть ряд эксплуатационных факторов, включая:

          • транспортируемый флюид;

            Примечание – В технических требованиях на его состав приводятся все параметры, определяющие эксплуатационные условия, включая парциальное давление H2S и СО2, рН водной фазы, титрованное кислотное число (согласно ГОСТ 5985) и содержание воды (пластовой воды, морской воды и свободной воды).

          • содержание газовой фазы, включая кислород, водород, метан и азот;

          • содержание жидкости, включая нефтяные фракции, спирты и ароматические компоненты;

          • коррозионные агенты, включая бактерии, хлориды, органические кислоты и серосодержащие вещества;

          • закачиваемые химреагенты, включая спирты и ингибиторы коррозии, гидратообразования, парафино-смолистых отложений;

          • твердые вещества, включая песок, осадки, окалину, гидраты, парафин и биопленку;

          • наличие различных фаз в потоке;

          • расход флюида;

          • свойства флюида (давление, температуру, вязкость, плотность и коррозионный потенциал);

          • применение инструментов TFL (выкидные линии должны проектироваться с учетом свободного прохода спускаемых инструментов);

            Примечание – Требования к диаметрам, минимальному радиусу кривизны и пр. для проходных калибров выкидных линий приведены ниже в таблице 5. Обозначение размеров калибра показаны на рисунке 6.

          • запуск СОД (как и в случае использования TFL, применение СОД может накладывать ограничения на выбор клапанов, фитингов, соединений, внутренние диаметры труб и радиусы их изгиба);

          • местоположение концов трубопровода;

          • местоположение близлежащих трубопроводов: соседние или пересекающие трубопроводы, которые могут оказывать воздействие в процессе эксплуатации и прокладки;

          • вопросы обеспечения стабильности потока;

          • требования к очистке трубопроводов с применением СОД;

          • температуру добываемого флюида;

          • требования к изоляции;

          • требования к весу покрытия.

        5. Вертикальное выпучивание

          При проектировании выкидных линий необходимо проводить проверку на общую устойчивость в продольном направлении. Меры, направленные на предотвращение верти-


           

          Таблица 5 – Размеры калибра для системы TFL


           

          В миллиметрах


           

          Обозначение размеров калибра

          Номинальный размер калибра

          Допуск на размеры

          50,8

          63,5

          76,2

          101,6

          127,0

          A1

          Внешний диаметр калибра для труб системы TFL

          47,37

          58,50

          69,47

          93,29

          112,19


           

          A2

          Внешний диаметр калибра для выкидных линий

          48,29

          59,61

          72,82

          97,36

          118,19

          В

          Наружный диаметр вала калибра

          45,50

          51,80

          58,20

          70,90

          77,20

          ±0,25

          D

          Cм. рисунок 6

          139,90

          213,54

          343,70

          282,75

          341,30

          0,51

          E

          Cм. рисунок 6

          228,73

          301,27

          343,71

          442,70

          529,82

          0,13

          F

          Общая длина

          317,50

          381,00

          444,50

          602,64

          718,84

          +0,51

          G

          Внутренний радиус трубной петли

          1498,60

          1492,30

          1485,90

          1473,20

          1460,50

          H

          Внешний радиус трубной петли

          1549,40

          1555,80

          1562,10

          1574,80

          1587,50

          +0,20

          J

          Расстояние от центра

          1520,83

          1517,65

          1514,48

          1508,13

          1498,60

          +0,13

          К

          Расстояние от центра

          158,75

          190,50

          222,25

          301,32

          359,18

          ±0,13


           

          image

          Рисунок 6 – Обозначение размеров калибра для выкидных линий


           

          кального выпучивания, могут оказать существенное влияние на стоимость проектов трубопроводов, на тип и стоимость компенсаторов, расположенных между выкидными линиями и манифольдами, на стоимость и технологию проведения ремонта выкидных линий, на строительство требуемых пересечений в зоне прокладки трубопровода.

          Общая потеря устойчивости трубопроводом может привести к перемещениям, направленным вертикально (в виде выпучивания из траншеи), вследствие напряжений сжатия, вызванных давлением и влиянием температуры. Для критических расчетных условий рекомендуется проведение полного численного анализа, учитывающего нелинейность грунтов, нелинейную зависимость напряжения-деформации материала трубы и вызванные большими отклонениями эффекты. В случае вертикального выпучивания эксплуатация трубопровода может быть продолжена до оценки необходимости ремонта при условии, что рабочие параметры находятся в пределах, которые исключают отказы из-за накопления значительных пластических деформаций при малоцикловой усталости материала изогнутого участка. Проектирование трубопровода с учетом влияния вертикального выпучивания необходимо вести в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-3.7-050.

        6. Топография морского дна

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

        7. Окружающая среда на морском дне

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

        8. Ожидаемый срок эксплуатации трубы

          Требования к защите от коррозии зависят от проектного срока службы трубопровода. В конструкции выкидной линии и ее концевых соединений следует учитывать требования к обслуживанию на протяжении всего срока эксплуатации трубопровода. Доступ к трубопроводу требуется:

          • для процедур начального подсоединения;

          • плановых проверок;

          • технического обслуживания;

          • ремонта.

        9. Выбор маршрута

          Прокладка трубы по прямой линии между заданными координатами начала и конца трубопровода может не являться оптимальным решением. Выкидную линию по возможности следует прокладывать, избегая зон оползней, участков движения суспензионных потоков, газопроявлений, глубоких каньонов, выходов скальных пород и мест якорных стоянок. Маршрут не должен накладывать ограничения на будущую разработку месторождения. Конфигурация подхода трубопровода к точке подключения является важным моментом для правильного выравнивания соединительных элементов и размещения требуемого оборудования. Кроме того, за счет добавления в маршрут заранее определенных криволинейных секций может быть компенсировано удлинение/сжатие трубопровода.

        10. Погода

          В проекте должны быть проанализированы ожидаемые погодные условия на стадии строительства. Необходимо учитывать сезонные направления и высоту волн, направления и

          скорость ветра в сочетании со средней частотой штормов для определения оптимальных сроков выполнения проекта.

        11. Выбранный метод ведения работ (использование водолазов, обитаемых подводных аппаратов, дистанционно управляемых аппаратов и инструментов) влияет на конструкцию элементов, технические приемы монтажа и рабочие процедуры. Интерфейсы дистанционно управляемых аппаратов и параметры общего проекта должны быть определены в соответствии с разделом 7.

      4. При проектировании жестких и гибких труб необходимо учитывать приведенные ниже факторы.

        1. Выбор диаметра трубы и толщины стенки должен осуществляться в соответствии с исходными данными, включающими:

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

          • расход транспортируемого флюида;

          • максимальное рабочее давление транспортируемого флюида;

          • давление внешней среды;

          • перепад давления;

          • изменения высоты трассы трубопровода;

          • плотность и вязкость флюида;

          • длину трубопровода;

          • необходимость использования инструментов TFL или средств очистки трубопровода;

          • требования к монтажу и оборудованию для обслуживания;

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

          • доступность требуемых труб;

          • допуск на коррозию/эрозию стенок трубы;

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

          • тип судна-укладчика и связанные с ним ограничения;

          • параметры флюида;

          • качество материалов;

          • допуск на коррозию (для стойких к коррозии труб);

          • наличие покрытия из коррозионно-устойчивого сплава;

          • возможность изготовления;

          • глубину воды;

          • начальную температуру флюида.

        2. Материалы для жестких труб

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

        3. Материалы для гибких труб

          Все используемые в конструкции гибкой трубы материалы (полимерные, включая добавки; металлическая проволока круглой, плоской или фасонной формы и обработанные или полуобработанные компоненты концевого соединения) должны быть применимы для условий морской воды. Если транспортируемая жидкость содержит газ, то полимер при испытании не должен вспучиваться или терять свои свойства при быстром сбросе максимального давления и температуры. Необходимо оценить влияние старения и разбухания материала на проницаемость. Если внутренняя герметическая оболочка состоит из нескольких слоев, то следует избегать соединения разнородных материалов в многослойные конструкции. Пластическая деформация материала изоляционного слоя не должна повлиять на потерю тепловой изоляции. ПВХ может использоваться в качестве изоляционного материала для полимерных оболочек, изоляционного слоя и износостойкого слоя. Должны быть проведены испытания полимера на проницаемость флюида, сопротивление вздутию, совместимость флюида, испытание

          на старение. При выборе металлического материала необходимо учитывать коррозионную активность в соответствии с окружающими условиями. Металлические материалы испытываются на стойкость к стресс-коррозии и водородному растрескиванию, к хрупким и вязким разрушениям, материалы должны проверяться на стойкость к коррозии, износостойкость, стойкость к усталости и водородному охрупчиванию. Металлические материалы концевого соединения должны быть кованными. Они должны быть стойкими к растрескиванию в средах, содержащих сероводород. Концевые соединения должны быть стойкими к коррозии либо за счет выбора материала, либо путем комбинации соответствующего покрытия и катодной защиты. Эпоксидный материал должен выдерживать температуры концевого соединения как в процессе производства, так и в эксплуатационных условиях в течение заданного срока службы. При выборе материала для каркаса необходимо учитывать условия установки. Если транспортируемый флюид содержит твердые вещества, то необходимо, чтобы скорости износа не приводили к отказу каркаса. Для труб, подверженных сильному износу или истиранию вследствие воздействия СОД или оборудования для капитального ремонта, должен использоваться дополнительный защитный материал.

