СТО Газпром 2-3.7-576-2011

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

поиск по сайту

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

РАЗРАБОТАН
ВНЕСЕН
УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ
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

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

Содержание

Область применения 1
Нормативные ссылки 1
Термины и определения 3
Сокращения 6
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
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
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
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
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
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
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»

ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СТРОИТЕЛЬСТВО И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПОДВОДНЫХ ДОБЫЧНЫХ СИСТЕМ

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. 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
  
  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.
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;

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.
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.
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.
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.
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.
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).
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.).
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).
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.

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
    
    1
    
    2
    
    7 7
    
    3
    
    4
    
    5
    
    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.

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.
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.
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.

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.
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.
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.
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).

Особенности проектирования подводной устьевой елки

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.
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.

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.

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.
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.
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.
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-

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.

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.

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.

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).
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.
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.
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.

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.

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).
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.

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.
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.
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.

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».

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
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.
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.

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.

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

Требования к выкидным линиям и концевым соединителям

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.
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).

При проектировании выкидных линий должны выполняться следующие проектные условия.

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

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
Обозначение размеров калибра		50,8	63,5	76,2	101,6	127,0	Допуск на размеры
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

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.

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.
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.
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.
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.
Погода

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

скорость ветра в сочетании со средней частотой штормов для определения оптимальных сроков выполнения проекта.
Выбранный метод ведения работ (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.

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
  
  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; T – 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.

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.
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.
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].

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	нештатная эксплуатация
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	нештатная эксплуатация
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.

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.

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	–	–

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

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.

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  D  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.

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.
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.
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  ny, e  ny, (1)

где t – растягивающее кольцевое напряжение;

n – 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.

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.

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

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.

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.

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.

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.
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.

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.
Цветовая окраска и маркировка

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

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.
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.

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.
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.

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.
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.
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.
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.

Все физические соединения дистанционно управляемых инструментов и дистанционно управляемых аппаратов должны быть оснащены предохранительными устройствами или отказоустойчивой безопасной системой.
Место стыковки ДУПА к интерфейсу должно находиться на высоте как минимум 1,5 м над уровнем дна для беспрепятственного выполнения операций.
Необходимо учитывать воздействие двигателя подводного аппарата на грунты, особенно при работе в регионах с илистым дном.

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.
    
    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.
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.
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).
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.
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 эксплуатации;
опыт применения материалов в аналогичных условиях коррозионной активности и используемых методов защиты от коррозии;
требования к эксплуатационной готовности;
методологию технического обслуживания и уровень системного резервирования;
снижение массы;
возможность обследования и контроль коррозии;
воздействие внешней и внутренней среды, включая совместимость разных материалов;
оценку вероятности отказа, вид отказов, критичность и последствия отказов, вредные воздействия, которые выбранный материал может оказывать на здоровье людей, окружающую среду, безопасность и параметры других материалов;
воздействие на окружающую среду при использовании ингибиторов коррозии и других химических реагентов.
соответствовать установленным конструктивным требованиям;
быть стандартизированы национальными и международными органами стандартизации;
иметь историю применения для аналогичных целей, т.е. использоваться в аналогичном объеме в компонентах сходного типа.
содержание CO2;
содержание H2S;
содержание кислорода и других окисляющих агентов;
рабочие температуру и давление;
кислотность и показатель pH;
концентрацию галоидных соединений/химический состав воды;
скорости потока;

другие возможные факторы.

Газовая система определяется как влажная, если часть системы работает ниже точки росы по воде.
Оценка коррозии при воздействии CO2 должна основываться на модели прогноза коррозии и/или прошлом опыте эксплуатации на этом месторождении.
В процессе проектирования выкидных линий при расчетах следует принимать значение эффективности ингибитора коррозии равным 85 % (включая подачу гликоля и/или метанола), если более высокий показатель эффективности не подтвержден документально.
Для оценки и документального подтверждения реальной эффективности ингибитора должны быть проведены испытания. В случае наличия данных о таких испытаниях на аналогичном месторождении подобные испытания могут не проводиться.

Оценка работы ингибитора должна проводиться в условиях, соответствующих рабочим, с учетом состава продукции, коррозионной активности и режима потока.
В трубопроводах, транспортирующих углеводороды и водяной конденсат, коррозионная активность может быть снижена за счет применения ингибиторов в комбинации со стабилизаторами показателя pH как альтернативы использования только одних ингибиторов. При отсутствии соответствующей документации для оценки и документального подтверждения эффективности комбинирования ингибиторов и стабилизаторов pH следует провести коррозионные испытания.
Риск возникновения кислой среды необходимо оценивать на протяжении всего срока эксплуатации, особенно в случае, когда прогнозируется закачка в пласт воды.
Углеродистые, низко легированные и коррозионно-стойкие сплавы при экс-

плуатации в среде с присутствием сероводорода (H2S) должны соответствовать требованиям СТО Газпром 2-4.1-223, ИСО 15156-1:2009 [23].
Осушка продукции и использование ингибиторов коррозии не должны приводить к снижению требований относительно использования кислотостойких материалов, если условия эксплуатации характеризуются как «кислые» согласно ИСО 15156-1:2009 [23].

Оценка коррозионной активности в системах закачки воды
1. Закачка воды включает системы для нагнетания деаэрированной морской воды, необработанной морской воды и пластовой воды, включая воду водоносных горизонтов.
2. Оценка коррозионной активности при нагнетании деаэрированной морской воды должна основываться на максимальной рабочей температуре, характерной для рассматриваемого региона, и уровнях кислородного эквивалента, равного сумме 10–12 кислорода и 0,3·10–12 свободного хлора.
  
  Допустимые уровни кислорода составляют 50·10–12 для 90 % и 200·10–12 для 10 % срока службы. В случае если спецификация на оборудование деаэрации обеспечивает более строгие требования, приведенные выше значения следует брать за основу при выборе материалов. Если в рассматриваемых условиях заданный кислородный эквивалент больше 50·10–12 или температура воды выше 30 C (86 F), то требуется проведение специальных исследований для выбора материалов.
3. Для подводных нагнетательных трубопроводов, изготовленных из углеродистой стали и эксплуатируемых в режиме низкой коррозионной активности, минимальный допуск на коррозию составляет 3 мм (0,118 дюймов). Если допуск на коррозию превышает диапазон от 3 до 4 мм, то следует рассмотреть возможность использования труб из коррозионно-стойкого сплава или труб с защитным покрытием.
4. Для систем закачки воды, в которых деаэрированная морская вода и пластовая вода и/или газ транспортируются попеременно, выбор материала следует осуществлять с учетом этого обстоятельства. Все элементы, которые могут контактировать с закачиваемой водой, должны обладать стойкостью к реагентам, используемым для обработки скважины и вызова притока, на случай возможности обратного потока.

Проектные условия
1. Предотвращение электрохимической коррозии
  
  Необходимо проводить анализ коррозионной активности при соединении пары разнородных металлов.
2. Сварка углеродистой стали
  
  В трубопроводных системах, предназначенных для эксплуатации в коррозионной среде и закачки воды, сварные швы следует делать совместимыми с основным материалом для предотвращения коррозии в местах сварки и в зонах, подвергшихся термическому воздействию.
3. Уплотнение металл к металлу

Уплотнение металл к металлу, которое может контактировать с морской водой при отсутствии катодной защиты, следует изготавливать из стойких к коррозии сплавов, например, UNS R30035, R30003, N06625 и N10276 (приблизительный химический состав сплавов приведен в таблице 10), либо аналогичных по свойствам материалов российских производителей. Материал такого уплотнения должен иметь более высокий электрохимический потенциал, чем материал поверхностей, с которыми он соприкасается.

Таблица 10 – Химический состав сплавов

Химический элемент, % содержание	Сплавы UNS
Химический элемент, % содержание	N06625	N10276	R30003	R30035
Ni	Остальное	Остальное	15,0–16,0	33,0–37,0
Mo	8,0–10,0	15,0–17,0	6,0–8,0	9,0–10,5
Cr	20,0–23,0	14,5–16,5	19,0–21,0	19,0–21,0
Fe	< 5,0	4,0–7,0	Остальное	< 1,0
W	–	3,0–4,5	–	–
Co	–	< 2,5	39,0–41,0	Остальное
Mn	< 0,5	< 1,0	1,5–2,5	< 0,15
V	–	< 0,35	–	–
Si	< 0,5	< 0,08	–	< 0,15
S	< 0,015	< 0,03	–	< 0,01
P	< 0,015	< 0,03	–	< 0,015
C	< 0,1	< 0,02	< 0,15	< 0,025
Nb	3,15–4,15	–	–	–
Al	< 0,5	–	–	–
Be	–	–	< 1,0	–
Ti	< 0,4	–	–	< 1,0

Неметаллические материалы
1. Выбор полимерных материалов, включая прокладки из термопластов или эластомеров, должен основываться на тщательном анализе функциональных требований. В зависимости от применения необходимо оценивать следующие характеристики:

термостойкость и сопротивление старению при установленной температуре и условиях окружающей среды;
физические и механические свойства;
тепловое расширение, циклические и динамические перемещения;
увеличение и сжатие при абсорбировании газа или жидкости;
стойкость против расширения или вытягивания под действием высокого давления;
выделение газа и жидкости;
устойчивость при падении давления в нефтяных/газовых системах, работающих под высоким давлением;
химическую стойкость;
технологию изготовления;
химические добавки.
сплав UNS N06625 и другие никелевые сплавы с равным или большим значением стойкости к точечной коррозии (PRE), определяемой по формуле

PRE = % Cr + (3,3 · % Mo) + (16 · % Ni); (2)
титановые сплавы;

Примечание – Соответствующие характеристики при использовании катодной защиты подтверждаются документально для установленного режима эксплуатации. При воздействии плавиковой кислоты или чистого метанола (больше 95 %), ртути и химических реагентов на основе ртути титан не используется. Титан не применяется в подводных элементах, подверженных воздействию морской воды, при наличии катодной защиты, за исключением случаев, когда применение подтверждено документально для соответствующего диапазона рабочих температур.
стеклопластик;
другие материалы при наличии документального подтверждения их характеристик.
свойства материала (путем проверки соответствия проектных требований и качества изготовления);
срок службы.

Примечание – Согласно 8.3 следует подтвердить, что полимерные материалы остаются стойкими к воздействию внутренней и внешней среды и сохраняют требуемые механические и физические свойства на протяжении всего срока службы.
1. Требования к изготовлению и тестированию
  1. Общие требования и рекомендации
    1. Отдельные элементы и единицы оборудования должны отвечать установленным требованиям и быть подвергнуты заводским приемочным испытаниям, а также комплексным испытаниям всей системы. Система подводной добычи должна:
изготавливаться и подвергаться испытаниям в соответствии с заранее определенными процедурами качества и планами обеспечения качества;
изготавливаться с использованием проверенных на месте эксплуатации материалов, элементов и процессов (если это практически реализуемо);
подвергаться контролю на соответствие проектным чертежам. Допустимые отклонения должны быть документально подтверждены;
подвергаться испытаниям, которые моделируют фактический режим добычи (если это практически реализуемо);
пройти заводские приемочные испытания до отгрузки потребителю;
быть защищена и упакована в соответствии с требованиями по доставке.
Испытания должны включать моделирование условий месторождения и внешней среды на всех этапах эксплуатации – от монтажа до технического обслуживания. Может возникнуть необходимость проведения специальных испытаний для операций погрузки/разгрузки, транспортировки, погружения, а также испытаний резервных систем. Может возникнуть необходимость в проведении контроля рабочих характеристик, включающего замеры времени реакции, рабочего давления, объемов флюидов, а также операции по обнаружению неисправностей и остановке системы. Испытательное оборудование системы управления должно обеспечивать моделирование в условиях, приближенных к реальным, всех первичных процессов, связанных с управлением и мониторингом подводного добычного оборудования.
документируемые функциональные комплексные испытания элементов и подсистем перед отгрузкой;
документируемые заключительные функциональные испытания, включая испытания на герметичность;
документируемое финальное тестирование всех интерфейсов электрической и гидравлической систем управления;
документируемые тесты всех сопрягающихся элементов и модулей с позиции расположения и ориентации;
моделирование режимов монтажа, технического обслуживания и добычи для проверки и оптимизации процедур и технических условий;
эксплуатацию в специальных режимах, включая предельно допустимые условия, для выявления дефектов в системе, инструментах и процессах;
работу в режиме, максимально приближенном к реальному, для получения информации о системе, например, о времени реакции на действия по отключению и т.д.;
тестирование оборудования для подтверждения реализуемости проведения всех плановых операций по сборке и нормального функционирования оборудования в составе единой системы;
выполнение требуемых операций по заполнению рабочими жидкостями, смазке, очистке, консервированию и упаковке;
заключительный контроль для проверки соответствия технической документации.
1. Требования к технологическим операциям
  1. Общие требования
    
    При планировании морских операций должны быть определены допустимые для проведения работ гидрометеорологические условия. Морские операции продолжительностью до 72 ч могут рассматриваться как операции, требующие специального окна погоды, требования к которому устанавливает компания, выполняющая работы. Морские операции продолжительностью более 72 ч должны планироваться для гидрометеорологических условий, установленных на основе статистических данных для периода проведения работ.
    
    Планирование морских операций должно осуществляться на следующих этапах жизненного цикла ПДС:
транспортировка системы и операции по погрузке/выгрузке;
монтаж;
бурение и заканчивание;
подключение и ввод в эксплуатацию;
регулировка и настройка;
техническое обслуживание и ремонт;
вывод из эксплуатации.

Примечание – Операции осуществляются под контролем специалистов ООО «Газпром газобезопасность». Техническая документация по указанным выше технологическим операциям согласовывается с ООО «Газпром газобезопасность».
обеспечивать возможность подъема с использованием крана буровой установки (при необходимости);
минимизировать подготовительные операции для транспортировки;
иметь маркировку с указанием уникального номера, сухой массы и требуемой грузоподъемности.

В процессе проектирования оборудования для операций по выгрузке в море необходимо учитывать грузоподъемность морских судов. Спуско-подъемные операции следует проводить с использованием специально разработанных строп.
усилие зажима при соединении модулей не должно обеспечиваться только давлением в гидравлической системе;
приостановка операции не должна приводить к снижению уровня безопасности;
необходимо обеспечить возможность контроля соединения после его выполнения;
должен быть обеспечен быстрый, простой и надежный монтаж модулей;
необходимо иметь оборудование для проведения тестирования перед установкой в случае необходимости с использованием испытательных салазок;
необходимо минимизировать попадание воды или мусора (которые могут угрожать функциональности системы) в гидравлические линии в процессе соединения;
конструкция оборудования должна способствовать достижению им требуемой ориентации во время монтажа;
технология монтажа должна обеспечивать возможность (временно или постоянно) запуска в трубопроводы СОД;
конструкция соединительных элементов должна обеспечивать соединение при попадании между соединяемыми поверхностями незначительного количества морского грунта или обеспечивать возможность промывки поверхностей перед соединением;
быть нечувствительными к воздействию качки;
запрещено допускать утечки опасных флюидов в процессе монтажа и эксплуатации;
необходимо свести к минимуму воздействие сбоев в работе оборудования, которые могут привести к утечке углеводородов;
необходимо обеспечивать проведение периодических испытаний полной работоспособности системы.
монтажное оборудование (временное или стационарное) не должно создавать препятствий и ограничивать доступ при проведении операций регулировки и настройки;
отсоединение талей, подъемной траверсы, рамы и других устройств, используемых при монтаже, должно осуществляться в соответствии с установленными принципами монтажа, при необходимости должно быть обеспечено резервирование;
монтажная система не должна являться источником опасности в процессе монтажа, отсоединения, подсоединения и перемещения;
спуско-подъемные приспособления следует конструировать с учетом минимизации высоты подъема;
монтажная лифтовая рама (в качестве опций) может включать зону, оборудованную спусковыми тросами, приспособления с буксировочными канатами, крепления для установочного инструмента, лестницы и смотровые площадки;
метод монтажа и последовательность операций должны учитывать условия окружающей среды, характеристики морского дна и требуемые подготовительные работы.
видеозапись процесса установки;
использование легко управляемых и извлекаемых монтажных инструментов, для которых необходимо провести оценку возможных отказов;
минимизация использования уникальных судов;
использование для установки минимального количества судов;
проведение работ при погодных условиях, определенных в соответствии с типом оборудования и судна, обеспечивающего монтажные работы;
процесс установки и используемые инструменты, которые должны соответствовать требованиям документации;
последовательность операций при установке, которая должна быть полностью обратима;
проведение внутрискважинных работ с применением стандартного оборудования;
возможность закачки химических реагентов для контроля образования гидратов и парафинов в период пуска, очистки и опробования скважины.
Используемые суда и порядок их приемки и мобилизации должны отвечать требованиям нормативных документов, включая документы Морского регистра судоходства Российской Федерации.

Должен быть проведен анализ:
использования одного многоцелевого судна для выполнения всех требуемых при установке операций (изыскания, монтаж конструкций, выполнение подводных подключений);
использования нескольких специализированных судов.

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

Необходимо предусмотреть оборудование для аварийного разъединения на всех этапах установки, включая непредвиденные ситуации вследствие дрейфа.
при капитальном ремонте необходимо предусмотреть возможность остановки скважины и безопасного отсоединения в случае недопустимого смещения судна от установленной позиции;

Примечание – Требуемое на указанные операции время определяется на основе анализа эксплуатационной безопасности.
в режиме бурения необходимо предусмотреть возможность закрытия противовыбросового превентора и отсоединения нижнего блока водоотделяющей колонны в случае недопустимого смещения судна от установленной позиции.

Примечание – Требуемое на указанные операции время определяется на основе анализа рисков.
одновременное проведение следующих операций: бурения, заканчивания, подключения выкидных линий, замены модуля;
удаление или возврат на буровую установку бурового шлама.

плекс;

Требования к подключению и вводу в эксплуатацию
1. Общие требования
  
  При проведении операций, выполняемых на борту платформы или судна, необходимо:
  - удостовериться, что вся система подводной добычи функционирует как единый ком-
  - проверить взаимодействие со всеми системами платформы;
  - удостовериться, что система подводной добычи готова к запуску.
    
    Последовательность пусконаладочных работ и операций по вводу в эксплуатацию мо-
    
    жет быть разделена на следующие этапы:
    - проверка расположенного на борту платформы или судна оборудования управления подводной добычей;
    - проверка расположенных на борту платформы или судна систем инженерного обеспе-
      
      чения;
  - проверка выкидных линий и запорных клапанов;
  - проверка системы подводной добычи.
2. Детальные требования
  
  До начала монтажа должны быть проведены комплексные испытания всего оборудова-
  
  ния. Пусконаладочные работы и ввод в эксплуатацию должны проводиться в соответствии с установленными процедурами комплексных испытаний и эксплуатации.
  
  Приемка ПДС осуществляется на основании «Положения о порядке приемки и ввода в эксплуатацию законченных строительством объектов по договорам на реализацию инвестиционных проектов ОАО «Газпром» от 13 августа 2002 г. № 81. Приемка осуществляется в составе морского комплекса.
3. Проверка оборудования управления подводной добычей, расположенного на борту судна или платформы
  
  Целью данной проверки являются контроль функционирования оборудования управления подводной добычей, расположенного на верхнем строении, и проверка его взаимодействия с другими системами платформы или судна. Частью этой проверки является контроль
  
  системы аварийного отключения, включая время реагирования. Расположенное на палубе оборудование управления подводной добычей можно разделить на следующие компоненты:
  - систему управления подводным оборудованием;
    
    Примечание – Этот блок содержит прикладные программы для управления подводным оборудованием. В его состав могут входить коммуникационные модемы и система энергообеспечения подводных электронных модулей.
  - гидравлическую силовую установку;
  - источник бесперебойного электропитания.
    
    Примечание – Данный блок снабжает электроэнергией элементы подводной системы. Источник бесперебойного электропитания может быть частью общей системы бесперебойного электропитания платформы.
    
    Проверка считается завершенной, если приведенные ниже тесты проведены успешно:
  - проверка функционирования источника бесперебойного электропитания;
  - тест, включающий передачу команд от автоматизированной системы управления и безопасности через бортовой блок управления в подводные модули управления, с отображением результатов выполнения команд на дисплее системы;
  - функциональная проверка последовательности отключения;
  - функциональная проверка гидравлической силовой установки;
  - тест работы расположенного на платформе блока управления при поступлении на него команд от систем прекращения добычи или аварийной остановки, которые также находятся на платформе.
  Для проведения указанных тестов может потребоваться установить на платформе подводный модуль управления и испытательный стенд.
4. Проверка расположенных на палубе вспомогательных систем для системы подводной добычи
  
  Целью проверки является контроль функционирования систем инженерного обеспечения. В состав указанных систем входят:
  - система подачи метанола;
  - система контроля затрубного пространства;
  - система ингибитора коррозии;
  - ингибитор образования отложений.
    
    Тест считается успешным, если успешно завершены следующие проверки:
  - опрессовка системы и контроль утечек;
  - проверка работы всех вентилей, задвижек и клапанов;
  - проверка функционирования системы, включая контроль расхода и давления.
  Эти проверки необходимо провести до начала испытаний подводного оборудования, для проведения которых требуется функциональная готовность систем инженерного обеспечения.
5. Ввод в эксплуатацию выкидных линий и запорных задвижек
  1. Тестирование
    
    Деятельность на стадии пусконаладочных операций и ввода в эксплуатацию выкидных линий и соответствующей трубной арматуры включает следующие операции:
    - опрессовку выкидных линий;
    - дренирование выкидных линий;
    - контроль герметичности задвижек на подводном манифольде;
    - проверку герметичности входных запорных вентилей на платформе;
    - контроль работы задвижек на подводном манифольде;
    - контроль работы входных запорных клапанов на платформе;
    - контроль работы штуцеров на платформе;
    - контроль работы входных запорных клапанов на платформе в режиме остановки добычи;
    - осушку выкидных линий (если требуется для обеспечения потока).
  2. Опрессовка выкидных линий
    
    Целью данного теста является контроль герметичности трубопроводов. Тест считается успешно пройденным при отсутствии утечек в течение требуемого испытательного периода.
    
    Для проведения данного теста необходимо определить критерии приемки. Давление при испытании устанавливается в 1,25 раз больше максимального рабочего значения. Выбранные на этапе проектирования стандарты устанавливают требования к давлению в процессе испытания (см. 5.11.3).
  3. Осушка выкидных линий
    
    Целью данной операции является подготовка трубопроводов к пуску. Выкидные линии могут быть заполнены дизельным топливом, сырой нефтью, азотом или природным газом.
  4. Контроль герметичности задвижек
    
    Целью данного испытания является проверка соответствия приемочным критериям величины утечки на установленных задвижках. При разработке газовых месторождений необходимо осуществлять тестирование задвижек на оборудовании верхнего строения с использованием азота.
  5. Контроль работы задвижек на подводном манифольде
    
    В ходе данного испытания необходимо проверить работу задвижек подводного манифольда. Переключением этих задвижек можно управлять дистанционно или с применением дистанционно управляемых аппаратов.
    
    Тест считается успешно пройденным, если подтверждены следующие операции:
    - управление задвижками с использованием системы управления добычей, в том числе контроль системы индикации положения задвижек;
    - функционирование вентилей, регулируемых дистанционно управляемым аппаратом.
      
      Примечание – Проверка включает контроль взаимодействия рабочего поворотного инструмента аппарата и вентиля, контроль системы индикации положения, а также контроль работы вентиля в процессе комплексных испытаний.
  6. Контроль работы входных запорных клапанов на платформе
    
    Данный тест проводится с целью проверки надлежащей работы запорных клапанов, расположенных на платформе. Тест считается пройденным успешно, если были получены следующие результаты:
    - подтверждено управление вентилями как на месте, так и дистанционно;
    - система индикации положения клапанов работает корректно;
    - автоматизированная система управления и безопасности (при ее наличии) корректно отображает положение клапанов.
  7. Контроль работы штуцеров на платформе
    
    Данное испытание проводится с целью проверки надлежащей работы установленных на платформе штуцеров. Тест считается пройденным успешно, если были получены следующие результаты:
    - под управлением автоматизированной системы управления и безопасности регулировка штуцера осуществляется во всем рабочем диапазоне. Испытание должно проводиться в рабочих условиях;
    - автоматизированная система управления и безопасности правильно отображает положение штуцера;
    - время, необходимое для перехода из полностью открытого состояния в полностью закрытое, соответствует нормативному.
  8. Контроль работы входных запорных клапанов на платформе в режиме остановки добычи

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

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

Ввод в эксплуатацию системы подводной добычи
1. Тестирование
  
  Пусконаладочные работы и операции по вводу в эксплуатацию системы подводной добычи можно разделить на следующие этапы:
  - испытание сопротивления изоляции и электрической непрерывности распределительной системы;
  - проверку взаимодействия с модулем управления;
  - тестирование работы системы внешних датчиков;
  - контроль утечек в гидравлической системе;
  - контроль утечек в системах распределения химических реагентов и контроля затрубного пространства;
  - контроль работы клапанов устьевой арматуры и манифольда;
  - контроль утечек в клапанах устьевой арматуры;
  - проверочные испытания датчиков, установленных в затрубном пространстве, на забое и на входе в манифольд.
2. Испытание сопротивления изоляции и электрической непрерывности распределительной системы
  
  Целью данного испытания является проверка электрической неразрывности распределительной системы. Последовательность тестирования должна соответствовать основным принципам проверки, выполняемой перед подводным подключением любой подсистемы. Окончательный тест должен показать работоспособность всей системы – от платформы до модуля управления.
3. Проверка взаимодействия с модулем управления
  
  В ходе данного испытания необходимо установить и проконтролировать связь между блоком управления на платформе (или тестовым ПК) и соответствующим подводным модулем управления. Частью данного теста должна быть проверка внутреннего состояния модуля управления.
  
  Перед началом тестирования должны быть проверены следующие системы:
  - электрические и/или оптические системы связи;
  - размещенный на платформе подводный модуль управления или используемый для тестирования контроллер.
    
    Тест считается пройденным успешно, если были получены следующие результаты:
  - установлена связь в соответствии с заданным протоколом между контроллером и подводным электронным модулем;
  - данные о состоянии системы, передаваемые подводным электронным модулем, в надлежащем виде отображаются на оборудовании, установленном на платформе;
  - поступают корректные данные с внешних датчиков подводного модуля управления.
4. Тестирование работы системы внешних датчиков
  
  В результате этого испытания необходимо подтвердить, что со всех внешних датчиков (давления, температуры, контроля утечки газа и т.д.) на платформу поступают корректные данные.
  
  Тест считается пройденным успешно, когда на контроллер, установленный на платформе, поступают корректные данные со всех датчиков.
5. Контроль утечек в гидравлической системе
  
  В результате этого испытания необходимо подтвердить отсутствие утечек в гидравлической системе. Последовательность тестирования должна соответствовать основным принципам проверки, выполняемой перед подводным подключением любой подсистемы. Окончательный тест должен показать работоспособность всей системы – от платформы до модуля управления.
  
  Перед проведением этого теста необходимо проверить работоспособность гидравлической силовой установки или специального оборудования для тестирования.
  
  Тест считается пройденным успешно, если в системе не происходит падения давления в течение заданного периода времени. Критерии приемки необходимо разрабатывать для каждого отдельного случая.
  
  При разработке критериев приемки необходимо учитывать наличие допустимой утечки в клапанах подводного модуля управления.
6. Контроль утечек в системах распределения химических реагентов и контроля затрубного пространства
  
  В результате этого испытания необходимо подтвердить отсутствие утечек в системах распределения химических реагентов и контроля затрубного пространства. Последовательность тестирования должна соответствовать основным принципам проверки, выполняемой перед подводным подключением любой подсистемы. Окончательный тест должен показать работоспособность всей системы – от платформы до подводной устьевой арматуры.
  
  Перед проведением данного теста необходимо проверить работоспособность системы нагнетания химических реагентов или специального оборудования для тестирования.
  
  Тест считается пройденным успешно, если в системе не происходит падения давления в течение заданного периода времени. Критерии приемки необходимо разрабатывать для каждого отдельного случая.
7. Контроль работы клапанов подводной устьевой арматуры
  
  Целью данного испытания является проверка работоспособности вентилей (клапанов, задвижек) устьевой арматуры в режиме добычи.
  
  Перед проведением данного испытания необходимо удостовериться в работоспособности следующих систем:
  - устьевой арматуры (проверяется на буровой установке);
  - распределительной системы;
  - модуля управления (контроль связи);
  - гидравлической силовой установки или специального оборудования для тестирования;
  - установленного на платформе модуля управления подводным оборудованием;
  - системы подачи метанола или аналогичной системы для проведения тестирования;
  - системы контроля затрубного пространства.
    
    Весь тест считается пройденным успешно, если в процессе проверки успешно выполнены следующие этапы:
  - всеми вентилями (клапанами, задвижками) подводной устьевой арматуры, которые находятся под контролем системы управления добычей, успешно отработаны команды на открытие и закрытие, поданные размещенным на платформе модулем управления;
  - система индикации положения клапанов, входящая в блок управления, корректно отобразила изменение состояния вентилей (клапанов, задвижек).
    
    При наличии резервирования тестирование вентилей подводной устьевой арматуры следует проводить независимо для основной и резервной частей.
    
    В процессе разработки детальной процедуры выполнения данного теста необходимо предусмотреть операции выравнивания давления на клапанах.
8. Контроль утечек в клапанах устьевой арматуры

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

Перед проведением этого испытания необходимо удостовериться в работоспособности следующих систем:

устьевой арматуры (проверяется на буровой установке);
системы управления распределением потоков;
подводного модуля управления (проверка связи с устройством);
гидравлической силовой установки;
установленного на платформе модуля управления;
системы подачи химических реагентов;
системы контроля затрубного пространства.

Данный тест считается проведенным успешно, когда давление на испытываемых клапанах фиксируется на протяжении 4 мин. Критерии оценки следует разрабатывать на основе ИСО 13628-4:1999 [9]. Перепад давления на клапане во время испытаний должен составлять от 5 до 9 МПа.

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

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

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

Требования к внутрискважинным работам
1. Техническое обслуживание скважины проводится путем вертикального доступа или с применением оборудования TFL.
2. Вертикальный доступ может осуществляться через подводную устьевую арматуру или противовыбросовый превентор, устанавливаемый после снятия фонтанной елки. При использовании устьевой арматуры горизонтального типа ввод в скважину осуществляется через фонтанную елку. Для соединения подводной устьевой арматуры или превентора с судном требуется система райзера, включающая линии потока и линии управления. Требуется использование соответствующих подводных или надводных противовыбросовых превенторов, которые удовлетворяют требуемым условиям и соответствуют общепринятой в отрасли практике и нормативным документам.
3. Подводные скважины должны быть безопасно остановлены до начала проведения каких-либо внутрискважинных работ, которые могут привести к выбросу добываемого флюида. Перед разъединением находящегося под давлением соединения следует установить, по меньшей мере, два герметичных клапана-отсекателя (для которых по возможности необходимо провести испытания под давлением). Поставленная цель может достигаться путем закрытия клапана устьевой арматуры или управляемого с поверхности внутрискважинного клапана-отсекателя, установки заглушек в колонне насосно-компрессорных труб, закрытия затрубной задвижки или путем заполнения скважины раствором для глушения. Выбор процедуры зависит от конкретной ситуации и определяется оператором.
4. Следует проявлять чрезвычайную осторожность при спуске и посадке инструмента, подсоединяемого к подводной устьевой арматуре и/или устью скважины, с тем чтобы минимизировать возможное повреждение установленных элементов. Буровая установка или судно при спуске компоновки должны быть перемещены в сторону от центра скважины, для того чтобы снизить риск воздействия падающих предметов или обломков породы на скважину или соседние элементы.
5. По окончании внутрискважинных работ элементы конструкции забоя скважины и устьевой арматуры должны быть установлены на свои места, после чего необходимо выполнить проверку в соответствии с процедурами, предусмотренными для первоначальной установки.
  
  Для проведения ремонтных операций может быть использован метод ввода инструмента системы TFL от базового сооружения через выкидные линии. Типовые задачи, решаемые с применением данной технологии, включают смену инструментов и замену управляемого с поверхности внутрискважинного отсекателя.
6. Управление скважиной в процессе внутрискважинных работ возможно только через систему управления капитальным ремонтом. Должна быть обеспечена возможность подачи команды на остановку соседних скважин с борта судна, проводящего ремонт, за счет постоянной связи с главной платформой.
7. Следует обеспечить возможность использования нескольких подходящих судов для проведения внутрискважинных работ.
8. Все клапаны (задвижки), которые могут препятствовать доступу на забой в случае неисправности гидравлической системы, следует оснастить механическим приводом.
9. Легко извлекаемые элементы/модули следует оценивать с позиции надежности.
10. Следует определить возможные ограничения для оборудования, накладываемые установленной последовательностью выполнения операций во время монтажа и замены.
11. Необходимо рассмотреть требования к безопасности в зоне проведения погрузочно-разгрузочных работ.

Требования к техническому обслуживанию
1. Общие положения
  
  Техническое обслуживание ПДС должно проводиться по двум основным категориям работ: обслуживание подводного оборудования и обслуживание надводного оборудования, включая райзеры и специальные подводные инструменты.
2. Планирование
  1. Планирование технического обслуживания необходимо вести в процессе проектирования подводных систем и оборудования. Необходимо определить потенциальные за-
    
    дачи при обслуживании, оценить возможные подходы к их решению, выбрать оборудование и аппаратные средства, которые следует включить в состав подводного комплекса для решения задач диагностики и технического обслуживания. В некоторых случаях применимы базовые методы технического обслуживания (привлечение водолазов), в других случаях требуется использование дистанционно управляемых аппаратов.
  2. Специальные процедуры технического обслуживания и используемые инструменты следует проверить и оценить в процессе испытаний, проводимых на берегу. Необходимо выполнить общее описание процедур и при необходимости провести полномасштабные испытания. Рекомендуется подготовить подробную фотои/или видеодокументацию для подводного оборудования и инструментов технического обслуживания.
  3. Следует подготовить детальную регламентацию процедур до начала каких-либо операций технического обслуживания под водой. Регламентация процедур должна включать перечень планируемых работ и определять пути совмещения проведения технического обслуживания с другой деятельностью на месторождении. Описание каждой процедуры должно включать перечень требуемых материалов и оборудования, а также полный список работ.
  4. Организация, ответственная за проведение подводных монтажных работ, должна координировать работы по техническому обслуживанию. Это является гарантией того, что техническое обслуживание и другая деятельность будут проведены безопасно и эффективно.
  5. Требуется документировать все завершенные работы по техническому обслуживанию в соответствии с установленными для данной процедуры требованиями.
  6. План технического обслуживания должен включать периодические обследования как подводного, так и надводного оборудования.