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

        5. В процессе эксплуатации следует учитывать действие следующих факторов (см. рисунок 7):

          • остаточной нагрузки после укладки;

          • воздействий окружающей среды, включая силу тяжести, гидростатические и гидродинамические нагрузки, взаимодействия трубопровода с грунтом;

          • укладки в траншеи, заглубления или использования якорей;

            Примечание – Эти методы используются для улучшения устойчивости на дне, механической защиты и изоляции, однако могут создавать нежелательные условия для выпучивания или приводить к возникновению коррозионной среды.

          • вертикального выпучивания, удлинения или сжатия под действием давления и температуры.

          Жесткая труба сминается, когда происходит изгиб по слишком малому радиусу или сильное сжатие. В подводных трубопроводах наиболее часто смятие возникает, когда труба


           

          image

          1 – точка соединения под водой; 2 – дополнительное смещение вдоль оси укладки; 3 – угол относительно дна; 4 – высота над морским дном; 5 – вес трубы; 6 – длина свободного провисания;

          7 – силы, возникающие при монтаже трубопровода; 8 – сила, возникающая при укладке трубопровода; 9 – трение грунта; M1 – вертикальный изгибающий момент, приложенный для выравнивания концов

          трубы; M2 – горизонтальный изгибающий момент, приложенный для выравнивания концов трубы;

           – угловое перемещение конца трубы для изменения положения соединителя; – вращающий момент, приложенный к связке труб для обеспечения правильной ориентации отверстий Рисунок 7 – Факторы, влияющие на нагрузки и напряжения

          в процессе укладки трубопровода


           

          укладывается под внешним давлением с недостаточным натяжением, например, на вертикальном участке, или когда трубопровод подвергается внешнему сжатию, например, при термическом расширении в ограниченном пространстве. При возникновении локального смятия оно будет распространяться далее при меньшем внешнем давлении, чем первоначальное. Смятие распространяется до тех пор, пока не увеличится изгибная жесткость трубы и/или не уменьшится в достаточной степени внешнее давление. Для ограничения области распространения смятия используются специальные ограничители. Ограничителями смятия обычно являются укороченные отрезки трубы с большей толщиной стенки, которые вваривают в трубопровод.

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

      1. Трубопроводы могут иметь внешнее покрытие, для того чтобы обеспечить:

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

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

        • механическую защиту от воздействия судов и рыболовных тралов;

        • защиту от внешней коррозии за счет применения покрытий (как битум, мастики, различные органические/неорганические компаунды).

          Однако внешние покрытия могут уменьшить открытую площадь поверхности трубы, что, в свою очередь, может снизить число элементов катодной защиты (вопросы катодной защиты трубопровода рассмотрены в СТО Газпром 2-3.7-050, DNV-RP-F103:2003 [10], DNV-RP-B401:2005 [11], СТО Газпром 9.2-002).

          Трубопроводы могут иметь внутреннее покрытие, что позволяет повысить гладкость трубы, а также:

        • усилить защиту от коррозии;

        • сократить время ввода в эксплуатацию (время осушки трубы);

        • повысить эффективность работы СОД;

        • улучшить гидравлические характеристики трубопровода.

      2. Проектирование стального жесткого трубопровода осуществляют на основании ИСО 13623:2009 [12] и СТО Газпром 2-3.7-050.

        Нормативная база проектирования состоит из комплекса расчетных методик и системы требований, предъявляемых к процессам проектирования, строительства и последующей эксплуатации. Расчет жесткого трубопровода основывается на методологии предельных состояний по СТО Газпром 2-3.7-050 (раздел 5). В тех случаях, когда конкретный проект разрабатывается с иностранным участием, для проектирования конструкции жесткого стального трубопровода допустимо использование отличных от СТО Газпром 2-3.7-050 других зарубежных стандартов.

      3. Для гибких подводных трубопроводов используются следующие международные стандарты:

        • ИСО 13628-2:2006 [2] – для проектирования, монтажа и эксплуатации гибких труб, слои в которых не связаны;

        • ИСО 13628-10:2005 [13] – для гибких труб, слои в которых связаны;

        • ИСО 13628-11:2007 [14] – для гибких труб, используемых в качестве райзеров, слои в которых не связаны.

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

          Специальные проектные требования для шлангокабелей управления и их элементов установлены в ИСО 13628-5:2009 [15].

      4. При проектировании и эксплуатации гибких трубопроводов, состоящих из несвязанных полимерных и металлических слоев, важно понимать, что гибкая труба имеет многослойную структуру, включающую несколько перекрестно расположенных слоев, обеспечивающих прочность. Допустимые напряжения, запас прочности на растяжение, радиусы изгиба и т.д. зависят от конструкции и технологии изготовления изделия и указываются в технической спецификации. Конструкция и параметры изделия должны быть определены с учетом отдельно действующих и комбинированных нагрузок. Конструкция гибкой трубы должна соответствовать комбинированным проектным нагрузкам, классифицируемым как функциональные, от воздействия факторов окружающей среды и случайным. Комбинации нагрузок в зависимости от категорий и условий нагрузок приведены в таблице 6. При проектировании труб должно учитываться влияние внутреннего и внешнего давлений. Методы анализа для приведенных в таблице 6 нагрузок изложены в ИСО 13628-11:2007 [14].


         

        Таблица 6 – Комбинации нагрузок в зависимости от категорий и условий нагрузок


         


         

        Категории и подкатегории нагрузок

        Условия нагрузки

        нормальная эксплуатация

        нештатная эксплуатация

        повторяющаяся операция

        экстремальная операция

        Функциональные нагрузки

        Нагрузки, вызываемые весом и плавучестью трубы, перекачиваемым продуктом, временными и постоянными креплениями


         

        Х


         

        Х


         

        Х

        Внутреннее давление

        Макс./мин. рабочее давление

        Расчетное давление

        Расчетное давление

        Нагрузки, вызванные изменениями давления и температуры

        Х

        Х

        Х

        Внешнее давление

        Х

        Х

        Х

        Внешнее действие грунта на уложенный в траншею или заглубленный трубопровод или нагрузка от каменной наброски на трубопровод


         

        Х


         

        Х


         

        Х

        Статические нагрузки и нагрузки от деформации опор и защитных конструкций

        Х

        Х

        Х

        Временные нагрузки при установке или извлечении трубопровода, включая натяжение, сжатие, ударные нагрузки и нагрузки при укладке


         

        Х


         

        Х


         

        Х

        Остаточные нагрузки в трубопроводе после укладки

        Х

        Х

        Х

        Нагрузки и смещения, вызываемые давлением и вращением при натяжении

        Х

        Х

        Х

        Действие давления при испытании, включая установку, сдачу в эксплуатацию и техническое обслуживание

        Х

        Х

        Х

        Окончание таблицы 6


         


         

        Категории и подкатегории нагрузок

        Условия нагрузки

        нормальная эксплуатация

        нештатная эксплуатация

        повторяющаяся операция

        экстремальная операция

        Эффект взаимодействия труб, соединенных в пучок

        Х

        Х

        Х

        Нагрузки, возникающие при пересечении жестких или гибких труб или образовании участков провисания

        Х

        Х

        Х

        Нагрузки вследствие отклонений при позиционировании во время установки

        Х

        Х

        Х

        Нагрузки, вызываемые действием СОД

        Х

        Х

        Х

        Нагрузки от действия факторов окружающей среды


         

        Прямые или косвенные нагрузки от действия окружающей среды

        Требования нормальной эксплуатации Рс= 10-2

        Требования нормальной эксплуатации Рс= 10-2

        Сохранение работоспособности

        Случайные нагрузки

        Прямые и косвенные случайные нагрузки и смещения, включая:

        Не применимо

        См. *

        См. **

        Падающие предметы

        То же

        То же

        То же

        Удар траловой доски

        То же

        То же

        То же

        Внутреннее избыточное давление

        То же

        То же

        То же

        Повреждение секции или потеря герметичности

        То же

        То же

        То же

        Отказ тяговых устройств

        То же

        То же

        То же

        Отказ якорных линий

        То же

        То же

        То же

        Отказ системы вращения турели

        То же

        То же

        То же

        Нагрузки от действия факторов окружающей среды необходимо совмещать с эксплуатационными нагрузками для определения вероятности наступления событий

        * Комбинации нагрузок функциональных, от действия окружающей среды и случайных необходимо учитывать, если комбинированная вероятность Рс наступления события в течение года равна или превышает 10-2.

        ** Комбинации нагрузок функциональных, от действия окружающей среды и случайных необходимо учитывать, если комбинированная вероятность Рс наступления события в течение года находится между 10-2 и 10-4.


         

        1. Проектирование гибких трубопроводов должно включать методы расчета для всех слоев трубы и ее отдельных элементов, коэффициенты концентрации напряжений для стальных элементов, допуски на изготовление, учитывать зазоры, образующиеся под действием нагрузки, напряжения, возникающие в процессе изготовления, сварные швы и другие эффекты. Необходимо учитывать влияние износа, коррозии, процесса изготовления, изменение размеров, пластическую деформацию и старение для всех слоев.

        2. Расчет толщины всех металлических слоев должен включать допуски на износ и коррозию. Требования к исходным данным при проектировании систем гибких труб представлены в таблице 7.