Техническое обслуживание и ремонт подводного оборудования, установленного на морском дне
1. Ремонт оборудования, установленного на морском дне (устье скважины, фонтанная елка, модули управления, вентили, задвижки, манифольд, опорные плиты, выкидные линии и их соединители, основания райзеров и сами райзеры), осуществляется либо путем замены модуля, либо проведением ремонта на месте эксплуатации. Необходимо проводить периодическую диагностику состояния трубопроводов с учетом требований СТО Газпром 2-3.7-050. Модульная или элементная замена предусматривает упаковку подлежащих ремонту/техническому обслуживанию изделий в составные блоки, которые могут быть подняты на поверхность для замены или ремонта. Модули могут быть сняты и заменены с помощью инструментов, спускаемых на бурильных трубах, канатах и дистанционно управляемых аппаратах, или с использованием процедур, предполагающих участие людей (привлечение водолазов, использование атмосферных камер и обитаемых аппаратов).
2. Ремонтными работами, выполняемыми на месте эксплуатации, называется ремонт, проводимый без поднятия оборудования на поверхность. Ремонт может выполняться с помощью ДУПА и ДУИ, водолазов или погружением в компрессионной камере.
3. Необходимо провести диагностику и попытаться установить причину отказа до начала ремонтных работ. Требуется остановить скважину с неисправным оборудованием, а подводную систему перевести в режим, обеспечивающий безопасное снятие/ремонт требуемых элементов. При использовании системы манифольда допустимо отключение одной или нескольких скважин с продолжением нормальной эксплуатации остальных. Затем следует ввести специальные меры безопасности, как получение разрешений на проведение технических операций, которые позволят исключить возможности случайного включения оборудования персоналом после его перевода в безопасное состояние.
4. Давление в трубопроводах следует снизить до атмосферного. Следует принять меры по недопущению попадания из труб в воду углеводородов и жидкостей, которые могут привести к загрязнению окружающей среды.
5. Электрические цепи следует обесточить, если они представляют опасность для водолазов и систем технического обслуживания.
6. Спуск и подъем инструмента, модулей на бурильных колоннах или канатах следует выполнять с осторожностью, чтобы свести к минимуму риски повреждения оборудования на дне моря из-за падения предметов или ударов при позиционировании или посадке.
7. После завершения технических операций на подводном оборудовании следует провести предпусковые испытания подводной системы. Необходимо вести полную запись всех работ по техническому обслуживанию и испытаниям.
Техническое обслуживание надводного оборудования

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

Требования к выводу из эксплуатации
1. Общие требования
  
  К работам по выводу из эксплуатации относятся: установка цементного моста и ликвидация скважин, демонтаж подводного оборудования, очистка дна и финальный осмотр. Сле-
  
  дует свести к минимуму возможное воздействие на окружающую среду (например, сброс углеводородсодержащих жидкостей) в процессе работ по выводу из эксплуатации.
  
  Конструкция оборудования системы подводной добычи должна включить элементы, которые облегчают процесс вывода из эксплуатации, такие как узлы для подсоединения подъемного оборудования.
  
  Система подводной добычи должна обеспечивать:
  - прекращение работы без снижения безопасности;
  - возможность слива добываемого флюида из манифольдов, выкидных линий, емкостей хранения и т.д.;
  - возможность извлечения содержащего углеводороды оборудования или его промывку, если оно остается на месте.
    
    Примечание – Для предотвращения загрязнения жидкости промывки извлекаются на поверхность.
2. Требования к выводу из эксплуатации на этапе проектирования Конструкция оборудования системы подводной добычи должна обеспечивать:
  - удобство проведения операций по выводу из эксплуатации;
  - возможность восстановления оборудования для его повторного использования (если применимо).
3. Работы по окончании ликвидации
  
  После окончания всех операций по ликвидации оборудования необходимо провести осмотр площадки и при наличии нанести на карту оставляемое оборудование.
4. Интегрированный комплекс опорной плиты и манифольда
  1. Общие положения
    
    Когда принимается решение по выводу из эксплуатации опорной плиты, метод работ должен выбираться с учетом изменений в опорной плите и технологии извлечения. В некоторых ситуациях опорную плиту и манифольд можно оставить на месте. Если планируется их извлечение, то предварительно рекомендуется провести обследование для оценки физического состояния.
    
    Состояние элементов крепления для подъемного оборудования и балластной системы (при ее наличии) является существенным фактором при принятии решения. Детальный план извлечения разрабатывается после сбора всей требуемой информации.
  2. Опорные плиты
    
    Для проведения работ по извлечению опорной плиты необходимо:
    - отсоединить все райзеры, трубопроводы, выкидные линии, линии управления и энергообеспечения;
    - обрезать свайные элементы, включая обсадные колонны, на требуемом уровне ниже профиля дна акватории.
      
      Примечание – При необходимости удалить отрезанные секции свай для уменьшения эффекта всасывания и снижения подъемного усилия при извлечении опорной плиты. В этом случае следует разрушить соединение опорной плиты со сваями, чтобы избежать снижения прочности конструкции опорной плиты.
      
      Удаление опорной плиты требует детального планирования и может включать следующие операции:
    - анализ подъемного усилия;
    - удаление обрезков и цемента;
    - закачку воды для снижения эффекта присасывания;
    - добавление балласта и подъемного оборудования.
      
      Крановая баржа или подъемное судно должны обладать запасом грузоподъемности на случай, если груз окажется более тяжелым, чем ожидалось. Рекомендуется вести визуальное наблюдение за процессом подъема с использованием камер, установленных на аппаратах с дистанционным управлением, или с привлечением водолазов. После того как плита извлечена и размещена на барже, она может быть доставлена в место утилизации.
  3. Манифольды

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

10.8.5 Выкидные линии

Вывод из эксплуатации и демонтаж выкидных линий должны осуществляться в соответствии с проектом, согласованным органами государственного надзора.

Выкидные линии и манифольды должны быть очищены, промыты и заполнены ингибированной морской водой или другой нейтральной жидкостью. В случае если после вывода из эксплуатации остаются на дне, они должны быть закрыты заглушками.

Концы выкидных линий не должны выступать над профилем дна, создавая угрозу их зацепления.

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

Вывод из эксплуатации и демонтаж шлангокабеля, установленного совместно или отдельно от выкидных линий, следует выполнять в соответствии с изложенной выше процедурой.

Требования к технической документации
1. Общие требования
  
  Все этапы жизненного цикла подводных добычных систем (проектирование, изготовление и монтаж; пуск, эксплуатация, диагностика и обслуживание; ликвидация) должны обеспечиваться необходимой технической документацией.
  
  Основные требования к проектной и рабочей документации подводной добычной системы как объекта капитального строительства должны определяться в соответствии с ГОСТ Р 21.11-1.
  
  Ниже приведены специальные требования к технической документации на различных этапах жизненного цикла ПДС.
2. Требования к документации на стадии проектирования и изготовления
  
  Документация на стадиях проектирования и изготовления должна включать:
  - сборочные чертежи, диаграммы, схемы (включая техническую документацию изготовителя оборудования);
  - документацию на разработку прикладного программного обеспечения;
  - результаты анализа риска эксплуатации, представляемые в разделе проектной документации «ИТМ ГО и ЧС» и в декларациях промышленной безопасности;
  - описание процедур и протоколы испытаний;
  - спецификации и таблицы технических характеристик оборудования и защитных устройств ПДС (при необходимости);
  - инструкции по эксплуатации, диагностике и обслуживанию модулей и элементов ПДС.
3. Требования к документации на стадии монтажа и испытаний
  
  В указанную документацию следует включить:
  - отчеты об укладке трубопроводов и шлангокабелей;
  - отчетные материалы и записи испытаний;
  - отчеты о результатах осмотра оборудования после изготовления и монтажа.
4. Требования к документации на стадии эксплуатации и обслуживания

Руководство по эксплуатации и обслуживанию должно включать:

рабочие диапазоны параметров;
процедуры хранения и консервации;
проектные штатные и нештатные рабочие режимы;
процедуры пуска/останова;
список запасных частей;
чертежи и иллюстрации;
процедуры выгрузки;
отчеты по контролю веса (если применимо);
процедуры подключения и ввода в эксплуатацию (если применимо);
процедуры вывода из эксплуатации (если применимо);
форму для регистрации любых изменений, сделанных в системе за период ее эксплуатации.

Руководство по составлению документации приведено в приложении К.

Приложение A

(справочное)

Общие сведения по системам подводной добычи

А.1 Общие положения

Освоение морских месторождений с помощью систем подводной добычи является общеизвестным и распространенным способом.

Оборудование для подводной добычи, разрабатываемое разными компаниями, конструктивно может различаться, однако оно предназначено для решения проблем, единых для всей морской нефтегазодобычи. Этот факт обуславливает примерно одинаковую логику построения систем подводной добычи разными компаниями и, как следствие, то, что системы подводной добычи разных компаний не имеют существенных различий по ключевым позициям.

Системы подводной добычи классифицируются по степени сложности от единичной (автономной) скважины, связанной промысловым трубопроводом с морской платформой или береговой установкой, до нескольких скважин в составе интегрированного комплекса или куста скважин, расположенных вокруг манифольда, продукция от которого направляется на платформу или берег.
устье скважины с обсадными колоннами, которое является несущей конструкцией для устьевой обвязки;
подводная устьевая арматура, включая задвижки и клапаны;
фундаментная конструкция или опорная плита, предназначенная для размещения оборудования;
система манифольда для сбора и распределения потоков различных флюидов;
подводное технологическое оборудование, включая сепараторы, насосы или компрессоры, и соответствующее оборудование энергообеспечения;
система контроля за процессом добычи, включая многофазные расходомеры, датчики выноса песка, детекторы утечек;
система нагнетания химических реагентов;
шлангокабель, включающий электрические силовые и сигнальные кабели, а также трубопроводы гидравлической системы управления и системы подачи химических реагентов;
одна или несколько выкидных линий, предназначенных для транспортировки добытых и/или нагнетаемых флюидов между скважинами и местом расположения основного оборудования;
один или несколько райзеров для транспортировки добываемых и/или нагнетаемых флюидов между расположенными на дне выкидными линиями и основным технологическим оборудованием;
оборудование для проведения внутрискважинных работ, используемое на стадиях монтажа и вывода из эксплуатации подводного оборудования, а также для технического обслуживания подводных скважин.

Схема, отображающая основные элементы системы подводной добычи, представлена на рисунке A.1*. Более подробная характеристика перечисленных выше элементов подводной системы дана в последующих разделах.
единичные скважины-спутники, связанные с главным сооружением отдельными выкидными линиями;
последовательно соединенные скважины, связанные с главным сооружением общим промысловым трубопроводом;
группы скважин, подсоединяемые выкидными линиями к отдельному манифольду, от которого объединенный поток продукции подается на главное сооружение;
несколько скважин, расположенных на общей опорной плите, включающей сборный манифольд, от которого объединенный поток подается на главное сооружение.

Основные характеристики указанных конфигураций приведены ниже вместе с информацией о других элементах системы подводной добычи, таких как оборудование для испытания скважин, системы позиционирования при установке оборудования и элементы для защиты оборудования.

Следует отметить, что обвязка систем подводной добычи не исчерпывается приведенными выше конфигурациями. Возможны другие схемы комбинирования, например скважиныспутники и/или кусты скважин могут быть подключены к опорной плите с группой скважин.

Для скважин-спутников, непосредственно связанных с платформой, исключаются некоторые из приведенных на схеме элементов.

СТО Газпром 2-3.7-576-2011

118

Рисунок A.1 – Основные элементы системы подводной добычи
Форма защитных конструкций/устройств для систем подводной добычи может изменяться в широких пределах в зависимости от вероятного воздействия. Подводное оборудование защищают от воздействий орудий рыболовного промысла, падающих предметов, от пропахивания якорями или айсбергами. Кроме того, защитные конструкции должны обеспечивать прохождение траловых сетей.

Защитные конструкции/устройства могут включать:
- бетонные блоки, препятствующие вхождению рыболовных орудий в зону расположения оборудования для подводной добычи;
- распорки, устанавливаемые от рамы устьевой арматуры до морского дна под углом, обеспечивающим свободное прохождение трала (от 55 до 60);
- защитные колпаки для устьевой арматуры и манифольдов, имеющие форму, обеспечивающую возможность прохождения трала сверху подводного оборудования и легкое освобождение от орудий рыболовного промысла;
- защитные крышки, обеспечивающие свободное прохождение трала поверх устьевой арматуры и/или манифольдов и опорных плит;
- погружные кессоны для защиты устьевой арматуры (или размещение устьевой арматуры в котловане ниже уровня дна), используемые, главным образом, в замерзающих акваториях.

Защитные конструкции/устройства систем подводной добычи должны обеспечивать возможность проведения осмотра оборудования и выполнения всех необходимых операций технического обслуживания, включая использование оборудования для проведения незначительных внутрискважинных работ, средства развертывания аппаратов и инструментов с дистанционным управлением.

Для защиты от внешних воздействий трубопроводы и шлангокабели укладывают в траншеи, а также используют каменную засыпку и покрытие искусственными матами.

Подводные устья скважин
1. Общие положения
  
  Система подводного устья скважины (устанавливаемая с плавучей буровой установки) обеспечивает герметизацию скважины и служит конструктивным элементом для подвески обсадных колонн, а также для направления, механического крепления и соединения систем, используемых в процессе бурения и заканчивания скважины.
  
  Дополнительная информация по подводным устьевым системам приведена в ИСО 13628-4:1999 [9].
2. Элементы системы устья скважины
  
  Основные элементы типовой системы подводного устья скважины представлены на рисунке A.2.
  1. Временная направляющая плита
    
    Временная направляющая плита, или направляющая плита для бурения, имеет в центре отверстие для бурения первого интервала скважины и приспособления для крепления направляющих. Временная направляющая плита служит основанием для постоянной направляющей плиты, обеспечивая базу для контроля высоты устья скважины. При отсутствии необходимости контроля высоты устья скважины данная плита может отсутствовать. В опорной плите на несколько скважин временная направляющая плита является частью опорной плиты.
  2. Постоянная направляющая плита
    
    Постоянная направляющая плита имеет приспособления для крепления к корпусу направления и направляющие для крепления оборудования для бурения и заканчивания скважин (универсальной направляющей рамы, превентора, устьевой арматуры). При совместном использовании обеих плит направляющая плита имеет шарнирное приспособление на обратной стороне (выступающий профиль, который служит интерфейсом с вогнутым участком на временной плите), это позволяет компенсировать угловое рассогласование между плитами, возникающее вследствие топографии морского дна и вертикальности скважины. Постоянные направляющие плиты часто устанавливаются таким образом, чтобы верх устья скважины располагался над морским дном на высоте от 2 до 3 м, что позволяет сбрасывать буровой шлам и
    
    1 – инструмент для установки временной направляющей плиты; 2 – инструмент для установки колонной головки направления, 762 мм (30); 3 – инструмент для установки колонной головки кондуктора; 4 – инструмент для установки подвески обсадной колонны (на бурильных или обсадных трубах); 5 – инструмент для испытаний; 6 – защитная втулка, 177,8 мм (7); 7 – уплотнительный узел межколонного пространства, 244,5 мм на 177,8 мм (95/8 на 7); 8 – подвеска обсадной колонны, 177,8 мм (7); 9 – защитная втулка, 244,5 мм (95/8); 10 – уплотнительный узел межколонного пространства, 339,7 мм на 244,5 мм (133/8 на 95/8); 11 – подвеска обсадной колонны, 244,5 мм (95/8); 12 – защитная втулка, 339,7 мм (133/8); 13 – уплотнительный узел межколонного пространства,
    
    508,0 мм на 339,7 мм (20 на 133/8); 14 – подвеска обсадной колонны, 339,7 мм (133/8); 15 – защитная втулка корпуса кондуктора; 16 – корпус колонной головки кондуктора, рассчитанный на высокое давление; 17 – обсадная колонна, 508,0 мм (20); 18 – колонная головка направления, 762,0 мм (30); 19 – постоянная направляющая плита; 20 – временная направляющая плита; 21 – колонна направления, 762,0 мм (30); 22 – дно моря; 23 – направляющие
    
    Рисунок A.2 – Система подводного устья скважины
    
    излишки цементного раствора непосредственно на морское дно, не создавая препятствия для установки подводного оборудования.
    
    Примечание – На скважинах-спутниках в зависимости от общей конфигурации устьевой арматуры постоянная направляющая плита может быть заменена до установки устьевой арматуры эксплуатационной опорной плитой, которая включает приспособления для подключения выкидных линий к устьевой арматуре. Это позволяет извлекать устьевую арматуру, не трогая соединения выкидных линий. В качестве альтернативы эксплуатационная направляющая плита может использоваться как временная направляющая плита. Она может быть постоянной или извлекаемой. Выкидные линии могут быть подключены непосредственно к устьевой арматуре, но это требует их отключения перед извлечением устьевой арматуры.
  3. Головка колонны направления
    
    Головка колонны направления, приваренная к обсадной колонне, является элементом, с помощью которого осуществляется крепление к морскому дну. Корпус головки колонны на-
    
    правления включает внутреннее посадочное плечо для устьевой головки и приспособления на внешней стороне для крепления к постоянной направляющей плите. Головка колонны направления может устанавливаться вместе с постоянной направляющей плитой или в некоторых случаях входить в состав эксплуатационной плиты.
  4. Колонная головка кондуктора
    
    Колонная головка кондуктора (высокого давления) с внутренними конструктивными элементами предназначена для подвески всех последующих обсадных колонн и насоснокомпрессорных труб, колонная головка кондуктора с внешними конструктивными элементами предназначена для крепления оборудования при бурении и заканчивании скважин (превентор, устьевая арматура) и установки в колонной головке направления.
  5. Элементы подвески обсадных колонн

Элементы подвески обсадных колонн с соответствующими уплотнителями требуются для герметизации затрубного (межтрубного) пространства. Рекомендуется использовать замковый механизм для предотвращения смещения подвески обсадных колонн вследствие температурных расширений или изменения давления в затрубном пространстве после начала добычи. Колонные головки могут иметь предохранительные клапаны для предотвращения разрушения обсадной колонны вследствие чрезмерного давления в межтрубном пространстве между НКТ и обсадной колонной.

Инструменты для установки

Для монтажа, испытаний и извлечения элементов системы устья скважины используются специальные инструменты. Инструменты приводятся в действие путем механического воздействия колонны бурильных труб (толкающие или вытягивающие смещения, вращение колонны) или в некоторых случаях путем гидравлического воздействия через колонну бурильных труб или специальные гидравлические линии. Эти инструменты имеют интерфейс для взаимодействия с соответствующим оборудованием.
Вспомогательное оборудование

Для защиты внутренней поверхности устья в процессе бурения и заканчивания скважины используется комплект защитных втулок и сменных вкладышей. Подводный инструмент испытания превентора требуется для периодической проверки герметичности блока противовыбросовых превенторов. Если скважина оставляется на какое-либо время, требуется установка защитного колпака для защиты от повреждения обломками породы, от обрастания морскими организмами и коррозии.

Система подводной устьевой елки
1. Общие положения
  1. Оборудование, требуемое для заканчивания добычной или нагнетательной скважины, включает НКТ и устьевую елку. Эту комбинацию часто называют системой подводной устьевой арматуры. Вместе с системой устья скважины подводная устьевая елка и подвеска насосно-компрессорных труб обеспечивают защиту от выбросов и фонтанирования при эксплуатации скважины. В режиме монтажа/ремонта функции противовыбросовой защиты выполняют нижний блок райзера для систем с вертикальной устьевой арматурой, противовыбросовый превентор и колонна для спуска и монтажа в системе с устьевой елкой горизонтального типа.
  2. Трубная головка подвешивает колонну НКТ и герметизирует межтрубное пространство между НКТ и колонной обсадных труб. Устьевая елка состоит из расположенных в установленных местах дистанционно управляемых задвижек, позволяющих в случае необходимости перекрывать или перенаправлять поток продукции.
    
    Подводная устьевая елка выполняет такие же функции, как и надводная, но ее конструкция выполнена с учетом возможности дистанционного управления и необходимости проведения обслуживания под водой. В случае, когда число устьевых елок превышает число выкидных линий, каждая устьевая елка оснащается эксплуатационным штуцером, что обеспечивает возможность дистанционно управлять потоком от каждой скважины в общую выкидную линию. Также в случае, когда для ряда скважин используется газлифт, в каждой устьевой елке устанавливается управляемый штуцер затрубного пространства, так что не требуется отдельная линия газлифта для каждой скважины.
  3. Устьевая елка изготавливается в двух основных вариантах: вертикальная и горизонтальная. Разрабатывается устьевая арматура, конструкция которой позволяет осуществлять бурение через устьевую елку, при этом подвеска НКТ устанавливается в устье скважины до установки устьевой елки по аналогии с устьевой елкой горизонтального типа. НКТ проходит через подвеску в устьевую елку, где пересекается с ее горизонтальными каналами.
    
    Система позволяет извлекать трубную головку без воздействия на устьевую елку, аналогичным образом можно извлекать устьевую елку, разобрав ее выше трубной головки. Ниже приведены основные различия между двумя типами устьевых елок.
    
    В устьевой елке вертикального типа фонтанная задвижка располагается непосредственно над трубной головкой в вертикальном направлении движения потока, тогда как фонтанная задвижка устьевой елки горизонтального типа находится в горизонтальном отводе рядом с задвиж-
    
    кой на отводящей линии, таким образом, в вертикальной части колонны нет задвижек устьевой елки, за исключением шарового клапана, установленного внутри колпака устьевой елки.
    
    В устьевой елке вертикального типа трубная головка и НКТ спускаются до установки устьевой елки, в то время как в горизонтальной конфигурации подвеска насоснокомпрессорной колонны устанавливается в устьевую елку, что позволяет извлекать трубную головку и НКТ без демонтажа устьевой арматуры. По этой же причине при снятии устьевой елки горизонтального типа требуется предварительно извлечь подвеску и саму НКТ.
    
    Системы с вертикальной устьевой елкой спускаются на двухканальном райзере для заканчивания (или на одноканальном райзере с переключателем каналов, расположенным над нижним блоком основания райзера, и с гибким трубопроводом для промывки затрубного пространства). Трубная головка в случае использования устьевой елки горизонтального типа опускается на обсадной колонне, позволяя тем самым отказаться от использования двухканального райзера, однако в этом случае для спуска трубной головки требуется колонна сложной конструкции. Эта колонна для спуска оснащается шаровыми задвижками и разъединительным блоком, специально изготовленным таким образом, чтобы соответствовать выступающим конструктивным элементам плашечного и универсального превенторов. Это может потребовать проведения на буровой установке некоторых изменений спускаемой колонны для соответствия конструкциям плашечного и универсального превенторов.
  4. Преимущества и недостатки двух типов устьевых елок, связанные с приведенными выше различиями, в сочетании с другими параметрами (такими как диаметр ствола, сложность заканчивания скважины, требования к райзеру и т.д.) определяют выбор типа устьевой арматуры при разработке конкретного месторождения. Поэтому необходимо провести тщательный анализ требований проекта до принятия окончательного решения по выбору устьевой арматуры.
    
    Дополнительная информация об устьевых елках обоих типов приведена в ИСО 136284:1999 [9].
2. Системы устьевых елок вертикального типа
  1. Конфигурация
    
    В системе устьевой арматуры вертикального типа трубная головка устанавливается внутри устья, а сверху монтируется устьевая елка. Трубная головка связывает устьевую елку и НКТ с помощью переводников трубной головки, которые обеспечивают герметичное соединение основания устьевой елки и соответствующих отверстий в верхней части трубной головки. Устьевая арматура состоит из набора клапанов и проходных каналов, обеспечивая контроль и управление давлением и расходом скважинного флюида. Устьевая елка включает переводник для крепления к устью скважины (или переводник трубной головки, если используется). Пере-
    
    водник обеспечивает герметичное соединение с устьевой головкой, в то время как переводники трубной головки обеспечивают герметичные проходы от ствола скважины и межтрубного пространства в устьевую елку.
    
    Внешние отводы обеспечивают прохождение скважинного флюида между отверстиями устьевой елки и точками подсоединения выкидных линий. Выкидные линии могут подсоединяться непосредственно к устьевой елке либо через трубную обвязку к эксплуатационной донной плите. Описание соединителей, используемых для подключения выкидных линий к устьевой арматуре, изложено в A.9.3.
    
    Верхняя часть устьевой елки закрывается защитным колпаком для предотвращения обрастания морскими организмами соединительных элементов и расположенных в верхней части закрытых отверстий. Колпак может обеспечивать герметичность внутреннего пространства. Такие колпаки обеспечивают дополнительную защиту от воздействия окружающей среды для верхней задвижки устьевой елки и/или верхней заглушки на кабеле и должны содержать средства для мониторинга и сброса давления перед демонтажем колпака. Колпак устьевой елки может быть объединен с различными элементами системы управления, образуя интегрированную часть системы управления елкой, т.е. колпак устьевой елки может трансформировать определенные функции елки в режимах добычи и ремонта.
  2. Устьевая елка вертикального типа
    
    Типовая устьевая елка вертикального типа имеет один или два основных стволовых прохода и один проход затрубного (межтрубного) пространства, которые идут вертикально по всей длине (как показано на рисунке A.3), обеспечивая прохождение оборудования, приборов и приспособлений через устьевую арматуру в трубную головку или эксплуатационную колонну. Последовательно расположенные эксплуатационные задвижки перекрывают вертикальные стволовые проходы на разных уровнях. Два или более горизонтальных стволовых прохода пересекают вертикальные проходы, обеспечивая возможность отбора флюида из скважины или закачки в скважину. На каждом боковом отводе устанавливается задвижка. Для соединения основного и затрубного (межтрубного) стволовых проходов устанавливаются перепускные задвижки. Набор элементов конструкции с устьевой елкой вертикального типа включает верхнюю оправку, блок фонтанной задвижки и задвижки на отводящей линии, направляющую воронку или направляющие стойки, защитную конструкцию, устьевую муфту, само устье и трубную головку. Елка взаимодействует непосредственно с устьем скважины, поэтому лучше заказывать елку и устье скважины у одного поставщика для гарантии обеспечения совместимости. Если данное требование невыполнимо, возможно использование переводника трубной головки для обеспечения необходимого интерфейса. В случае повреждения устья скважины может быть
    
    также установлен переводник трубной головки (см. рисунок A.4).
    
    1 – линия управляемого с поверхности внутрискважинного клапана-отсекателя; 2 – подвеска насосно-компрессорной колонны; 3 – колонная головка направления; 4 – подвески обсадных колонн и уплотнительные узлы; 5 – направляющие (опция);
    
    6 – колпак устьевой арматуры; 7 – устьевая елка; 8 – линия передачи данных от расположенных на забое датчиков давления
    
    и температуры; 9 – соединитель выкидной линии; 10 – соединительная муфта елки; 11 – донная направляющая плита; 12 – узел соединения выкидной линии/трубной вставки; 13 – устье скважины; 14 – временная направляющая плита или вырез в опорной плите; 15 – задвижка на отводящей линии затрубного пространства; 16 – верхняя задвижка затрубного пространства на кабеле; 17 – главная задвижка затрубного пространства; 18 – эксплуатационный клапан на кабеле; 19 – верхняя главная эксплуатационная задвижка; 20 – нижняя главная эксплуатационная задвижка; 21 – эксплуатационная задвижка на отводящей линии; 22 – перепускной клапан; 23 – изолирующий клапан-отсекатель затрубного пространства; 24 – добычной отключающий клапан; а – вместо задвижек для спускаемого на тросе в скважину или затрубное (межтрубное) пространство инструмента
    
    могут быть установлены заглушки; б – колпак устьевой арматуры может обеспечивать или не обеспечивать герметичность; в – показано подсоединение выкидной линии через эксплуатационную направляющую плиту, но возможно подключение
    
    непосредственно к елке; г – показана эксплуатационная направляющая плита (позволяет подключать выкидные линии)
    
    Рисунок A.3 – Устьевая елка вертикального типа
    
    1 – линия управляемого с поверхности забойного отсекателя; 2 – подвеска насосно-компрессорной колонны; 3 – муфта для выравнивания; 4 – колонная головка направления; 5 – подвески обсадных колонн и уплотнительные узлы;
    
    6 – направляющие (опция); 7 – колпак устьевой арматуры; 8 – елка; 9 – линия передачи данных от расположенных на забое датчиков давления и температуры; 10 – соединитель выкидной линии; 11 – соединитель елки; 12 – донная направляющая плита; 13 – узел соединения выкидной линии/трубной вставки; 14 – переводник трубной головки; 15 – направляющая плита устьевой арматуры; 16 – устье скважины; 17 – временная направляющая плита или вырез в опорной плите; 18 – задвижка на отводящей линии затрубного пространства; 19 – верхняя задвижка затрубного пространства на кабеле; 20 – главная задвижка затрубного пространства; 21 – эксплуатационный клапан на кабеле; 22 – верхняя главная эксплуатационная задвижка; 23 – нижняя главная эксплуатационная задвижка; 24 – эксплуатационная задвижка на отводящей линии; 25 – перепускной клапан;
    
    26 – изолирующий клапан-отсекатель затрубного пространства; 27 – добычной отключающий клапан;
    
    a – вместо задвижек для инструмента, спускаемого на тросе в скважину или затрубное (межтрубное) пространство, могут быть установлены заглушки; б – колпак устьевой арматуры может обеспечивать или не обеспечивать герметичность; в – показано подсоединение выкидной линии через эксплуатационную направляющую плиту, но возможно подключение непосредственно
    
    к елке; г – показана эксплуатационная направляющая плита (позволяет подключать выкидные линии)
    
    Рисунок A.4 – Устьевая елка вертикального типа с переводником трубной головки
    
    Переводник трубной головки упрощает ее монтаж за счет выступа, на который садится трубная головка, и спирального витка для ориентации подвески. Эти конструктивные элементы позволяют отказаться от выполнения следующих операций:
    - спуска обсадной колонны перед спуском трубной головки для контроля высоты (экономия времени буровой установки);
    - спуска трубной головки перед спуском устьевой елки для проверки ориентации (экономия времени буровой установки);
    - модификации противовыбросового превентора;
    - ориентации муфты трубной головки (экономия времени буровой установки). Переводник трубной головки обеспечивает доступ в затрубное (межтрубное) простран-
    ство ниже трубной головки для устьевой елки концентрического типа.
    
    Двухили трехканальные райзеры для заканчивания/ремонта скважины (см. рисунок A.5) используются для создания вертикальных каналов от трубной головки до поверхности в процессе спуска и установки трубной головки. Подобным образом этот райзер обеспечивает вертикальные каналы от устьевой елки до поверхности во время ее установки и операций с использованием инструмента, спускаемого на тросе (см. рисунок A.6).
    
    НКТ и трубная головка спускаются через буровой райзер и противовыбросовый превентор в устье скважины, при этом превентор обеспечивает необходимую герметичность скважины на протяжении всей операции. Обычно на колонне для монтажа устьевого оборудования и выше трубной головки не устанавливаются изолирующие клапаны или блок отсоединения, так как операция установки трубной головки занимает непродолжительное время и на этот период скважина, как правило, глушится.
    
    Так как трубная головка устанавливается на колонную головку обсадной колонны внутри устья скважины, то необходимо проверять высоту подъема колонной головки последней обсадной колонны, чтобы обеспечить требуемое пространство для механизма трубодержателя трубной головки. Для этого осуществляется спуск свинцовой скважинной печати в устье с целью получения соответствующих профилей. Затем посадочное кольцо трубной головки соответствующим образом регулируется. Для устьевой елки вертикального и горизонтального типов с переводником трубной головки не требуется спуск свинцовой печати, так как в этом случае трубная головка устанавливается на посадочный бурт в елке (или катушке), размер которого известен.
    
    Так как устье скважины не имеет средств для ориентации трубной головки, то используются другие средства, например, направляющие штифты или спиральная линия в противовыбросовом превенторе, которые взаимодействуют с ориентируемым соединительным узлом трубной головки.
    
    1 – шкив шлангокабеля тросового шлюза; 2 – шкив шлангокабеля инструмента для спуска трубной головки; 3 – гибкая муфта; 4 – шлангокабель управления тросовым шлюзом; 5 – клапан тросового шлюза; 6 – гибкая муфта; 7 – нижний блок райзера; 8 – противовыбросовый превентор; 9 – соединение противовыбросового превентора; 10 – талевый блок; 11 – верхний привод;
    
    12 – серьги; 13 – элеватор; 14 – лебедка; 15 – стропы; 16 – подъемная рама (показана в качестве примера); 17 – устьевая головка колонны гибких труб (показана в качестве примера); 18 – противовыбросовый превентор для троса/колонны гибких труб;
    
    19 – верхний переходник расположенной на поверхности елки; 20 – надводная устьевая арматура; 21 – нижний переходник надводной устьевой арматуры; 22 – износостойкое соединение; 23 – крестовина райзера для заканчивания; 24 – дивертор; 25 – натяжные устройства; 26 – телескопическое соединение; 27 – райзер для бурения; 28 – направляющие тросы (опция); 29 – верхний противовыбросовый превентор затрубного (межтрубного) пространства; 30 – нижний противовыбросовый превентор затрубного (межтрубного) пространства; 31 – шлангокабель инструмента установки трубной головки;
    
    32 – соединители двухканального райзера для заканчивания/ремонта скважин; 33 – направляющий штифт ориентируемого соединительного узла трубной головки; 34 – ориентируемый соединительный узел трубной головки; 35 – инструмент для установки трубной головки; 36 – направляющие стойки (опция); 37 – трубная головка; 38 – направляющая плита;
    
    39 – временная направляющая плита или вырез в опорной плите; 40 – устье скважины; 41 – пол буровой установки; 42 – буровая шахта; a – может подниматься непосредственно на серьгах без использования подъемной рамы
    
    Рисунок A.5 – Установка трубной головки на двухканальном райзере
    
    для заканчивания/ремонта скважин
    
    1 – противовыбросовый превентор для каната/колонны гибких труб; 2 – надводная устьевая арматура + переводники;
    
    3 – износостойкое соединение; 4 – соединение с изменяемой длиной; 5 – натяжное соединение; 6 – соединения двухканального райзера для заканчивания ремонта; 7 – соединение под нагрузкой; 8 – нижний блок райзера для ремонта; 9 – елка;
    
    10 – талевый блок; 11 – верхний привод; 12 – серьги; 13 – элеватор; 14 – лебедка; 15 – стропы; 16 – подъемная рама (показана в качестве примера); 17 – устьевая головка колонны гибких труб (показана в качестве примера); 18 – крестовина райзера
    
    для заканчивания; 19 – натяжные устройства; 20 – корпус дивертора; 21 – шкив шлангокабеля системы ремонта скважины; 22 – шлангокабель системы управления ремонтом; 23 – направляющие тросы (опция); 24 – система аварийного отсоединения;
    
    25 – противовыбросовый превентор для троса/колонны гибких труб; 26 – инструмент для спуска елки; 27 – направляющие стойки (опция); 28 – направляющая плита; 29 – временная направляющая плита или вырез в опорной плите; 30 – пол буровой
    
    установки; 31 – буровая шахта
    
    Рисунок A.6 – Установка устьевой елки вертикального типа на двухканальном райзере для заканчивания/ремонта скважин
    
    Ориентирование блока противовыбросовых превенторов, в свою очередь, осуществляется за счет использования направляющих стоек или воронкообразного раструба на донной направляющей плите. С учетом того что происходит сложение допусков, необходимо проверить ориентацию трубной головки после посадки. Данная операция выполняется с помощью инструмента проверки ориентации до вытягивания превентора. Проверка ориентации не требуется при использовании устьевой елки вертикального и горизонтального типов, конструкция которой включает переводник трубной головки, так как в этом случае ориентация трубной
    
    головки осуществляется за счет внутренней спирали в елке (или переводнике). В этом случае ориентация превентора также не требуется.
    