          Таблица 7 – Требования к проектированию систем гибких трубопроводов


           

          Общие требования

          Требования к выкидным линиям

          Требования к райзерам

          Защита от коррозии

          Трасса выкидной линии

          Конфигурация райзера

          Теплоизоляция

          Направляющие и опоры

          Системы соединения

          Удаление газа

          Необходимость защиты

          Закрепление труб

          Требования к использованию СОД и инструмента TFL

          Устойчивость на дне

          Данные по судну

          Огнестойкость

          Выпучивание

          Требования к взаимодействию

          Линии возврата СОД

          Требования к пересечениям

          Варианты нагрузок

          Соединения

          Закрепление труб

          Определение интерфейса

          Варианты нагрузок

          Проверка и мониторинг условий

          Требования к установке

          Очистка химическими методами


           

        3. Внутренний герметичный слой должен рассчитываться с учетом как максимально допустимой пластической деформации, так и максимально допустимого напряжения полимерного материала, испытаний на герметичность при температуре окружающей среды и минимального радиуса изгиба при хранении. Необходимо учитывать влияние соответствующих циклических нагрузок.

        4. Слои гибкой трубы должны рассчитываться согласно критериям таблицы 8.

        5. Расчет толщины внутреннего герметичного слоя должен учитывать: зазор между герметичной армированной проволокой, уменьшение толщины полимерного слоя в результате изгиба до рабочего минимального радиуса изгиба (минимальный угол изгиба при хранении для испытания герметичности), концентрацию напряжений при изменениях толщины, влияние потери пластификатора, разбухание и старение материала, допуски при изготовлении, пластическую деформацию полимерного материала и окончание слоя на концевом соединении. Внутренний каркас должен рассчитываться с учетом глубины воды (Dmax) согласно таблице 8.

        6. При расчете внутреннего каркаса необходимо учитывать смятие при минимальном внутреннем давлении, максимальном внешнем давлении, максимальной овальности трубы и минимально допустимом радиусе изгиба. Также необходимо учитывать усталость в лентах каркаса, увеличение трещины вдоль ленты каркаса, вызываемое напряжениями при изгибе, нагрузки, вызываемые тепловым удлинением или сжатием и/или разбуханием внутренней герметической оболочки, эрозию и коррозию.

          image

          Таблица 8 – Расчетные критерии слоев гибких трубопроводов


           


           

          Слой гибкой трубы


           

          Расчетные критерии

          Рабочие условия

          Установка

          Испытание гидростатическим давлением – на заводе

          и на промысле

          нормальная работа

          ненорм. работа

          функциональная и от внешней среды

          функциональная, от внешней среды и случайная

          повторная операция

          экстремальная операция


           

          Функциональная и от внешней среды


           

          Функциональная, от внешней среды и случайная

          Функциональная, от внешней среды и случайная

          Внутренний герметичный слой


           

          Пластическая деформация

          Допустимое уменьшение толщины стенки ниже минимального расчетного значения, вызываемое пластической деформацией поддерживающего конструктивного слоя, не должно превышать 30 % при всех комбинациях нагрузок


           

          Внутренний герметичный слой


           

          Деформация изгиба

          Допустимая деформация не должна превышать 7,7 % для полиэтилена и полиамида, 7,0 % для поливинилиденфторида в статических условиях и при хранении в динамических условиях и 3,5 % для поливинилиденфторида при работе в динамических условиях. Для других полимерных материалов допустимая деформация определяется изготовителем, который должен документально подтвердить соответствие материала проектным требованиям на деформацию


           

          Внутренний каркас*


           

          Критическая нагрузка под напряжением**

          [0,67] для Dmax  300 м,

           Dmax  300   0,18  0,67 для 300 м   900 м,

          ⎢⎜ 600 ⎟ ⎥ max

          ⎝ ⎠ ⎦

          [0,85] для Dmax  900 м

          Прочный армированный слой

          Напряжение***

          0,67

          0,85

          0,85

          0,67

          0,85

          0,91

          Герметичный армированный слой


           

          Напряжение


           

          0,55


           

          0,85


           

          0,85


           

          0,67


           

          0,85


           

          0,91


           

          Внешняя оболочка


           

          Деформация

          Допустимая деформация не должна превышать 7,7 % для полиэтилена и полиамида. Для других полимерных материалов допустимая деформация определяется изготовителем, который должен документально подтвердить соответствие материала проектным требованиям на деформацию

          * Для механических нагрузок допустимое напряжение внутреннего каркаса определяется, как для герметичного армированного слоя.

          ** Dmax – максимальная глубина воды, включая приливы и волнение.

          *** Расчетный критерий для герметичного и прочного армированного слоя.

        7. Герметичные и прочные армированные слои должны рассчитываться на фактические напряжения в слое, включая динамические нагрузки. Герметичный армированный слой рассчитывается на обеспечение требуемой прочности, учитывая зазоры между проволокой и предотвращение потери смыкания. Прочный армированный слой предназначен для обеспечения требуемой осевой прочности и должен учитывать условия кручения и зазоры между проволокой. Дополнительные внешние защитные слои, металлические или полимерные, рассчитываются с учетом предотвращения внешних повреждений или износа внешней оболочки.

        8. Использование внешней оболочки должно рассчитываться с учетом максимально допустимой деформации. При расчете внешней оболочки необходимо учитывать влияние изгиба трубы, продольное удлинение и сжатие, скручивающие нагрузки, монтажные нагрузки, истирание и локальные нагрузки от вспомогательных элементов.

        9. Концевая арматура (соединения) должна обеспечивать надежное соединение всех трубных слоев с учетом предотвращения утечек, конструктивной деформации или вытягивания проволоки и экструдированных слоев. Необходимо учитывать следующие факторы: усадку и пластическую деформацию (ползучесть), старение и действие давления. Концевые соединения необходимо рассчитывать на циклические нагрузки из-за изменения температуры и давления, определяемых для рабочих условий. Расчет должен учитывать нагрузки от любых вспомогательных элементов, закрепленных на концевом соединении, включая элементы жесткости. Для частей концевых соединений, находящихся под давлением, с учетом возможных комбинаций нагрузок проектные требования должны включать допустимый коэффициент использования концевого соединения, учитывающийся при следующих условиях:

          t  nye  ny, (1)

          где t – растягивающее кольцевое напряжение;

          – допустимый коэффициент использования, учитывающий существующие неопределенности для условий укладки, гидроиспытаний и эксплуатации, значения которого приведены в таблице 9;

          y – предел текучести материала;

          e – эквивалентное напряжение.

        10. Анализ эксплуатационного ресурса находящихся в статических условиях гибких трубопроводов включает определение свойств трубных материалов. В проектных расчетах необходимо использовать минимальное сопротивление сжатию для металлических материалов и минимальное удлинение до разрыва полимерных материалов, включающих пластическую деформацию, изменение размеров (усадочная деформация, вздутие) и деформацию разрушения в рабочей среде, а также коррозию и эрозию стальных элементов. Для динамических

          Таблица 9 – Допустимые коэффициенты использования концевого соединения


           


           

          Нагрузки

          Условия эксплуатации

          Установка

          Гидростатические испытания – на заводе и на промысле

          нормальная эксплуатация

          нештатная эксплуатация

          функциональная и от внешней среды

          функциональная, от внешней среды, случайная

          повторяющаяся операция

          экстремальная операция


           

          Функциональная и от внешней среды


           

          Функциональная, от внешней среды, случайная


           

          Функциональная, от внешней среды, случайная

          Допустимый коэффициент использования

          0,55

          0,85

          0,85

          0,67

          0,85

          0,91


           

          условий анализ усталостной долговечности должен проводиться как для герметичных, так и для прочных слоев. При этом необходимо учитывать влияние износа, усталости, коррозионного истирания, ухудшение свойств материала.

        11. При прокладке в траншее, заглублении или засыпке грунтом необходимо проверять трубу на выпучивание, смещение грунта и нагрузку, возникающую под воздействием давления и температурного осевого удлинения. При проектировании необходимо учитывать взаимодействие с другими компонентами системы.

        12. При выборе материалов необходимо учитывать влияние гальванической коррозии. Проектирование теплоизоляционной системы должно основываться на предположении, что внешняя оболочка может быть повреждена или ее качества ухудшатся и изоляционный слой может быть подвержен воздействию морской воды.

        13. Система удаления газа должна проектироваться с учетом обеспечения безопасного удаления диффундирующих компонентов, постоянного контроля давления в оболочке трубы, химической стойкости частей, которые могут подвергаться действию диффундирующего флюида и морской воды.

        14. Гибкие трубопроводы должны рассчитываться на использование СОД, инструментов TFL и другие операции с использованием специальных инструментов.

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

        1. Район работ

          Следует учитывать местоположение, точность, с которой уложена конечная секция трубопровода, требуемое боковое и угловое выравнивание и связанные с этим напряжения.

        2. Метод монтажа трубопровода

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

        3. Конфигурация конца трубопровода

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

        4. Условия морского дна

          На процедуру укладки могут влиять силы трения грунта, несущая способность грунта, наличие препятствий и рельеф морского дна.

        5. Точка подсоединения

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

        6. Метод соединения

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

        7. Нагрузки и воздействия в процессе укладки

          Конструкция трубопровода вблизи концевого соединения и конструкция элементов, обеспечивающих соосность, зависят от прочности и жесткости трубы, а также от требуемых перемещений при укладке трубы относительно точки подсоединения. Методы протягивания

          трубы со смещением требуют повторного позиционирования труб, приводящего к возникновению осевых нагрузок и изгибающих моментов, которые необходимо учитывать в процессе проектирования трубопровода и центрирующих элементов. Метод вставки трубных секций позволяет оставлять трубы в исходном положении. Соединительные вставки должны выдерживать усилия, возникающие в процессе соединения, обеспечивать герметичность и компенсировать несоосность труб в допускаемых пределах. Факторы (см. рисунок 3), которые влияют на нагрузки и возникающие напряжения в трубах во время операций укладки, включают:

          • высоту точки соединения и угол относительно дна;

          • вес и плавучесть трубопровода;

          • продольную жесткость и жесткость при кручении трубы;

          • длину участка провисания;

          • требуемые для выравнивания боковые и угловые перемещения;

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

          • необходимое вращение (для ориентации отверстий).