    Может потребоваться очистить скважину и провести испытания на приток сразу после спуска подвески трубной головки. Это нужно делать в случае, когда существует вероятность загрязнения коллектора раствором глушения, если он оставался в скважине длительное время. При этом требуется двухканальная система управления скважиной с двумя клапанами на каждом стволе и блоком аварийного разъединения (см. рисунок A.7). Это оборудование позволяет закрывать скважину и отсоединять райзер для заканчивания/ремонта в процессе очистки скважины и вызова притока.
    
    Для очистки скважины может использоваться и одноканальный райзер, если над двухканальной устьевой елкой для заканчивания установлен переключатель каналов. Доступ в затрубное (межтрубное) пространство может осуществляться с помощью гибких труб при установке устьевой елки и при проведении ремонта, а также через штуцер превентора или линии глушения при установке трубной головки и очистке скважины.
    
    Устьевая елка вертикального типа может быть установлена на устье скважины только после того, как завершены все операции по бурению и спуску обсадных колонн и трубная головка спущена и установлена в устье скважины. Поэтому перед установкой елки требуется временно заглушить отверстие трубной головки и извлечь на поверхность райзер и превентор. После установки елки на устье скважины временные заглушки извлекаются и выполняются операции по перфорированию и очистке забоя скважины, после чего устьевая арматура готова к началу добычи.
    
    В процессе установки трубной головки на райзер для заканчивания/ремонта скважин монтируется ориентируемый соединительный узел трубной головки, а противовыбросовый превентор оборудуется гидравлическим выдвижным ориентирующим штифтом (монтируется на резервном штуцере или выходном патрубке для глушения) или муфтой для выравнивания (которая крепится клиньями в соединителе превентора), для того чтобы правильно ориентировать трубную головку по отношению к устью скважины. Это требует определенной ориентации превентора на устье.
    
    При использовании в процессе установки направляющих тросов правильная ориентация превентора достигается за счет применения направляющих стоек, устанавливаемых на опорной плите или постоянной направляющей плите. При отсутствии тросов для ориентации превентора используются другие средства, такие как ориентирующая воронка или система с ориентирующими ключами. Штифт превентора и ориентируемый соединительный узел трубной головки не нужны, если устанавливается переводник трубной головки, так как ориентация трубной головки обеспечивается внутренней спиралью в переводнике.
    
    1 – шкив шлангокабеля тросового шлюза; 2 – шкив шлангокабеля инструмента установки трубной головки; 3 – гибкая муфта; 4 – шлангокабель управления тросовым шлюзом; 5 – клапан тросового шлюза; 6 – гибкая муфта; 7 – нижний блок райзера;
    
    8 – противовыбросовый превентор; 9 – соединение противовыбросового превентора; 10 – талевый блок; 11 – верхний привод; 12 – серьги; 13 – элеватор; 14 – лебедка; 15 – стропы; 16 – подъемная рама (показана в качестве примера); 17 – устьевая головка колонны гибких труб (показана в качестве примера); 18 – противовыбросовый превентор для троса/колонны гибких труб;
    
    19 – верхний переходник расположенной на поверхности елки; 20 – надводная устьевая арматура; 21 – нижний переходник расположенной на поверхности елки; 22 – износостойкое соединение; 23 – крестовина райзера для заканчивания;
    
    24 – дивертор; 25 – натяжные устройства; 26 – телескопическое соединение; 27 – райзер для бурения; 28 – направляющие тросы (опция); 29 – верхний противовыбросовый превентор затрубного (межтрубного) пространства; 30 – нижний противовыбросовый превентор затрубного (межтрубного) пространства; 31 – шлангокабель инструмента установки трубной головки; 32 – соединители двухканального райзера для заканчивания/ремонта скважин; 33 – стопорный клапан; 34 – срезной переводник; 35 – разъем аварийного разъединения; 36 – двуствольная подводная устьевая арматура; 37 – направляющий штифт ориентируемого соединительного узла трубной головки; 38 – ориентируемый соединительный узел трубной головки;
    
    39 – инструмент для спуска трубной головки; 40 – направляющие стойки (опция); 41 – трубная головка; 42 – направляющая плита; 43 – временная направляющая плита или вырез в опорной плите; 44 – устье скважины; 45 – пол буровой установки;
    
    46 – буровая шахта; 47 – двухканальная колонна для монтажа устьевого оборудования; a – может подниматься непосредственно на серьгах без использования подъемной рамы
    
    Рисунок A.7 – Установка трубной головки на двухканальной колонне для монтажа устьевого
    
    оборудования и двухканальном райзере для заканчивания/ремонта скважин
    
    В процессе установки устьевой елки и ремонтных работ на райзер для заканчивания/ ремонта скважин устанавливается нижний блок райзера в комплекте с запорными, срезными предохранительными и перепускными клапанами и системой аварийного отсоединения для обеспечения безопасного закрытия скважины и аварийного отсоединения райзера.
    
    Если устьевая елка оборудована дистанционно управляемыми верхними задвижками, которые могут срезать колонну гибких труб, можно отказаться от использования нижнего блока райзера. В этом случае перепускные задвижки устанавливаются на устьевой елке над главной эксплуатационной задвижкой и главной задвижкой затрубного (межтрубного) пространства, чтобы обеспечить циркуляцию в райзере для заканчивания/ремонта. Необходимо также установить мандрель устьевой арматуры для срабатывания системы аварийного отсоединения в случае возникновения больших отклонений. Однако данный вариант не рекомендуется из-за высокой вероятности повреждения дистанционно управляемой задвижки в процессе операций по разъединению, что приведет к необходимости извлечения устьевой елки и замены поврежденной задвижки.
    
    Стоимость многоканального райзера для заканчивания/ремонта скважин относительно невелика для небольших глубин, но с ростом глубины его стоимость становится доминирующим фактором. Высокая стоимость райзера может быть приемлема, если освоение месторождения предполагает бурение множества скважин, но может привести к убыткам, в случае если запланировано бурение одной или двух скважин. В некоторых случаях, когда использование многоканального райзера на сверхглубоководном участке является неоправданным, может потребоваться разработка других систем.
    
    Одной из таких систем является одноканальный райзер для заканчивания/ремонта скважин с переключателем каналов, что обеспечивает доступ к трубной головке или стволовым проходам устьевой елки (основному и затрубному), как показано на рисунках A.8–A.10. При использовании такой системы стоимость райзера снижается. Также значительно снижается время установки трубной головки и устьевой елки за счет использования резьбовых соединений.
    
    В рассматриваемой системе циркуляция в затрубном пространстве во время монтажа устьевой елки обеспечивается независимым гибким трубопроводом, проходящим рядом с колонными головками или с помощью трубопровода большого диаметра в составе шлангокабеля системы заканчивания/ремонта.
  3. Соосные конструкции
    
    На соосных устьевых елках устанавливают задвижки такие же, как на устьевой елке вертикального типа. Основное отличие заключается в том, что стволовой проход елки располагается соосно со скважинным трубопроводом, а линия затрубного (межтрубного) пространства смещена от центра (см. рисунок A.11).
    
    1 – шкив шлангокабеля тросового шлюза; 2 – шкив шлангокабеля инструмента установки, трубной головки; 3 – гибкая муфта; 4 – шлангокабель управления тросовым шлюзом; 5 – клапан тросового шлюза; 6 – гибкая муфта; 7 – нижний блок райзера (для бурения); 8 – противовыбросовый превентор; 9 – соединение противовыбросового превентора; 10 – талевый блок;
    
    11 – верхний привод; 12 – серьги; 13 – элеватор; 14 – лебедка; 15 – стропы; 16 – подъемная рама (показана в качестве примера); 17 – устьевая головка колонны гибких труб (показана в качестве примера); 18 – противовыбросовый превентор для троса/ колонны гибких труб; 19 – верхний переводник надводной устьевой арматуры; 20 – надводная устьевая арматура; 21 – нижний переходник расположенной на поверхности елки; 22 – износостойкое соединение; 23 – крестовина райзера для заканчивания; 24 – дивертор; 25 – натяжные устройства; 26 – телескопическое соединение; 27 – райзер для бурения; 28 – направляющие тросы (опция); 29 – верхний противовыбросовый превентор затрубного (межтрубного) пространства; 30 – нижний противовыбросовый превентор затрубного (межтрубного) пространства; 31 – зажим шлангокабеля инструмента установки трубной головки; 32 – шлангокабель инструмента установки трубной головки; 33 – колонные головки; 34 – переключатель каналов; 35 – направляющий штифт ориентируемого соединительного узла трубной головки; 36 – ориентируемый соединительный узел трубной головки; 37 – инструмент для установки трубной головки; 38 – направляющие стойки (опция);
    
    39 – трубная головка; 40 – направляющая плита; 41 – временная направляющая плита или вырез в опорной плите;
    
    42 – устье скважины; 43 – пол буровой установки; 44 – буровая шахта; a – может подниматься непосредственно на серьгах без использования подъемной рамы
    
    Рисунок A.8 – Установка трубной головки на одноканальном райзере
    
    для заканчивания/ремонта скважин, оборудованном переключателем каналов
    
    1 – шкив шлангокабеля тросового шлюза; 2 – шкив шлангокабеля инструмента установки трубной головки; 3 – гибкая муфта; 4 – шлангокабель управления тросовым шлюзом; 5 – клапан тросового шлюза; 6 – гибкая муфта; 7 – нижний блок райзера;
    
    8 – противовыбросовый превентор; 9 – соединение противовыбросового превентора; 10 – талевый блок; 11 – верхний привод; 12 – серьги; 13 – элеватор; 14 – лебедка; 15 – стропы; 16 – подъемная рама (показана в качестве примера); 17 – устьевая головка колонны гибких труб (показана в качестве примера); 18 – противовыбросовый превентор для троса/колонны гибких труб;
    
    19 – верхний переводник надводной устьевой арматуры; 20 – надводная устьевая арматура; 21 – нижний переводник надводной устьевой арматуры; 22 – износостойкое соединение; 23 – крестовина райзера для заканчивания; 24 – дивертор;
    
    25 – натяжные устройства; 26 – телескопическое соединение; 27 – райзер для бурения; 28 – направляющие тросы (опция); 29 – верхний противовыбросовый превентор затрубного (межтрубного) пространства; 30 – нижний противовыбросовый превентор затрубного (межтрубного) пространства; 31 – зажим шлангокабеля инструмента спуска трубной головки;
    
    32 – шлангокабель инструмента спуска трубной головки; 33 – колонные головки; 34 – переключатель каналов; 35 – стопорный клапан; 36 – срезной переводник; 37 – разъем аварийного разъединения; 38 – двуствольная подводная устьевая елка;
    
    39 – направляющий штифт ориентируемого соединительного узла трубной головки; 40 – ориентируемый соединительный узел трубной головки; 41 – инструмент для установки трубной головки; 42 – направляющие стойки (опция); 43 – трубная головка; 44 – направляющая плита; 45 – временная направляющая плита или вырез в опорной плите; 46 – устье скважины; 47 – пол буровой установки; 48 – буровая шахта; 49 – двухканальная колонна для монтажа устьевого оборудования; a – может подниматься непосредственно на серьгах без использования подъемной рамы
    
    Рисунок A.9 – Установка трубной головки на одноканальном райзере для заканчивания/
    
    ремонта скважин и двухканальной колонне для монтажа устьевого оборудования, оснащенной переключателем каналов
    
    1 – противовыбросовый превентор для каната/колонны гибких труб; 2 – надводная устьевая арматура и переводники;
    
    3 – износостойкое соединение; 4 – соединение с регулируемой длиной; 5 – натяжное соединение; 6 – колонные головки; 7 – соединение под нагрузкой; 8 – переключатель каналов; 9 – нижний блок райзера (для бурения); 10 – елка; 11 – талевый блок; 12 – верхний привод; 13 – серьги; 14 – элеватор; 15 – лебедка; 16 – стропы; 17 – подъемная рама (показана в качестве
    
    примера); 18 – устьевая головка колонны гибких труб (показана в качестве примера); 19 – крестовина райзера для заканчивания; 20 – шкив линии доступа в затрубное (межтрубное) пространство; 21 – натяжные устройства; 22 – корпус дивертора;
    
    23 – шкив шлангокабеля системы ремонта скважины; 24 – шлангокабель системы управления ремонтом; 25 – линия доступа в затрубное (межтрубное) пространство; 26 – направляющие тросы (опция); 27 – система аварийного отсоединения;
    
    28 – противовыбросовый превентор для колонны/колонны гибких труб; 29 – инструмент для установки елки;
    
    30 – направляющие стойки (опция); 31 – направляющая плита; 32 – временная направляющая плита или вырез в опорной плите; 33 – пол буровой установки; 34 – буровая шахта
    
    Рисунок A.10 – Установка устьевой елки вертикального типа на одноканальном райзере
    
    для заканчивания/ремонта скважин, оснащенном переключателем каналов
    
    Неотъемлемым свойством этой конструкции является возможность доступа к трубной головке для установки заглушки только через расположенный по центру стволовой проход елки, а для доступа к затрубному (межтрубному) пространству используются другие средства, такие как гибкий шланг, спускаемый вдоль райзера для заканчивания/ремонта.
    
    Преимущество этой конструкции заключается в том, что трубная головка может быть спущена на стандартной обсадной колонне. За счет этого значительно снижаются затраты, поскольку не требуется специальный райзер для заканчивания/ремонта скважины. Время установки трубной головки и елки также существенно снижается за счет использования резьбовых соединений.
    
    1 – линия управления переключающим клапаном доступа в затрубное (межтрубное) пространство; 2 – трубная головка; 3 – скользящая муфта доступа в затрубное (межтрубное) пространство; 4 – колонная головка направления; 5 – подвески обсадных колонн и уплотнительные узлы; 6 – направляющие (опция); 7 – колпак устьевой арматуры; 8 – устьевая
    
    арматура; 9 – линия передачи данных от расположенных на забое датчиков давления и температуры; 10 – линия управления внутрискважинным клапаном-отсекателем; 11 – соединитель выкидной линии; 12 – соединительная муфта елки;
    
    13 – донная направляющая плита; 14 – узел соединения выкидной линии/трубной вставки; 15 – устье скважины; 16 – временная направляющая плита или вырез в опорной плите; 17 – задвижка на отводящей линии затрубного пространства; 18 – главная задвижка затрубного пространства; 19 – эксплуатационный клапан на кабеле; 20 – верхняя главная эксплуатационная задвижка; 21 – нижняя главная эксплуатационная задвижка; 22 – эксплуатационная задвижка на отводящей линии; 23 – перепускной клапан; 24 – изолирующий клапан-отсекатель затрубного пространства; 25 – добычной отключающий клапан; a – вместо задвижки для спускаемого на тросе в скважину инструмента может быть установлена заглушка; б – колпак устьевой арматуры может обеспечивать или не обеспечивать герметичность; в – показано подсоединение выкидной линии через эксплуатационную направляющую плиту, но возможно подключение непосредственно к елке; г – показана эксплуатационная направляющая плита (позволяет подключать выкидные линии)
    
    Рисунок A.11 – Устьевая елка вертикального типа соосной конструкции
    
    Основной проблемой, связанной с устьевыми елками этой конструкции, является изоляция затрубного (межтрубного) пространства. Эта проблема может быть решена за счет использования тарельчатого предохранительного клапана или скользящей муфты с гидравлическим управлением, расположенной в трубной головке. Оба эти устройства обеспечивают доступ в затрубное пространство только после установки инструментов для спуска трубной го-
    
    ловки или устьевой елки. Эти клапаны, как показывает практика, являются основной причиной отказов конструкции из-за постоянного воздействия на резиновые уплотнители клапанов осколков породы, которые выносятся газлифтным газом или циркулирующим раствором. В результате этого не обеспечивается плотное закрытие клапанов после извлечения инструмента для спуска трубной головки или елки.
    
    Имеются конструкции, в которых устранены проблемы, связанные с использованием тарельчатого предохранительного клапана или скользящей муфты, за счет обеспечения доступа в затрубное (межтрубное) пространство ниже трубной головки. В этом случае трубная головка располагается в переводнике, оснащенном запорным клапаном кольцевого пространства (см. рисунок А.12). Использование переводника трубной головки упрощает ее установку за счет возвышения, в которое устанавливается трубная головка со спиралью, обеспечивающей правильную ориентацию.
    
    Использование переводника позволяет отказаться от выполнения следующих операций:
    - спуска инструмента для контроля высоты устьевой головки перед установкой трубной головки (экономия времени буровой установки);
    - спуска инструмента для проверки ориентации трубной головки перед установкой елки (экономия времени буровой установки);
    - модификации конструкции превентора;
    - использования ориентируемого соединительного узла трубной головки (экономия времени буровой установки).
    Как и для двухканальной традиционной конструкции, однорядный (одноканальный) райзер для заканчивания/ремонта скважин требуется оснастить нижним блоком райзера и системой аварийного отсоединения для монтажа устьевой елки и проведения внутрискважинных операций с использованием спускаемого на тросе инструмента. Однако в этом случае доступ в затрубное (межтрубное) пространство осуществляется за счет использования гибкого шланга, спускаемого вдоль райзера (см. рисунок A.13).
    
    Устьевая елка соосной конструкции может быть установлена на устье скважины только после установки трубной головки. Для этого первоначально требуется поставить временную заглушку в трубной головке и извлечь на поверхность райзер для заканчивания/ремонта и противовыбросовый превентор. После установки елки временная заглушка извлекается, затем выполняются перфорация и промывка скважины.
    
    Последовательность операций отличается при использовании переводника трубной головки. В этом случае скважина временно глушится после завершения операций по бурению и установки обсадных колонн, а превентор извлекается на поверхность. Затем на устье скважины устанавливается переводник трубной головки, после чего на нем монтируется превентор,
    
    1 – альтернативное место расположения перепускного клапана; 2 – линия управления внутрискважинным клапаномотсекателем; 3 – соединитель линии затрубного (межтрубного) пространства; 4 – трубная головка; 5 – муфта для выравнивания; 6 – колонная головка направления; 7 – подвески обсадных колонн и уплотнительные узлы; 8 – направляющие (опция);
    
    9 – колпак устьевой арматуры; 10 – устьевая арматура; 11 – линия передачи данных от расположенных на забое датчиков давления и температуры; 12 – соединитель выкидной линии; 13 – соединительная муфта устьевой арматуры; 14 – направляющая плита; 15 – узел соединения выкидной линии/трубной вставки; 16 – переводник трубной головки; 17 – направляющая плита устьевой арматуры; 18 – устье скважины; 19 – временная направляющая плита или вырез в опорной плите; 20 – перепускной клапан; 21 – эксплуатационный клапан на кабеле; 22 – верхняя главная эксплуатационная задвижка; 23 – нижняя главная эксплуатационная задвижка; 24 – эксплуатационная задвижка на отводящей линии; 25 – перепускной клапан;
    
    26 – изолирующий клапан-отсекатель затрубного пространства; 27 – добычной отключающий клапан; 28 – задвижка на отводящей линии затрубного пространства; 29 – главная задвижка затрубного пространства; a – вместо задвижек для
    
    спускаемого на тросе в скважину или затрубное (межтрубное) пространство инструмента могут быть установлены заглушки; б – колпак устьевой арматуры может обеспечивать или не обеспечивать герметичность; в – показано подсоединение выкидной
    
    линии через эксплуатационную направляющую плиту, но возможно подключение непосредственно к елке; г – показана эксплуатационная направляющая плита (позволяет подключать выкидные линии)
    
    Рисунок A.12 – Устьевая елка вертикального типа соосной конструкции
    
    с двухфланцевой колонной головкой
    
    1 – противовыбросовый превентор для троса/колонны гибких труб; 2 – надводная устьевая арматура и переводники;
    
    3 – износостойкое соединение; 4 – соединение с регулируемой длиной; 5 – натяжное соединение; 6 – колонные головки; 7 – соединение под нагрузкой; 8 – нижний блок райзера (для бурения); 9 – елка; 10 – талевый блок; 11 – верхний привод; 12 – серьги; 13 – элеватор; 14 – лебедка; 15 – стропы; 16 – подъемная рама (показана в качестве примера); 17 – устьевая головка колонны гибких труб (показана в качестве примера); 18 – крестовина райзера для заканчивания; 19 – шкив линии доступа в затрубное (межтрубное) пространство; 20 – натяжные устройства; 21 – корпус дивертора; 22 – шкив шлангокабеля
    
    системы ремонта скважины; 23 – шлангокабель системы управления ремонтом; 24 – линия доступа в затрубное (межтрубное) пространство (показано подключение к елке); 25 – направляющие тросы (опция); 26 – система аварийного отсоединения;
    
    27 – направляющие тросы (опция); 28 – инструмент для спуска елки; 29 – направляющие стойки (опция); 30 – направляющая плита; 31 – временная направляющая плита или вырез в опорной плите; 32 – пол буровой установки; 33 – буровая шахта
    
    Рисунок A.13 – Установка устьевой елки концентрического типа на одноканальном райзере
    
    для заканчивания/ремонта скважин, оборудованном переключателем каналов
    
    разбуривается цементная пробка и трубная головка устанавливается на переводник. В трубную головку устанавливаются временные заглушки, а райзер и превентор извлекаются на поверхность. Затем устанавливается устьевая елка и извлекаются временные заглушки, после чего выполняются перфорация, промывка скважины и извлечение райзера.
    
    Использование переводника трубной головки обеспечивает свободу выбора устьевого оборудования и елки.
    
    На устьевой елке вертикального типа могут использоваться инструменты TFL. Эта технология применяется для обслуживания расположенного на забое оборудования, например,
    
    управляемого с поверхности внутрискважинного клапана-отсекателя, для чего используется трубопровод между скважиной и основным промысловым сооружением.
  4. Инструменты для установки
    
    Трубная головка устанавливается и извлекается через блок противовыбросовых превенторов и райзер с использованием инструмента для спуска трубной головки. На скважинах, требующих перфорации и промывки после установки трубной головки (для снижения воздействия на пласт раствора для заканчивания), над трубной головкой могут устанавливаться двуствольная испытательная устьевая елка и специальный разъем, обеспечивающий аварийное разъединение, в то время как на заглушенной скважине в этом нет необходимости.
    
    Инструмент для установки и снятия устьевой елки включает или райзер для заканчивания/ремонта скважин, или колонну бурильных труб. Когда установка елки выполняется с помощью райзера, формируется нижняя часть блока райзера, которая включает превентор колонны гибких труб/троса и систему аварийного отсоединения, как описано в A.11.2.2. Обычно комплект оборудования для установки елки включает гидравлические средства связи с элементами управления устьевой арматуры, включая соединитель елки, ряд клапанов и соединитель(и) выкидных линий.
    
    Управление оборудованием для установки елки, колонной для монтажа устьевого оборудования и функционированием фонтанной арматуры в процессе установки и ремонта обычно осуществляется с помощью шлангокабеля для ремонта и расположенной на поверхности гидравлической силовой установки. Функции аварийного останова используются для обеспечения герметизации скважины и отсоединения колонны для монтажа устьевого оборудования.
  5. Вспомогательное оборудование

Различное вспомогательное оборудование, включая погрузочно-разгрузочное и защитное оборудование, испытательные тумбы для блока противовыбросовых превенторов, макет колонной головки и т.д., обычно поставляется как часть подводной системы устьевой елки.

Системы устьевых елок горизонтального типа
1. Конфигурация
  
  В системах устьевой арматуры с устьевыми елками горизонтального типа елка монтируется на устье скважины, а затем внутрь нее устанавливается трубная головка, формируя соединение между НКТ и устьевой елкой.
  
  На рисунке A.14 показана типовая конфигурация с эксплуатационной направляющей плитой как часть общей компоновки. Такая конструкция позволяет извлекать елку без отсоединения выкидных линий и шлангокабеля. Таким образом, при меньшей вероятности возникновения необходимости извлечения устьевой елки существует меньшая потребность
  
  1 – горизонтальные перемещающиеся соединители; 2 – линии управления внутрискважинным клапаном-отсекателем
  
  и датчиками давления и температуры; 3 – устье скважины; 4 – соединительная муфта елки; 5 – спираль для ориентирования трубной головки; 6 – короткая муфта системы заканчивания; 7 – колонная головка направления; 8 – подвески обсадных колонн и уплотнительные узлы; 9 – колпак устьевой арматуры; 10 – направляющие (опция); 11 – внутренняя крышка елки;
  
  12 – заглушка внутренней крышки елки; 13 – трубная головка; 14 – заглушка трубной головки; 15 – елка; 16 – соединение с выкидной линией; 17 – донная направляющая плита; 18 – узел соединения выкидной линии/трубной вставки;
  
  19 – временная направляющая плита или вырез в опорной плите; 20 – задвижка на отводящей линии затрубного пространства; 21 – перепускной клапан; 22 – клапан доступа в затрубное пространство; 23 – главная задвижка затрубного пространства;
  
  24 – главная задвижка эксплуатационной линии; 25 – эксплуатационная задвижка на отводящей линии; 26 – изолирующий клапан-отсекатель затрубного пространства; 27 – добычной отключающий клапан; a – обеспечивают доступ в затрубное (межтрубное) пространство без необходимости снятия внутренней крышки елки; б – гидравлические/контрольные линии могут быть оснащены уплотнениями для неподвижного соединения; в – колпак устьевой арматуры может обеспечивать
  
  или не обеспечивать герметичность; г – внутренняя крышка елки показана с заглушкой. Она может иметь сплошную конструкцию или включать шаровую задвижку; д – показано подсоединение выкидной линии через эксплуатационную направляющую плиту, но возможно подключение непосредственно к елке; е – показана эксплуатационная направляющая плита (позволяет подключать выкидные линии)
  
  Рисунок A.14 – Устьевая елка горизонтального типа
  
  в установке ее основания, а в некоторых случаях эксплуатационная направляющая плита может быть интегрирована с фланцем елки. Это уменьшает число необходимых спуско-подъемных операций, но снижает гибкость системы, а именно:
  - выкидные линии и шлангокабель могут быть подключены только после установки елки;
  - требуется отключить выкидную линию и шлангокабель в случае возникновения необходимости снятия елки.
2. Трубная головка
  
  Трубная головка обеспечивает подвеску НКТ и изолирует кольцевое пространство между насосно-компрессорной колонной и обсадными трубами. Трубная головка крепится внутри устьевой елки.
  
  В устьевой елке горизонтального типа трубная обвязка, как правило, является одноствольной, при этом доступ в затрубное (межтрубное) пространство обеспечивается через боковые входные отверстия, расположенные выше и ниже трубной головки. Необходимо ориентировать расположение трубной головки в елке таким образом, чтобы отверстие скважинного трубопровода совпадало с соответствующим отверстием елки.
3. Устьевая елка горизонтального типа
  
  Устьевая елка горизонтального типа состоит из блока клапанов, который включает проходные каналы и запорные устройства, обеспечивающие управление расходом и давлением скважинной продукции с целью обеспечения безопасной эксплуатации скважины. Устьевая елка включает переводник, с помощью которого она крепится к устью скважины. Этот переводник обеспечивает герметичное соединение с устьем скважины, в то время как уплотнительная катушка трубной головки обеспечивает герметичное разделение скважинного трубопровода и затрубного (межтрубного) пространства в месте соединения с устьевой елкой. Стыковочный выступ в нижней части елки входит в верхнюю колонную головку, обеспечивая герметичное соединение. Внутреннее отверстие стыковочного выступа имеет спиралевидное углубление, за счет чего обеспечивается заданная ориентация трубной головки при установке.
  
  Наружная трубная обвязка обеспечивает прохождение скважинной продукции между отверстиями устьевой елки и точками подсоединения выкидных линий. Выкидные линии могут быть подключены или непосредственно к устьевой елке, или к трубной обвязке эксплуатационной направляющей плиты. Возможные соединители, используемые для подключения выкидной линии к елке, описаны в A.9.3.
  
  Вверху трубной головки обычно устанавливается заглушка, обеспечивающая изоляцию скважинного трубопровода. Затем устанавливается запорное устройство внутри верхней части елки (внутренняя крышка елки) для обеспечения второго перекрытия ствола скважины.
  
  В качестве запорного устройства может использоваться заглушка, штуцер или шаровой клапан для обеспечения ввода инструмента на кабеле или колонне гибких труб при проведении внутрискважинных работ. Защитный колпак монтируется сверху устьевой елки для предотвращения ее обрастания морскими организмами. Основное различие между устьевой елкой горизонтального и вертикального типов заключается в том, что в горизонтальной конструкции трубная головка устанавливается внутри устьевой елки, что позволяет осуществлять замену забойных элементов конструкции скважины, не снимая елку.
  
  Использование устьевой елки горизонтального типа первоначально было связано с применением электрических погружных насосов, поскольку предполагалось частое проведение внутрискважинных ремонтных работ. В настоящее время устьевые елки горизонтального типа применяются и на фонтанных скважинах. Устьевая елка горизонтального типа также позволяет спустить трубную головку на стандартной муфте колонны НКТ без использования двухканального райзера.
  
  Для обеспечения свободного проходного сечения в устьевой елке горизонтального типа нельзя устанавливать клапаны на вертикальном стволовом проходе устьевой елки, поэтому клапаны устанавливаются на горизонтальных отводах в пределах корпуса елки. Это позволяет использовать в устьевой арматуре эксплуатационную линию большего диаметра, чем допускается при использовании устьевой елки вертикальной конструкции. Очевидно, что большое значение имеет качество уплотнения между трубной головкой и устьевой елкой, так как оно, по существу, заменяет запорную арматуру, используемую в конструкции устьевой елки вертикального типа.
  
  Возможность извлечения трубной головки без снятия устьевой елки привлекательна для использования в скважинах, оборудование которых требует частого извлечения (например, погружные насосы, элементы интеллектуальной системы заканчивания и т.д.).
  
  Устьевую елку горизонтального типа целесообразно использовать на скважинах с высокой производительностью или нагнетательных скважинах с опорной плитой на несколько скважин или кустах скважин.
  
  В устьевой елке горизонтального типа отсутствуют проблемы, связанные с установкой и ориентацией трубной головки из-за того, что трубная головка устанавливается в елке, а в конструкцию нижней части елки включена спираль, обеспечивающая ориентацию трубной головки. Это исключает необходимость в увеличении высоты обсадной колонны и в спуске инструмента для контроля ориентации трубной головки, а также в установлении в противовыбросовом превенторе направляющего штифта или муфты для ориентации трубной головки.
  
  Устьевая елка горизонтального типа может быть установлена на устье скважины после завершения буровых работ и установки обсадных колонн. Для этого перед заканчиванием скважины необходимо ее временно заглушить, а противовыбросовый превентор извлечь на поверхность. Затем, после установки устьевой елки на устье скважины, противовыбросовый превентор снова опускается, но в этот раз он устанавливается на верхней части елки. После крепления превентора на елке цементная пробка разбуривается, выполняются спуск и установка колонны для заканчивания и трубной головки. За этим следуют спуск и установка запорного устройства в верхней части елки и снятие противовыбросового превентора. После этого устьевая елка горизонтального типа готова к эксплуатации.
  
  Необходимость извлечения противовыбросового превентора в промежутке между окончанием бурения и началом операций по заканчиванию является недостатком при освоении месторождения одиночными скважинами, в то же время, при использовании кустового бурения, при котором предполагается извлечение превентора, использование вертикальной и горизонтальной устьевых елок становится равноценным.
  
  Необходимо обосновывать применение устьевой елки горизонтального типа, поскольку использование большего числа оборудования на этапе заканчивания приводит к увеличению затрат на строительство скважин.
  
  На рисунке A.15 показана типовая компоновка для спуска устьевой елки горизонтального типа. Во время спуска трубной головки и внутрискважинных операций перекрытие скважины обеспечивается плашками противовыбросового превентора, нагнетательной линией глушения скважины, дроссельной линией и отказоустойчивыми задвижками, расположенными в компоновке на колонне для установки трубной головки (см. рисунок A.16).
  
  Следует подчеркнуть, что выход из строя любого компонента в конструкции с устьевой елкой горизонтального типа требует полного глушения скважины перед извлечением елки на поверхность для ремонта. Однако статистический анализ показывает, что вероятность выхода из строя скважинного оборудования, в особенности управляемого с поверхности внутрискважинного клапана-отсекателя и погружных насосов, в несколько раз превышает вероятность отказов в устьевой елке. Таким образом, с позиции анализа характера и последствий отказов выбор устьевой елки горизонтального типа является более обоснованным.
  
  Вариант конструкции устьевой елки горизонтального типа с применением составной трубной головки позволяет извлекать елку без подъема колонны для заканчивания, но в этом случае требуется сложная система изоляции затрубного (межтрубного) пространства.
4. Конструкции, через которые можно вести бурение
  
  Вариант конструкции горизонтальной устьевой елки, которая определяется как «елка, через которую можно вести бурение», имеет все преимущества конструкции горизонтальной
  
  1 – талевый блок; 2 – верхний привод; 3 – серьги; 4 – элеватор; 5 – шкив шлангокабеля системы ремонта; 6 – бурильная колонна; 7 – направляющие тросы (опция); 8 – место предварительной установки контактной площадки шлангокабеля управления ремонтом; 9 – шлангокабель системы ремонта; 10 – контактная площадка шлангокабеля управления ремонтом; 11 – зажим шлангокабеля управления ремонтом; 12 – инструмент для установки елки; 13 – направляющие стойки (опция); 14 – инструмент для контроля герметичности заглушки, используемой для закрытия скважины в процессе заканчивания;
  
  15 – донная направляющая плита; 16 – временная направляющая плита или вырез в опорной плите; 17 – устье скважины; 18 – пол буровой установки; 19 – буровая шахта; a – место предварительной установки контактной площадки системы
  
  управления ремонтом также может быть наверху елки; б – испытание может быть выполнено другими средствами
  
  Рисунок A.15 – Установка устьевой елки горизонтального типа на бурильной колонне
  
  устьевой елки, но дополнительно обеспечивает возможность бурения без снятия елки (см. рисунок A.17).
  
  В этой системе снижено число операций по установке противовыбросового превентора, так как все буровые работы и операции по заканчиванию скважины выполняются через елку без извлечения превентора.
  
  Система устья скважины должна иметь компактную конструкцию с внутренним размером 425,45 мм (163/4) или 346 мм (135/8) и внешним размером 476,25 мм (183/4). Это позволяет осуществлять спуск обсадной колонны через елку, а также обеспечивает внутреннее посадочное плечо для установки трубной головки в устьевой елке.
  