        8. Элементы для подсоединения трубопровода

          Подсоединение трубопровода к требуемой точке выполняется после завершения укладки. Основное назначение изложенных ниже методов соединения заключается в создании герметичного уплотнения для защиты от воздействия окружающей среды.

        9. Если предполагается использование инструментов TFL, то при ограниченном пространстве размещения соединительные элементы устанавливаются по касательной к оси изгиба отвода, при этом внутренняя поверхность соединительных элементов должна быть гладкой. Конструкция соединений должна обеспечивать проход калибра системы TFL.

        10. Все уплотнения, находящиеся под действием гидростатического давления, должны обеспечивать двустороннюю герметичность. Конструкция соединения должна включать средства, позволяющие контролировать герметичность уплотнения, взаиморасположение и фиксацию соединяемых элементов после выполнения операции соединения.

      1. Для унификации возможных технических решений при соединении трубопровода следует использовать следующие элементы:

        • фланец, закрепляемый болтовым соединением;

        • стыковочную втулку;

        • специальные соединители.

          1. Фланец, закрепляемый болтовым соединением

            При проектировании фланцевых соединений и технологии их монтажа следует руководствоваться требованиями ИСО 10423:2009 [16] (на рабочее давление 69,0 МПа и выше),

            ИСО 13628-4:1999 [9], ASME/ANSI B16.5:2009 [17], ГОСТ Р 52857.1. В конструкции фланце-

            вых соединений используются металлические кольцевые прокладки, которые сдавливаются при затягивании болтов. Следует уделять особое внимание указанным прокладкам при использовании таких соединений в подводных условиях. При использовании некоторых прокладок (например, API BX) происходит нарушение герметичности прокладки и фланцевого соединения из-за защемления воды под прокладкой. Прокладки типа API SBX, API SRX или другие специальные прокладки имеют дренажные отверстия и/или конусную форму поверхности для предотвращения защемления воды в процессе выполнения подводного соединения. Проектировщику необходимо учитывать, что прокладки типа API SBX в отличие от API SRX обеспечивают прямой контакт поверхностей двух фланцев. Таким образом, выбор прокладки необходимо осуществлять с учетом изгибающего момента во фланцевом соединении.

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

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

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

            Для выполнения болтового фланцевого соединения может потребоваться привлечение водолазов.

            Примечание – Количество болтов, их размер и прочность материала фланца определяют усилие, требуемое для обеспечения герметичности. Конструкция фланца рассчитывается на нагрузку, равную половине напряжения текучести для материала болта и ниже предела текучести для испытания под давлением без учета внешних воздействий. Торцевые контакты фланцевых соединений, подверженных циклическим (динамическим) нагрузкам, служат для снижения риска выхода из строя болтов из-за усталостных разрушений и утечки вследствие повреждения прокладки.

          2. Стыковочная втулка

            Соединение с применением стыковочной втулки может осуществляться с использованием металлических кольцевых прокладок, указанных в разделе 6.11.10.1, или могут применяться специальные прокладки. Соединение стыковочных втулок осуществляется по мере за-

            тягивания зажимного механизма. Соединения данного типа выполняются быстрее по сравнению с болтовыми фланцами и исключают необходимость в поворотном выравнивании, так как стыкующиеся втулки не имеют отверстий под болты, за исключением многоканальных втулок. С другой стороны, большинство стыковочных втулок не допускают такого начального осевого смещения, какое допускается при применении болтовых фланцевых соединений.

          3. Специальные соединители

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

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

    1. Требования к опорной плите и манифольду

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

      2. В процессе бурения опорная плита должна обеспечивать направление для бурения, возможность установки и фиксации направления, а также обеспечивать достаточное пространство для спуска и посадки блока превенторов. Колонна направления может быть закреплена на опорной плите постоянно или отсоединяться после цементирования. Буровые слоты опорной плиты способны нести вес направления до завершения цементирования. Если предполагается установка устьевой арматуры, то опорная плита должна обеспечивать механиче-

        ские средства для позиционирования и выравнивания устьевой арматуры, а также необходимое пространство для ее спуска.

      3. Опорная плита должна обеспечивать возможность точного расположения элементов системы подводной добычи для обеспечения их соединения, например, устьевого оборудования с устьевой арматурой, устьевой арматуры с манифольдом, манифольда с выкидными линиями.

      4. Опорная плита должна обеспечивать ориентацию элементов при выполнении всех монтажных операций. Если используются направляющие тросы, то на опорной плите должно предусматриваться пространство, необходимое для монтажа направляющих стоек, и должна быть обеспечена возможность их технического обслуживания. Если направляющие не используются, то на опорной плите должно быть необходимое пространство для ориентации при установке основного оборудования.

      5. Если после завершения проекта планируется извлечь опорную плиту, то ее конструкция должна предусматривать элементы, необходимые для проведения данной операции.

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

        • выгрузку;

        • транспортировку на место;

        • спуск на воду;

        • грузоподъемность крана;

        • плавучесть;

        • систему балластировки;

        • систему спуска на морское дно;

        • возможности позиционирования;

        • возможность выравнивания;

        • крепление на основании.

      7. Конструкции опорной плиты и манифольда должны быть выполнены в соответствии с общепринятыми международными стандартами, например, ИСО 19900:2002 [18].

        1. При разработке указанных конструкций необходимо соблюдать следующие требования:

          • конструкция должна предусматривать возможность выравнивания с целью обеспечения физического соединения подсистем, таких как устье скважины/направляющие, устьевая арматура/манифольд и трубопроводная обвязка, манифольд/выкидная линия и монтажные приспособления, защитная конструкция (если есть) и другие существенные интерфейсы;

          • конструкция опорной плиты может быть жестко связана с устьями скважин или устанавливаться независимо и не иметь непосредственного соединения с устьями;

            Примечание – Подключение устьевой арматуры скважины и/или манифольда на опорной плите, конструктивно не соединенной с устьями скважин, выполняется с использованием гибких трубопроводов.

          • опорная плита, расположенная в зоне возможного прохождения тралов, должна быть оснащена защитой от трала;

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

          • полые секции следует оборудовать устройствами выравнивания давления для предотвращения их разрушения (производится оценка необходимости внутренней защиты);

          • размеры конструкций опорной плиты и манифольда должны обеспечивать возможность проведения технического обслуживания (с применением аппаратов и инструментов с дистанционным управлением или с привлечением водолазов);

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

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

        2. Нагрузки, передаваемые устьевым оборудованием и обвязкой скважин на опорную плиту, зависят от следующих параметров:

          • характеристик грунта и продольной жесткости конструкции скважин;

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

          • конструкции связующего элемента между опорной плитой и устьем скважин и от допустимых отклонений;

          • термического увеличения обсадной колонны.

            Связанная с устьями опорная плита должна обеспечивать возможность направления/ посадки/фиксирования колонной головки направления и иметь достаточное пространство для спуска и установки противовыбросового превентора на устье скважины.

            Конструкция опорной плиты должна обеспечивать возможность теплового расширения головки направления/устьевой колонной головки.

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

            Конструкции опорной плиты и манифольда должны обеспечивать возможность выполнения на берегу операций по монтажу требуемого оборудования и проведения тестирования.

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

            В соответствии с принципами проектирования защиты от падающих предметов, рыболовных снастей и от воздействия других случайных нагрузок предохранение подводного оборудования осуществляется за счет использования защитных конструкций или соблюдения специальной последовательности операций. Форма конструкций опорной плиты и манифольда должна препятствовать зацеплению шлангокабеля дистанционно управляемых аппаратов и направляющих канатов при проведении работ.

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

        3. Для повышения эффективности обслуживания конструкции опорной плиты, манифольда и размещаемого на них оборудования следует проектировать, руководствуясь следующими положениями:

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

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

  • посадочные площадки и окружающие их зоны следует проектировать с учетом нагрузок от систем обслуживания, возникающих при их спуске и работе;

    Примечание – Для инструментов, спускаемых на тросе, следует ограничить максимальную скорость спуска оборудования величиной 1,6 м/с. Для инструмента, спускаемого на бурильной трубе, максимальная скорость спуска составляет 0,8 м/с.

  • следует предусмотреть точки обзора для наблюдения за инструментом, модулями и оборудованием во время спуска, подсоединения и выполнения операций;

  • посадочные площадки и/или точки фиксации должны быть расположены в местах проведения операций по управлению;

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

  • может быть предусмотрена специальная конструкция для замены акустического передатчика, не приводящая к акустическому экранированию и не создающая потенциальную опасность зацепления;

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

  • на сменных направляющих стержнях следует использовать блокирующие механизмы, управляемые выбранной системой технического обслуживания;

  • все установленные постоянные направляющие стойки, к которым крепится направляющий канат, должны обеспечивать возможность повторного подсоединения нового каната в случае его обрыва;

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

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

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

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

  • должна быть предусмотрена маркировка оборудования для облегчения его идентификации водолазами и дистанционно управляемыми аппаратами;

  • инструменты, превенторы, модули и другое извлекаемое оборудование должны иметь соответствующие рабочие зазоры относительно других элементов конструкции и соседних модулей, чтобы исключить случайное воздействие или столкновение во время установки и извлечения;

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

Сведения о конструктивных элементах, технологических клапанах и трубной обвязке манифольда приведены в приложении Д.

      1. Установка фундаментной плиты и регулировка уровня

        Для систем подводной добычи, конструкция которых включает опорную плиту, при установке необходимо выдерживать заданный уровень для обеспечения качественного взаимодействия и сопряжения различных элементов и подсистем. Стандартные методы выравнивания включают возможность однои двустороннего смещения свай относительно их направляющих, использование системы домкратов на углах опорной плиты и использование свай с управляемым погружением в грунт. В процессе выравнивания необходимо использовать средства контроля уровня.

        Опорные плиты свайной конструкции должны иметь средства механического крепления плиты к сваям.

        Проектирование фундаментной донной плиты и системы выравнивания необходимо осуществлять с учетом следующих параметров:

        • уклона морского дна, допусков при установке и возможности размыва грунта;

        • силы присасывания грунта при смещении и выравнивании плиты;

        • необходимости защиты свайных муфт от попадания грунта;

        • использования фундаментной плиты, которая связана с головкой колонны направления (в данном случае проверяется монолитность всей конструкции).

          При проектировании фундаментной донной плиты и системы выравнивания также необходимо учитывать следующее:

        • для фундаментных плит и юбочных оснований предусматриваются средства удаления воздуха в процессе прохождения зоны смачивания и воды в процессе погружения в грунт (должны учитываться стабильность работы подъемника и вымывание грунта);

        • конструкции с юбочным основанием являются самопогружающимися;

        • в случае необходимости для систем с юбочной конструкцией на заключительной стадии погружения в грунт должны использоваться насосы при выравнивании и раскреплении перед извлечением (управление работой этих систем осуществляется в соответствии с выбранной стратегией обслуживания);

        • следует учитывать осадку опорной плиты, и прежде всего неравномерную (при установке и в процессе эксплуатации);

        • необходимо учитывать тепловое воздействие добываемых углеводородов, особенно если в морском дне присутствуют газовые гидраты;

        • необходимо учитывать требования к выводу из эксплуатации.

      2. При проектировании манифольда могут быть реализованы следующие функциональные требования (либо все, либо выборочно в зависимости от системы манифольда):

        • наличие систем трубопроводов, клапанов и средств управления потоком, обеспечивающих безопасный сбор добываемой продукции или распределение закачиваемых флюидов, таких как газ, вода или химические реагенты;

        • наличие оборудования для замера производительности отдельных скважин;

        • наличие соответствующего контура, если предусмотрено использование СОД, камеры для пуска/приема СОД или соответствующих клапанов, а также обеспечение требуемого внутреннего диаметра трубопроводов;

        • в случае использования инструментов TFL должны быть предусмотрены соответствующие клапаны и байпасные линии, необходимые для реализации этой функциональной возможности;

          Примечание – Клапаны манифольда обеспечивают прокачку флюида в прямом направлении и его возврат в сервисные линии, резервуары и т.д., как это требуется для работы системы TFL.

        • наличие средств для монтажа, защиты и эксплуатации оборудования системы управления подводной добычей;

          Примечание – В частности, манифольд может включать систему распределения гидравлической и/или электрической энергии для системы управления.

        • обеспечение соединения выкидных линий, при этом соединение/разъединение одной выкидной линии не должно влиять на другие соединения.

          Примечание – Манифольд обеспечивает возможность подключения и отсоединения выкидных линий. В манифольдах большого диаметра для этих целей используются гибкие трубы и компенсаторы.

          Кроме того, конструкция системы манифольда должна:

        • обеспечивать монтаж устьевой арматуры на колонной головке и ее извлечение без воздействий на соединения манифольда и на другие устьевые елки, что обычно реализуется за счет использования донной направляющей плиты, которая позволяет извлекать устьевую арматуру без разрыва трубной обвязки манифольда;

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

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

        • соответствовать требованиям, установленным для выбранной концепции противовыбросовой защиты;

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

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

            Для данных флюидов должны быть определены следующие проектные характеристики:

        • температура застывания;

        • давление;

        • температура;

        • химический состав;

        • вязкость;

        • соотношение газ/нефть/вода;

        • наличие и возможность образования песка/парафинов/гидратов;

        • коррозионная активность.

          1. Размеры (диаметр, толщина стенки и т.д.) труб определяются в соответствии с запланированным дебитом скважин и значениями устьевого давления (включая давление глушения и давление в закрытой скважине) для отдельных линий и/или объединенного потока.

            При использовании системы TFL обвязка манифольда должна соответствовать следующим требованиям:

        • трубная обвязка и клапаны манифольда должны выдерживать максимальное рабочее давление системы TFL;

        • устанавливаемые клапаны и исполнительные механизмы должны обеспечивать быстрое переключение линий (в течение 2 с или менее);

        • должны быть предусмотрены клапаны для возврата раствора через настраиваемый регулятор обратного давления или дроссель.

          Для замера расхода флюида должны использоваться расходомеры. Регулятор или дроссель используются для управления противодавлением на возвратном трубопроводе, для контроля потока, поступающего в скважину, и его потерь в пласте в процессе операций в скважине. При определении диаметра труб необходимо учитывать скорость течения флюида для снижения потерь давления и предотвращения эрозии, вызванной воздействием потока. При определении необходимой толщины стенки следует учитывать допуск на внутреннюю коррозию. Общую конструкцию и крепление труб/вентилей следует рассчитывать с учетом нагрузок от ожидаемого режима течения с возможным образованием пробок. Возможная кислотная обработка призабойной зоны и связанное с ней попадание кислоты в систему труб манифольда может серьезно повлиять на выбор материалов и стоимость манифольда. Необходимо учитывать внешнее гидростатическое давление при определении диапазона рабочего давления. Особое внимание следует уделить трубопроводам на выходе штуцеров из-за возможных высоких скоростей флюидов. Сварка трубной обвязки манифольда должна осуществляться встык. Скапливающаяся жидкость должна самостоятельно стекать в сторону подключения выкидных

          линий. Слив любых жидкостей в выпускных трубах следует осуществлять по возможности в основной приемный коллектор.

          Для системы труб подводного манифольда могут быть применены соответствующие части стандартов ASME B.31.3:2008 [19], ASME B.31.4:2006 [20], ASME B.31.8:2007 [21] и СТО Газпром 2-3.7-050.

          Однако ни один из указанных стандартов не создан специально для систем трубной обвязки подводных морских манифольдов. В некоторых случаях для разработки наилучшей конструкции трубной обвязки манифольда при проектировании может быть использовано множество норм и правил, учитывая необходимость решения особых задач, касающихся оптимизации веса, гибкости труб и нагрузок при соединении трубопроводных линий.

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

        • использование методов, связанных с привлечением водолазов или использованием дистанционно управляемых аппаратов;

        • необходимость использования в конструкции заменяемых элементов;

        • необходимость обеспечения свободного пространства для доступа водолазов и дистанционно управляемых аппаратов;

        • необходимость использования четкой маркировки, позволяющей различать сходные элементы;

        • требования к возвышению оборудования над морским дном для обеспечения видимости;

        • безопасность и эксплуатационная готовность системы со снятыми элементами;

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

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

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

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

    1. Эксплуатационные райзеры

      1. Специальные требования к эксплуатационным райзерам и их компонентам даны в общепризнанных нормах и стандартах. В качестве примера можно привести следующие стандарты: ИСО 13628-2:2006 [2], ИСО 13628-11:2007 [14], API RP 2RD:1998 [22] и DNV OS F-201:2001 [8].

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

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

      3. Каждая линия должна проектироваться с учетом пропускной способности, давления, коррозии, эрозии и температуры, сохраняя в то же время конструктивную целостность. Эксплуатационные условия должны включать требования к обслуживанию райзера в условиях шторма, в случае неудачных швартовок, при обрастании морскими организмами. Необходимо учитывать взаимодействие внутренних линий райзера и защитной оболочки при действии внешних нагрузок. На конструкцию райзера могут влиять требования к плановому осмотру, техническому обслуживанию и ремонту. Также на конструкцию райзера влияют сервисные операции в процессе эксплуатации (пуск/прием СОД трубопровода, удаление углеводородов перед отсоединением).

        Для обеспечения требуемых эксплуатационных параметров при проектировании райзера следует учитывать конструкцию оборудования, к которому он подсоединен, как на добывающей платформе, так и на морском дне. Необходимо определить режим эксплуатации райзера при экстремальных смещениях плавучей добывающей платформы, а именно: останется райзер в подсоединенном состоянии, будет извлечен на поверхность после разъединения или останется в воде в подвешенном состоянии. Размер и сложность конструкции райзеров могут

        быть уменьшены за счет объединения продукции на морском дне, но это приведет к необходимости использования более сложного подводного оборудования.

      4. Влияние параметров добычи

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

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

      5. Осмотр и техническое обслуживание

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

      6. Монтаж и извлечение

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

    2. Цветовая окраска и маркировка

Требования к цветовой окраске и маркировке подводного добычного оборудования установлены в приложении Е.