  Ведение бурения на все более глубоководных участках приводит к возрастанию механической нагрузки на райзеры, увеличению необходимого объема бурового раствора и запаса обсадных труб, что существенно усложняет использование 533,4 мм (21) бурового райзера
  
  1 – шкив шлангокабеля тросового шлюза; 2 – шкив шлангокабеля инструмента установки трубодержателя; 3 – шкив шлангокабеля системы ремонта скважины; 4 – гибкая муфта; 5 – шлангокабель управления тросовым шлюзом; 6 – тросовый шлюз; 7 – гибкая муфта; 8 – нижний блок райзера; 9 – противовыбросовый превентор; 10 – соединение противовыбросового превентора; 11 – талевый блок; 12 – верхний привод; 13 – серьги; 14 – элеватор; 15 – лебедка; 16 – стропы; 17 – подъемная рама (показана в качестве примера); 18 – устьевая головка колонны гибких труб (показана в качестве примера);
  
  19 – противовыбросовый превентор для троса/колонны гибких труб; 20 – верхний переводник надводной устьевой арматуры; 21 – надводная устьевая арматура; 22 – нижний переводник надводной устьевой арматуры; 23 – износостойкое соединение;
  
  24 – крестовина райзера; 25 – дивертор; 26 – натяжные устройства; 27 – телескопическое соединение; 28 – райзер для бурения; 29 – направляющие тросы (опция); 30 – верхний противовыбросовый превентор затрубного (межтрубного) пространства;
  
  31 – нижний противовыбросовый превентор затрубного (межтрубного) пространства; 32 – зажим шлангокабеля инструмента установки трубной головки; 33 – зажим шлангокабеля системы ремонта скважины; 34 – шлангокабель инструмента установки трубной головки; 35 – шлангокабель системы ремонта скважины; 36 – разъемное соединение шлангокабеля; 37 – свободный разъем для шлангокабеля; 38 – направляющие стойки (опция); 39 – контактная площадка шлангокабеля управления ремонтом; 40 – колонные головки; 41 – стопорный клапан; 42 – срезной переводник; 43 – разъем аварийного разъединения;
  
  44 – подводная устьевая арматура; 45 – штыревое соединение; 46 – переводник; 47 – инструмент для установки трубной головки; 48 – трубная головка; 49 – предохранительная втулка трубной головки; 50 – донная направляющая плита;
  
  51 – временная направляющая плита или вырез в опорной плите; 52 – устье скважины; 53 – пол буровой установки;
  
  54 – буровая шахта; 55 – колонна для монтажа устьевого оборудования; a – может подниматься непосредственно на серьгах без использования подъемной рамы; б – место подключения контактной площадки райзера системы управления ремонтом также может быть наверху елки
  
  Рисунок A.16 – Установка трубной головки в устьевую елку горизонтального типа
  
  1 – колпак устьевой арматуры; 2 – возможные точки ввода линии доступа в затрубное (межтрубное) пространство; 3 – заглушка переходной катушки; 4 – стыковочная муфта доступа в затрубное (межтрубное) пространство; 5 – переходная катушка (показана со спиральной ориентирующей линией); 6 – устье скважины; 7 – соединительная муфта устьевой елки; 8 – трубная головка;
  
  9 – колонная головка направления; 10 – подвески обсадных колонн и уплотнительные узлы; 11 – направляющие (опция); 12 – внутренняя крышка елки; 13 – заглушка внутренней крышки елки; 14 – горизонтальные перемещаемые разветвители/ соединители; 15 – стыковочная муфта эксплуатационной линии; 16 – линии управления внутрискважинным клапаном-
  
  отсекателем и датчиками давления и температуры; 17 – елка; 18 – узел соединения выкидной линии; 19 – донная направляющая плита; 20 – узел соединения выкидной линии/трубной вставки; 21 – временная направляющая плита или вырез в опорной плите; 22 – клапан на отводящей линии затрубного пространства; 23 – перепускной клапан; 24 – клапан доступа
  
  в затрубное пространство; 25 – главная задвижка затрубного пространства; 26 – главная задвижка эксплуатационной линии; 27 – эксплуатационная задвижка на отводящей линии; 28 – изолирующий клапан-отсекатель затрубного пространства;
  
  29 – добычной отключающий клапан; a – колпак устьевой арматуры может обеспечивать или не обеспечивать герметичность; б – обеспечивают доступ в затрубное (межтрубное) пространство без необходимости снятия внутренней крышки елки;
  
  в – внутренняя крышка елки показана с заглушкой. Она может иметь сплошную конструкцию или включать шаровую задвижку; г – показано подсоединение выкидной линии через эксплуатационную направляющую плиту, но возможно подключение непосредственно к устьевой арматуре; д – показана эксплуатационная направляющая плита
  
  (позволяет подключать выкидные линии)
  
  Рисунок A.17 – Устьевая елка, через которую возможно вести бурение
  
  и 476,25 мм (183/4) противовыбросовых превенторов. Решение данной задачи привело к необходимости разработки других систем, в которых используются противовыбросовые превенторы диаметром 425,45 мм (163/4) или 346 мм (135/8), буровой райзер диаметром 355,6 мм (14) и обсадные колонны малого диаметра.
  
  Одним из недостатков конструкции, через которую возможно вести бурение, является опасность повреждения уплотнительных элементов в процессе буровых операций, несмотря на то что оборудование устьевой арматуры защищено втулкой. Это связано с тем, что буровые долота, колонные головки, защитные втулки и уплотняющие узлы проходят через устьевую арматуру. Соответствующая конструкция защитной втулки с принудительной блокировкой и специальными элементами входа-выхода может уменьшить данную проблему.
  
  Кроме того, существует опасность попадания бурового и цементного растворов в боковые отводы из-за износа уплотнителей защитной втулки, особенно это относится к системе управления внутрискважинным клапаном-отсекателем и системе контроля давления и температуры на забое. Решить эту проблему позволяет использование соответствующей конструкции защитной втулки.
  
  Еще одним недостатком является ограничение диаметра долота величиной 406,4 мм (16)
  
  при бурении под обсадную колонну диаметром 339,725 мм (133/8). Решить эту проблему позволяет использование раздвижных долот, расширителей и долот с гидромониторными насадками. Из-за необходимости устьевой елки уже на стадии бурения капитальные затраты на си-
  
  стему с устьевой елкой, через которую можно вести бурение, являются самыми высокими среди трех систем устьевой арматуры. Следовательно, необходимость применения такой конструкции требует убедительного обоснования, хотя эти затраты могут быть компенсированы за счет снижения расходов на бурение и освоение скважины.
  
  Во время спуска трубной головки и внутрискважинных операций перекрытие скважины обеспечивается плашками противовыбросового превентора, нагнетательной линией глушения скважины, дроссельной линией и отказоустойчивыми задвижками, расположенными в компоновке колонны для установки трубной головки.
5. Инструменты для установки
  
  Устьевая елка горизонтального типа может быть установлена с помощью бурильной колонны или с использованием райзера и блока противовыбросовых превенторов.
  
  Трубная головка устанавливается и снимается с помощью райзера и блока противовыбросовых превенторов, при этом используется инструмент для установки трубной головки. Арматура для испытания скважин, различные задвижки и блоки аварийного отсоединения устанавливаются над этим инструментом.
6. Вспомогательное оборудование

Различное вспомогательное оборудование, включающее погрузочно-разгрузочное и защитное оборудование, испытательные тумбы для блока противовыбросовых превенторов, макет колонной головки и т.д., обычно поставляется как часть системы подводной устьевой елки горизонтального типа.

Донные системы подвески обсадных колонн
1. Общие положения
  
  При начальной разработке донных систем подвески обсадной колонны предполагалось, что они будут устанавливаться на мелководных участках при бурении с самоподъемных буровых установок, при этом устья скважин будут располагаться над поверхностью воды. Однако в настоящее время такие системы используются на глубоководных участках при бурении с платформ на натяжных опорах. Эти системы обеспечивают подвеску обсадных труб в стволе скважины вблизи уровня дна. Трубы направления и обсадных колонн выводятся на поверхность воды, где на них устанавливается традиционное устьевое оборудование.
  
  Однако заканчивание скважин, пробуренных с использованием обычных донных систем подвески обсадных колонн, может быть выполнено с применением подводной устьевой елки. Это требует соответствующей доработки этих систем. В общем случае использование стандартного оборудования подвески обсадных колонн для скважин с подводным заканчиванием лучше подходит для мелководных участков, где требования к прочности и жесткости конструкции не являются определяющими.
  
  Альтернативой традиционному оборудованию подвески обсадных колонн является оборудование, через которое возможно вести бурение. Этот тип оборудования монтируется с самоподъемной буровой платформы.
2. Традиционное донное оборудование подвески обсадных колонн и обвязки устья
  1. Традиционное донное оборудование подвески (см. рисунок A.18) используется для принятия и передачи на дно нагрузки от веса обсадной колонны, обеспечения контроля давления и доступа в затрубное (межтрубное) пространство, а также используется в тех случаях, когда устье скважины расположено выше поверхности воды.
  2. Основными элементами традиционной донной системы подвески являются:
    - направление (как правило, диаметром 762 мм (30)) и колонный фланец;
    - колонные головки.
  3. При бурении с самоподъемной установки блок противовыбросовых превенторов находится на поверхности. Герметизация затрубного (межтрубного) пространства за счет донной подвески не осуществляется, следовательно, до монтажа компоновки подводного за-
    
    1 – трубная головка в разрезе; 2 – задвижка межтрубного (затрубного) пространства; 3 – опорное кольцо (опция); 4 – адаптер насадки колонной головки; 5 – соединитель в разрезе; 6 – устьевой переводник; 7 – направляющие; 8 – направление, 762 мм (30); 9 – дно; 10 – колонная головка,
    
    508 мм (20); 11 – посадочное кольцо в колонне, 762 мм (30); 12 – колонная головка, 339,7 мм (133/8);
    
    13 – колонная головка, 244,5 мм (95/8)
    
    Рисунок A.18 – Типовая донная система с устьевым переводником для установки адаптера насадки колонной головки
    
    канчивания скважины необходимо установить соответствующее оборудование для герметизации затрубного (межтрубного) пространства и обеспечения монтажа трубной головки и подводной елки.
    
    Для решения этих задач устанавливается следующее оборудование:
    - приспособление для надставки (переходная муфта) и надставка обсадной колонны диаметром 339,7 мм (133/8);
    - колонный фланец (как правило, 346 мм (135/8)), установленный на надставку обсадной колонны диаметром 339,7 мм;
    - донная направляющая конструкция с четырьмя опорами, предназначенная для выравнивания и ориентации подводной елки, инструмента для установки оборудования и проведения внутрискважинных работ.
  4. После установки колонного фланца на донную систему подвески обсадных колонн устанавливается система для повторного ввода в скважину, использующая райзер высокого давления для соединения с системой противовыбросового превентора, установленного на буровой установке. Устанавливаются колонные головки, после чего устанавливаются и испытываются уплотнительные узлы затрубного (межтрубного) пространства. Далее на колонный фланец (или в дополнительный переводник трубной головки) устанавливается трубная головка. Затем в трубной головке устанавливаются заглушки и блок противовыбросового превентора. Райзер отсоединяется, после чего на колонный фланец (или переводник трубной головки) устанавливается подводная елка.
  5. Необходимо применять соответствующий инструмент для установки и вспомогательное оборудование для монтажа и испытания элементов системы подводного заканчивания скважины. Указанное оборудование аналогично используемому при установке подводной устьевой елки вертикального типа.
3. Донные системы для подвески обсадных колонн, через которые можно вести бурение
  1. Донное оборудование для подвески обсадных колонн, через которое можно вести бурение, используется для передачи на дно нагрузки от веса обсадных колонн и контроля давления. Это оборудование применяется, когда предполагается подводное заканчивание скважины.
  2. Оборудование данного типа отличается от традиционного тем, что первая и последующие обсадные колонны используют устье скважины для подвески и обвязки. Колонные головки имеют выступающие посадочные заплечики, поэтому их внешний диаметр не позволяет устанавливать их через надставки предыдущих обсадных колонн. Обычно для установки колонных головок, уплотнительных узлов, внутренних заглушек и трубной головки используются райзеры, имеющие проходное сечение и рабочее давление, соответствующие параметрам блока противовыбросового превентора, установленного на поверхности. Корпус устья имеет необходимую внутреннюю конструкцию для крепления трубной головки и внешний профиль для установки подводной елки.
  3. Рассматриваемая система подвески обсадных колонн включает следующие элементы:
    - колонную головку направления;
    - подвеску колонны кондуктора;
    - колонную головку кондуктора (как правило, 346 мм (135/8));
    - колонные головки;
    - уплотнительные узлы затрубного (межтрубного) пространства.
  4. Необходимо применять соответствующий инструмент для установки и вспомогательное оборудование для монтажа и испытания элементов системы подводного заканчива-

ния скважины. Указанное оборудование аналогично используемому при установке подводной устьевой арматуры традиционной конструкции.

Системы подводного манифольда и опорной плиты
1. Общие положения
  1. Манифольд представляет собой систему коллекторов и трубной обвязки, которая служит для сбора и распределения флюида. Манифольды включают клапаны для регулирования потока флюидов, а также могут иметь другие средства регулирования потока (например, штуцеры), если эти средства отдельно не установлены на елках. Манифольды могут использоваться для сбора добываемых флюидов, направления продукции отдельных скважин в испытательную линию, а также для подачи к скважинам нагнетаемых флюидов (газа или воды) или газлифтного газа. Альтернативой применения отдельных задвижек на каждой отводной линии является использование многоканального переключателя, который позволяет направлять продукцию от отдельных скважин в замерную линию, не прекращая подачу продукции от оставшихся скважин.
  2. Линии системы TFL, контроля затрубного (межтрубного) пространства, закачки химреагентов и гидравлические (электрические) линии системы управления могут быть подключены к отдельному манифольду, расположенному на той же опорной плите, что и эксплуатационный манифольд, или к отдельному распределительному блоку системы шлангокабеля.
  3. Манифольд включает в себя точки подключения внешних трубопроводов и/или шлангокабеля, а также точки подключения выкидных линий от эксплуатационных скважин. Конструкция манифольда включает несущую раму для крепления трубной обвязки, вентилей, клапанов и т.д. Иногда несущая рама и манифольд включаются в оконечную конструкцию пучка трубопроводов. В этом случае его принято называть манифольдом подводного трубопровода. В других случаях в качестве несущей конструкции для манифольда может использоваться отдельно установленная опорная плита. Описание такой конструкции приведено ниже.
  4. Опорная плита представляет собой устанавливаемую на дне конструкцию, которая состоит из несущей рамы и фундамента, в качестве которого используется свайное основание с забиваемыми/задавливаемыми сваями или основание гравитационного типа. Опорная плита обеспечивает возможность размещения следующего оборудования:
    - подводных устьев и устьевых елок;
    - манифольдов трубопроводов (пластовой продукции, нагнетания, испытания скважин и/или распределения химреагентов);
    - элементов системы управления, таких как подводный модуль управления, гидравлические линии, электрические кабели;
    - оборудования для бурения и заканчивания скважин;
    - оборудования для протяжки и подсоединения трубопроводов;
    - эксплуатационных райзеров.
  5. В состав опорной плиты часто входят защитная рама и/или крышки, предохраняющие подводное оборудование от повреждения падающими предметами или орудиями рыболовного промысла.
  6. По сложности опорные плиты классифицируются от простых опорных плит для установки оборудования до опорных плит на несколько скважин с манифольдом.
2. Опорная плита для куста скважин
  
  Опорная плита для куста скважин служит в качестве направляющей конструкции для бурения нескольких скважин и используется для установки надводного оборудования над этой плитой, к которой позднее подсоединяются скважины (см. рисунок A.19). Скважины можно также заканчивать с использованием подводной устьевой арматуры и отдельных добычных райзеров, идущих от каждой подводной елки к главной установке, находящейся над опорной плитой. В качестве альтернативы затем на опорную плиту может быть опущен манифольд, преобразуя эту систему в опорную плиту с манифольдом для куста.
3. Опорная плита основания райзера
  1. Опорная плита для поддержки райзера – простая опорная плита, которая поддерживает добычной райзер или отгрузочный терминал. Она служит для восприятия нагрузки на райзер в течение всего срока эксплуатации (см. рисунок A.20). Этот тип опорной плиты может быть интегрирован с другими типами плит, например, с опорной плитой манифольда или опорной плитой с манифольдом куста скважин.
  2. Комбинацию опорной плиты райзера, соответствующей трубной обвязке и соединений райзеров и трубопровода(ов) также часто называют основанием райзеров.

Опорная плита манифольда
1. Опорная плита манифольда служит для установки манифольда, предназначенного для сбора добываемой продукции и/или распределения закачиваемых жидкостей (см. рисунок A.21). При таком размещении отдельные скважины-сателлиты группируются вокруг манифольда и соединяются с манифольдом гибкими или жесткими трубами. Этот тип опорной плиты включает места для подсоединения выкидных линий или добычных райзеров, идущих к главной установке.
2. Основной шлангокабель может также оканчиваться на этой опорной плите. На опорной плите могут размещаться трубопроводная система распределения химических реагентов, трубы гидравлической системы и/или кабели электрической системы. В таком случае отдель-
  
  1 – гнездо направляющей стойки устьевой арматуры
  
  Рисунок A.19 – Опорная плита для куста скважин
  
  Рисунок A.20 – Опорная плита райзера
  
  1 – к морскому (подводному) трубопроводу или системе райзера; 2 – коллектор; 3 – трубопровод закачиваемой воды; 4 – линия для испытания скважин; 5 – к линии закачки воды; 6 – к устьевой арматуре добывающей скважины; 7 – к устьевой арматуре добывающей скважины; 8 – задвижка для возможного пуска/приема СОД
  
  Рисунок A.21 – Схема типового манифольда
  
  ные перемычки шлангокабеля могут использоваться для соединения каждой скважины с химическими, гидравлическими, электрическими системами на манифольде или опорной плите. Основной шлангокабель может оканчиваться на отдельном подводном распределительном блоке шлангокабеля, который соединяется со скважинами с помощью перемычек шлангокабеля. Такое решение позволяет избежать установки дополнительных разъемов и усложнения манифольда.
3. Часто конструкция опорной плиты с соответствующим манифольдом имеет небольшой размер, что обеспечивает возможность их установки через буровую шахту мобильной

буровой установки и позволяет отказаться от использования тяжелого плавучего крана. Обычно сам манифольд и другие функциональные компоненты могут извлекаться для технического обслуживания и вновь устанавливаться независимо от конструкции опорной плиты.

Опорная плита для куста скважин и манифольда
1. Опорная плита для куста скважин и манифольда (ее часто называют также буровой и добычной опорной плитой) представляет собой опорную плиту для бурения и заканчивания нескольких скважин, которая включает систему сбора добытых флюидов и/или распределения закачиваемых жидкостей. Кроме того, она выступает в роли основания райзера, как показано на рисунке A.22. Этот тип опорной плиты также включает места подсоединения выкидных линий или добычных райзеров, идущих на главное сооружение.
2. Опорные плиты для куста скважин и манифольда могут быть простыми – например, на две скважины. Они могут быть установлены с вспомогательного судна. Существуют более сложные опорные плиты с манифольдом, предназначенные для обеспечения нескольких десятков скважин, с размещаемым оборудованием весом сотни тонн. Для установки такой опорной плиты требуется плавучий кран большой грузоподъемности.
3. Основной шлангокабель может также оканчиваться на этой опорной плите. Таким образом, на опорной плите могут размещаться трубопроводная система распределения хи-
  
  1 – направляющие стойки (при необходимости); 2 – основание добычного райзера
  
  Рисунок A.22 – Опорная плита для куста скважин/манифольда с добычным райзером
  
  мических реагентов, трубная обвязка гидравлической системы, кабели электрической системы и/или подводные модули управления отдельных скважин. Индивидуальные линии управления и другие трубопроводы могут подсоединяться к каждой скважине через многоканальные соединители, предварительно установленные на опорной плите.
4. Как правило, манифольд и другие функциональные компоненты монтируются вместе с опорной плитой и (в зависимости от размера и сложности оборудования) могут полностью или по частям извлекаться для технического обслуживания.

Конструкция опорной плиты для куста скважин
1. Опорная плита основания райзера и опорная плита с манифольда могут быть смонтированы и установлены как единая конструкция. Опорные плиты отдельных скважин и опорные плиты куста скважин с манифольдом могут быть спроектированы и установлены под водой либо как единая конструкция, либо как последовательно соединенные модули.
2. В зависимости от размера объединенной опорной плиты существует возможность ее установки через буровую шахту судна, что значительно снижает стоимость работ по сравнению с использованием тяжелого плавучего крана. Если требуется пробурить больше скважин, чем может быть размещено на небольшой опорной плите, то следует использовать модульную конструкцию. Модульные опорные плиты могут собираться под водой за счет установки ряда направлений для бурения вокруг базовой конструкции, в роли которой часто выступает первая скважина. При этом может использоваться консольная конструкция. Использование модульной конструкции опорной плиты может привести к проблеме с допусками, в случае если планируется установить манифольд на опорную плиту и соединить его с отдельными скважинами жесткими трубами.
3. В другой конструкции единой опорной плиты используются шарнирные соединения. Такая конструкция применяется в том случае, когда необходимо шарнирно соединить периферийные части для складывания плиты во время операций спуска (что позволяет осуществлять спуск через буровую шахту мобильной буровой установки). Далее конструкция развертывается в горизонтальное положение после установки на морское дно или сваи (часто на первую скважину с колонной направления в качестве несущей конструкции). К шарнирно подсоединяемым компонентам относятся направляющие для бурения скважин, узлы подключения выкидных линий и/или узел пуска/приема СОД. При этом остается пространство для последующей установки манифольда в центре опорной плиты. В этом случае, поскольку шарнирные компоненты всегда остаются соединенными с остальной частью опорной плиты, не возникает проблем с допусками и последующим подсоединением.
4. Термин «модульный» может быть применен к методу конструирования других компонентов систем опорной плиты. Например, опорную плиту для куста скважин с мани-

фольдом можно характеризовать как модульную (даже если плита спущена как единое целое подобно шарнирной конструкции, упомянутой выше), если на ней после спуска устанавливаются манифольд, узел приема/пуска СОД и т.д. Альтернативой этому типу модульной конструкции является монтаж единой системы с плитой для куста скважин и манифольда. Такой тип опорной плиты часто называют блочным, и для ее установки требуется плавучий кран большой грузоподъемности.

Подводные технологические системы
1. Общие положения
  1. Подводные технологические системы предназначены для сепарации и увеличения давления добываемой продукции. Эти операции могут выполняться либо в скважине, либо на морском дне. Рассматриваемые в данном разделе технологические процессы включают следующие операции:
    - двухфазную и трехфазную сепарацию;
    - повышение давления с помощью многофазных насосов и компрессоров сырого газа;
    - удаление воды.
  2. Поскольку большая часть подводного технологического оборудования является энергоемкой, в разделе затронуты вопросы энергообеспечения.
  3. Оптимизация процесса эксплуатации технологического оборудования требует постоянного мониторинга как технологических параметров, так и состояния оборудования, как изложено в A.7.7.

Выбор конструкции
1. При анализе проектной схемы подводной подготовки необходимо ответить на следующие вопросы:
  - подводное оборудование используется для снижения затрат или является вынужденным техническим решением;
  - какие процессы и технология являются наиболее подходящими в данном случае;
  - в каком месте оптимально разместить технологическое оборудование.
2. Для достижения поставленной цели может использоваться различное подводное оборудование. Например, повышение давления добываемой продукции можно обеспечить за счет использования внутрискважинных насосов, многофазных насосов на устье скважины или за счет сепарации жидкости и газа на устье скважины с последующим нагнетанием жидкости однофазными насосами. Для выбора оптимального процесса требуются техническая оценка вариантов, расчет стоимостных показателей на протяжении всего срока эксплуатации, а также оценка возможных эксплуатационных проблем для каждой системы. Оценка потенциальной
  
  выгоды от применения подводного технологического оборудования для конкретного проекта должна включать, но не ограничиваясь, рассмотрение следующих факторов:
  - оптимизации дебита и увеличения общей добычи;
  - капитальных затрат на оборудование;
  - возможного снижения капитальных затрат, связанного с использованием технологии подводной подготовки, например, снижение требований к диаметру и изоляции выкидных линий, к верхним строениям платформы, уменьшение фонда скважин и т.д.;
  - анализа связанных с системой эксплуатационных затрат, включая затраты на техническое обслуживание, закачку химических реагентов и дополнительное энергообеспечение.
3. Следующие факторы влияют на работу и оптимальное расположение систем подводной подготовки продукции:
  - глубина скважины;
  - пластовое давление;
  - свойства флюидов и их изменения в течение срока эксплуатации (плотность, газовый фактор, содержание воды, вязкость и т.д.);
  - протяженность выкидных линий;
  - глубина воды.
4. Глубина скважины (фактическая глубина по вертикали от морского дна) оказывает влияние на выбор места расположения насосного оборудования. В неглубоких скважинах отличия в работе внутрискважинных насосов и насосов, установленных на устье, незначительны, а увеличение стоимости работ по техническому обслуживанию и сложность скважинного оборудования приводят к тому, что предпочтение отдается насосам, расположенным на уровне дна. С другой стороны, для глубоких скважин или для коллекторов с низким давлением может потребоваться применение внутрискважинных насосов, которые должны быть технически надежными.
5. Свойства добываемых флюидов и механических примесей и их изменения на протяжении срока эксплуатации месторождения оказывают большое влияние на конструкцию и работу подводного технологического оборудования. Использование указанного оборудования часто необходимо на этапе падающей добычи для увеличения давления добываемого флюида. Увеличение содержания воды в продукции и возрастание газового фактора делают подводную сепарацию привлекательным методом для увеличения добычи. Фиксированная конструкция системы может оказаться неподходящей для полного цикла разработки месторождения. Более предпочтительным решением являются модульные конструкции, обеспечивающие гибкость технологического процесса. В настоящее время ряд поставщиков работают над созданием подводных блочных технологических систем.
6. Расположение технологического оборудования как можно ближе к коллектору является предпочтительным по следующим причинам:
  - повышается коэффициент гидравлической эффективности работы насосов вследствие меньшей объемной доли газа;
  - улучшается сепарация благодаря более низкой вязкости флюида;
  - снижается противодавление в системе при удалении воды;
  - улучшается характеристика притока;
  - улучшается обеспечение стабильности потока.
7. Продуктивный пласт с низким давлением может не обеспечивать поднятие флюидов к устью скважины. В этом случае давление может быть повышено за счет использования скважинного многофазного насоса.
8. Обычно исходя из свойств флюида, термодинамического и механического КПД для повышения давления и улучшения сепарации предпочтение отдается размещению оборудования как можно ближе к продуктивному пласту, в то время как с точки зрения оптимизации конструкции и решения задач технического обслуживания наиболее приемлемым является размещение оборудования ближе к поверхности. Поэтому необходимо найти баланс между этими противоречивыми требованиями и принять технически обоснованное и оптимальное с экономической точки зрения решение по разработке месторождения.
9. Для глубоководных месторождений при небольшой протяженности трубопроводов между скважинами и главной установкой расположение подводного технологического оборудования (около устья скважины или у основания райзера) не оказывает существенного влияния на характеристики трубопровода. В такой ситуации расположение оборудования у основания райзера является более предпочтительным, если это обеспечивает возможность ремонта и технического обслуживания с главной установки без привлечения отдельного судна.

Сепарация
1. Общие положения
  
  Сепарация под водой и на поверхности часто проводится для различных целей. Подводная сепарация обычно используется как метод увеличения уровня добычи и коэффициента извлечения, а также для преодоления ограничений, связанных с размещением оборудования на верхнем строении платформы. Это достигается за счет отделения и удаления нежелательных продуктов (например, воды) в зоне пласта или на уровне дна моря. При этом снижается противодавление в системе добычи. Сепарация позволяет применять более эффективные однофазные насосы и компенсирует существующие ограничения оборудования верхних строений, например, производительность системы обработки воды. Другой важной целью подвод-
  
  ной сепарации является обеспечение стабильности потока (борьба с гидратообразованием, коррозией, образованием пробок).
  
  Качество подводной сепарации может не достигать уровня, который обеспечивается сепараторами на ВСП. Например, если целью сепарации является обеспечение работы насоса для транспортировки продукции по протяженному промысловому трубопроводу, то высокая эффективность сепарации газа может не требоваться или не обеспечивать существенной выгоды по сравнению с проектной средней эффективностью. Такой подход обоснован, поскольку объемы жидкости и газа, выделяющихся вследствие снижения давления и температуры в трубопроводе при транспортировке, часто значительно выше той величины, которая попадает в трубопровод из-за ограниченной эффективности сепарации. Однако производительность любой системы сепарации необходимо задавать как можно точнее для более эффективного проектирования технологического оборудования подготовки продукции.
  
  Наличие твердых частиц (например, песка) в системе подводного оборудования является серьезной проблемой, которая может привести к необходимости использования в скважине устройств по борьбе с выносом песка. Использование средств мониторинга выноса песка требует внимательного рассмотрения.
2. Отделение воды из углеводородов
  
  Отделение воды предусматривает удаление большей части или всей добытой воды из скважинного флюида. Отделенная вода может быть сброшена в море или закачана в поглощающий пласт. Подводная сепарация вблизи скважины может дать значимый экономический эффект на определенных месторождениях за счет следующих факторов:
  - снижения противодавления в скважине, что ведет к повышению дебита и/или общего коэффициента извлечения;
  - снижения объема флюида, который необходимо транспортировать на оборудование ВСП, что позволяет использовать выкидные линии меньшего диаметра;
  - снижения нагрузки на оборудование платформы, что позволяет увеличить его производительность;
  - устранения или минимизации сепарации, очистки и удаления воды на ВСП.
    
    Удаление основного объема воды из добытых флюидов может также помочь решить ряд проблем, связанных с обеспечением стабильности потока, особенно это касается коррозии и образования гидратов. С удалением воды снижается потребность в закачке химических реагентов и требования к изоляции выкидных линий.
    
    Подводная сепарация может осуществляться либо посредством обычного гравитационного сепаратора, при этом разделенные нефть и газ затем объединяются и транспортируются
    
    по одному трубопроводу, либо путем использования блочного сепаратора, работающего обычно в две ступени, когда на первой ступени происходит сепарация газа и жидкости, а на второй – воды от нефти. Блочные сепараторы обычно имеют циклонную или центробежную конструкцию. Конструкция некоторых гидроциклонов требует постоянного наличия воды в обрабатываемом флюиде. Такие гидроциклоны используются либо для подготовки скважинных флюидов с большим содержанием воды, либо для них должна быть обеспечена предварительная сепарация для извлечения основного объема нефти.
    
    Альтернативой сепаратору, установленному на морском дне, является использование скважинного гидроциклона с погружным насосом.
    
    Содержание нефти в отсепарированной воде является критическим параметром. Остаточное содержание воды в углеводородах обычно менее важно. Приемлемым техническим условием может быть содержание воды до 20 %. Как правило, эта концентрация воды в нефти не приводит к образованию высоковязкой эмульсии и отделению воды из нефти, при этом уменьшается контакт воды со стенками трубы и, следовательно, снижается потребность в ингибиторах коррозии. Однако если целью подводной сепарации является снижение расходов на ингибиторы гидратообразования, тогда уменьшение содержания воды в углеводородах до установленного уровня является критическим параметром.
3. Двухфазная сепарация
  
  Двухфазная сепарация газ/жидкость может осуществляться либо с помощью традиционного (гравитационного), либо блочного (обычно циклонного) сепаратора. Двухфазная сепарация обеспечивает эффективную перекачку отсепарированных флюидов и обеспечивает стабильность потока (это особенно касается коррозии и образования гидратов). За счет сепарации вблизи скважин снижается вероятность образования жидкостных или газовых пробок.
  
  Основной целью двухфазной сепарации является увеличение объема добычи и извлекаемых запасов за счет снижения противодавления на коллектор и обеспечения более низкого давления, при котором прекращается добыча. Системы подводной двухфазной сепарации в большинстве случаев разработаны вместе с системой перекачивания жидкости. Регулирование скорости перекачки жидкости используется как первичный метод контроля уровня жидкости в сепараторе. Существуют два типа систем двухфазной сепарации:
  - гравитационные сепараторы в вертикальном или горизонтальном исполнении, конструкция которых базируется на существующих нормах и правилах для оборудования, используемого на ВСП, как по продолжительности сепарации, так и конструкции;
  - циклонные сепараторы, которые имеют меньший размер, используют энергию флюида для создания разделяющей силы между газом и жидкостью.
    
    Сепаратор можно размещать непосредственно около скважин или у основания райзера. Оптимальное местоположение зависит от характеристик системы подводной добычи и основной цели, для которой выполняется сепарация. Ниже приведены положения, которые следует оценивать в каждом отдельном случае:
  - для обеспечения транспорта продукции по протяженным промысловым трубопроводам более предпочтительным является сепарация вблизи устьев скважин;
    
    Примечание – Это обеспечивает снижение потерь давления в системе сбора по сравнению с многофазным транспортом, что значительно снижает противодавление на продуктивный пласт.
  - для глубоководных месторождений с незначительным перепадом высот между площадками устьев скважин и основанием райзера и относительно короткими выкидными линиями предпочтительным решением является сепарация у основания райзера.
    
    Примечание – Данный подход является более рациональным, поскольку основные проблемы, включая потери давления, падение температуры и возможность образования пробок, связаны с системой райзера. Также можно снизить эксплуатационные затраты, если обслуживание сепаратора осуществляется с главного сооружения без привлечения специального судна.
4. Трехфазная сепарация

Возможно проведение под водой трехфазной сепарации (газ/нефть/вода), однако для обеспечения надежной работы таких систем необходимы:

точный и надежный контроль в сепараторе положения поверхностей раздела между водой, эмульсией, нефтью, пеной и газом (см. A.7.7);
обеспечение надежной системы дозирования химреагентов для деэмульсации и предотвращения пенообразования в сепараторе, что обеспечивает увеличение полезного рабочего объема в сепараторе;
обеспечение надежной работы подводных регулирующих клапанов для управления расходом флюидов в сепараторе;
точный оперативный контроль содержания нефти в пластовой воде;
обеспечение удаления песка и других твердых частиц из сепаратора.
увеличение динамики добычи (сокращается срок эксплуатации месторождения) и повышение коэффициента отбора от начальных геологических запасов;
обеспечение подъема скважинной продукции для скважин с низкой производительностью (низкое давление, низкий газовый фактор, высокое содержание воды);
увеличение входного давления в протяженных выкидных линиях, идущих до основной установки или до берега;
повышение давления в низконапорных скважинах для обеспечения требуемого устьевого давления («положительное дросселирование»).

Типовая подводная насосная система состоит из следующих элементов:
центробежного или винтового насоса, включая корпус, радиальные/упорные подшипники, сальники вала, клапаны и трубную обвязку;
электрического мотора или гидравлической турбины в качестве привода;
механического сопряжения между насосом и приводом;
линии передачи энергии (электрической или гидравлической);
системы управления и контроля, включая блок управления с источником питания, КИП и клапаны;
систем смазки и охлаждения двигателя, включая емкость, насосы, фильтры, теплообменник, уплотнители и масло.

Обычно для подводных насосов требуется больше мероприятий по техническому обслуживанию, чем для оборудования, расположенного на платформе. В подводных условиях имеется меньше возможностей для регулирования состава перекачиваемой продукции по содержанию газа в жидкости и жидкости в газовой фазе. Кроме того, флюид часто содержит небольшое количество абразивных частиц. Все это приводит к необходимости разработки конструкции подводных насосов, способных перекачивать многофазный поток и малочувствительных к наличию в потоке механических примесей. Результатом этого является использование механизмов с более низким КПД по сравнению с традиционными насосами и компрессорами, устанавливаемыми на платформе.

Погружные насосы

Скважинные погружные насосы с электрическим и гидравлическим приводом широко используются многие годы на суше и не так давно начали устанавливаться в морских подводных скважинах.

Скважинные погружные насосы относятся к многоступенчатым эксцентриковым винтовым насосам с приводом от электродвигателя или гидравлической турбины.

При использовании внутрискважинного насосного оборудования необходимо учитывать ряд факторов, в том числе:
- стоимость насоса;
- параметры пластового флюида и необходимость наличия байпаса для прохождения скважинных инструментов;
- влияние размеров насоса и байпаса на размер обсадной колонны;
- влияние скважинного насоса на конструкцию подводной устьевой арматуры (необходимость в электрических силовых разъемах для электропитания насоса, требование дополнительных гидравлических линий в скважине для регулирования потока через байпас, выбор между устьевой елкой вертикального и горизонтального типов с учетом необходимости технического обслуживания и замены насоса);
- стоимость систем энергоснабжения, распределения энергии и управления работой насосов;
- прогнозируемую надежность и стоимость технического обслуживания и замены насосов. Несмотря на то что приведенные выше факторы ограничивают применение внутрискважинных насосов в подводных скважинах, в ряде случаев использование такого оборудования оправдано. При выборе типа насосов необходимо провести всестороннюю оценку всех
  
  возможных альтернатив для определения оптимальной конфигурации проекта.
  
  В соответствии с требованиями конкретного проекта погружные насосы также могут быть размещены в отдельной емкости на морском дне рядом со скважинами или установлены в основании добычного райзера рядом с главным сооружением.
Донные многофазные насосы

Многофазные насосы, устанавливаемые на морском дне, делятся на следующие две категории:
- гидродинамические насосы, которые работают на принципе преобразования кинетической энергии в статическую (напор), например, винтовые осевые насосы;
- поршневые насосы прямого вытеснения (сдвоенные винтовые, поршневые и эксцентриковые винтовые насосы), которые сжимают определенный объем флюида, поступающего со стороны низкого давления, и выпускают на сторону высокого давления.
Оба типа насоса имеют свои преимущества и недостатки, которые следует учитывать при выборе насоса в каждом конкретном случае.

Для глубоководных месторождений с промысловыми трубопроводами небольшой протяженности донный многофазный насос может размещаться у основания райзера рядом с главной установкой. Это позволяет проводить работы по обслуживанию насоса без привлечения специального судна.
Компрессоры сырого газа

Компрессоры сырого газа предназначены, как и многофазные насосы, для повышения давления скважинной продукции, но при более высоком газовом факторе. Величина газового фактора в рабочем диапазоне компрессора сырого газа должна составлять приблизительно

95 % – 100 % объемной доли газа. Некоторое типы многофазных насосов могут сжимать многофазный поток с очень высокой объемной долей газа, по крайней мере, в течение коротких периодов времени.

Уменьшение объема и повышение давления за счет сжатия сырого газа позволяют использовать в системе сбора трубопроводы меньшего диаметра, существенно уменьшая, таким образом, капитальные затраты.

Удаление воды
1. Пластовая вода обычно сбрасывается в окружающую среду либо закачивается в пласт в зависимости от ее параметров и допустимой практики.
2. Для сброса воды в окружающую среду требуется точный оперативный метод измерения содержания углеводородов в сбрасываемой воде для подтверждения соответствия установленным нормам. Учитывая практические трудности достижения этого в подводных условиях и стремление к достижению нулевых сбросов, предпочтительным вариантом является закачивание добытой воды в пласт.
3. Для закачки пластовой воды необходимо:
  - определить химическую совместимость закачиваемой воды и пластовой во избежание выпадения отложений;
  - контролировать содержание нефти и твердых веществ в воде для гарантии того, что содержание примесей в воде приемлемо для длительного закачивания в конкретный выбранный пласт.
4. Если закачка воды необходима для поддержания пластового давления, то использование отсепарированной воды уменьшает объем воды, необходимой для закачки в пласт с главного промыслового сооружения. Однако объем отсепарированной пластовой воды не обеспечивает всю потребность системы поддержания пластового давления.
5. Для закачки пластовой воды обычно требуется бурение дополнительных нагнетательных скважин, за исключением случаев, когда используется технология сепарации на забое.
6. Закачанная вода может вызвать закисление пласта-коллектора, если для заводнения используется морская вода. Наиболее вероятной причиной закисления пласта является рост сульфатвосстанавливающих бактерий в зоне смешения морской и пластовой воды. Для существования бактерий в зоне смешения должны присутствовать жирные кислоты и сульфаты. Обработка этой зоны невозможна, поэтому единственным способом контроля ситуации является проектирование системы, предназначенной для эксплуатации в кислой среде.

Управление электропитанием
1. Многие подводные технологические процессы требуют значительной электрической мощности, обычно составляющей несколько мегаватт. Электроэнергия используется
  
  для работы насосов для закачки пластовой воды или повышения давления добываемых флюидов. Кроме этого, к подводным потребителям электроэнергии относятся электростатические коагуляторы, компрессоры сырого газа и центробежные сепараторы.
2. Для распределения, подключения и управления электроэнергией, подаваемой в подводные технологические системы, требуется значительное количество вспомогательного оборудования, включая подводные электродвигатели, трансформаторы, предназначенные для работы в воде высоковольтные разъемы, преобразователи частоты и частотно-регулируемые приводы.
3. При передаче электроэнергии на большие расстояния системы постоянного тока имеют ряд преимуществ по сравнению с системами переменного тока, а именно:
  - меньшие потери;
  - системы постоянного тока менее сложные и более гибкие, особенно при изменениях конфигурации и режима нагрузки;
  - искажение гармоник и наличие резонанса представляют значительную проблему для систем переменного тока;
  - для систем постоянного тока проще определить размер кабеля, так как он зависит только от падения мощности и напряжения, тогда как в системах переменного тока требуется найти компромисс между рядом факторов, включая допустимый уровень искажения гармоник, профиль напряжения и потери при передаче.
4. Следует заметить, что вероятность возникновения необходимости технического обслуживания более высока для электродвигателей постоянного тока. Для подводных установок в настоящее время отсутствуют высоковольтные преобразователи постоянного напряжения в переменное. Выбор системы в каждом конкретном случае обычно основан на оценке стоимости за период эксплуатации.

Контроль подводных технологических систем
1. Оптимизация систем подводной добычи с использованием подводного технологического оборудования требует контроля как технологического процесса, так и состояния оборудования.
2. В дополнение к контролю давления и температуры, который постоянно осуществляется в системе подводной добычи, требуется контроль следующих показателей:
  - расхода однофазного и/или многофазного;
  - положения уровней поверхности раздела нефти, воды, эмульсии и пены в подводных сепараторах (считается, что радиоизотопные датчики обеспечивают наилучшее решение данной задачи для подводных сепараторов);
  - содержания нефти в отсепарированной воде (требуется точный оперативный контроль для подтверждения, что качество воды соответствует допустимым значениям для сброса в окружающую среду или закачки в пласт);
  - содержания воды в отсепарированной нефти.
3. Несмотря на возможность оценки состояния подводного технологического оборудования путем постоянного контроля технологических параметров, желательно осуществлять непосредственный контроль оборудования, чтобы оптимизировать его работу и оценить износ. Контроль технического состояния включает следующие параметры:
  - давление и температуру на приеме и выходе насоса;
  - скорость насоса/электродвигателя, биение вала и температуру подшипников;
  - осевую и радиальную вибрацию вращающихся элементов;
  - параметры источника электроэнергии, например, управляющий ток и его гармоники;
  - функционирование критических элементов, таких как датчики уровня, клапаны регулирования уровня, датчики контроля содержания нефти в воде, системы дозирования химических реагентов, защитные элементы и т.д.;
  - вынос/накопление песка в технологических аппаратах (на месторождениях, где ожидается значительный вынос песка, требуется его отдельная сепарация).
4. Методы проведения контроля параметров технологического процесса, производительности и целостности оборудования должны быть определены на этапе проектирования подводных технологических систем. Необходимо учитывать высокий уровень электромагнитных помех в окружающей среде, а также требуемую ширину полосы пропускания системы связи, необходимую для передачи всего объема данных на главное сооружение.

Системы контроля и управления добычей
1. Общие положения
  1. Система контроля и управления добычей включает средства дистанционного управления и мониторинга оборудования для подводной добычи или закачки.
  2. Система контроля и управления добычей состоит из надводного и подводного оборудования (см. рисунок A.23).
  3. В зависимости от конструкции системы и специфических условий месторождения оборудование надводной системы управления ранжируется от простых гидравлических силовых блоков со встроенными панелями управления до современных систем с мультиплексной передачей сигналов, включающих интерфейс оператора, объединенный с системой управления надводным технологическим оборудованием. Надводная система управления может быть связана с подводным оборудованием непосредственно или через подводный модуль
    
    1 – гидравлическая линия(и) управления; 2 – электрическая линия(и) управления; 3 – уровень моря; 4 – электрические и гидравлические линии управления, объединенные в одном шлангокабеле (вариант); 5 – колпак устьевой арматуры;
    
    6 – подключение электрической линии управления; 7 – подключение гидравлической линии управления; 8 – подводная устьевая арматура; 9 – корпус модуля управления; 10 – опорная плита модуля управления; 11 – гидравлическая силовая установка; 12 – пульт управления; 13 – пульт управления электроснабжением; 14 – система записи и считывания данных
    
    Рисунок A.23 – Схема системы контроля и управления добычей
    
    для одиночной скважины-спутника
    
    управления. Подводный модуль(и) управления может предназначаться для управления/мониторинга устьевой арматуры, внутрискважинного оборудования и/или манифольдов.
  4. В подводных системах добычи используется несколько систем контроля и управления. В таблице A.1 приведены характеристики типовых систем управления, в которых используется шлангокабель, прокладываемый от главной установки до системы подводной добычи.

Шлангокабель включает линии электропитания, линии управления и гидравлические линии. Основные параметры систем приведены в последующих подразделах. Общим для них является использование гидравлической системы высокого давления для управления подводным оборудованием. Эта функция реализуется с помощью гидравлической силовой установки, обычно расположенной на поверхности, но которая может устанавливаться и под водой.

А.8.1.5 К факторам, влияющим на выбор системы управления, можно отнести ее стоимость (включая эксплуатационные затраты, в которые входят расходы на техническое обслуживание

СТО Газпром 2-3.7-576-2011

172

Таблица А.1 – Характеристика различных типов систем управления

Система	Свойства
	сложность	реагирование		дискретное управление подводными функциями	считывание записанных данных	шлангокабель(и)
	сложность	сигнал	приведение в действие	дискретное управление подводными функциями	считывание записанных данных	тип	размер	дистанция передачи команд
Прямая гидравлическая	Низкая	Медленно	Медленно	Да	Отдельное по требованию	Гидравлический	Большой	Короткая
Дискретная с гидроусилителем	Умеренно низкая	Медленно	Быстро	Да	Отдельное по требованию	Гидравлический	Умеренно большой	Средняя
Последовательная с гидроусилителем	Средняя	Медленно	Быстро	Нет	Отдельное по требованию	Гидравлический	Малый	Средняя
Прямая электрогидравлическая	Средняя	Очень быстро	Быстро	Да	Отдельное по требованию	Гидравлический и электрический или совмещенный	Средний	Длинная
Мультплексная электрогидравлическая	Высокая	Очень быстро	Быстро	Да	Интегрированное	Гидравлический и электрический или совмещенный	Малый	Длинная
Электрическая	Высокая	Очень быстро	Быстро	Да	Интегрированное	Отсутствуют гидравлические линии системы управления	Малый	Длинная

и потери добываемой продукции, вызванные отказом системы управления), удаленность от основного сооружения, требования к времени срабатывания и телеметрическим данным.

А.8.1.6 Гидравлические системы являются наименее сложными и наиболее надежными подводными системами управления. Они характеризуются относительно медленным временем срабатывания по сравнению с электрогидравлическими системами и имеют меньшие возможности для телеметрии подводного оборудования. Поэтому при их выборе необходимо тщательно учитывать необходимость передачи данных и скорость срабатывания. Гидравлические системы предпочтительны для отдельных скважин-спутников, расположенных относительно близко к основному сооружению.

А.8.1.7 Электрогидравлические системы более сложны, поскольку имеют подводные электронные блоки. Они обладают меньшим временем срабатывания, но диапазон телеметрического контроля весьма ограничен. Электрогидравлические системы обычно используются в проектах, предполагающих эксплуатацию множества скважин, для которых необходимы эксплуатационная гибкость, скорость срабатывания и обработка данных телеметрии для управления скважинами и/или мониторинга пласта.

А.8.1.8 Описание гидравлических систем Общие положения

Ниже рассмотрены три типа гидравлических систем. Выбор между ними зависит от необходимого времени срабатывания системы и требований к шлангокабелям.

Прямые гидравлические системы

В прямых гидравлических системах для каждой функции предназначена отдельная гидравлическая линия, подсоединяемая непосредственно к исполнительному механизму, обеспечивающему функции управления подводным оборудованием. Какого-либо подводного оборудования управления не требуется, за исключением соединителя шлангокабеля и распределительных линий к каждой функциональной точке.

Дискретные гидравлические системы с гидроусилителем

Дискретные гидравлические системы включают подводный блок управления, содержащий управляющие клапаны, подводный гидравлический аккумулятор, который заряжается через отдельную линию, идущую с поверхности. Сигнальные линии требуются только для активации одного из управляющих клапанов небольшого размера, а жидкость для приведения в действие клапанов на фонтанной арматуре или манифольде подается из подводного аккумулятора. Такой тип системы позволяет увеличить расстояние между подводной системой и основным сооружением по сравнению с прямой гидравлической системой за счет минимизации времени срабатывания клапанов.

Последовательные гидравлические системы с гидроусилителем

В последовательных гидравлических системах также используются блоки управления, имеющие специальные управляющие клапаны, которые не требуют отдельной линии для каждой функции. Различные уровни давления в одной управляющей линии, общей для всех управляющих клапанов в блоке, приводят в действие различные управляющие клапаны, которые, в свою очередь, используя энергию подводных гидравлических аккумуляторов, обеспечивают управление подводными клапанами. Число гидравлических линий минимально, поскольку требуется только одна управляющая линия на устьевую арматуру. Недостатком данной системы является заранее определенная последовательность открытия подводных клапанов, что исключает гибкость управления. Этот тип системы обычно используется в качестве резервного для электрогидравлической системы, но она также может использоваться как независимая система для уменьшения стоимости проекта и снижения требований к шлангокабелям.

А.8.1.9 Электрогидравлические системы

В электрогидравлических системах управления гидравлические сигналы заменены электрическими, что существенно сокращает время прохождения сигнала и общее время срабатывания. Кроме того, такие системы обеспечивают возможность получения большего числа данных от подводного оборудования.

Электрогидравлическая система управления требует использования дополнительного электрического шлангокабеля или включение электрических кабелей в состав гидравлического шлангокабеля управления или шлангокабеля для закачки химических реагентов. Требования к гидравлическим линиям шлангокабеля для этой системы снижаются по сравнению с прямыми или дискретными гидравлическими системами, поскольку линии используются только для подачи гидравлической энергии и закачки химических реагентов.

Прямые электрогидравлические системы

Передача сигналов непосредственно на соленоиды распределительных клапанов на подводном оборудовании в прямых электрогидравлических системах осуществляется по отдельным жилам шлангокабеля управления. Такая система увеличивает стоимость шлангокабелей и чувствительна к потерям мощности в кабеле при увеличении расстояния от основного сооружения. Требования к шлангокабелю возрастают прямо пропорционально числу контролируемых скважин.

Мультиплексные электрогидравлические системы

Большинство эксплуатируемых в настоящее время систем являются мультиплексными электрогидравлическими системами, так как они обеспечивают очень короткое время срабатывания при аварийной остановке и возможность контроля значительного числа параметров.

Типовые мультиплексные электрогидравлические системы используют многожильный электрогидравлический шлангокабель, в котором для передачи сигналов управления (обычно мультиплексированные цифровые данные) и электроэнергии могут использоваться отдельные или общие жилы. Требуется осуществлять электронное кодирование и декодирование сигнала на поверхности и под водой. Это исключает необходимость использования отдельного электрического кабеля и разъема для его подводного соединения. Для ограничения объема передаваемых данных может использоваться фильтрация данных, поступающих от конечных устройств.

В дополнение к проводникам для передачи сигналов управления и электроэнергии многожильный электрогидравлический шлангокабель обычно содержит гидравлические линии для различных флюидов, включая жидкости гидравлической системы управления и химические реагенты для подводного оборудования. Отдельные шланги или трубы для флюидов могут быть изготовлены из обычных и коррозионно-стойких сталей или термопластических материалов. Более подробно шлангокабели рассмотрены в разделе А.9.

Некоторые электрогидравлические системы позволяют накладывать сигналы управления на силовую цепь. Подобная схема обычно называется наложением сигналов связи на электропитание (comms on power). Она исключает необходимость в отдельном кабеле связи, уменьшая, таким образом, стоимость шлангокабеля.

Кроме того, сигналы могут быть переданы по волоконно-оптическому кабелю или акустическими методами, описание которых дано в A.8.2 и A.8.3, соответственно.

Обладая высоким уровнем функциональности, мультиплексные электрогидравлические системы управления могут выполнять следующие операции:

открывать/закрывать все клапаны в скважинах, на устьевой елке и задвижки выкидных линий;
прекращать добычу при нарушении режима, например, при возникновении признаков утечки углеводородов или при повышенном/пониженном давлении;
переключать положение дивертора системы TFL;
управлять положением подводных и/или внутрискважинных штуцеров;
управлять разнообразными вспомогательными функциями, например, системой закачки химических реагентов;
осуществлять контроль параметров подводного оборудования, например, положения клапанов, температуры, давления, уровня выноса песка и состояния оборудования системы подводных технологических процессов;
осуществлять контроль параметров системы управления, например, давления жидкости в гидравлической системе, состояние линии связи и значений напряжений;
передавать показания многофазных и скважинных датчиков в систему управления главной установки.

Системы управления и контроля, как правило, не включают средства контроля монтажа, например, запирание подводных гидравлических разъемов, управления клапанами вертикального доступа и портами контроля давления.

Подводный модуль управления (называемый control pod) обычно монтируется непосредственно на контролируемом оборудовании, например, на подводной устьевой арматуре/ манифольде, на отдельном основании, с которого он в случае необходимости может быть извлечен на поверхность. Подводный модуль управления осуществляет интерфейс между линиями управления, передающими гидравлическую и электрическую энергию и сигналы с главной установки, и подводным оборудованием, которое подлежит контролю и управлению. Подводный модуль управления содержит вспомогательные клапаны, приводимые в действие гидравлической или электрической энергией, которая подается с главной установки. Он также включает электронные модули, которые используются для управления, связи и сбора данных.

Находящаяся под давлением жидкость в гидравлической системе используется для активации функций подводного оборудования, кроме того, она обеспечивает смазку и защиту от коррозии элементов, на которые она воздействует. Гидравлическая схема управления может быть разомкнутой и замкнутой, т.е. после срабатывания оборудования отработанная жидкость может сбрасываться в море или возвращаться на главную промысловую установку. В качестве рабочей жидкости могут использоваться биоразлагаемые жидкости на водной основе, углеводородсодержащие или синтетические минеральные жидкости. В разомкнутых системах могут использоваться только биоразлагаемые жидкости на водной основе. Рабочие жидкости на углеводородной основе следует использовать в замкнутых системах, в которых отработанный флюид возвращается в емкость для рабочей жидкости.

Перед монтажом система управления должна проверяться на испытательном стенде или другом аналогичном оборудовании с целью подтверждения функционирования в соответствии с техническими условиями.

Специально разработанные инструменты для монтажа обычно поставляются вместе с системой контроля и управления. В случае необходимости модуль управления может быть извлечен на поверхность для технического обслуживания и снова установлен под воду.

Буи управления, расположенные рядом с подводным оборудованием, как изложено в A.8.4, являются альтернативой традиционным системам управления с применением шлангокабеля.

Автономные системы

Автономные системы управления обеспечивают локальное энергоснабжение и управление подводным добычным оборудованием. Жидкость гидравлической системы хранится непосредственно у подводного оборудования. Связь с расположенным на поверхности оборудо-

ванием может осуществляться с помощью акустического канала связи либо сочетания акустического, спутникового и радиоканала. Основные функции системы аналогичны рассмотренным выше для мультиплексной электрогидравлической системы.
Схема гидравлической системы позволяет осуществлять сброс жидкости в море (для открытых систем) или ее возврат по специальной линии в составе шлангокабеля (для закрытых систем) при выполнении операций открытия клапанов. Гидравлическая система управления должна обеспечивать следующие меры безопасности:
возможность закрытия эксплуатационных клапанов в случае блокировки возвратной линии или выпускного клапана;
изменение давления в возвратной линии не должно приводить к открытию закрытых клапанов;
долив жидкости в кингстонную коробку/компенсатор после срабатывания исполнительных механизмов при открытии эксплуатационных клапанов.
отсутствие электромагнитных помех и взаимных наводок;
небольшая масса по сравнению с медным кабелем;
отсутствие электрических искр и опасности возникновения пожара;
меньшее затухание сигнала при передаче, чем в высокочастотных коаксиальных кабелях, что снижает потребность в ретрансляторах на больших расстояниях.

Дополнительная информация по волоконно-оптическим линиям связи дана в A.9.1.3.
обеспечение безопасности, включая риски для персонала при его доставке на буй и возвращении, организация аварийной эвакуации с буя, опасность хранения химических реагентов, ограничения возможности ведения работ внутри буя из-за ограниченности простран-

ства, например, опасность входа-выхода, сложность обращения с крупногабаритными предметами и предрасположенность к морской болезни из-за качки;
охрану окружающей среды, включая потенциальные риски утечки химреагентов из свободно подвешенного шлангокабеля и вероятность их разлива во время операций погрузки/ выгрузки;
риски для судоходства и необходимость предотвращения несанкционированного доступа к бую;
доступность системы, включая оценку возможности подхода к бую при разных погодных условиях;
себестоимость с учетом периода эксплуатации, включая эксплуатационные расходы, связанные с диагностикой и периодическим техническим обслуживанием буя управления, а также его якорной системы и шлангокабеля.
исключение отдельной системы испытания скважин, состоящей из соответствующего подводного манифольда, испытательной линии, идущей на главную установку, и испытательного сепаратора на этой установке;
более быстрое получение достоверных результатов за счет проведения испытаний с использованием подводных стационарных расходомеров и промыслового трубопровода в сравнении с испытанием через отдельную испытательную линию и замерный сепаратор;

Примечание – Быстрое получение данных обеспечивается благодаря тому, что нет необходимости ждать стабилизации потока в испытательной линии, для того чтобы получить достоверный результат испытаний. Это особенно важно на глубоководных месторождениях и при протяженных выкидных линиях.
не изменяется противодавление на скважину за счет подсоединения ее к системе с другими гидравлическими характеристиками, в связи с чем нет необходимости изменять установку штуцера на подводной устьевой арматуре, т.е. течение потока через многофазный расхо-

домер в трубопровод является настолько реалистичным и простым испытанием, насколько это возможно для обеспечения нормального режима работы скважины;
возможно осуществлять контроль скважины в начальный период промывки, когда можно получить важную информацию о результативности и эффективности процедур заканчивания;
больше данных в реальном масштабе времени (в случае если многофазный расходомер монтируется на каждой отдельной скважине, а не на подводном манифольде), что улучшает управление продуктивным пластом;
способность разделять добычу разных месторождений, принадлежащих разным собственникам, до смешения пластовой продукции и закачки ее в общую трубопроводную систему;
повышение оптимизации добычи и продление эксплуатации промысла за счет осуществления контроля параметров добычи на каждой скважине в реальном масштабе времени и, следовательно, быстрого реагирования на возникающие проблемы, например, образование водяных или газовых пробок и плохое функционирование газлифта;
снижение эксплуатационных затрат по сравнению с затратами на поддержание и эксплуатацию испытательной линии и системы сепарации, включая затраты на контроль целостности трубопровода и сосудов, работающих под давлением.

Точность многофазного расходомера зависит как от типа измерительного устройства, так и от конкретного исполнения. В мировой практике считается приемлемой следующая точность замеров:
± (5–10) % для контроля за разработкой;
± (2–5) % для распределения добываемой продукции;
± (0,25–1,00) % для учета налогооблагаемой продукции.
дифференциальные манометры;
гамма-плотномер по двум уровням энергии;
устройства измерения полного сопротивления и СВЧ-приборы.
уровень доверия к определенному типу измерительного прибора, основанный на предыдущем опыте и экспертизе внутри компании, включая вопрос о том, может ли быть увеличен масштаб измерений прибора без необходимости проведения полного квалификационного испытания;
вопросы безопасности и охраны окружающей среды, связанные с использованием источников радиационного излучения и т.д.;
возможность помещения прибора в скважину и связанную с этим возможность образования отложений парафина, солей и/или асфальтенов;
соответствие рабочего диапазона измерительного прибора величинам газового фактора, расхода, давления, содержания воды и режима потока;
калибровку прибора по изменениям свойств флюидов и режимов потока в течение всего срока эксплуатации месторождения;
уровень послепродажного обслуживания со стороны поставщика, включая обучение персонала, калибровку и обслуживание приборов и т.д.;
размер и массу полного модуля, включая гомогенизатор потока, и необходимость обеспечения определенного положения при монтаже, т.е. горизонтальное или вертикальное размещение;
историю конкретной модификации прибора с точки зрения его предыдущего использования под водой и легкости его извлечения на поверхность в случае возникновения такой необходимости;
предлагается ли прибор отдельно или как часть общего пакета управления месторождением, включая другое оборудование регулирования потока и/или мониторинга;
капитальные затраты и ожидаемые эксплуатационные расходы для измерительного прибора в течение всего срока эксплуатации месторождения.
рацию, а также подводную сепарацию с использованием многофазных насосов для оптимальной разработки месторождения. Следует отметить наличие в настоящее время программного обеспечения, которое в некоторых случаях позволяет отказаться от применения многофазных расходомеров.
контроль температурного профиля с помощью оптического рефлектометра с временным разрешением на основе волоконно-оптического кабеля, который прокладывается вдоль выкидной линии;

Примечание – Этот метод основан на изменении амплитудно-частотной характеристики оптического волокна вследствие местных температурных колебаний, вызванных расширением или охлаждением газа, выходящего из трубы, либо утечек жидкостей с высокой температурой.
обнаружение отрицательного импульса давления с помощью датчиков давления на одном или обоих концах выкидной линии при возникновении некатастрофического разрыва стенки выкидной линии;
обнаружение возникновения акустических шумов с помощью детекторов звука, установленных на стенке трубы на заданных расстояниях вдоль выкидной линии;

Примечание – Недостатком этого метода являются трудности различения нормальных шумов при турбулентном потоке от шума при утечке.
расчет баланса массы и моделирование переходных режимов потока;

Примечание – Оба этих метода основаны на измерении массы входящего и выходящего потоков в сочетании с измерениями давления и температуры в точках входа и выхода.
контроль давления в выкидной линии.

Примечание – Этот метод используется только на длинных газопроводах и не позволяет обнаруживать небольшие утечки, особенно если они расположены далеко от конца выкидной линии.
использовать выкидные линии, которые не рассчитаны на гидростатическое давление при закрытом устье скважины;
осуществлять подсоединение новых добычных систем с высоким давлением к существующим или новым технологическим установкам низкого давления.
количественное определение максимально допустимой вероятности отказа рабочей функции;
количественное определение конструкционных ограничений на подсистемы, наделенные функциями безопасности, например, предельная возможность использования конструкции при отказе отдельных элементов;
определение способов и средств, позволяющих исключить и контролировать систематические ошибки, например, применение датчиков различного типа с соответствующим резервированием датчиков и исполнительных механизмов.
снижение общей надежности при подключении каждого дополнительного отвода по сравнению с системой, в которой запорные клапаны установлены на общем коллекторе;
необходимость в дополнительных высоконадежных элементах (запорные клапаны и система управления системой защиты от избыточного давления), если дополнительные скважины последовательно включаются в добычную систему;
повышенное энергопотребление, так как требуются дополнительные соленоиды с двойным резервированием;
дополнительные датчики давления, клапаны для промывки метанолом и вспомогательные клапаны;
большая протяженность и сложность трубной обвязки между элементами системы, например, подводным модулем управления системой защиты от избыточного давления и отдельными запорными клапанами (особенно в случае, когда главная эксплуатационная задвижка на подводных елках используется в качестве барьера, а в архитектуре системы имеются скважины-сателлиты).
частичное закрытие запорных клапанов для подтверждения реакции запорного клапана на команды управления, а также правильной работы указателей положения регулирующего клапана;
промывку каналов датчиков давления метанолом для контроля их состояния;
полнофункциональные испытания для подтверждения правильной работы системы, а также герметичности запорных клапанов.
промысловые трубопроводы (включая сборные коллекторы и линии для испытания скважин), предназначенные для транспортировки пластовой продукции;
линии для закачки в пласт газа или воды;
сервисные линии, например, для закачки химических реагентов, газлифта, контроля межтрубного пространства, глушения скважины, специальные линии для инструмента TFL и системы обогрева трубопровода;
гидравлические линии системы управления.

Трубопроводы могут изготавливаться из жестких труб (из углеродистой или нержавеющей стали) либо из гибких труб. Линии небольшого диаметра, например, гидравлические линии системы управления, закачки химических реагентов и контроля межтрубного пространства, могут изготавливаться из термопластов.

Конструкция концевых соединений трубопроводов зависит от диаметра, ее назначения и технологии монтажа. Обычно концевые соединения монтируются на поверхности до спуска трубопровода на морское дно. Ниже приведено описание основных видов концевых соединений, предназначенных для обеспечения герметичного уплотнения, стойкого к условиям подводной среды.

На фланцах с болтовым креплением используются металлические кольцевые прокладки, которые сдавливаются при натяжении болтов. Болтовые фланцевые соединения допускают некоторое осевое смещение соединяемых линий, однако имеют ограничения на угол поворота трубы вокруг оси, вызванные необходимостью совпадения отверстий болтового крепления. Для облегчения выравнивания болтовых отверстий могут использоваться шарнирные фланцы. Соединители, использующие втулку с зажимом, в принципе подобны болтовым фланцевым соединениям. В них могут быть использованы либо те же металлические кольцевые прокладки, что и в болтовых фланцевых соединениях, либо прокладки специальной конструкции. Для решения задач окончательного выравнивания и закрепления соединений и актива-

ции уплотнения в подводных условиях разрабатываются специальные соединители. В этих соединителях фиксация выкидной линии осуществляется различными методами, включая разжимной цанговый патрон, замковые защелки и другие механические устройства.

Гидравлические муфты являются отдельным видом специальных соединителей, которые обычно используются для соединения под водой линий небольшого диаметра (менее 25 мм (0,984)). Отличительной чертой этих соединителей является возможность предотвращения поступления морской воды в линию во время операций соединения и разъема, выпол-

няемых под водой, и, следовательно, предотвращение загрязнения системы морской водой. В частности, это свойство является особенно важным для гидравлических линий системы управления и линий для закачки химических реагентов.

Сварка трубопровода под водой обычно осуществляется в сухих условиях одним из двух методов, которые включают использование атмосферной камеры или кессона, заполненного инертным газом под давлением, равным давлению окружающей среды (гипербарическая сварка). Для исключения влияния на качество сварного шва высокого давления и используемой газовой смеси при гипербарической сварке применяются специально разработанные процедуры. Существуют также технологии сварки в водной среде, обеспечивающие сварку трубопровода без использования подводных камер.

Электрические и волоконно-оптические кабели

Электрические силовые кабели могут быть использованы в системе подводной добычи для подачи электроэнергии в электрогидравлическую систему управления подводным комплексом или подачи электроэнергии на подводное технологическое оборудование. Для этих систем требуются отдельные силовые кабели, поскольку их энергопотребление сильно различается. Электрические кабели могут также использоваться для нагрева выкидных линий с целью предотвращения проблем с обеспечением стабильности потока, вызванных образованием парафина и гидратов.

Для передачи сигналов управления и данных от оборудования в электрогидравлической системе управления могут использоваться специальные кабели. Альтернативным вариантом является передача информации по кабелю энергоснабжения.

Волоконно-оптические кабели могут использоваться для передачи сигналов управления и данных между главной установкой и подводным оборудованием.

Для электрических, сигнальных и волоконно-оптических линий требуются разъемы, обеспечивающие надежное соединение и разъединение под водой. Соединяемые под водой электрические разъемы могут быть индуктивного типа или включать токопроводящие элементы.

Конфигурации выкидных линий и шлангокабелей и методы их монтажа
1. Общие положения
  
  При проектировании выкидных линий и шлангокабелей для систем подводной добычи необходимо учитывать ряд факторов. Анализ проектных требований на весь срок эксплуатации, возможных вариантов монтажа, капитальных и эксплуатационных затрат позволит определить наиболее предпочтительную конфигурацию и технологию установки. Ниже приведено описание возможных конфигураций выкидных линий.
2. Отдельные выкидные линии
  
  Выкидные линии могут укладываться S-методом, J-методом, с барабана (в том числе в конфигурации «труба в трубе») и/или буксировкой. Все эти способы, описанные более подробно ниже, имеют свои ограничения относительно наибольшего диаметра трубопровода, который может быть изготовлен и установлен. Намотка на барабан и буксировка имеют ограничения относительно длины трубопровода, которая может быть составлена и установлена за один проход трубоукладчика.
  
  Поскольку у главного сооружения трубопровод выходит на поверхность в виде Jили I-образной трубы, то в большинстве случаев используются катушки или перемычки. В случае подсоединения к плавучей добычной системе конечная часть жесткого или гибкого трубопровода может быть спущена с плавучей добычной системы, формируя райзер, как описано в
3. Пучки труб
  
  Небольшое количество выкидных линий и шлангокабелей могут быть связаны в пучок, который наматывается на барабан для дальнейшей укладки на дно моря. Данная конфигурация, имея некоторые преимущества, такие как устойчивость на дне, характеризуется, определенными ограничениями, так как каждая линия должна быть спроектирована как автономная. Пучок труб в стальной оболочке может включать большое число линий, в том числе отдельные добычные и сервисные линии, а также гидравлические и электрические линии управления и линии закачки химических реагентов, которые могут быть проложены в отдельном шлангокабеле. Линии циркуляции теплоносителя могут быть включены в пучок с целью пре-
  
  дотвращения проблем с обеспечением стабильности потока.
  
  На каждом конце пучка труб имеется оконечное устройство трубопровода. В некоторых случаях на стороне месторождения в оконечное устройство может быть включен манифольд, при этом полученная конструкция носит название «манифольд подводного трубопровода». При использовании манифольда трубопровода скважины могут быть подсоединены к пучку труб без установки отдельного сборного манифольда.
  
  Пучки труб в стальной оболочке могут укладываться обычными способами, описание которых дано выше, т.е. за счет буксировки в приповерхностной зоне, буксировки под водой с контролированием глубины погружения, придонной и донной буксировки.
  
  Изготовление пучков труб является сложной задачей, максимальная длина нити ограничивается размером места сборки, а также возможностью транспортировки пучка, так как полученная конструкция является громоздкой, тяжелой и относительно негибкой.
  
  Пучки труб могут соединяться с помощью жестких гибких катушек или перемычек, как изложено в A.9.3.
  