  1. Системы обслуживания с использованием аппаратов и инструментов с дистанционным управлением


     

    1. Общие сведения

      1. Дистанционно управляемые подводные аппараты используются для разнообразных монтажных и ремонтных задач, особенно на глубине, и в сложных или опасных для водолазов условиях. Для решения некоторых таких задач необходимы только фотокамера и/или манипулятор на дистанционно управляемом аппарате, для других задач требуется применение специального встроенного инструментального блока, обычно устанавливаемого под корпусом подводного аппарата. ДУПА предназначен для решения следующих задач:

        • наблюдения за подводными операциями посредством фотои телеаппаратуры с возможностью записи наблюдений;

        • выполнения замеров (измерений);

        • помощи при ориентации совмещаемых компонентов;

        • крепления подъемных канатов и/или направляющих стоек к подводному оборудованию;

        • перерезания кабеля, троса;

        • замены уплотнительной прокладки на устье скважины;

        • замены направляющих стоек на донных конструкциях;

        • очистки соединений оборудования до начала соединительных операций;

        • установки и снятия защитных крышек и колпаков, герметичных и негерметичных;

        • управления клапанами;

        • коррекции выполненных команд, например, положения клапанов устьевой арматуры;

        • подачи жидкости под давлением в линии небольшого диаметра, например, для блокировки управляемого с поверхности забойного клапана-отсекателя или проверки соединений выкидных линий;

        • подтягивания, соединения и испытания гибких выкидных линий и/или шлангокабелей, подсоединяемых к подводной устьевой арматуре/манифольду;

        • развертывания, подсоединения и испытания легких перемычек шлангокабеля между устьевой арматурой/манифольдом и блоком подключения и распределения шлангокабеля.

      2. Проведение подводных работ с помощью ДУПА может осуществляться разными способами:

        • непосредственно манипуляторами;

          Примечание – ДУПА может быть оборудован одним или несколькими манипуляторами, закрепленными на раме с помощью шарнирных сочленений. На конце манипулятора находится захватное

          устройство, состоящее из двух или трех пальцев. Один из манипуляторов может быть предназначен для закрепления и удержания самого аппарата в необходимом для работы положении.

        • с помощью инструмента, удерживаемого манипулятором;

        • с помощью модуля позиционирования инструмента;

          Примечание – ДУПА может быть оборудован, помимо манипуляторов, специальным стыковочным модулем для точного ориентирования инструмента. Система стыковки модуля позиционирования может быть двухточечной или одноточечной.

        • с помощью отдельно спускаемого модуля полезной нагрузки и навесного оборудования;

          Примечание – Модуль используется при замене подводных компонентов с большими массогабаритными характеристиками, в том числе с помощью дистанционно управляемых инструментов – ДУИ.

        • с помощью инструментальных рам.

      3. Дистанционно управляемые инструменты предназначены для решения следующих задач:

        • подтягивания, присоединения и испытания выкидных линий, подсоединяемых к подводным устьевым арматурам/манифольдам;

        • подтягивания, присоединения и испытания шлангокабелей, подсоединяемых к подводным устьевым арматурам/манифольдам (в отличие от легких перемычек шлангокабеля, которые устанавливаются с помощью дистанционно управляемого аппарата);

        • извлечения и замены модулей подводного оборудования (отдельно от основного подводного оборудования, на котором эти модули устанавливаются) в процессе технического обслуживания следующих устройств:

        • штуцеров;

        • многофазных расходомеров;

        • датчиков обнаружения выноса песка;

        • клапанов манифольда;

        • подводных модулей управления;

        • блоков закачки химреагентов;

        • модулей гидравлического аккумулятора;

        • подводных насосов/электродвигателей;

        • подводных камер запуска средств очистки и диагностики трубопровода и картриджей с этими средствами.

      4. Для проведения работ с применением ДУИ необходимо следующее оборудование:

  • дистанционно управляемый инструмент;

  • палубное оборудование;

  • система управления;

  • оборудование спуска/подъема;

  • дистанционно управляемый подводный аппарат.


     

      1. Основные требования

        1. При проектировании подводных добычных комплексов должна быть предусмотрена возможность их дальнейшего обслуживания, должны быть представлены перечень выполняемых работ, методы и последовательность их проведения, тип применяемого оборудования, способы его установки и закрепления в необходимом положении.

        2. Обслуживание подводных объектов может осуществляться с помощью дистанционно управляемых подводных аппаратов (либо автономных подводных аппаратов) или дистанционно управляемого инструмента, которые предназначены для решения разнообразных подводных задач, особенно на глубине и в сложных или опасных для водолазов условиях. Дистанционно управляемые аппараты могут использоваться как в режиме свободного пилотирования, так и с применением доковой станции.

        3. Подводные аппараты и инструменты не обладают такой же степенью свободы, как водолазы, и не могут адаптироваться на месте, поэтому задачи, планируемые для выполнения этими аппаратами, должны быть тщательно проработаны до их развертывания на месторождении.

        4. Производство работ с использованием дистанционно управляемого подводного аппарата должно быть безопасным для подводного оборудования, используемых инструментов, самого дистанционно управляемого аппарата, а также обслуживающего персонала и окружающей среды. Ни один отказ не должен приводить к снижению уровня защищенности персонала, повреждению оборудования или загрязнению окружающей среды.

        5. Для спуска на воду и подъема аппарата/инструмента из воды может использоваться спускоподъемное устройство (СПУ), например, П-образная рама или консольный кран. Палубное оборудование и способы спуска/подъема должны выбираться таким образом, чтобы иметь возможность использовать широкий диапазон судов.

        6. При проектировании подводных добычных комплексов должна быть предусмотрена возможность их обслуживания различными типами подводных аппаратов или инструментов, а не одной конкретной моделью, что придаст большую гибкость при выборе дистанционно управляемых аппаратов, инструментов и обслуживающих судов.

        7. Должна быть предусмотрена возможность выполнения подводным аппаратом нескольких задач в течение одного погружения, т.е. необходимо оптимизировать методы выполнения таких задач и способы стыковки дистанционно управляемых аппаратов с подводными конструкциями.

        8. Дистанционно управляемый аппарат должен сохранять устойчивость при выполнении задач с применением манипуляторов или специализированных инструментов. Стабилизация обеспечивается несколькими способами:

  • с помощью рабочих платформ (выполняются на базе конструкции опорной плиты, обеспечивают как вертикальный, так и горизонтальный доступ);

  • с помощью чашечных присосов, которые входят в комплектацию ДУПА и используются при работе с манипуляторами (для прикрепления чашечных присосов на подводном объекте требуется ровная поверхность);

  • посредством захвата с помощью манипулятора ДУПА, оснащенного зажимами, клещами или другим устройством аналогичной конфигурации (конструкция опорной плиты должна включать рукоятки для захвата);

  • посредством стыковки (для надежной стабилизации ДУПА во время работы манипуляторов) с помощью стыковочного гнезда, расположенного на конструкции плиты, и стыковочной штанги, которая устанавливается на ДУПА.

      1. Места стыков и соединений должны быть разработаны таким образом, чтобы вероятность их повреждений во время позиционирования, стыковки и эксплуатации оборудования была минимальной. Незащищенные подводные конструкции и их элементы должны выдерживать столкновение без повреждений при скорости перемещения ДУПА 1,5 м/с (с присоединенной массой воды). Элементы соединения, извлекаемые с помощью ДУПА, должны без труда разъединяться до того, как будет нанесено повреждение подводному оборудованию.

      2. Для маневрирования ДУПА и его подведения к месту работы должно быть предусмотрено необходимое свободное пространство (т.е. ширина и высота области доступа), которое определяется с учетом характеристик интерфейса (внешний, внутренний с внешним доступом или внутренний), типа и возможностей используемого дистанционно управляемого аппарата, оперативного пространства для «плеча» многофункционального манипулятора, а также габаритов любых наборов инструментов и прочих грузов.

        1. Внешний интерфейс

          Интерфейс находится с внешней стороны подводного оборудования, что сокращает объем работ, выполняемых ДУПА, снижает потребность в свободном пространстве и вероятность повреждения оборудования.

        2. Внутренний интерфейс с внешним доступом

          Интерфейс расположен внутри контура подводного объекта, доступ обеспечивается с помощью инструментов ДУПА, находящегося с внешней стороны контура. Решение является практичным, если требуемая глубина проникновения инструментами аппарата не превышает

          1 м. В противном случае требования к доступности возрастают и могут усложнить проектирование как ДУПА, так и наборов инструментов. Также следует учесть возможность наблюдения за выполняемыми операциями с помощью телевизионной камеры.

        3. Внутренний интерфейс

«Внутренний» режим работ применяется при наличии комплексных защитных конструкций, которыми закрыто подводное оборудование. Для рабочего интерфейса, расположенного в пределах 0,5 м от внешнего контура оборудования, минимальная ширина коридора должна равняться ширине самого большого дистанционно управляемого аппарата и учитывать радиус поворота ДУПА с нагрузкой и без нее. С верхней и нижней сторон аппарата должен оставаться зазор не менее 0,5 м. Для более длинных туннелей этот зазор должен быть увеличен. Зазор сзади аппарата должен быть не менее 1,0 м, чтобы у оператора было пространство для стыковки и выравнивания, а также для использования манипуляторов с различными характеристиками.

В районах с сильными течениями свободное пространство рекомендуется расширять. Кроме того, следует обеспечить безопасный подъем аппарата на поверхность в случае сбоя в подаче электропитания.

      1. Управление подводными аппаратами и инструментами должно производиться с борта специального вспомогательного судна либо с передвижной морской буровой установки, оснащенных системой динамического позиционирования. Конфигурация системы управления проведением подводных работ должна выбираться с учетом:

        • сложности подводной работы;

        • стоимости и комплектования обслуживающим персоналом специализированной системы управления;

        • количества изменений, которые необходимо внести в систему управления дистанционно управляемым аппаратом;

        • маневренности дистанционно управляемого аппарата во время подводных работ;

        • надежности и применимости подсистем развернутых на платформе ДУПА.

      2. Должна производиться оценка проведения подводных работ на всех этапах, которые состоят из следующих операций:

        • мобилизации (рассмотрения конкретных особенностей места проведения операций);

        • палубных работ и подготовки;

        • запуска, спуска и посадки;

        • подводных операций;

        • испытаний;

        • дополнительных задач;

        • извлечения;

        • демобилизации;

        • возможных внештатных ситуаций.