  Катушки и перемычки также часто используются на концах пучков для подсоединения отдельных линий к райзерам или подводному оборудованию, например, опорным плитам и манифольдам.
4. Многоканальные шлангокабели и шлангокабели, объединенные с трубопроводом Многоканальные шлангокабели включают две или более линий (часто разного назначе-

ния), включая гидравлические линии, электрические и волоконно-оптические кабели, а иногда и сервисные трубопроводы малого диаметра (например, для закачивания химических реагентов). Многоканальные шлангокабели обычно армируются стальной проволокой, но остаются достаточно гибкими для укладки с барабана или карусели на монтажном судне. В зависимости от ограничений, накладываемых при изготовлении и транспортировке, многоканальные шлангокабели могут иметь места для сращивания на поверхности, которые обычно подготавливаются до размещения шлангокабеля на борту монтажного судна.

Другой формой шлангокабеля является шлангокабель, включающий трубопровод большого диаметра, одну или больше добычных или нагнетательных линий, разные сервисные трубопроводы, гидравлические линии системы управления, электрические и/или волоконнооптические кабели и т.д. Такой тип шлангокабелей отличается от традиционных многоканальных тем, что в его состав входит сервисная или эксплуатационная линия относительно большого диаметра.

Шлангокабели, включающие трубопровод, могут состоять из разных комбинаций гибких трубопроводов, шлангов из термопластов, металлических труб и электрических и/или волоконно-оптических кабелей. Шлангокабели, включающие трубопровод, обычно обшиваются снаружи, но не армируются, так как линия большого диаметра обеспечивает необходимый предел прочности на разрыв, чтобы противостоять нагрузкам, возникающим во время монтажа, а также достаточным весом для обеспечения стабильности после укладки на дне. Шлангокабели, включающие трубопровод, также укладываются с барабана или карусели судна трубоукладчика.

Подводный конец многоканального шлангокабеля или шлангокабеля, включающего трубопровод, обычно заканчивается оконечным устройством, которое служит для подсоединения всех линий. Оконечное устройство шлангокабеля может соединяться непосредственно с оборудованием для подводной добычи, например, подводной устьевой арматурой или манифольдом, также оно может соединяться с подводным блоком распределения шлангокабеля, что обеспечивает множество точек подключения при разработке месторождения с помощью скважин-спутников. С учетом ограничений по габаритам и возможности установки, подводный блок распределения шлангокабеля может устанавливаться с уже подключенным шлангокабелем, при этом отпадает необходимость осуществлять соединение на дне моря.

Подводный блок распределения шлангокабеля устанавливается на морском дне с использованием специального мата или свайного фундамента.

Второй конец шлангокабеля обычно вытягивается через Jили I-образную трубу на стационарную платформу или может подвешиваться к плавучей добычной установке, образуя динамический райзер. В этом случае нет необходимости в дополнительных соединениях на дне моря. Необходимо, чтобы элементы, обеспечивающие герметичность на конце шлангокабеля, удовлетворяли проектным требованиям, в том числе требованиям к проектированию райзеров.

Концевые соединения выкидных линий и шлангокабелей
1. Общие положения
  
  Для подключения выкидных линий и шлангокабелей к подводному/надводному оборудованию используются разнообразные технические приемы, начиная от установки водола-
  
  зами гибких перемычек на подводном конце выкидной линии до вытягивания шлангокабеля через J-образную трубу, предварительно смонтированную на эксплуатационной платформе. В отдельных конфигурациях могут применяться несколько методов соединений для разных типов соединяемых труб. Например, для пучков труб могут быть использованы перемычки (см. 3.1.6), соединяющие эксплуатационные линии с трубной обвязкой подводного манифольда. Быстро подсоединяемые питающие выводы (см. 3.1.5) могут использоваться для подсоединения линий системы управления к подводному блоку распределения шлангокабеля и затем к отдельным модулям управления на подводной устьевой арматуре.
2. Методы соединения Общие положения
  
  Необходимость осуществления надежных недорогих соединений, особенно на больших глубинах, где эта операция не может выполняться водолазами, привела к разработке широкого ряда методов соединения, описанных ниже.
  
  Трубные вставки и перемычки
  
  Трубные вставки/перемычки (см. рисунок A.24) используются в качестве соединительного моста между концом выкидной линии и точкой соединения на подводном оборудовании, например, на подводной устьевой арматуре, донной плите, манифольде или на основании райзера. Этот способ также часто применяется для соединения смежного подводного оборудования, например, подводной устьевой арматуры и близлежащего подводного манифольда. Трубные вставки и перемычки могут использоваться в горизонтальных и вертикальных соединениях, а соединения могут быть выполнены с привлечением или без привлечения водолаза.
  
  Жесткие трубные вставки обычно изготавливаются после монтажа подводного оборудования, когда есть возможность сделать точные замеры взаимного положения соответствующих элементов. В этом случае можно избежать использования шаровых, шарнирных и теле-
  
  a – общее расположение; б – жесткая трубная катушка; в – гибкая трубная катушка;
  
  1 – подводная установка; 2 – соединительная секция; 3 – выкидная линия (трубопровод); 4 – жесткая трубная вставка; 5 – гибкая трубная вставка
  
  Рисунок A.24 – Метод соединения с помощью вставок
  
  скопических соединений на трубных вставках, которые являются потенциальной причиной возникновения утечки. Жесткая вставка может быть оснащена гибкими трубами на любом из концов, что обеспечивает возможность соединения в вертикальном положении до укладки жесткой вставки.
  
  Трубная вставка/перемычка обычно опускается на место со специального судна, при этом может потребоваться обеспечить ее временную плавучесть для облегчения маневрирования в процессе укладки. В случае использования жесткой вставки ее перемещение осуществляется с судна с помощью дистанционно управляемого аппарата, чтобы трубная вставка точно села на свое место. Гибкие перемычки часто опускаются рядом с местом установки и затем подтягиваются с помощью лебедки, установленной на поверхности, на дне или на дистанционно управляемом аппарате.
  
  Тип соединительной муфты, используемой на концах перемычек, зависит от необходимости участия водолаза при подсоединении. Соединения, осуществляемые с помощью водолаза, часто включают болтовые фланцы, стыковочные втулки или специальные механические соединения. Соединения без помощи водолаза чаще всего осуществляются при помощи специально разработанных механических или гидравлических устройств (см. А.9.1.2).
  
  Неармированные перемычки шлангокабелей часто используются в качестве специального метода концевого соединения. Этот способ предусматривает спуск гибкого выводного конца в корзине или на раме на морское дно с последующим использованием дистанционно управляемого аппарата для захвата каждого конца перемычки и подсоединения к соответствующему подводному оборудованию, например, к подводному блоку распределения шлангокабеля и подводному модулю управления на устьевой арматуре.
3. Метод подтягивания
  
  При использовании этого метода (см. рисунок A.25) выкидная линия или шлангокабель соединяются путем подтягивания к точке соединения канатами, прикрепленными к концу выкидной линии (к тяговой головке, см. 3.1.8). Окончательное позиционирование требует применения специальных инструментов или рам для выравнивания. Для уменьшения тяговых усилий обеспечивается временная плавучесть либо используются гибкие перемычки. В отсутствие водолазов подтягивание осуществляется с помощью дистанционно управляемых инструментов. Эти инструменты обеспечивают тяговое усилие, достаточное, чтобы тащить, поднимать, изгибать и вращать линию до ее установки в окончательное положение в месте соединения. Тот же самый инструмент помогает зафиксировать выкидную линию или шлангокабель в точке соединения и провести испытание этого соединения.
  
  а – общее расположение: 1, 2 – подтягиваемая линия; 3 – тяговая головка; 4 – трубопровод; 5 – подтягиваемая линия; 6 – специальный тяговый инструмент; 7 – подводное основание; 8 – подводное основание;
  
  б – выравнивание с помощью рамы: 1 – дополнительные рычажные лебедки для удержания линии и углового совмещения; 2 – рама для выравнивания; 3 – рычажная лебедка для подтягивания линии
  
  Рисунок A.25 – Методы соединения подтягиванием
  
  Метод вертикального спуска выкидной линии с ее последующим изгибом
  
  Этот метод (см. рисунок A.26) предусматривает вертикальный спуск конца выкидной линии или шлангокабеля с последующим соединением с подводной конструкцией. Судноукладчик смещается и укладывает линию в необходимое положение. По мере перемещения судна выкидная линия изгибается, доходит до своего конечного положения, после чего для соединения используется механический или гидравлический соединитель.
  
  Для установки жесткой трубы может потребоваться оснащение судна-укладчика устройствами компенсации вертикальной качки, чтобы снизить величину продольного изгиба и чрезмерного натяжения трубы после ее фиксации в подводной конструкции.
  
  Метод укладки с отходом судна-укладчика от плавучего основания
  
  Данный метод (см. рисунок A.27) предполагает, что выкидная линия или шлангокабель заводится с судна-трубоукладчика через низ буровой шахты плавучего основания, устанавливающего подводную устьевую арматуру. Выкидная линия или шлангокабель закрепляется на буровом судне к елке до начала ее спуска. При этом необходима четкая координация между буровым судном и трубоукладчиком. По мере опускания подводной устьевой арматуры на мор-
  
  а – начальная позиция, установка и фиксация; б – начало движения трубоукладчика; в – укладка трубы:
  
  1 – требуется компенсация вертикальной качки; 2 – узел цапфы; 3 – трубопровод опускается и фиксируется на подводной конструкции
  
  Рисунок A.26 – Метод укладки путем вертикального опускания выкидной линии
  
  с ее последующим изгибом
  
  ское дно судно-укладчик начинает стравливать выкидную линию и отплывать от плавучего основания с такой скоростью, чтобы исключить перегиб выкидной линии.
  
  Метод соединения со смещением
  
  Этот метод (см. рисунок А.28) используется, как правило, для соединения второго конца. При этом судно-трубоукладчик предварительно устанавливает цепь поплавков вдоль трассы выкидной линии или шлангокабеля. После установки конца выкидной линии или шлангокабеля в установленном месте судно-укладчик отпускает трубопровод и контролирует его положение и плавучесть. Тяговая головка на конце линии соединяется тросом, проходящим через подводное оборудование, к которому она должна присоединяться, с тяговой лебедкой. Затем линия смещается таким образом, чтобы тяговая головка располагалась перед местом соединения на подводной конструкции. Завершение соединения осуществляется так же, как и
  
  1 – судно-укладчик; 2 – гибкая выкидная линия; 3 – райзер заканчивания скважины; 4 – устьевая арматура
  
  Рисунок А.27 – Метод укладки с отходом судна-укладчика от плавучего основания
  
  a – подтягивание; б – до начала подтягивания:
  
  1 – буи обеспечения временной плавучести; 2 – линия для подтягивания; 3 – тяговая головка
  
  Рисунок A.28 – Метод соединения со смещением
  
  при обычном протягивании, при этом используются тяговые и соединительные инструменты. Для предотвращения отклонения линии ее заполняют водой до осуществления соединения.
  
  Метод прямого вертикального соединения
  
  При использовании этого метода (см. рисунок A.29) на конце выкидной линии устанавливается соединительная муфта с гидравлическим приводом, которая опускается непосредственно на вертикальную втулку, расположенную на подводной конструкции.
  
  Все операции осуществляются судном-трубоукладчиком. После спуска муфта фиксируется на втулке за счет давления жидкости в гидравлической системе, подаваемой с дистанционно управляемого аппарата или по специальной гидравлической линии с поверхности.
  
  a – соединение первого конца; б – соединение второго конца:
  
  1 – судно-укладчик; 2 – гибкий напорный трубопровод; 3 – кабель
  
  Рисунок A.29 – Метод прямого вертикального соединения
4. Специальное оборудование для соединения

Для подсоединения выкидных линий и шлангокабелей используется различное специальное оборудование.

Многоканальный соединитель трубопроводов

Устройство позволяет подсоединять трубопровод, объединяющий несколько линий, в одной точке соединения. Такие соединители имеют эксцентрическую или концентрическую конструкцию в зависимости от требований к запуску СОД, диаметра линий и т.д.

Предохранительное соединение (слабые звенья)

Устройства разрушаются при заранее заданной нагрузке. Предохранительное соединение применяется в случаях, когда повышенная нагрузка от выкидной линии или шлангокабеля может привести к повреждению подводного оборудования, добычной платформы или другой установки. В гидравлических линиях шлангокабеля может использоваться соединение, предотвращающее действие высокого давления на систему за счет использования контрольных клапанов, которые устанавливаются на разъеме со стороны подводного оборудования.

Втягивающие инструменты

Устройства используются для втягивания и совмещения конца выкидной линии, шлангокабеля или пучка линий на подводной установке или у основания эксплуатационной платформы при подготовке к операции соединения.

Инструменты для соединения

Устройства используются для стыковки двух сопрягаемых деталей соединительной муфты за счет приведения в действие зажима, специального соединителя или другого приспособления.

Комбинация инструментов для втягивания/соединения Устройства, осуществляющие как втягивание, так и соединение

Контроль инструментов для втягивания и соединения может осуществляться с поверхности системой управления ремонтом скважины, специальной системой для технического обслуживания, а также под водой дистанционно управляемым аппаратом или водолазом.

Райзеры
1. Общие положения
  
  Трубопровод, соединяющий объекты, расположенные на морском дне, с поверхностью воды, называется райзером. Райзер предназначается для транспортировки добываемых или нагнетаемых флюидов между оборудованием на морском дне и главным сооружением. Такие райзеры принято называть эксплуатационными в отличие от других типов райзеров, например, буровых райзеров или райзеров для заканчивания/капитального ремонта скважин.
  
  Эксплуатационные райзеры классифицируются в зависимости от типа главной добывающей установки, с которой связана система подводной добычи. В качестве главной установки может использоваться стационарная конструкция (например, стальная свайная или бетонная гравитационная платформа) или плавучее сооружение (например, платформа на натяжных опорах или добывающая система судовой конструкции, полупогружная установка или установка типа SPAR).
  
  Эксплуатационные райзеры, подсоединенные к плавучим платформам, являются сложными конструкциями, поскольку они воспринимают перемещения платформы. Такие райзеры называют динамическими.
  
  Некоторые расчетные параметры райзеров отличаются от расчетных параметров для выкидной линии и шлангокабелей, расположенных на морском дне. Этот вопрос подлежит тщательному рассмотрению на этапе проектирования напорных трубопроводов и райзеров, в частности, для конструкций, в которых конечная секция выкидной линии используется в качестве эксплуатационного райзера.
2. Райзеры для стационарных сооружений (морские стояки)
  
  На стационарных сооружениях эксплуатационные морские стояки (райзеры) обычно представляют собой жесткие стальные трубы (см. рисунок A.30), которые крепятся к сооружению в нескольких точках на разных глубинах. Альтернативным вариантом является использо-
  
  a – с отсоединяемыми внешними линиями; б – с неотсоединяемыми внешними линиями; в – с внутренними отсоединяемыми или неотсоединяемыми линиями; 1 – соединение; 2 – направление; 3 – линия флюида; 4 – центратор; 5 – устройство,
  
  обеспечивающее жесткость
  
  Рисунок A.30 – Морские стояки (жесткие райзеры)
  
  вание Jи I-образных труб, предварительно установленных на стационарном сооружении. Эти трубы образуют жесткий канал, через который затем протягиваются жесткие или гибкие трубы эксплуатационного райзера. Это позволяет исключить использование подводных фиксаторов или других устройств крепления нового райзера к существующей конструкции, а также соединение с трубопроводом у основания райзера. Для жестких трубопроводов требуется J-образная труба, для гибких линий подходят Jи I-образные трубы.
  
  Вывод шлангокабеля на платформу осуществляется путем втягивания его конечной секции через J-/I-образную трубу, закрепленную на главном промысловом сооружении, что позволяет избежать дополнительных соединений.
3. Райзеры для плавучих сооружений
  1. Конфигурация
    
    Райзеры систем подводной добычи, которые подключаются к плавучей системе добычи (ПСД), в качестве которой может использоваться платформа на натяжных опорах или технологическое судно, могут быть следующих типов:
    
    гибкая труба, свободно свешиваемая с ПСД линия S-образной или волнообразной формы;
    
    металлическая труба, подвешенная к ПСД в виде свободно провисающей линии;
    
    многоканальные гибридные райзеры, представляющие собой комбинацию отдельного жесткостенного плавучего райзера с расположенным на дне основанием и гибких труб, соединяющих верхнюю часть этого райзера и плавучую систему добычи;
    
    многоканальные натяжные жесткие райзеры, расположенные между подводным основанием райзера и плавучей системой добычи.
    
    Примечание – В некоторых случаях компоненты райзера интегрируются с системой хранения и отгрузки продукции путем включения жестких/гибких линий в систему якорных связей.
    
    Основные типы райзеров могут включать следующее:
    
    экспортные линии;
    
    сервисные линии;
    
    линии нагнетания химических реагентов;
    
    гидравлические линии;
    
    электрический и/или волоконно-оптический кабель и т.д. Существуют следующие типы райзеров:
    
    с отсоединяемыми внешними линиями;
    
    неотсоединяемыми внешними линиями;
    
    составные и многоканальные.
    
    Выбор типа райзера зависит от его назначения.
  2. Гибкие райзеры
    
    Гибкие райзеры представляют собой многослойную конструкцию из слоев разных материалов, которые позволяют им воспринимать изгибы большой амплитуды без разрушения. Они могут поставляться в виде единой или составной конструкции с соединительными элементами.
    
    Гибкие райзеры имеют длину больше, чем расстояние между соединяемыми точками, и за счет этого могут компенсировать смещение конструкции, к которой они подключены. Гео-
    
    метрическая форма райзера с избыточной длиной зависит от условий окружающей среды, нагрузок, которые он испытывает, перемещения и позиции плавучей системы добычи относительно точки крепления на дне.
    
    Основные виды гибких райзеров, используемых в настоящее время, показаны на рисунке A.31. Свободно подвешенный райзер свисает с плавучей системы добычи и ложится на морское дно. Райзер типа пологой S-образной волны представляет собой линию с двумя точками подвеса, спущенную с борта ПСД на морское дно через трубный желоб на средней глубине воды и поддерживаемую притопленным буем. Этот буй удерживается на точке цепью или тросом с донным якорем. Райзер типа крутой S-образной волны подобен предыдущему типу райзера за исключением того, что нижняя секция гибкой трубы между буем и основанием райзера натянута. Основание райзера представляет собой жестко закрепленный якорь. Для конструкций райзеров типа пологой и крутой волны используются небольшие элементы, обеспечивающие плавучесть, закрепленные вдоль определенного участка райзера, заменяющие трубный желоб и притопленный буй.
    
    В гибких райзерах отдельные линии не соединяются друг с другом, хотя они могут иметь общие точки крепления к плавучей установке и морскому дну. Они могут компоноваться как с неотсоединяемыми, так и с отсоединяемыми линиями.
    
    а – свободно подвешенный райзер; б – райзер типа пологой S-образной волны; в – райзер типа крутой S-образной волны; г – райзер типа пологой волны; д – райзер типа крутой волны; 1 – притопленный буй; 2 – направляющее устройство
    
    для трубы; 3 – основание райзера; 4 – распределенные элементы, обеспечивающие плавучесть
    
    Рисунок A.31 – Гибкие райзеры
    
    Гибкие райзеры с неотсоединяемыми линиями состоят из множества линий, которые не извлекаются по отдельности. Конструкции таких райзеров могут быть относительно простыми, например, когда несколько гибких эксплуатационных линий объединяются внутри общей внешней оболочки, или сложными, т.е. райзеры, включающие шлангокабель и многоканальные гибкие райзеры, как описано ниже.
    
    Шлангокабель обычно включает в себя несколько линий небольшого диаметра, которые располагаются вокруг центрального трубопровода (эксплуатационной, нагнетательной или сервисной линии большего диаметра). Если центральная труба гибкая, то линии малого диаметра обычно изготавливаются из термопластов, но могут использоваться и металлические трубы. При использовании такого вида шлангокабеля его конечная секция просто протягивается и подвешивается к борту плавучей системы добычи, что позволяет избежать дополнительных соединений.
    
    Гибкие райзеры с отсоединяемыми (или скрепленными) линиями представляют собой совокупность отдельных гибких труб, удерживаемых ограничителями, расположенными вдоль длины райзера. В качестве ограничителей могут использоваться пластины с фиксирующими отверстиями для труб, элементы обеспечения плавучести или распорки. В зависимости от конструкции узлов крепления отдельные линии могут быть извлекаемыми или неизвлекаемыми.
  3. Металлические райзеры в форме свободно подвешенной цепи
    
    Металлический райзер в форме свободно подвешенной цепи имеет стальную или титановую конструкцию. Такой райзер имеет участок, касающийся дна, который меняется в зависимости от перемещений плавучей системы добычи. В конструкции райзера применяются специальные устройства, предотвращающие образование резонансных колебаний, вызванных завихрениями вследствие срыва потока воды при обтекании райзера; воспринимают изгибающий момент в верхней части райзера.
    
    На больших глубинах предпочтение отдается металлическим райзерам в форме свободно подвешенной цепи по сравнению с гибкими райзерами, при этом конструкция райзера включает термоизолирующий слой. Это вызвано необходимостью обеспечения стабильности потока и предотвращения образования гидратов и отложений парафина при падении температуры.
    
    Как и в случае с гибкими райзерами, металлические цепные райзеры могут содержать внутри общей оболочки сервисные линии, линии нагнетания химических реагентов, гидравлические линии, электрические и волоконно-оптические кабели и т.д. Если в качестве центральной линии используется металлическая труба, то для линий меньшего диаметра, как правило, применяются металлические трубы. Если на морском дне используется гибкий трубо-
    
    провод, то его конечная секция протягивается и подвешивается к борту плавучей системы добычи, что позволяет избежать дополнительных соединений.
  4. Многоканальные гибридные райзеры
    
    Многоканальные гибридные райзеры обеспечивают транспортировку флюида от морского дна до расположенной на поверхности платформы (судна) по нескольким каналам. Такие райзеры состоят из двух частей: вертикального жесткого участка (райзерной колонны), который поднимается от установленного на дне основания райзера до зафиксированного на небольшой глубине плавучего буя, и гибкой трубы в форме свободно подвешенной цепи, соединяющей верх жесткого райзера с плавучей системой добычи.
    
    Райзерная колонна объединяет все сервисные линии небольшого диаметра (например, газлифт, линии нагнетания химических реагентов), в то время как линии системы управления (гидравлические, электрические и/или волоконно-оптические) входят в состав шлангокабеля, свободно подвешиваемого с борта платформы (судна), что позволяет избежать дополнительных соединений. Райзерная колонна может иметь термоизоляцию, что позволяет предотвратить температурные потери и избежать образования гидратов и отложения парафина.
    
    Жесткий участок райзера имеет конструкцию, схожую с многоканальным жестким райзером с верхним натяжением, описание которого дается ниже.
  5. Многоканальные жесткие райзеры с верхним натяжением Общие положения

Жесткие металлические райзеры с верхним натяжением изготавливаются из отдельных секций труб, которые после сборки формируют райзер заданной длины с необходимым числом линий. Такие жесткие райзеры должны находиться в напряженном состоянии для предотвращения продольного изгиба конструкции и обеспечения восприятия поперечных нагрузок. Жесткие райзеры могут иметь разборную и неразборную конструкцию, линии в которой могут располагаться снаружи или внутри относительно основного конструктивного элемента.

Данный вид райзеров может включать в себя сервисные линии небольшого диаметра, но не включает линии системы управления (гидравлические, электрические и/или волоконнооптические), которые обычно входят в состав шлангокабеля, опускаемого с борта платформы (судна), что позволяет избежать установки дополнительных соединений в системе управления. Термоизоляция отдельных линий или райзера в целом позволяет предотвратить температурные потери и связанные с ними проблемы обеспечения стабильности потока.

Жесткий райзер неразборной конструкции

Трубопроводы жесткого неразборного райзера не могут извлекаться из его конструкции без нарушения ее целостности. Конструкция такого райзера включает центральный трубопро-

вод, который служит для транспорта флюида, а также обеспечивает механическую основу для крепления внешних линий. Для предотвращения продольного изгиба внутренних линий они крепятся в промежуточных точках к механической основе.

На концах звеньев райзера устанавливаются соединительные элементы. Участок эксплуатационного райзера, состоящий из звена райзера, линий и соединительных элементов, называется секцией райзера. При соединении двух секций райзера соединительный элемент обеспечивает соединение всех линий. Райзеры неразборной конструкции компактны и легко монтируются, но требуют остановки работы и извлечения для ремонта или замены.

Жесткий райзер с независимыми линиями

Линии в составе такого райзера могут устанавливаться на место эксплуатации и извлекаться отдельно от основного конструктивного элемента. Конструкция райзера с отсоединяемыми линиями включает натяжную центральную часть, которая помимо выполнения функции несущего элемента может служить для транспортировки флюидов или выполнять другие функции. Основная часть оснащена крепежными/направляющими устройствами, предназначенными для направления и крепления отдельных линий.

Оба конца звена райзера оснащены двумя частями соединительной муфты. Участок звена райзера, включающий соединительные и направляющие устройства, называется секцией, соответствующие участки линий также называются секциями. Концы каждой секции линий оснащаются соединительными элементами (например, резьбовыми муфтами), которые не зависят от соединительных элементов центральной части. Линии райзера устанавливаются отдельно после монтажа основного структурного элемента конструкции и его натяжения. Извлекаются линии также отдельно до извлечения основного элемента конструкции.

Эта конструкция отличается простотой и позволяет извлекать отдельную линию (для ремонта или замены) без остановки добычи и извлечения всего райзера. Недостатком данного типа райзера являются большие затраты времени на его полную установку или демонтаж.

A.10.4 Элементы эксплуатационного райзера

Конструкция эксплуатационного райзера может включать следующие элементы:

отдельные звенья райзера;

устройства интерфейса с трубопроводом, например, муфты и концевые соединения;

устройства для управления флюидом, устройства для перекрытия потока и продувки;

системы компенсации механических напряжений и перемещений;

элементы обеспечения плавучести;

механизмы компенсации изгибов;

устройства обеспечения устойчивости;

центрирующие устройства;

устройства снижения гидродинамических нагрузок;

системы управления и мониторинга;

элементы для направления при спуске;

средства для предотвращения обрастания морскими организмами;

системы защиты от пожара и повреждения;

изоляцию.

Эксплуатационные райзеры могут представлять собой как простую конструкцию (например, одиночный гибкий райзер для мелководья), так и очень сложную систему (например, многоствольный глубоководный гибридный райзер). Сложные конструкции райзера требуют специальной проектной проработки для обеспечения эксплуатации в сочетании с различными компонентами других систем.

Оборудование для ремонта скважин и технического обслуживания подводных систем
1. Общие положения
  
  Для ремонта скважин и технического обслуживания подводного оборудования используются различные технические средства, которые можно разделить на 4 категории:
  
  системы райзеров для заканчивания/ремонта скважин (используются для установки оборудования и капитального ремонта скважин);
  
  системы для текущих внутрискважинных работ без использования буровой установки и/или райзера для бурения;
  
  системы обслуживания подводного оборудования, не предполагающего вход в скважину;
  
  другое оборудование, например, системы TFL, СОД, колтюбинговые технологии.
  
  Примечание – В данном контексте понятие технического обслуживания также включает монтаж и вывод из эксплуатации.
2. Системы райзеров для заканчивания/капитального ремонта скважин
  1. Общие положения
    
    Системы райзеров для заканчивания/капитального ремонта скважин используются для установки подводного оборудования в процессе заканчивания скважин с подводным расположением устья и при капитальном ремонте скважин. Использование такой системы райзера требует привлечения бурового судна, оснащенного оборудованием для регулирования давления в скважине. В состав системы входят два основных элемента: райзер для заканчивания/ капитального ремонта скважин и система управления капитальным ремонтом скважин, описание которых приведено ниже.
    
    Важно еще на стадии концептуального проекта освоения подводного месторождения разработать стратегию технического обслуживания и ремонта подводного оборудования как на
    
    стадии обустройства промысла, так и на протяжении всего срока эксплуатации. Монтаж, ремонт и обслуживание должны осуществляться с учетом обеспечения надежности и безопасности выполняемых работ для сведения к минимуму потенциальной угрозы для обсуживающего персонала, окружающей среды, подводного оборудования и ремонтных устройств. Проектирование оборудования должно осуществляться с учетом рабочих условий окружающей среды.
  2. Райзеры для заканчивания/капитального ремонта скважин
    
    Конструкция райзера для заканчивания скважин должна обеспечивать его прохождение через морской буровой райзер и подводный блок противовыбросовых превенторов. Этот райзер используется для установки и извлечения НКТ и трубной головки в подводной скважине. Так как райзер для заканчивания спускается через райзер для бурения, то он не подвергается воздействию окружающей среды.
    
    Райзер для капитального ремонта образует канал между верхней частью елки и поверхностью, обеспечивая прохождение в скважину спускаемых на канате инструментов. Такой райзер обычно используется во время монтажа/извлечения подводной устьевой арматуры вертикального типа, а также для внутрискважинных работ, не требующих извлечения НКТ.
    
    Райзер для капитального ремонта не требуется при монтаже/извлечении устьевой арматуры горизонтального типа, так как елка может быть спущена на колонне бурильных труб или морском райзере для бурения до перфорирования скважины и установки НКТ/трубной головки. Однако система райзера для капитального ремонта используется для обеспечения доступа в скважину через устьевую арматуру горизонтального типа с целью проведения работ в скважине без извлечения НКТ, как описано в A.11.3.1.
    
    Оба типа райзера обеспечивают передачу скважинного давления и доступ к НКТ. Райзеры должны выдерживать нагрузку от собственного веса и веса оборудования, действие давления, а также гидродинамические нагрузки, возникающие в результате смещения судов, поскольку такие нагрузки не полностью гасятся системой компенсации перемещений.
    
    Райзеры для заканчивания и капитального ремонта могут образовывать единую систему (обычно называемую райзером для заканчивания/капитального ремонта), предполагающую добавление или снятие отдельных узлов для выполнения тех или иных работ.
    
    Типовой райзер для заканчивания скважин включает (см. рисунок A.32):
    - инструмент для трубной головки;
    - устройства ориентирования трубной головки (если оно не включено в конструкцию самой трубной головки, как, например, при использовании устьевой арматуры горизонтального типа или трубной вставки при использовании с вертикальной устьевой арматурой);
    a – райзер для заканчивания с устьевой елкой горизонтального типа; б – райзер для заканчивания с устьевой елкой с двумя стволовыми проходами; 1 – вертлюг; 2 – морской райзер; 3 – гибкое соединение; 4 – система аварийного отсоединения;
    
    5 – срезающий клапан; 6 – инструмент для установки трубной головки; 7 – трубная головка; 8 – буровая площадка;
    
    9 – тросовый шлюз; 10 – колонна для спуска; 11 – превентор межтрубного пространства; 12 – предохранительные плашки подводной устьевой арматуры; 13 – елка; 14 – трубная головка; 15 – устье скважины; 16 – райзер для капитального ремонта; 17 – компенсатор напряжений райзера; 18 – система аварийного отсоединения/нижний блок райзера;
    
    19 – надводная устьевая арматура
    
    Рисунок A.32 – Типовые системы подводной устьевой арматуры и райзера
    
    средства герметизации райзера внутри блока противовыбросового превентора при замере давления и управлении скважиной;
    
    подводную испытательную устьевую арматуру для управления скважиной при аварийном разъединении;
    
    запорный клапан для удержания флюида в райзере при аварийном разъединении;
    
    промежуточные соединения райзера;
    
    клапан тросового шлюза для изоляции райзера при спуске/подъеме инструмента на канате;
    
    надводную устьевую арматуру для регулирования давления в скважине и обеспечения точки соединения кабеля тросового шлюза;
    
    средства натяжения райзера для предотвращения продольного изгиба от собственного веса.
    
    Райзер для капитального ремонта состоит из следующих элементов (см. рисунок A.33):
    
    инструмента для спуска устьевой арматуры;
    
    противовыбросового превентора для гибких труб и троса, способного удерживать, срезать и обеспечивать уплотнение вокруг гибких труб и троса;
    
    блока аварийного разъединения при отклонении на большие углы;
    
    1 – гидравлическая силовая установка и пульт управления; 2 – вертлюг (опция); 3 – местный пульт управления; 4 – надводная устьевая арматура; 5 – буровая площадка; 6 – клапан тросового шлюза; 7 – запорный клапан; 8 – система аварийного
    
    отсоединения; 9 – срезающий клапан; 10 – инструмент спуска трубной головки; 11 – трубная головка
    
    Рисунок A.33 – Типовая система капитального ремонта с устьевой елкой горизонтального типа
  3. При проведении экономической оценки в процессе выбора между райзером с независимыми линиями и составным райзером необходимо учитывать требуемое количество линий в райзере, глубину воды, требования обеспечения доступа в межтрубное пространство, число предполагаемых операций и т.д.
    
    Система райзера с независимыми линиями
    
    Основой этих райзеров обычно является либо колонна бурильных труб (при использовании которой требуется минимальный доступ в межтрубное пространство), либо одна или более НКТ, скрепляемые вместе в разных точках по длине по мере их спуска подобно двухканальной колонне для заканчивания. В любом случае функции управления капитальным ремонтом осуществляются через шлангокабель, который крепится к райзеру в разных точках по мере его спуска.
    
    Система составного райзера
    
    Райзер состоит из предварительно подготовленных секций/узлов, в которых многочисленные линии заканчиваются на каждом конце соединительными элементами, что упрощает его сборку. В тех случаях, когда райзеры могут подвергаться большим растягивающим и/или изгибающим нагрузкам, райзер может также включать внешний корпус для обеспечения дополнительной прочности. В случае составного райзера гидравлические и/или электрические линии управления могут быть также включены в предварительно подготовленные секции. Однако такой подход приводит к возникновению значительного числа дополнительных соединений в линиях системы управления капитальным ремонтом, которые увеличивают вероятность отказа.
    
    В зависимости от типа используемой системы могут потребоваться различные специализированные инструменты для спуска, испытания и работы райзеров заканчивания/капитального ремонта.
  4. Системы управления капитальным ремонтом

Система управления капитальным ремонтом, которую также называют блоком райзера для монтажа/капитального ремонта, включает средства для дистанционного управления и контроля всех функций оборудования для заканчивания/капитального ремонта, подводной устьевой арматуры и скважинного оборудования на разных стадиях заканчивания и капитального ремонта скважин.

Система управления капитальным ремонтом обычно состоит из следующих элементов:

насосного агрегата для обеспечения гидравлической энергией;
главного пульта управления;
дистанционного пульта управления на буровой площадке;
пульта остановки технологического процесса, расположенного вблизи оборудования для пробной эксплуатации;
пультов аварийной остановки, размещаемых на главных маршрутах эвакуации;
шлангокабеля(ей) на лебедке(ах) с механическим приводом.

В зависимости от глубины воды использование системы гидравлического управления может не обеспечить необходимое время срабатывания в аварийных ситуациях оборудования для заканчивания/капитального ремонта скважин, подводной устьевой арматуры и внутрискважинного оборудования. При работе на глубоководных участках возможно применение электрогидравлических подводных модулей управления ремонтными работами (они монтируются выше точки аварийного отсоединения райзера заканчивания/капитального ремонта и/ или на подводной устьевой арматуре), которые обеспечивают требуемое время срабатывания.