      3. Для обеспечения визуального контроля проводимых работ оператором ДУПА все индикаторы клапанов, соединителей, угла возвышения и положения на отдельных модулях и элементах подводных конструкций, относящихся к интерфейсам дистанционно управляемых аппаратов, должны обеспечивать визуальную индикацию их текущего состояния, положения. Визуальные индикаторы должны быть:

        • понятными, т.е. оператор должен однозначно интерпретировать данные о состоянии оборудования;

        • доступными, т.е. данные должны считываться в процессе соответствующих операций;

        • удобными для считывания, т.е. данные на индикаторе должны быть видны с различных углов при помощи стандартных камер ДУПА;

        • различимыми для считывания с расстояния 0,5 м при нормальной видимости;

        • прочными и надежными в течение всего срока эксплуатации подводного компонента или оборудования;

        • защищенными от механических повреждений;

        • при необходимости оснащенными счетчиками.

      4. В целом интерфейсы и инструменты ДУПА должны быть разработаны с применением материалов, пригодных к частому использованию в воде. Ключевые факторы при выборе материалов для изготовления интерфейса приведены ниже.

        1. Внутренний запас прочности интерфейса, размещенного на подводной добычной системе, должен превышать запас прочности интерфейса на ДУПА или ДУИ, чтобы при возникновении внештатной ситуации интерфейс не был поврежден и не вышел из строя.

        2. Интерфейс должен проектироваться для бесперебойной работы в течение всего периода погружения; срок эксплуатации интерфейса должен соответствовать сроку эксплуатации оборудования, на котором он размещается.

        3. Необходимо использовать нержавеющие материалы, соответствующие защитные покрытия и системы катодной защиты; оборудование для выполнения подводных работ, используемое только ограниченное количество раз в течение срока эксплуатации подводной добычной системы, может быть спроектировано с использованием материалов, пригодных для краткосрочных погружений.

        4. Метод монтажа интерфейса для сборки на конструкции опорной плиты должен быть тщательно продуман инженерами-конструкторами, чтобы надежность интерфейса была обеспечена на протяжении всего срока эксплуатации.

      1. Все физические соединения дистанционно управляемых инструментов и дистанционно управляемых аппаратов должны быть оснащены предохранительными устройствами или отказоустойчивой безопасной системой.

      2. Место стыковки ДУПА к интерфейсу должно находиться на высоте как минимум 1,5 м над уровнем дна для беспрепятственного выполнения операций.

      3. Необходимо учитывать воздействие двигателя подводного аппарата на грунты, особенно при работе в регионах с илистым дном.

    1. Функциональные требования к работам, производимым дистанционно управляемыми подводными аппаратами

      1. Дистанционно управляемые подводные аппараты с манипуляторами

        1. Область обслуживания подводного объекта должна быть расположена в рабочем пространстве манипулятора, т.е. в зоне его охвата.

        2. Для обеспечения маневренности при проведении подводных работ должна быть предусмотрена гибкость соединения инструмента с рукояткой, удерживаемой манипулятором (см. рисунок 8).

        3. Вес любых съемных компонентов должен соответствовать техническим характеристикам манипулятора, т.е. манипулятор должен быть способен поднимать и перемещать их.

        4. Точность, аккуратность и повторяемость действий определяются степенью сложности задачи.

        5. Должны обеспечиваться достаточное пространство для работы с инструментом, а также удобный зазор для выполнения сопутствующих операций, например, использования соединений дополнительного питания.


           

          image

          Рисунок 8 – Пример гибкого проволочного троса между разъемом дополнительного питания и рукояткой манипулятора

        6. Подводное оборудование и его компоненты должны выдерживать возможные нагрузки и реактивные вращающие моменты, исходящие от манипулятора, инструмента или дистанционно управляемого аппарата.

        7. Должна быть предусмотрена защита оборудования от нештатного воздействия ДУПА.

        8. В зависимости от условий окружающей среды, которые могут негативно повлиять на выполнение работ, может быть выбран один из следующих способов закрепления ДУПА на подводном объекте с помощью:

  • плоской горизонтальной площадки для парковки подводного аппарата с упором его на специальную платформу в непосредственной близости к интерфейсу, обеспечивающую как вертикальный, так и горизонтальный подход (доступ);

  • горизонтальной или вертикальной рукоятки, за которую может держаться захватывающее устройство дистанционно управляемого аппарата (рука манипулятора с меньшей степенью свободы);

  • различных гнезд стыковки или приема дистанционно управляемого аппарата;

  • относительно плоских и гладких поверхностей для прикрепления чашечных присосов.

        1. Дистанционно управляемые подводные аппараты с модулем позиционирования инструмента

          1. Модуль позиционирования инструмента крепится к раме ДУПА и служит для точного ориентирования инструмента с помощью декартовых салазок. Выбор системы стыковки модуля (одноили двухточечная – см. рисунок 9) должен определяться сложностью планируемой задачи, доступностью рабочего пространства, количеством и расположением обслуживаемых интерфейсов на подводном объекте.

          2. При выборе модуля позиционирования инструмента необходимо учитывать, что одноточечные стыковочные системы могут нести меньшую полезную нагрузку, чем двухто-


             

            image

            а – модуль позиционирования с одноточечной стыковочной системой; б – модуль позиционирования с двухточечной стыковочной системой

            Рисунок 9 – Дистанционно управляемый подводный аппарат

            с модулем позиционирования инструмента

            чечные, но при этом передавать большую динамическую и статическую нагрузку со стороны ДУПА на стыковочную конструкцию подводного объекта и инструменты интерфейса.

          3. При проектировании местоположения точки стыковки на подводном объекте необходимо предусмотреть возможность использования как одно-, так и двухточечного модуля позиционирования, имеющих различное крепление к раме ДУПА:

  • модуль позиционирования с двухточечной системой стыковки крепится к верхней части рамы ДУПА, соответственно, инструменты интерфейса будут располагаться внизу (ниже декартовых салазок);

  • модуль позиционирования с одноточечной системой стыковки крепится у основания рамы ДУПА, соответственно, крепление инструментов интерфейса должно быть выше.

        1. Модуль навесного оборудования

          1. В случае замены элементов подводного оборудования большой грузоподъемности, превышающей грузоподъемность ДУПА, например, подводного модуля управления или фонтанного штуцера, применяется модуль навесного оборудования, спускаемый по отдельной линии (тросу или бурильной трубе) с ремонтного судна. Рекомендуется разворачивать эти две линии в различных зонах судна во избежание их перехлестывания.

          2. Должна быть предусмотрена система компенсации вертикальной качки для спускаемого оборудования, особенно в случае использования малого судна (например, кран, оснащенный устройством активной компенсации вертикальной качки или S-образное расположение подъемного троса на средней глубине с применением поплавков для исключения влияния качки).

          3. Модуль должен быть оснащен компенсатором или площадкой для управляемой посадки и стыковки с интерфейсами независимо от качки и исходного положения спускаемого оборудования.

          4. При вертикальном доступе к интерфейсу на подводном объекте должен быть предусмотрен спиралевидный ввод/вывод (воронка) модуля, допускающий его поворот на

    180, для правильной ориентации оборудования (с помощью ДУПА путем предварительной

    ориентации модуля угол ориентации может быть сокращен до 45, что позволяет использовать для ввода/вывода оборудования воронку меньшего размера и сложности).

        1. Инструментальная рама

          1. Выполнение ряда подводных операций, связанных с использованием или заменой элементов подводного оборудования большой грузоподъемности, превышающей грузоподъемность ДУПА, требует определенной степени свободы от ремонтного судна и не должно зависеть от его перемещений. В таких случаях применяется инструментальная рама, устанав-

            ливаемая на дистанционно управляемый подводный аппарат и обладающая собственной плавучестью, а при необходимости и дополнительными мощностями.

          2. Конструкция инструментальной рамы для замены элементов подводного оборудования должна предусматривать крепление рамы ДУПА, системы его развертывания (лебедку и надводное погрузочно-разгрузочное оборудование), а также обеспечивать доступ к заменяемому элементу и пространству вокруг подводного оборудования.

          3. Инструментальная рама крепится к передней, задней или нижней части рамы ДУПА либо к доковой станции (при ее использовании), а также может спускаться по отдельному тросу и встраиваться в систему ДУПА уже под водой. Место установки инструментальной рамы не должно препятствовать штатной работе движителей дистанционно управляемого аппарата как в горизонтальном, так и вертикальном направлениях.

          4. При использовании инструментальной рамы для замены элементов подводного оборудования большой грузоподъемности на ней должна быть предусмотрена система переменной или постоянной плавучести, а также система перераспределения веса для обеспечения должной устойчивости при изменении нагрузки.

          5. Доступ к инструментальной раме осуществляется вертикально сверху или горизонтально со стороны (направляющий каркас для вертикального доступа должен быть без днища, чтобы оседающие частицы свободно проходили через него).

          6. Интерфейс стыковки инструментальной рамы с подводным оборудованием должен находиться на высоте не менее 1,5 м над уровнем морского дна. Однако если сама рама располагается ниже места стыковки, то высота 1,5 м над уровнем дна должна отмеряться от низа инструментальной рамы.

      1. Функциональные требования к работам, производимым с применением дистанционно управляемых инструментов

        1. Предусматривается многократное использование дистанционно управляемых инструментов при эксплуатации ПДС. Функционирование всех элементов системы дистанционно управляемых инструментов должно быть оптимизировано с учетом срока эксплуатации.

        2. Приоритетным направлением оптимизации подготовки подводных работ является сокращение срока мобилизации и демобилизации ДУИ на палубе ремонтного судна.

        3. Должна обеспечиваться возможность безопасной остановки при сбоях оборудования или неблагоприятных погодных условиях и возобновления всех подводных работ.

        4. Необходимо обеспечить возможность прекращения всех работ с применением дистанционно управляемых инструментов на любом этапе.

        5. Все элементы дистанционно управляемых инструментов должны быть сертифицированы с указанием параметров безопасной рабочей нагрузки, которую они должны выдерживать при испытаниях, транспортировке и эксплуатации в морских условиях. В сертификате должна быть указана масса модуля, для работы с которым будут использоваться дистанционно управляемые инструменты.

        6. Дистанционно управляемые инструменты должны работать при температурах от минус 2 C до плюс 50 C. Эксплуатация и хранение при температурах ниже минус 2 C подразумевает проведение соответствующих испытаний критически важных компонентов с составлением соответствующей документации.

        7. Все оборудование, включенное в систему дистанционно управляемых инструментов, должно выдерживать расчетную вибрацию во время транспортировки и эксплуатации.

        8. Должно предусматриваться развертывание модуля ДУИ при любом курсе судна относительно ПДС.

        9. Хрупкие компоненты или элементы, которые могут быть повреждены при спуске, посадке, в ходе эксплуатации, при использовании дистанционно управляемого аппарата или во время работы с кабелями, должны быть защищены на случай самой тяжелой нагрузки.

        10. Модуль дистанционно управляемых инструментов должен быть сбалансирован таким образом, чтобы центр тяжести перед началом подъема находился строго под точкой крепления кабеля.

        11. Все системы дистанционно управляемых инструментов должны быть оснащены оборудованием для аварийного подъема.

      1. Функциональные требования к системе управления подводными работами

        1. Система управления подводными работами состоит из трех подсистем:

  • надводной системы управления, представляющей собой специально изготовленный надводный блок управления, который служит для управления ДУПА и ДУИ;

  • подводной связи, т.е. шлангокабелей, обеспечивающих связь надводного модуля управления и подводных устройств (для большей надежности шлангокабели могут быть соединены с подъемным тросом или армированы);

  • подводной системы управления, представляющей собой подводную силовую гидравлическую установку, размещаемую непосредственно на ДУПА и ДУИ.

        1. Общие требования

          1. Гидравлические компоненты системы управления должны соответствовать стандартизированным классам давления.

          2. Гидравлическая система должна удовлетворять специальным требованиям по чистоте и составу жидкости. Базовый уровень чистоты определен в ГОСТ 17216, класс 17/14. Требуемый уровень чистоты жидкости должен обеспечиваться в ходе всего цикла, включая изготовление и сборку.

          3. Тип жидкости гидравлической системы должен выбираться с учетом совместной работы дистанционно управляемых аппаратов и ремонтных систем.

          4. Не имеющее внешней защиты электрооборудование должно быть защищено от попадания воды.

          5. Все кабели системы управления, трубопроводная обвязка, окончания шлангокабелей, соединительные муфты, шланги и соответствующее оборудование должны обслуживаться и защищаться должным образом во избежание повреждений и загрязнения во время хранения, испытаний, установки и эксплуатации оборудования.

          6. Все линии, кабели, фитинги и соединяющие муфты должны быть маркированы, чтобы упростить процедуры их поиска и соединения. Следует рассмотреть возможность использования многоразъемных соединительных муфт для более оперативного соединения.

          7. Необходимо использовать единый тип фитингов для одинаковых классов давления. Разнообразие типов фитингов во всей системе должно быть минимальным.

        1. Надводная система управления

          1. Оборудование надводной системы управления должно обеспечивать простое, эффективное и надежное управление и мониторинг всех функций дистанционно управляемых инструментов, включая испытания.

          2. Надводная система управления должна включать средства мониторинга надводных работ, а также связь с краном или лебедкой.

          3. Надводная система управления должна иметь средства для цифрового хранения и печати важных данных, полученных при различных операциях.

          4. Надводная система управления должна предоставлять средства видеозаписи действий системы дистанционно управляемых средств.

          5. Общее количество мониторов должно соответствовать максимальному количеству одновременно отслеживаемых функций.

          6. Модуль управления должен быть расположен таким образом, чтобы ко всем обслуживаемым и ремонтируемым компонентам обеспечивался простой и быстрый доступ.

          7. Необходимо обеспечить свободное перемещение устройства управления по палубе с учетом размещения дверей, запасных выходов, пультов управления, точек ввода и вывода кабеля и т.д.

          8. Надводная система управления должна быть удобной для оператора. Разметка пультов управления должна быть понятной, логичной и удобной для считывания данных.

          9. Надводная система управления должна быть оснащена надлежащим освещением, вентиляцией, терморегулированием и защитой от шума.

        1. Подводная связь

          1. Шлангокабель должен содержать все необходимые силовые кабели, волоконнооптические линии, сигнальные кабели типа «витая пара» и коаксиальные кабели для передачи сигналов и энергии. Необходимо иметь, по меньшей мере, по одному запасному силовому, волоконно-оптическому, коаксиальному и сигнальному кабелю.

          2. Шлангокабель должен отвечать установленным требованиям в отношении сбалансированности, силы натяжения, относительного удлинения, устойчивости к усталостным нагрузкам при сгибе и нагрузкам при транспортировке. Шлангокабель должен обладать необходимой гибкостью и небольшой массой для удобства в обслуживании и эксплуатации.

          3. Следует учитывать возможность использования комбинированных шлангокабелей и подъемных канатов. Необходимо надлежащим образом обосновывать прочность на разрыв и усталостную прочность.

          4. Шлангокабели необходимо проектировать таким образом, чтобы их можно было эксплуатировать в намотанном на барабан лебедки состоянии при полной нагрузке с учетом выделяемого в шлангокабеле тепла.

          5. В шлангокабелях, имеющих гидравлические линии, давление в возвратной гидравлической линии должно превышать внешнее давление во избежание проникновения морской воды.

          6. Окончания шлангокабелей должны быть легкими, чтобы перемещение, соединение и разъединение могли осуществлять двое операторов.

          7. Шлангокабели должны быть оснащены проводом заземления соответствующего размера во избежание возникновения разности электрических потенциалов между системой дистанционно управляемых инструментов и надводным оборудованием. В целях предотвращения перебоев в энергоснабжении необходимо обеспечить высоковольтную изоляцию между системой дистанционно управляемых инструментов и электрической системой судна.

          8. Подводное окончание шлангокабеля должно быть оснащено ограничителем изгиба.

          9. Быстросъемные/соединяемые муфты на шлангокабелях должны быть просты в использовании. Необходимо обеспечить средства направления, установки и ориентации для правильной установки соединительной муфты и предотвращения повреждения соединительной муфты при соединении и разъединении.

          10. Усилие, при котором происходит отсоединение быстро соединяемой муфты, должно быть меньше усилия, приводящего к нарушению целостности шлангокабеля.

          11. Крепления шлангокабелей и подъемных канатов должны обеспечивать безопасное отсоединение шлангокабелей и подъемных канатов от дистанционно управляемых инструментов в случае дрейфа судна.

        1. Подводная система управления

          1. Гидравлическая силовая установка должна размещаться на внутренней раме, изолированной от подъемной рамы амортизирующими элементами (например, эластичной прослойкой).

          2. Жидкость в гидравлической системе, используемая в системе управления на поверхности, должна подходить для всех гидравлических компонентов ДУПА и ДУИ.

          3. Система управления должна содержать средства промывки гидравлической системы.

          4. Все гидравлические линии и компоненты должны быть в достаточной степени защищены от избыточного давления, например посредством использования клапанов уменьшения или сброса давления.

          5. Подводные электрические и электронные устройства должны быть надлежащим образом защищены. При необходимости следует использовать атмосферные контейнеры и маслонаполненные отсеки с компенсацией давления.

          6. При критически низких давлении и уровнях в резервуарах гидравлической системы должны автоматически включаться сигналы тревоги.

          7. При использовании ДУПА во время блокировки автоматического управления или передачи функции вследствие непредвиденных обстоятельств, например, электропитания и управления через соединение дополнительного питания, должны соблюдаться следующие требования:

  • перекачка жидкостей между двумя системами должна учитывать совместимость жидкостей;

    Примечание – Кроме того, следует рассмотреть возможность размещения на раме дистанционно управляемого аппарата гидромотора или насоса, чтобы избежать смешения жидкости в гидравлической системе ДУПА и системе ДУИ.

  • в состоянии стыковки с дистанционно управляемыми инструментами дистанционно управляемый аппарат должен иметь возможность выполнять дополнительные работы и задачи мониторинга доступных и просматриваемых областей.

    1. Материалы и защита от коррозии


       

      1. Выбор материалов

        1. Настоящий раздел применяется для материалов, используемых в морских подводных конструкциях, манифольдах, трубах и других компонентах, которые важны для обеспечения безопасности и эксплуатационной надежности системы подводной добычи. При выборе материалов необходимо учитывать требования настоящего раздела, а также стандартов СТО Газпром 2-3.7-050, ИСО 13623:2009 [12], ИСО 13628-10:2005 [13], ИСО 13628-11:2007 [14] и ИСО 10423:2009 [16].

        2. При выборе материалов необходимо учитывать следующие ключевые факторы:

  • доступность приобретения рассматриваемых материалов, наличие документов, подтверждающих их изготовление, хорошие эксплуатационные параметры;

  • минимизацию типов различных материалов с учетом стоимости, взаимозаменяемости и доступности запасных частей;

  • расчетный срок службы;

  • условия экс