Системы для проведения текущих внутрискважинных работ
1. Общие положения
  
  Подводные системы текущего ремонта обеспечивают доступ в скважину без использования морской буровой установки или морского райзера для бурения. В настоящее время существует большое число таких систем, включая обычные жесткие райзеры для ремонта, подводные системы на кабеле и системы колтюбинга, описание которых дается ниже. Возможны и другие подводные системы для проведения текущего ремонта скважин, например, системы гибких райзеров.
2. Жесткие райзеры для капитального ремонта
  
  Большинство систем текущего ремонта представляют собой стандартную систему жесткого райзера (см. A.11.2), развернутую c полупогруженного судна, с судна обеспечения водолазных работ или судна для внутрискважинных работ.
  
  Подобная система позволяет использовать для проведения скважинных работ канатную технику и гибкие трубы. Системы жесткого райзера, предназначенные для текущего ремонта скважин с устьевой арматурой горизонтального типа, требуют применения компонентов большого диаметра. Сюда можно включить, например, соединительный узел подводной устьевой арматуры диаметром 476 мм (183/4), клапаны и райзер большого диаметра. Все это необходимо для соединения с верхней частью устьевой арматуры горизонтального типа и обеспечения извлечения из трубной головки (и, возможно, из колпака устьевой арматуры) пробки большого диаметра.
  
  Хотя эта система обеспечивает максимальную оперативную гибкость при проведении работ в стволе скважины, она предъявляет очень высокие требования к размеру плавучего основания, возможности его удержания на месте, палубному пространству, грузоподъемности, погрузочно-разгрузочному оборудованию системы райзера и т.д.
3. Канатная техника для подводного применения
  
  Канатная техника для текущего ремонта скважин с подводным расположением устья использует подводное оборудование для контроля давления (включая тросовый шлюз), установленное непосредственно на верхней части подводной устьевой арматуры.
  
  Типовые системы ремонта скважин используют канатную лебедку, установленную на палубе ремонтного судна. Для исключения вертикального смещения каната при горизонтальном перемещении судна иногда используется лебедка, установленная на устьевой арматуре. Однако такое решение снижает возможности оператора по контролю процесса выполнения работ, увеличивает число потенциальных каналов образования утечки и требует использования более сложных подводных механизмов.
  
  Основным признаком, характеризующим подводные канатные системы, является необходимость поднятия скважинной продукции на ремонтное судно во время проведения операций. Если углеводороды подаются или могут быть поданы на поверхность, то классификационные требования к судну являются более жесткими, чем для судна, использующего систему, в которой углеводороды не поднимаются или не могут быть подняты на борт.
  
  Типовая канатная система для текущего ремонта подводных скважин состоит из следующих основных компонентов:
  - соединительного узла подводной устьевой арматуры;
  - узла нижнего тросового шлюза, состоящего из срезающего канат клапана и противовыбросовых превенторов для регулирования давления в скважине в случае аварийного разъединения;
  - узла верхнего тросового шлюза, состоящего из соединительной муфты, ловушки для инструментов, превенторов, через которые проходит канат, сальника (для каната), системы закачки смазки (для одножильной линии) для спуска и извлечения инструмента на канате;
  - установленной на поверхности лебедки (с системой компенсации движения);
  - системы управления, аналогичной системе управления капитальным ремонтом скважин (см. A.11.2.4);
  - вспомогательных систем для установки и извлечения подводного оборудования (обычно с применением направляющих тросов);
  - дистанционно управляемых аппаратов для наблюдения и выполнения корректирующих действий.
  Подводная канатная система обеспечивает доступ в эксплуатационную колонну и межтрубное пространство при использовании двуствольной устьевой арматуры вертикального типа, но для перехода в другой ствол требуются извлечение оборудования и изменение его конфигурации. Для устьевой арматуры горизонтального типа возможность подачи жидкости под давлением в межтрубное пространство определяется конфигурацией отводов и системой клапанов устьевой арматуры. Для этой цели используется гибкая линия небольшого диаметра, входящая в шлангокабель подводной системы управления.
  
  Подводная канатная система, предназначенная для ремонта скважин, оборудованных устьевой арматурой горизонтального типа, подразумевает использование элементов с проходными отверстиями большого диаметра, например, соединительного узла подводной устьевой арматуры диаметром 476 мм (183/4), клапанов с каналами большого диаметра и райзера большого диаметра. Если секции тросового шлюза в подводной канатной системе являются достаточно большими, то можно осуществлять скважинные операции с использованием технологии про-
  
  тяжки. В этом случае отпадает необходимость применения технологии колтюбинга для выполнения ряда ремонтных работ, которые не требуют закачки флюидов в скважину.
4. Подводные колтюбинговые системы

Подводные колтюбинговые системы, как и подводные канатные системы, используют подводное оборудование для регулирования давления (включая тросовый шлюз), которое крепится непосредственно к верхней части подводной устьевой арматуры, в то время как барабан с трубами устанавливается на ремонтном судне.

Конфигурация подводной системы с гибкими трубами очень похожа на конфигурацию подводной канатной системы. Фактически можно создать одну систему, которая бы позволяла работать как с барабаном гибких труб, так и с канатным барабаном.

Типовая колтюбинговая система для подводного применения включает следующие основные элементы:

соединительный узел подводной устьевой арматуры;
узел нижнего тросового шлюза, состоящего из ряда превенторов с глухими/срезающими плашками и трубных превенторов для управления давлением в скважине в случае аварийного разъединения;
узел верхнего тросового шлюза, состоящий из соединительной муфты, поперечной катушки (для подгонки длины разных скважинных инструментов), плашечного превентора для насосно-компрессорных труб, сальника гибких труб (для удержания давления в скважине), устройства подачи труб (для регулирования спуска и подъема гибких труб), установки для очистки поверхности гибких труб (для предотвращения попадания морской воды в устройство подачи), устройства для отрезания и сматывания гибких труб (при аварийном отсоединении) и гибкой направляющей трубы (для защиты гибких труб от деформации при входе в устройство ввода);
устанавливаемый на поверхности барабан с гибкими трубами;
систему управления, подобную системе управления капитальным ремонтом скважин, описанную в A.11.2.4, для управления подводной устьевой арматурой, скважинными клапанами, а также всеми клапанами и функциями подводной системы с гибкими трубами;
вспомогательные системы для установки и извлечения подводного оборудования (обычно с применением направляющих тросов);
дистанционно управляемые аппараты для наблюдения и выполнения корректирующих действий.

В отличие от подводной канатной системы, которая требует компенсации движения каната для точного контроля глубины спускаемых скважинных инструментов, система гибких труб регулирует глубину спуска инструмента с помощью подводного устройства подачи труб,

которое не зависит от перемещения ремонтного судна, т.е. компенсация перемещения всей колонны гибких труб не требуется.

Системы обслуживания подводного оборудования
1. Общие положения
  
  Обслуживание оборудования системы подводной добычи может осуществляться с привлечением водолазов, дистанционно управляемых аппаратов, автономных подводных аппаратов и инструментов с дистанционным управлением (спускаемых на тросе или колонне бурильных труб).
  
  На разных стадиях эксплуатации промысла возможно применение разных систем. Например, помощь водолазов может потребоваться при начальном монтаже подводного оборудования, а затем текущие технические задачи могут решаться с помощью дистанционно управляемых аппаратов.
  
  При разработке любого подводного месторождения необходимо учитывать следующие основные факторы, влияющие на системы обслуживания подводного оборудования:
  - глубину воды, которая влияет на возможность привлечения водолазов или использование подводных управляемых аппаратов и инструментов;
  - профиль течения, влияющий на устойчивость шлангокабеля управления;
  - характеристику морского дна, например, наличие мягких грунтов с низкой несущей способностью и плохая видимость;
  - возможность ориентации, особенно в зонах сильных течений, необходимую для удержания требуемого положения водолазов, дистанционно управляемых и автономных подводных аппаратов во время их работы;
  - удобство доступа для обеспечения маневрирования, предотвращения столкновения водолазов и подводных аппаратов;
  - интерфейсы между подводным оборудованием и ремонтным инструментом;
  - освобождение при отказе, т.е. оборудование должно быть конструировано таким образом, чтобы в случае отключения электропитания все устройства, обеспечивающие крепление аппарата к подводному оборудованию, снимали блокировку и позволяли извлечь аппараты и инструменты на поверхность;
  - защиту от повреждения, т.е. ремонтное оборудование должно проектироваться с учетом минимизации возможного повреждения подводного оборудования во время позиционирования, причаливания и работы;
    
    Примечание – Извлекаемую часть ремонтного оборудования, т.е. закрепленную на аппаратах с дистанционным управлением, следует рассчитывать таким образом, чтобы усилие по ее отсоединению было меньше усилия, приводящего к разрушению участка на подводном оборудовании.
  - реакцию на нагрузку, т.е. при проектировании должны быть учтены нагрузки, возникающие при взаимодействии оборудования и системы обслуживания.
    
    Интерфейсы с локальной нагрузкой предпочтительнее конструкций, требующих нагружения через конструкцию ремонтного оборудования.
2. Водолазные работы
  
  Водолазные работы, проводимые на подводном оборудовании во время монтажных работ или технического обслуживания, широко используются в отрасли на протяжении многих лет. Водолазы имеют значительное преимущество с точки зрения быстроты реагирования при решении непредвиденных задач по сравнению с решением таких же задач с помощью аппаратов и инструментов с дистанционным управлением. Однако все водолазные операции связаны с определенным риском для самих водолазов, поэтому требуется осуществлять управление этими рисками.
  
  Обычные технические методы погружения водолазов, например, погружение с использованием воздуха, погружение с водолазным колоколом и погружение с использованием гелиокислородной смеси, дополнены применением скафандров с атмосферным давлением и обитаемых аппаратов, хотя преимущества этих дополнительных систем по сравнению с современными аппаратами с дистанционным управлением становятся все менее значительными.
3. Ремонт с помощью дистанционно управляемых аппаратов и подводных автономных аппаратов
  
  Дистанционно управляемые и автономные подводные аппараты могут использоваться для решения разнообразных подводных задач, особенно в глубоководных зонах и в сложных или опасных для водолазов условиях.
  
  В настоящее время применение автономных подводных аппаратов ограничено относительно простыми задачами, которые легко программируются в бортовой системе управления, такими как обследование трубопровода. Однако автономные подводные аппараты постоянно совершенствуются, и ожидается, что в будущем их можно будет использовать для выполнения более сложных задач, в частности, там, где подводное оборудование расположено относительно близко от находящегося на поверхности основного сооружения, тем самым исключая необходимость в использовании дорогостоящего специализированного аппарата с дистанционным управлением.
  
  Практически все сложные задачи по ремонту подводного оборудования требуют применения подводных аппаратов, управление которыми осуществляется либо с борта специального вспомогательного судна, либо с передвижной морской буровой установки. Эти аппараты обычно используются для разнообразных монтажных и ремонтных задач. Однако дистанцион-
  
  но управляемые аппараты не обладают степенью свободы водолазов и не могут адаптироваться на месте и быстро реагировать на изменения ситуации, как они. Поэтому, задачи, планируемые для подводных аппаратов, следует тщательно прорабатывать и проверять до развертывания аппаратов на месторождении.
  
  Основные требования к проведению работ с применением подводных аппаратов приведены в разделе 7.
4. Обслуживание с применением инструментов с дистанционным управлением Система ремонта с помощью ДУИ обычно состоит из подвешенного на тросе инстру-
  
  мента с соответствующей системой управления и вспомогательной/подъемной системой.
  
  Дистанционно управляемый инструмент, как правило, подвешивается на тросах или сочетаниях тросов и шлангокабеля. Некоторые ДУИ также могут крепиться на бурильной колонне. Подача инструмента осуществляется с помощью направляющих канатов, специальных регулирующих устройств и/или дистанционно управляемых аппаратов.
  
  Основные требования к проведению работ с применением ДУИ приведены в разделе 7.
Текущий ремонт скважин с использованием систем TFL

Система TFL используется на подводных скважинах для выполнения разных операций по обслуживанию, включая:
- установку и извлечение регуляторов потока, например, заглушек (скважинных и устьевых), штуцеров, газлифтных и предохранительных клапанов;
- сбор информации о давлении и температуре на забое скважины с помощью временных скважинных измерительных приборов;
- кислотную обработку, очистку скважины желонкой, внутреннюю калибровку, ловильные работы, перфорирование, промывку скважины от песка, очистку от парафина, глушение скважины и т.д.
  
  Обслуживание через выкидную линию включает остановку обслуживаемой скважины с последующей доставкой с главного сооружения необходимых инструментов через выкидную/ сервисную линию сначала до подводного устья, а затем до забоя. После доставки инструментов до заданной точки необходимые операции проводятся путем изменений давления на срезаемый штифт, скользящую муфту и т.д. По завершении поставленной задачи инструменты, введенные через выкидную линию, поднимаются обратно на главную установку.
  
  Возможность применения инструментов TFL зависит от следующих технических (конструктивных) решений системы подводной добычи:
- размеров выкидной/сервисной линии и конструкции соединений;
- размеров и радиуса изгиба обвязки манифольда и трубной обвязки устьевой арматуры;
- проходного диаметра манифольда/устьевой арматуры/трубной головки;
- конструкции устьевой арматуры и манифольда, включая отклонители для направления инструмента в соответствующую скважину;
- размера НКТ;
- конструкции оборудования для заканчивания скважин, а также устройства контроля циркуляции для обеспечения подачи инструмента TFL в любом направлении, предотвращая при этом воздействие флюида на продуктивный пласт.
  
  При проведении операций с применением инструмента TFL помимо специального подводного оборудования требуется также дополнительное надводное оборудование на главной установке, которое включает:
- сервисные насосы;
- манифольд управления системой ввода через выкидную линию;
- пульт управления системой ввода через выкидную линию;
- тросовый шлюз для инструментов;
- емкости для перемешивания и хранения флюида;
- сепаратор;
- соответствующую трубную обвязку.
Использование средств очистки и диагностики трубопроводов
1. Очистка подводных выкидных линий может проводиться:
  - как часть процедур сдачи в эксплуатацию новой линии;
  - для удаления жидкостных пробок из трубопровода;
  - удаления жидкости из пониженных участков трубопровода;
  - удаления отложений, например, песка и парафина;
  - равномерного распределения ингибитора коррозии по внутренней поверхности трубы;
  - диагностики трубопровода с целью подтверждения его пригодности к дальнейшей эксплуатации;
  - как часть процедур по выводу из эксплуатации старого трубопровода.
2. Очистка внутренней поверхности подводного трубопровода может быть выполнена одним из следующих способов:
  - однонаправленная прогонка очистного устройства по кругу, при этом СОД движется по одной выкидной линии от главного сооружения к подводному оборудованию, а обратно – по другой линии такого же диаметра;
  - прогонка очистного устройства со сменой направления, при этом оно закачивается и возвращается обратно по одной и той же трубе (такой способ используется в тех случаях, когда
    
    диаметр обратной выкидной линии существенно отличается от диаметра обрабатываемой линии, что делает запуск устройства по кругу невозможным);
  - запуск очистных устройств из подводной камеры, которые проталкиваются по направлению к главному сооружению либо за счет жидкости, подаваемой от главной установки по другому трубопроводу, либо за счет потока скважинной продукции.
3. Применяются следующие виды средств очистки и диагностики:
  - гелевые;
  - пенные;
  - цилиндрические/дисковые;
  - сферические;
  - автоматизированные дефектоскопы.
4. Из всех приведенных типов только гелевые средства очистки могут проходить через трубопровод с сильно изменяющимся диаметром и изгибами небольшого радиуса. Пенные, цилиндрические/дисковые и сферические очистные устройства должны иметь специальную конструкцию для прохождения по трубопроводу со значительным изменением диаметра и относительно крутыми изгибами. Однако такая конструкция средств очистки накладывает определенные ограничения на их эксплуатацию, кроме того, их использование связано с повышенным риском остановки устройства или разрыва трубопровода.
5. Очевидно, что упомянутые выше факторы следует принимать во внимание до начала проектирования системы. В процессе проектирования необходимо учитывать следующие параметры:
  - возможные изменения диаметра вдоль всей системы;
  - радиус изгиба в случае, когда линия часто меняет направление;
  - средства ориентирования СОД в точке соединения нескольких труб с целью обеспечения заданной траектории;
  - обеспечение канала циркуляции флюида и соответствующих клапанов;
  - пространство для установки камер запуска/приема средств очистки и диагностики на верхнем строении платформы или под водой.
6. Если невозможно осуществлять контроль трубопровода автоматизированными дефектоскопами, то можно использовать трубы из коррозионно-стойких сплавов для снижения риска возникновения коррозии. Для трубопроводов, изготовленных из углеродистой стали, приемлемым решением может являться применение ингибиторов коррозии в сочетании с различными методами мониторинга.
7. Подводные камеры запуска СОД обычно проектируются только для очистки трубопровода, т.е. они не предназначены для пуска автоматизированных дефектоскопов. В та-

ких камерах обычно используются картриджи, содержащие несколько очистных устройств, что делает возможным проводить периодическую очистку трубопровода без привлечения специализированного судна, предназначенного для запуска средств очистки.

A.11.7 Ремонт выкидных линий с помощью гибких труб

В некоторых случаях возможно использование гибких труб для удаления пробок (например, парафина или гидратов) в подводных выкидных линиях, расположенных в непосредственной близости от главного сооружения.

Интерфейсы с внутрискважинным и специальным оборудованием на основном сооружении
1. Общие положения
  1. Обычно скважины с подводным расположением устья имеют ограниченное число физических и функциональных интерфейсов с внутрискважинным оборудованием (например, с управляемыми с поверхности внутрискважинными клапанами-отсекателями и системой закачки химических реагентов в скважину). Однако развитие систем заканчивания скважин ведет к быстрому увеличению количества и сложности интерфейсов между подводной системой управления и внутрискважинным оборудованием.
  2. Система подводной добычи формирует большой объем данных, поступающих от разных контрольных устройств (в том числе от установленных на забое датчиков давления/ температуры и многофазных расходомеров). Все это ведет к увеличению требований к подводным системам управления относительно скорости передачи и обработки данных. Кроме того, это влияет на интерфейс с автоматизированной системой управления главного сооружения.
  3. Инженеры, разрабатывающие системы управления для скважинного оборудования, подводного оборудования и оборудования верхнего строения, уже на ранней стадии должны уделять соответствующее внимание интерфейсам и их эксплуатационным качествам для гарантированной реализации всех проектных возможностей устанавливаемого оборудования.
  4. Кроме того, раньше границей системы подводной добычи считался верх добычного райзера на главном сооружении (т.е. технологическое оборудование ВСП, по сути, не считалось частью системы подводной добычи), сегодня использование оборудования ВСП для активной борьбы с образованием пробок привело к появлению еще одного функционального интерфейса, на который следует обращать внимание при проектировании системы.

Управляемые с поверхности внутрискважинные клапаны-отсекатели
1. В целях обеспечения требуемой надежности в настоящее время во многих подводных скважинах используются извлекаемые с помощью НКТ управляемые с поверхности клапаны-отсекатели.
2. Схема гидравлического управления клапана-отсекателя в большинстве случаев использует более высокое давление, чем гидравлическая система управления клапанами подводной устьевой арматуры. Этот факт следует учитывать при проектировании подводной елки. Например, в устьевой арматуре вертикального типа герметичная область межтрубного пространства вокруг переводника клапана-отсекателя (между основанием блока устьевой арматуры и верхом трубной головки) должна выдерживать полное рабочее давление в гидравлической системе клапана-отсекателя на случай возможной утечки.
3. Может возникнуть необходимость в дополнительных каналах в трубной головке для прохождения линий управления и блокирующих линий спаренных клапанов-отсекателей или компенсационных линий, если этого требует конструкция клапана-отсекателя в случае высокого давления в НКТ. Следует также рассмотреть необходимость использования внутрискважинного предохранительного клапана для межтрубного пространства. Такая конструкция может включать установленный на забое предохранительный клапан межтрубного пространства или клапан-отсекатель, расположенный непосредственно под трубной головкой (для устьевой арматуры вертикального типа). Если забойный предохранительный клапан или клапан-отсекатель устанавливается в межтрубном пространстве, то требуются дополнительные каналы в трубной головке.
4. Более предпочтительными являются клапаны-отсекатели, которые обеспечивают статическое уплотнение на каждом конце хода поршня в дополнение к динамическому уплотнению поршня, так как подобная конструкция снижает вероятность утечки флюидов из скважины/затрубья в подводную систему управления по мере изнашивания динамического уплотнения поршня.
5. Если имеются линии для блокировки клапанов-отсекателей в случае выхода из строя основной гидравлической схемы управления, то необходимо уделить особое внимание конструкции этих линий во избежание блокировки клапана за счет термического расширения жидкости в этих линиях при их нагреве добываемым флюидом.
6. При использовании в НКТ двух клапанов-отсекателей основным является верхний, так что утечка из скважины в систему управления верхнего клапана-отсекателя может быть исключена нижним клапаном, который используется реже. Аналогично, если отдельный, спускаемый на канате штуцер клапана-отсекателя устанавливается в насосно-компрессорной колонне, его следует располагать после самого нижнего клапана-отсекателя.
7. Клапан-отсекатель следует устанавливать на глубине ниже уровня образования гидратов с учетом геотермального градиента. Если это невозможно, то этому аспекту конструкции скважины следует уделить особое внимание при разработке процедур запуска и остановки скважины.
8. Для скважин с подводным расположением устья следует тщательно проектировать систему клапана-отсекателя (включая соответствующую систему управления), учитывая высокую стоимость операций по его замене/ремонту. По этой причине следует уделять особое внимание применению защищенных от внешних воздействий линий управления, высококачественных защитных устройств для линии управления и фильтров очистки от твердых частиц для гидравлической системы.

Система закачки химических реагентов в скважину
1. Химические реагенты могут закачиваться на забой скважины наряду с реагентами, подаваемыми через устьевую арматуру в поток добываемого флюида, или вместо них. В этом случае реагенты предпочтительнее подавать в НКТ над клапаном-отсекателем. Это позволяет не подвергать риску целостность клапана-отсекателя, который является аварийной защитой.
2. В случае, когда точка подачи химреагентов находится ниже клапана-отсекателя, соответствующее оборудование должно быть установлено на забое или на подводной устьевой арматуре для предотвращения попадания скважинного флюида в систему закачки химреагентов и минимизации возможности прохождения потока в обход клапана-отсекателя при извлечении устьевой арматуры в аварийной ситуации. Попадание скважинных флюидов в систему закачки химреагентов может привести к быстрому и непоправимому закупориванию ее линий, поскольку они имеют небольшой диаметр.
3. Следует рассмотреть возможность использования оправки съемного клапана в системе закачки химреагентов, поскольку это упростит изоляцию системы во время операций заканчивания, а также обеспечит возможность использования канатной техники для установки и замены скважинного устройства, обеспечивающего защиту этой системы от попадания скважинного флюида.
Эксплуатационные и пластовые приборы
1. Эксплуатационные приборы могут включать датчики забойного давления и температуры, устройства для измерения характеристик потока из продуктивных пластов, включая расход и плотность флюида, содержание в нем воды, вынос песка, образование отложений и т.д.
2. Пластовые приборы могут включать каротажное оборудование для замера сопротивления, давления и сейсмические датчики, зацементированные за обсадной колонной.
  
  Установка в скважине таких датчиков потребует дополнительных каналов в подводной устьевой арматуре и трубной головке.
3. Может потребоваться модернизация стандартной системы управления добычей, включая шлангокабель и подводные электронные модули, в связи с увеличением потре-
  
  бляемой мощности и необходимостью обеспечения требуемой скорости передачи данных от скважинных датчиков, а также полной реализации возможностей скважинного оборудования.
4. В зависимости от расположения датчиков в скважине может потребоваться установка внутриколонных пакеров с соответствующими проходными отверстиями.
Регуляторы расхода с дистанционным управлением
1. Интеллектуальная система заканчивания скважины может включать различные устройства для регулирования притоков из отдельных интервалов эксплуатационного пласта. Такие устройства могут быть с гидравлической, электрогидравлической или полностью электрической системой управления, поэтому их применение требует наличия дополнительных каналов в подводной устьевой арматуре и трубной головке.
2. При использовании гидравлической системы следует обратить внимание на возможность попадания потока из ствола скважины в гидравлическую систему и минимизации истечения мимо клапана-отсекателя при извлечении устьевой арматуры в аварийной ситуации.
3. Для скважинных регуляторов потока, которые приводятся в действие за счет гидравлической или электрической энергии, следует учитывать требования к энергоснабжению.

Системы управления и связи
1. Широкое применение комплексных устройств контроля в системе подводной добычи (таких как скважинные датчики давления и температуры, многофазные расходомеры) привело к необходимости совершенствования систем управления и связи для обеспечения возможности передачи, хранения и обработки большого объема получаемых данных.
2. При проектировании подводной системы следует учитывать требования к информационным интерфейсам во избежание возникновения проблем в каналах передачи данных.

Оборудование для предотвращения водяных пробок
1. В настоящее время используются автоматизированные системы регулирования потока, устанавливаемые на главном сооружении, с целью исключения снижения проблем, связанных с образованием пробок. Большинство этих систем обеспечивает регулирование давления в основании райзера за счет контрольного клапана либо использования мини-сепаратора для регулирования расхода жидкости и газа.
2. Так как в ряде случаев пробки приводят к серьезным проблемам в процессе эксплуатации, необходимо провести анализ потенциальной возможности их образования и убедиться, что выбранные методы и устройства обеспечивают необходимый контроль и совместимы с остальной частью системы, включая систему управления технологическими процессами на ВСП.

Приложение Б

(справочное)

Формы записи данных

Б.1 Форма записи данных для систем подводной добычи. Общие данные месторождения

ТАБЛИЦА ЗАПИСИ ДАННЫХ ДЛЯ СИСТЕМ ПОДВОДНОЙ ДОБЫЧИ			Б.1
МЕСТОРОЖДЕНИЕ			Стр. 1 из 2
НАЗВАНИЕ: общие данные месторождения
Местоположение		Количество скважин
Глубина воды		Добыча
Расчетный ресурс		Закачка
		Демонтаж (треб.)
РАСЧЕТНАЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ ПРОМЫСЛА: Макс. Мин.
Добыча нефти	м3/сут (т/сут)
Добыча воды	м3/сут
Общая добыча жидкости	м3/сут
Закачка воды	м3/сут
Добыча газа	106 м3/сут
Закачка газа	106 м3/сут
Максимальное давление на входе	МПа
РАСЧЕТНАЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ, ОТДЕЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ:
Эксплуатационные скважины	м3/сут
Скважины для закачки воды	м3/сут
Скважины для закачки газа	м3/сут
Макс. температура потока на устье при эксплуатации	C
Макс. температура потока на устье при закачке	C
Макс. давление на устье при глушении скважины	МПа
Макс. давление на устье при закачке	МПа
Макс. давление на устье во время эксплуатации	МПа
Мин. давление на устье во время эксплуатации	МПа
Макс. давление на устье закрытой скважины	МПа
Требования к защите Падающие предметы Схема промысла:

ТАБЛИЦА ЗАПИСИ ДАННЫХ ДЛЯ СИСТЕМ ПОДВОДНОЙ ДОБЫЧИ		Б.1
МЕСТОРОЖДЕНИЕ		Стр. 2 из 2
НАЗВАНИЕ: общие данные месторождения
ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА Макс. Мин.
Температура пласта, C Пластовое давление, МПа Газовый фактор, м3/м3 Содержание H2S, моль. % в свободном газе при начале кипения Содержание HCO3, моль. % в свободном газе при начале кипения Содержание воды, % Другие







ПЛАСТОВАЯ ВОДА, СОСТАВ Катионы, мг/л Анионы, мг/л
Барий, Ba2+ Хлорид, Cl1– Кальций, Ca2+ Сульфат, SO2– 4 Железо, Fe2+/3+ Карбонат, CO2– 3 Калий, K1+ Бикарбонат, HCO1– 3



Магний, Mg2+Натрий, Na1+Стронций, Sr2+Цинк, Zn2+Ртуть, Hg1+/2+ Другие свойства pH при 20 C и 101,3 кПа pH при пластовых условиях Плотность при 20 C

Б.2 Форма записи данных для систем подводной добычи. Требования к добыче/управление пластом

ТАБЛИЦА ЗАПИСИ ДАННЫХ ДЛЯ СИСТЕМ ПОДВОДНОЙ ДОБЫЧИ					Б.2
МЕСТОРОЖДЕНИЕ					Стр. 1 из 1
НАЗВАНИЕ: требования к добыче/управление пластом
Расчетные данные системы закачки химических реагентов
Реагенты	Номинал	Линии закачки	Точки закачки	Расчетное давление, МПа	Ссылка
Метанол
Ингибитор коррозии
Ингибитор солеотложений
Ингибитор асфальтено-парафиновых отложений
Сбор данных и испытание скважины/требования
Датчики	Эксплуат. скважины	Нагнетат. скважины	Точность параметра	Замечания
Датчик давления на устье скважины
Датчик температуры на устье скважины
Датчик давления на забое
Датчик температуры на забое
Датчик обнаружения утечки углеводородов
Датчик обнаружения выноса песка
3-фазный расходомер
Другие
Регулируемые штуцеры
Опробование скважины
Отбор проб из скважины
Шаг каротажа в эксплуатационных скважинах
Шаг каротажа в обсаженном стволе скважины
Диаметр каротажного кабеля
Требования к талевому канату/диаметр каната
Требования к гибким трубам/диаметр
Отбор керна

Б.3 Форма записи данных для систем подводной добычи. Эксплуатационные режимы

ТАБЛИЦА ЗАПИСИ ДАННЫХ ДЛЯ СИСТЕМ ПОДВОДНОЙ ДОБЫЧИ		Б.3
МЕСТОРОЖДЕНИЕ		Стр. 1 из 1
НАЗВАНИЕ: эксплуатационные режимы
Требования к транспортировке/методы/ограничения (максимальная масса/максимальный габарит) Период повторения штормов: годы Монтаж, демонтаж Ссылки
Характерная высота волны Диапазон (значений) периода спектрального пика Скорость течения (усредненная) Скорость ветра, средняя за 1 ч, 10 м (32,8 ф) над уровнем моря	м с м/c МПа



Эксплуатация
Характерная высота волны Диапазон (значений) периода спектрального пика Скорость течения (у морского дна) Скорость течения (работа люков)	м с м/c м/c



Проникновение света: Состояния грунта:

Б.4 Форма записи данных для систем подводной добычи. Подводные конструкции

ТАБЛИЦА ЗАПИСИ ДАННЫХ ДЛЯ СИСТЕМ ПОДВОДНОЙ ДОБЫЧИ	Б.4
МЕСТОРОЖДЕНИЕ	Стр. 1 из 1
НАЗВАНИЕ: подводные конструкции
Матрица нагрузок для определения соответствующей нагрузки Изготовление Хранение Проведение испытаний Погрузка Монтаж Транспортировка Спуско-подъемные операции на берегу Спуско-подъемные операции в морских условиях над поверхностью воды Спуско-подъемные операции при погружении Спуско-подъемные операции при установке на дно Спуско-подъемные операции при корректировке положения Заглубление/выравнивание Забивка свай Подтягивание и подсоединение выкидных линий Испытание и ввод в эксплуатацию Эксплуатация Бурение Нагрузки при обслуживании Нагрузки при подключении скважин Нагрузки от оползней Нагрузки от окружающей среды Сейсмические нагрузки Нагрузки от осаждения осадка Нагрузки от орудий рыболовного промысла Падающие предметы Демонтаж

Б.5 Форма записи данных для систем подводной добычи. Нагрузки от падающих предметов и орудий рыболовного промысла

ТАБЛИЦА ЗАПИСИ ДАННЫХ ДЛЯ СИСТЕМ ПОДВОДНОЙ ДОБЫЧИ			Б.5
МЕСТОРОЖДЕНИЕ			Стр. 1 из 1
НАЗВАНИЕ: нагрузки от падающих предметов и орудий рыболовного промысла*
Следует учитывать следующие непредвиденные нагрузки от падающих предметов и орудий рыболовного промысла. Ударные нагрузки от падающих предметов следует рассчитывать по пределу текучести. Нагрузку от воздействия предметов, которые перемещаются над конструкцией, следует использовать в качестве исходной расчетной нагрузки. В качестве альтернативы можно использовать следующие нагрузки
Группа	Энергия удара	Участок удара	Диаметр предмета
1 Конструкции на несколько скважин	50 кДж	Точечная нагрузка	700 мм
1 Конструкции на несколько скважин	5 кДж	Точечная нагрузка	100 мм
2 Другие конструкции	20 кДж	Точечная нагрузка	500 мм
2 Другие конструкции	5 кДж	Точечная нагрузка	100 мм
Орудия рыболовного промысла

Тип расчетной нагрузки	Расчетная нагрузка	Величина угла трала, град.	Предельное состояние
Трение трала	2200 кН	Горизонтально 0–20	Величина предела прочности
Движение крыла трала с натягиванием	300 кН	Горизонтально 0–20	Величина предела прочности
Удар тралом	13 кДж		Величина предела прочности
Зацепление трала	600 кН	Горизонтально 0–20	Величина предела текучести (если трал проходит без зацепа)
Зацеп донным тросом трала	1000 кН	Горизонтально 0–20	Величина предела текучести (если трал проходит без зацепа)
Зацеп тралом выкидной линии	600 кН		Величина предела текучести (если трал проходит без зацепа)
БАЗИС – НАГРУЗКИ ОТ ДРУГИХ ОРУДИЙ ТРАЛОВОГО ЛОВА
*Соответствующие нагрузки и их комбинации определяются для конкретного проекта при проектировании.

Приложение В

(обязательное)

Требования и рекомендации для подъемных устройств и элементов конструкции

В.1 Конструктивные требования и требования к рабочим характеристикам В.1.1 Требования к грузоподъемности

Морские спуско-подъемные операции осуществляются в условиях относительной подвижности и взаимных перемещений груза и подъемного крана. Многие стандарты на подъемные устройства используют коэффициенты запаса прочности, включающие условия перемещения и смещения, которые учитывают статические (вес груза) и динамические воздействия (относительное ускорение, столкновение, ударные нагрузки, линейные скорости, состояние моря и ветровой режим), направленные не только вертикально, но и под определенным углом. Комбинации этих факторов дают в результате увеличение коэффициента запаса прочности на грузоподъемность от 1,25 до 1,50. Кроме того, некоторые подъемные операции могут быть связаны с подводными работами. В этих случаях должно учитываться влияние гидродинамического сопротивления и присоединенной массы, что приводит к увеличению коэффициента запаса прочности до 1,75. Поэтому при проведении всех морских спуско-подъемных операций независимо от веса груза, местоположения или вида планируемых операций необходимо использование единого «морского» мультипликатора (коэффициента запаса прочности), равного двум. Этот коэффициент запаса прочности на грузоподъемность гарантирует консервативный подход при проектировании подъемных устройств независимо от массы груза или рабочих условий.

Необходимо отметить, что при определенных условиях следование требованиям данного приложения может привести к необходимости использовать крановое оборудование чрезвычайно большого размера. В этой ситуации следует руководствоваться здравым инженерным подходом для определения целесообразных размеров этого оборудования.

В.1.2 Требования к проектированию

Наиболее важным при определении грузоподъемности является обоснование коэффициента запаса прочности, который используется при расчете проектной нагрузки, определении размера такелажных узлов, выборе подъемных приспособлений и такелажа. При этом должны выполняться следующие требования:

все подъемные приспособления (например, серьги, главные звенья, вертлюги, кольца вертлюга, болты с проушинами и т.д.) должны проектироваться для установленной рабочей нагрузки с коэффициентом запаса прочности, равным пяти относительно прочности на разрыв;
все стропы должны рассчитываться для установленной рабочей нагрузки с коэффициентом запаса прочности, равным пяти относительно прочности на разрыв;
все подъемные рамы, конструкции, компоновки траверс и т.д. должны рассчитываться для установленной рабочей нагрузки с коэффициентом запаса, равным двум, определенным по пределу текучести материала;
точечные такелажные проушины должны рассчитываться для установленной рабочей нагрузки с коэффициентом запаса, равным пяти, определенным по пределу текучести материала;

Примечание – Проушина вытачивается в теле поднимаемого груза либо приваривается проплавным сварным швом.
многоточечные такелажные проушины должны рассчитываться для установленной рабочей нагрузки с коэффициентом запаса, равным трем, определенным по пределу текучести материала;

Примечание – Проушины вытачиваются в теле поднимаемого груза либо привариваются проплавным сварным швом. Для предотвращения поперечных изгибающих моментов проушины выравниваются таким образом, чтобы такелажный канат располагался по центру. Другими словами, нагрузка на такелажный канат проходит в плоскости проушины.
соблюдение принципа N – 1 при подъеме с многоточечным креплением: линии подъемного приспособления и проушины должны удерживать расчетную нагрузку при потере одной точки крепления;

Примечание – Например, четырехканатный подъемный строп грузоподъемностью 10 т рассчитывается таким образом, чтобы при разрыве одного каната оставшиеся три могли выдержать заданный груз.
подъемные проушины должны иметь яркую окраску-код и маркировку безопасной рабочей нагрузки.

Примечание – Проушины, предназначенные для временного крепления, или проушины для технического обслуживания не имеют цветовой кодировки, но их следует маркировать на предельную нагрузку.

Конструкции изделий должны выдерживать расчетные нагрузки без деформаций, приводящих к нарушению функциональных параметров. Конструкции, служащие опорой для труб, должны выдерживать расчетные нагрузки без повреждения резьбы или смятия проходного диаметра. Грузоподъемность подъемных приспособлений должна подтверждаться инженерным анализом (например, расчетами методом конечных элементов) или поверочными испытаниями. Конструкции подъемных механизмов, например, инструментов для спуска, должны обеспечивать их герметичность при проведении спуско-подъемных операций; при этом грузоподъемность должна учитывать напряжения, возникающие под действием внутреннего давления. На

все подъемные устройства требуется наносить маркировку, обозначающую грузоподъемность.

В.1.3 Требования к проектной документации

Проектная документация должна включать методы проектирования, допущения, расчеты и конструктивные требования. В свою очередь, конструктивные требования должны, как минимум, включать критерии определения размеров, требования к испытаниям, рабочее давление, требования к материалам, воздействия окружающей среды, а также другие требования, на основании которых осуществляется проектирование. Все проектные требования должны быть записаны в спецификации производителя, которая должна отражать требования настоящего приложения, требования заказчика или собственные требования производителя.

В.1.4 Аттестация грузоподъемности В.1.4.1 Общие положения

Аттестация грузоподъемности включает два типа испытаний:

испытания эксплуатационных характеристик, которые проводятся на характерных образцах основных типов изделий и предназначены для определения их рабочих характеристик;
испытания под нагрузкой, предназначенные для определения работоспособности конкретных единиц поставляемого оборудования.

Характеристики оборудования должны быть подтверждены ссылкой на заводские приемочные испытания и результаты проверочных испытаний эксплуатационных характеристик. Оборудование или крепления, подвергаемые аттестации с проверкой работоспособно-

сти, должны представлять производственные модели по конструкции, габаритов и материалов. Если происходят изменения конструкции изделия в отношении установки, формы, функций или материала, то производитель должен документально подтвердить влияние таких изменений на рабочие характеристики изделия. Конструкция, которая претерпевает существенные изменения, является новой, и для нее необходимо провести повторные испытания. Существенным считается изменение, которое влияет на рабочие характеристики изделия в эксплуатационных условиях. Существенным изменением считается любое изменение ранее аттестованной конфигурации или изменение в выборе материала, которое может повлиять на эффективность работы изделия или его обслуживание. Изменение материала может не требовать нового испытания, если применимость нового материала может быть подтверждена производителем.

В.1.4.2 Поверочные испытания

Если испытания проводятся с целью проверки конструкции, то требуется проведение испытаний под нагрузкой, которая в 1,5 раза превышает установленную безопасную рабочую нагрузку. При проведении испытания компонент должен, по меньшей мере, три раза подвергаться действию указанной нагрузки, которая не должна приводить к его деформации или нарушению рабочих характеристик. Документы по испытаниям должны сохраняться.

разом:

В.1.4.3 Испытание под нагрузкой

Испытание под нагрузкой подъемных устройств должно проводиться следующим об-

отдельно испытывается каждая подъемная проушина под действием вертикальной на-

грузки, превышающей в 2,5 раза установленную рабочую нагрузку;

Примечание – Кроме того, проушины, сварные швы и прилегающие к отверстиям проушин участки до и после испытаний под нагрузкой следует проверять методом магнитно-порошковой дефектоскопии или методом проникающего красителя согласно ИСО 10423:2009 [16].
- траверсы и рамы следует испытывать под нагрузкой, которая соответствует установленной рабочей нагрузке;
- главные звенья для трех-, четырехканатных строп испытывают с грузом в шесть раз больше номинальной нагрузки на один канат;
- все другие подъемные устройства следует нагружать двукратной рабочей нагрузкой. В.1.4.4 Документация по испытаниям
  
  Производитель должен документально подтверждать методы проведения и результаты всех испытаний эксплуатационных характеристик, использованных для аттестации оборудования в соответствии с настоящим приложением. Кроме того, в документации необходимо указать специалиста(ов), проводившего или контролировавшего испытания, а также время и место проведения испытаний.
  
  В.2 Требования к материалам
  
  Элементы конструкций должны представлять собой сварные изделия из обычных конструкционных сталей. При этом может быть использована любая степень прочности, которая соответствует проектным требованиям.
  
  Для низкотемпературных условий должны выбираться сплавы с повышенным уровнем жесткости и сопротивления ударным нагрузкам для всех подъемных устройств и проушин. Другие элементы конструкции и рамы не обязательно должны отвечать более высоким требованиям к жесткости или ударным воздействиям, если не указано иное.
  
  В.3 Требования к сварке элементов конструкции
  
  Сварные соединения конструкционных элементов не должны обеспечивать герметичность под давлением. Эти соединения должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 51365 или правилам и нормам сварки конструкций.
  
  В.4 Контроль качества
  
  В.4.1 Контроль качества и испытание сварных соединений элементов конструкции должны соответствовать требованиям к испытанию сварных швов, которые не обеспечивают герметичность под давлением, согласно ГОСТ Р 51365 и СТО Газпром 2-2.4-083.
  
  В.4.2 Подъемные проушины следует испытать по отдельности под действием вертикальной нагрузки, в 2,5 раза превышающей установленную рабочую нагрузку. Кроме того, проушины, сварные швы и участки, прилегающие к отверстиям проушин, до и после испытаний под нагрузкой следует проверять методом магнитно-порошковой дефектоскопии или методом проникающего красителя согласно ГОСТ Р 51365.
  
  В.5 Маркировка оборудования
  
  В.5.1 Грузоподъемность каждой проушины и других такелажных точек следует четко обозначить маркировкой, которая должна показывать безопасную рабочую нагрузку, угол подъема и требуемое для подъема количество такелажных точек.
  
  В.5.2 Каждое подъемное приспособление следует маркировать с указанием следующей информации:
  - производитель или товарный знак;
  - идентификатор детали и ее размер;
  - кодировка в документации/серийный номер;
  - для скоб, крюков и транспортных колец: безопасная вертикальная рабочая нагрузка (1/5 от прочности на разрыв);
  - дата завершения испытания под нагрузкой.
    
    В.5.3 Каждый строп должен иметь постоянно прикрепленный прочный ярлык со следующей минимальной информацией:
  - производитель строп или товарный знак;
  - материал стропа;
  - кодировка в документации/серийный номер;
  - для стропа с одним канатом: безопасная вертикальная рабочая нагрузка (1/5 от прочности на разрыв);
  - дата завершения испытания под нагрузкой.
  Приложение Г
  
  (справочное)
  
  Стратегия управления защитными элементами
  
  Г.1 Разработка стратегии установки защитных элементов
  
  Г.1.1 Основная стратегия установки защитных элементов определяет необходимое количество защитных элементов в разных ситуациях и их приемлемую конфигурацию. Предложения по классификации и характеристикам защитных элементов даны в Г.2. Для описания стратегии применения защитных элементов необходимо ответить на два ключевых терминологических вопроса:
  - можно ли управляемый с поверхности внутрискважинный клапан-отсекатель классифицировать как защитный элемент при наличии в нем хотя бы незначительной утечки согласно ИСО 10417:2004 [27];
  - что входит в понятие «независимый защитный элемент» и удовлетворяют ли этому критерию многочисленные клапаны на подводной устьевой арматуре при условии, что единичное событие (например, волочение якоря) предположительно может вывести из строя все клапаны устьевой арматуры одновременно.
    
    После определения терминов можно устанавливать общие требования для конфигурации защитных элементов (используя подходы, описанные в Г.2). Примерами таких требований являются:
  - необходимость, по меньшей мере, двух независимых защитных элементов в скважине между пластом-коллектором и окружающей средой в процессе добычи;
  - неисправность одного защитного элемента не должна привести к потере управления скважиной;
  - если один из защитных элементов выходит из строя или не проходит испытание, скважина должна быть остановлена (должна быть оценена возможность продолжения добычи при сниженной функциональности защитного элемента);
  - оборудование, не входящее в конструкцию скважины, но содержащее значительное количество углеводородов (например, трубопроводы и манифольды), должно включать, по меньшей мере, один пассивный защитный элемент (например, стенки трубы, фланцы, прокладки и/или герметичные колпаки) для постоянной изоляции углеводородов от окружающей среды на протяжении нормальной эксплуатации.
    
    В уточнении требований к защитным элементам значительную помощь оказывают диаграммы приемлемой конфигурации.
    
    Г.1.2 После разработки общих требований к применению защитных элементов (согласно 5.5.3.3) особое внимание следует уделить анализу конкретных ситуаций:
  - когда требуется использование средств механической добычи, следует оценить необходимость установки в скважине множества (двух) защитных элементов вместо одного;
  - при проведении подводных сервисных работ, выполняемых после задвижки на отводящей линии подводной устьевой арматуры (например, во время подключения новой скважины к манифольду, установки камеры запуска средств очистки или замены подводного штуцера), следует оценить необходимость установки двух защитных элементов вместо одного (например, проверенного клапана) на линии между манифольдом/трубопроводом и окружающей средой.
    
    Г.1.3 Необходимо рассмотреть вопросы, относящиеся к проведению испытаний защитных элементов, например:
  - требуемое давление при испытаниях;
  - направление и метод испытаний в соответствии с приложением Е стандарта ИСО 10417:2004 [27];
  - критерии приемлемой утечки;
  - требования к установке и замене оборудования, тестируемого на наличие утечек;
  - частота типовых испытаний;
  - действия, которые должны быть выполнены, в случае если защитный элемент не прошел испытания.
    
    Г.1.4 Допустимо в рамках требований национальной стандартизации определить исключения из общих требований к защитным элементам. Например, для скважин, в которых управляемый с поверхности внутрискважинный клапан-отсекатель не прошел испытание, режим остановки добычи не обязательно является более безопасным. В этом случае может быть приемлемым режим исключения на ограниченное время (который базируется на оценке рисков в конкретной ситуации), так что скважина может продолжать работать в ожидании ремонта или замены неисправного клапана-отсекателя.
    
    Г.2 Классификация и характеристики типов защитных элементов Г.2.1 Защитные элементы относятся к одному из трех типов:
  - пассивные;
  - активные;
  - временные.
    
    Г.2.2 Пассивными являются постоянные защитные элементы, которые не активируются и не требуют вмешательства в их работу после установки. К ним относятся:
  - цементаж затрубного и межтрубного пространств;
  - скважинные пакеры (включая подпакерное седло уплотнителя);
  - забойные устройства, например, мандрели и клапаны газлифта и системы закачки химреагентов;
  - подводные устья скважин (включая уплотнительные прокладки устья);
  - обсадные и насосно-компрессорные колонны (включая подвески и уплотнительные
  узлы);
корпуса подводной устьевой арматуры и клапанные блоки (включая прокладки интер-

фейсов);
- трубопроводные системы (включая перемычки, корпуса соединителей, прокладки и трубы);
- трубная обвязка устьевой арматуры и манифольда;
- герметичные колпаки (включая прокладки).
  
  Г.2.3 К активным относятся защитные элементы, которые приводятся в действие либо вручную (например, водолазом или дистанционно управляемым аппаратом), либо системой дистанционного управления (например, системой управления добычей), либо обратным потоком (например, запорный клапан). К активным защитным элементам относятся:
- управляемые с поверхности внутрискважинные клапаны-отсекатели и другие подводные предохранительные клапаны;
- клапаны подводной устьевой арматуры (включая клапаны на добычной линии и на линии межтрубного пространства, а также клапаны в гидравлических линиях и линиях закачки химических реагентов);
- клапаны манифольда (с гидравлическим управлением и управляемые ДУПА);
- отсекающие клапаны на выкидных линиях (включая клапаны, расположенные на манифольде и в верхней части райзера);
- обратные клапаны (включая газлифтные линии и нагнетания химических реагентов).
  
  Такие защитные элементы, как внутрискважинные скользящие муфты, можно отнести как к пассивным, так и к активным в зависимости от метода и частоты приведения в действие. Г.2.4 Временными защитными элементами являются устройства, которые предназнача-
  
  ются для работы под давлением в течение ограниченного срока при проведении специальных мероприятий. Для обеспечения эффективной работы они могут потребовать постоянного внимания. К таким защитным элементам относятся:
- раствор для глушения скважины, подаваемый в насосно-компрессорную колонну или межтрубное пространство;
- извлекаемые скважинные заглушки в насосно-компрессорной колонне.
  
  Г.2.5 Перечисленные защитные элементы формируют эксплуатационную часть системы подводной добычи. Различные защитные элементы, используемые при заканчивании и капитальном ремонте подводных скважин, можно классифицировать подобным образом. Такие элементы включают:
- блоки противовыбросовых превенторов для бурения и спуска инструмента на кабеле (включая плашки и превенторы межтрубного пространства);
- подводную устьевую арматуру для проведения испытаний (включая управляемые клапаны);
- трубную головку и инструменты для спуска устьевой арматуры;
- райзеры для заканчивания/капитального ремонта скважин (включая клапаны в нижнем блоке райзера и на поверхностной устьевой арматуре);
- буровой раствор.
  
  Г.2.6 Определение характеристик защитных элементов является важным этапом в оценке общего риска, который зависит от типа конкретных защитных элементов в рассматриваемой конфигурации для оборудования и эксплуатации. Следует принимать во внимание:
- тип уплотняющего элемента, например, соединение металл–металл в сравнении с эластомером;
- переходит ли защитный элемент автоматически (обычно под действием пружины) в закрытое состояние при отказе отдельных элементов или требуется внешнее вмешательство для его закрытия;
- можно ли закрыть защитный элемент в ручном режиме при отказе механизма, обеспечивающего автоматическое закрытие;
- можно ли испытать защитный элемент при проектных расходах и перепадах давления;
- допускается ли определенная утечка при закрытом защитном элементе, например, для управляемого с поверхности клапана-отсекателя;
- можно ли уверенно определить состояние защитного элемента во время работы в критических ситуациях;
- насколько взаимно независимы разные защитные элементы по вероятности невыполнения своих функций для заданного сценария;
- содержит ли защитный элемент детали, которые могут быть причиной возникновения утечек, например, сальники штока и фитинги системы смазки в задвижках подводной устьевой арматуры;
- восприимчивость защитного элемента к износу, коррозии, эрозии и другим воздействиям, ухудшающим его характеристики, например, выпадение утяжелителя в пакерную жидкость;
- насколько надежен предыдущий опыт использования защитного элемента в аналогичных условиях, включая давление, температуру, состав флюида и т.д.;
  
  Примечание – В целом пассивные защитные элементы являются более надежными, чем активные, поскольку они менее подвержены ухудшению рабочих характеристик.
- периодичность проведения диагностики защитного элемента;
- насколько легко можно сделать ремонт или замену защитного элемента в случае его выхода из строя;
- требуется ли от защитного элемента выполнение двух функций или необходимо использовать отдельное оборудование для блокировки и сброса.
  
  Г.3 Методология определения приемлемой конфигурации защитных элементов
  
  Г.3.1 Чтобы определить приемлемую конфигурацию защитных элементов в разных ситуациях, распространена практика оценки рисков, включая HAZOP (анализ эксплуатационных рисков), анализ типа отказа и его последствий, количественный анализ рисков, анализ риска на основе различных сценариев, возникающих при отказе одного и более защитных элементов в различных вероятностях их возникновения:
- падающие предметы (например, утяжеленной бурильной трубы или блока противовыбросового превентора);
- зацепление оборудования якорем мобильной бурильной установки или судна обеспе-
  
  чения;
удар орудием рыболовного промысла;
неожиданный приток пластового флюида (выброс);
коррозия, эрозия и усталость компонентов;
неправильная работа из-за человеческого фактора.

Г.3.2 Разработка и рассмотрение таких сценариев отказов требует привлечения группы

опытных и многопрофильных специалистов, включая специалистов по эксплуатации, техническому обслуживанию, бурению и заканчиванию скважин, а также инженеров по подводному оборудованию.

Г.3.3 При оценке вероятности конкретного сценария следует обратить внимание на вероятности отказов как различных защитных элементов, так и возникновения самого события. Ситуации, при которых защитные элементы могут быть недоступными на какое-то относительно короткое время, требуют специального рассмотрения, например, при прохождении утяжеленной бурильной трубы через срезающие плашки в блоке противовыбросового превентора.

Г.3.4 При оценке последствий конкретного сценария следует рассмотреть ряд факторов, включая:

возможную величину утечки в окружающую среду при неисправности конкретного защитного элемента;
состав флюида, выбрасываемого в окружающую среду;
изменения, которые могут произойти на протяжении срока эксплуатации месторождения, например, ухудшение рабочих характеристик оборудования и снижение пластового давления.

Г.3.5 После установления величины риска при различных сценариях отказов можно построить диаграммы приемлемых конфигураций защитных элементов.

Приложение Д

(справочное)

Конструктивные элементы, технологические клапаны и трубная обвязка

Д.1 Рекомендации к проектированию конструкций

Для конструкций, которые могут подвергнуться воздействию трала, применимы следующие рекомендации:

защитная конструкция должна отклонять все орудия рыболовного промысла;
вертикальные углы конструкции не должны превышать 58 для отклонения трала и его троса от защитной конструкции;
для исключения зацепления ваером или донным тросом рыболовного трала углы, уступы и аналогичные элементы должны быть заглублены в грунт;

Примечание – Следует проанализировать влияние допусков при монтаже и возможного размыва.
общая геометрия конструкции и размер отверстий должны предотвращать попадание в них траловых досок;
элементы жесткости на вертикальных поверхностях должны располагаться на расстоянии, предотвращающем попадание и закручивание оснастки трала, но не ограничивая доступ к подводной конструкции при техническом обслуживании;
все выступы следует проектировать с учетом предотвращения зацепов сетей;
наружные элементы, не являющиеся частью закрытой защитной конструкции, должны иметь радиус не менее 250 мм.

Зацепление следует рассматривать как нештатную ситуацию с оценкой состояния по пределу текучести, тогда как нагрузки, вызванные скольжением и ударами трала, следует считать рабочими с оценкой состояния по пределу прочности, если частота возникновения этих событий не позволяет считать их выходящими за рамки нормальной работы.

Модельные испытания можно использовать для документального обоснования небольших нагрузок. Кроме того, следует принимать во внимание нагрузки от бим-тралов для районов, где используются такие орудия лова.

Если результаты модельных испытаний с оценкой геометрической формы показывают, что прохождение трала осуществляется без зацепления, то возможность зацепления подводной конструкции крылом и донным тросом трала, а также зацепление крылом трала выкидных линий можно не учитывать.

При проведении модельных испытаний следует исследовать процесс прохождения трала по конструкции и дать количественную оценку возникающим при этом нагрузкам. При проведении испытаний необходимо моделировать, как минимум, следующие параметры:

тип трала;
скорость траления;
глубину воды;
трение о дно и конструкцию;
длину, жесткость и угол тросов;
прочность на разрыв тросов, бобин и донного троса.

Процедура испытания и условия проверки должны верифицироваться надзорными органами по рыболовству и/или экспертами по применению тралов в заданном районе. Схема верификации устанавливается с учетом наличия испытательного оборудования.

Необходимо рассмотреть влияние конструкции и расположение конструктивных элементов (например, люков) на возникающие динамические нагрузки в процессе погружения в воду и прохождения через толщу воды. В частности, следует принимать во внимание присоединенную массу.

Д.2 Проектные рекомендации для технологических клапанов Д.2.1 Общие проектные требования

Конструкция технологических клапанов (см. 3.1.7) должна удовлетворять требованиям ГОСТ Р 51365, ИСО 10423:2009 [16] и ИСО 14313:2007 [28].

При проектировании клапанов необходимо обеспечить минимизацию условий образования гидратов. Для клапанов, устанавливаемых проходным отверстием в горизонтальной плоскости (а шток и рабочая полость – в вертикальной) следует минимизировать накопление песка или твердых частиц в полости клапана. Такого расположения клапанов при проектировании системы следует избегать.

При проектировании клапанов следует учитывать максимальные нагрузки на растяжение, сжатие и изгиб, являющиеся результатом воздействия подсоединяемых труб. Нагрузки от трубной обвязки не должны влиять на функции клапана. В необходимых случаях следует изолировать клапаны и места подсоединения труб от действия высоких нагрузок. Для клапанов с приваренными соединительными элементами необходимо использовать переходники для оптимизации прочности конструкции.

Для технологических клапанов может потребоваться применение вторичных герметизирующих элементов. Примерами такой конструкции могут служить:

резервное уплотнение штоков;
съемный герметичный колпак;
верхнее уплотнение штока.

Д.2.2 Клапаны на выкидных линиях, предназначенных для использования СОД

При выборе клапанов выкидных линий, предназначенных для использования СОД, заказчик должен заранее определить типы этих средств. Конструкция клапана должна быть пригодной для прохождения в любом направлении всех предполагаемых средств очистки. Внутренний профиль клапана должен обеспечивать минимальное накопление осадков, которые могли бы повредить средства очистки. Указанные клапаны должны оснащаться средствами, контролирующими полное открытие клапана, до начала очистки трубопровода.

Д.2.3 Расчетный ресурс

Клапаны следует проектировать на срок эксплуатации 20 лет и 200 рабочих циклов без проведения ремонтных работ, если заказчик не задает иные критерии.

При проектировании клапанов на более долгий срок и большее число рабочих циклов следует создать такую конструкцию, которая бы обеспечивала снятие и замену подвергающихся износу элементов, включая силовые приводы, шток/крышку и механизмы уплотнения проходного отверстия клапана.

Д.2.4 Индикация положения клапана

На дистанционно управляемых клапанах следует предусматривать средства контроля положения клапана, который можно осуществить по электрической или волоконнооптической линии или визуальным наблюдением (с помощью подводного аппарата с дистанционным управлением или водолаза) в зависимости от требований заказчика.

Конструкция интерфейса для подводного дистанционно управляемого аппарата определяется в соответствии с требованиями, изложенными в разделе 7.

Д.2.5 Исполнительные механизмы ручного управления

Клапаны с ручным управлением или приводимые в действие ДУПА должны выдерживать полуторный уровень максимальных рабочих нагрузок при полном дифференциальном давлении в самом сложном режиме эксплуатации. Коэффициенты трения, используемые для вычисления максимальных расчетных нагрузок, должны основываться на измерениях, проводимых в жестких рабочих условиях с учетом загрязнения рабочей жидкости, отсутствия смазки, использования характерных материалов, а также обработки, допусков и посадок движущихся частей.

Исполнительные механизмы ручного управления или управления ДУПА должны проектироваться с таким расчетом, чтобы приложенная сила или крутящий момент, превышающие максимальные рабочие значения, не вели к повреждению штока или любого другого ком-

понента внутри герметичного корпуса. То есть клапан должен быть спроектирован таким образом, чтобы при перегрузке разрушение механизма происходило с внешней стороны уплотнения. При проектировании следует учитывать возможные отклонения свойств материалов и другие переменные.

Д.3 Проектирование трубной обвязки манифольда на подводных конструкциях

При проектировании трубной обвязки манифольда должны соблюдаться следующие условия:

минимизирована возможность закупоривания трубной обвязки (вызванная, например, образованием гидратов или коррозией);
сведен к минимуму риск повреждения трубной обвязки во время проведения испытаний, монтажных и ремонтных работ;
минимизировано число трубных секций, подверженных эрозии под действием песка или других частиц (например, изгибы, тройники и т.д.);
минимизировано число опор для трубной обвязки.

При проектировании трубных обвязок с применением СОД рекомендуется следующее:
трубы должны иметь радиус изгиба не менее трех внутренних диаметров трубы;
колена, клапаны и ответвления должны отделяться друг от друга прямым патрубком длиной не менее трех внутренних диаметров трубы (для манифольдов с двумя эксплуатационными выкидными линиями разного диаметра внутренняя петля для средств очистки должна быть не менее пяти внутренних диаметров наименьшей трубы);
взвеси, образующиеся при очистке от отложений, не должны скапливаться в ответвлениях очищаемых линий;

Примечание – Ответвления следует делать над осью приемных коллекторов. Тройники и фитинги на очищаемых линиях обеспечивают прохождение средств очистки. Во избежание повреждения пластин манометра следует использовать тройники с защитной решеткой и т.д.
трубопроводы должны иметь постоянный внутренний диаметр в соответствии с СТО Газпром 2-3.7-050 и обеспечивать при необходимости перемещение средств очистки в обоих направлениях.

Приложение Е

(обязательное)

Окраска и маркировка

Е.1 Общие положения

Е.1.1 Все оборудование системы подводной добычи, предназначенное для технического обслуживания под водой, должно быть окрашено и маркировано для обеспечения точной идентификации.

Е.1.2 Окраска и маркировка должны способствовать проведению технического обслуживания за счет:

идентификации базовой конструкции и определения ее пространственной ориентации;
идентификации оборудования, установленного на базовой конструкции, и его интерфейса для обслуживания;
определения позиции каждой части конструкции относительно всего сооружения;
определения рабочего положения элементов, например, для соединения – «замкнуто/ разомкнуто», для клапана – «открыт/закрыт».

Е.1.3 Маркировка должна обеспечивать возможность контроля положения съемных элементов, например, крепежных элементов направляющих и т.д.

Примечание – Для обеспечения безопасности работ следует соблюдать единообразие в маркировке подводного оборудования и соответствующего надводного оборудования для технического обслуживания.

Е.1.4 Для обеспечения безопасности необходимо наносить маркировку, обозначающую функции оборудования, на подводные элементы и систему управления в соответствии с 6.14, используя общепринятые сокращения, приведенные в данном приложении.

Е.1.5 Если используется специальное расположение клапанов, то их обозначения должны четко определяться в документации.

Е.1.6 Если обслуживание выполняется с привлечением водолазов, то покрытия должны иметь глянцевую или полуглянцевую поверхность для улучшения видимости при работе. В случае подключения с помощью дистанционно управляемого аппарата покрытия должны иметь матовую поверхность. Отражение света фар ДУПА на глянцевой или полуглянцевой поверхности могут вызывать блеск в видеокамерах при низкой освещенности, что приводит к нечеткости изображения или появлению «ореолов» на мониторе.

Е.2 Цветовые решения

Е.2.1 Основные элементы цветового решения:

цвет объекта;
цвет фона;
цвет переднего плана;
относительные размеры объекта.

Е.2.2 Цвета должны четко различаться на расстоянии не менее 10 м при искусственном освещении с регулируемой интенсивностью и с наибольшей яркостью красной части светового спектра.

Е.2.3 Темные и белые цвета не должны применяться на крупных частях конструкции. Решетки (обеспечивающие сквозной просмотр) должны быть более темными, например, металлического серого цвета (без окраски), чтобы исключить отражение света. Не должны применяться оттенки одного цвета или сложно различимые цвета. Выступающие элементы должны быть светлее, чем основной объект и фон.

Е.2.4 Элементы, используемые при обслуживании, такие как проушины, подъемные и соединительные элементы, должны окрашиваться в оранжевый цвет.

Е.2.5 Рабочие оси ДУПА (такие как шток клапана или шпиндельная насадка) не должны окрашиваться.

Е.2.6 В данном приложении приводятся цвета, необходимые к применению для систем подводной добычи с указанием эквивалентных кодов RAL (цветная система, применяемая производителями краски Германии) или Munsell.

Е.3 Требования к маркировке

Е.3.1 Маркировка подразделяется на основную и вторичную.

Е.3.2 Маркировка оборудования производится на основных конструктивных элементах и системах, которые необходимо идентифицировать при эксплуатации, монтаже и извлечении. Высота букв при маркировке должна составлять от 170 до 500 мм.

Е.3.3 Вторичная маркировка производится в дополнение к основной маркировке или предназначается для обозначения положения элементов, таких как клапаны, элементы с гидравлическим управлением, ответвления линий для установки сенсорных элементов, датчики и т.д. Высота букв должна составлять от 50 до 150 мм. Допускается использование символов меньшего размера, если технически невозможно соблюдение указанных размеров.

Е.3.4 Местоположение идентификационных обозначений не должно мешать проведению работ на оборудовании и обеспечивать минимальный риск повреждения, стирания или срыва самих обозначений.

Е.3.5 На постоянно устанавливаемом оборудовании необходимо применять маркировку с защитой от биологического обрастания.

Е.3.6 Маркировка мест механического соединения с сооружением, оборудованием или элементами не должна повреждаться при проведении работ.

Е.3.7 Маркировочные приспособления не должны крепиться сваркой к трубопроводам.

Возможность использования клея должна быть подтверждена испытаниями.

Е.3.8 Вся маркировка должна быть четко видимой с расстояния не менее 5 м при искусственном освещении даже в условиях мутной воды.

Е.3.9 Маркировка должна быть защищена от биологического обрастания и оставаться видимой в течение расчетного срока эксплуатации системы подводной добычи.

Е.3.10 Все инструкции на маркировке должны быть на русском языке. Допускается дублирование инструкций на английском языке.

Е.3.11 Все символы, буквы, цифры и т.д. на маркировке должны легко распознаваться, их определение должно приводиться в рабочей документации.

Е.4 Маркировка конструкций

Е.4.1 Базовую конструкцию следует располагать таким образом, чтобы совпадали обозначения направлений базовой конструкции и буровой установки. При маркировке необходимо использовать следующие сокращения:

передняя сторона конструкции: FORE;
правый борт конструкции: STB;
левый борт конструкции: PORT;
задняя сторона конструкции: AFT.

Е.4.2 С левого и правого бортов на верхней части конструкции должна быть нанесена основная маркировка, обеспечивающая идентификацию всей системы подводной добычи. Основная идентифицирующая маркировка должна, как минимум, содержать название месторождения, номер(а) блока и название установки.

Е.4.3 Надпись FORE на защитной конструкции должна быть ориентирована аналогично направлению надписи FORE на буровой установке. В буровой опорной плите нумерацию вырезов (связанных со слотами для бурения) следует начинать с переднего правого угла (FORESTB) и продолжать нумерацию по часовой стрелке. Нумерация других вырезов (не связанных со скважинами) начинается со слотов на передней стороне (FORE) и далее следует по часовой стрелке. Рекомендуется использовать тот же метод при нумерации защитных конструкций.

Е.4.4 Маркировка на бортах должна располагаться в верхней и нижней частях конструкции так, чтобы ее было четко видно со стороны. Внутри конструкции маркировка элементов должна размещаться таким образом, чтобы обеспечивать однозначную ориентацию. Это должно достигаться за счет расположения маркировки на всех вертикальных элементах по периметру (например, слотах). При этом символы должны быть обращены к центру слота.

Е.4.5 Уровень расположения маркировки должен определяться в соответствии с планируемыми работами в данной части оборудования.

Е.5 Маркировка направляющих стоек

Нумерация направляющих стоек должна соответствовать предполагаемой ориентации буровой установки и существующей нумерации направляющих канатов, которая начинается с первого переднего правого каната и далее движется по часовой стрелке. Стойки необходимо маркировать черными кольцами, которые располагаются на 200 мм ниже верха и определяют номер стойки.

На съемные направляющие стойки должны наноситься легко читаемые указатели положения блокирующего механизма, показывающие замкнутое и разомкнутое положение.

Е.6 Маркировка клапанов манифольда

Необходимо установить однозначную нумерацию клапанов, которая обеспечивает легкую идентификацию каждого клапана и его функций. Все клапаны манифольда должны быть отмечены номером XХ, где первая цифра указывает на то, к какому слоту подсоединяется труба или какую линию перекрывает клапан. Вторая цифра обозначает номер клапана в слоте (в случае если в линии имеется несколько клапанов) и назначение линии.

Клапаны должны содержать, как минимум, одну маркировку на корпусе, которая располагается наверху лицевой стороны. Эта маркировка может находиться на опорной пластине, прикрепленной к одному из соединительных фланцев клапана, между корпусом и крышкой или другим ближайшим элементом.

Е.7 Маркировка трубной обвязки

Как и для клапанов манифольда, для трубной обвязки должна быть установлена однозначная нумерация. Все трубы (включая эксплуатационные и нагнетательные) между слотами скважин и площадками для подсоединения выкидных линий должны маркироваться таким образом, чтобы обеспечивалась идентификация любого трубопровода в соответствии с принятой системой маркировки.

Дополнительно трубная обвязка может маркироваться в любых участках цветными полосками из материала, стойкого к биологическому обрастанию.

Е.8 Маркировка площадок подключения

Маркировка площадки для подключения должна идентифицировать тип подключаемой линии.

Площадки для подключения волоконно-оптических, электрических и/или гидравлических шлангокабелей должны иметь соответствующую маркировку.

Площадки для подключения выкидных линий, линий нагнетания химических реагентов и сервисных линий должны маркироваться следующим образом:

эксплуатационные линии: P;
трубопровод воды для закачивания: WI;
трубопровод газа для нагнетания: GI;
линия для испытания: T;
нагнетание химических реагентов: C;
нагнетание метанола: M. Е.9 Маркировка пандуса

Если предусмотрена установка пандуса, то он должен иметь маркировку, указывающую линию центра площадки для подсоединения выкидных линий. Дополнительно с каждой стороны должны быть линии, указывающие максимально допустимое отклонение от оси.

На пандусе через каждый метр от направляющего конуса должны наноситься поперечные линии. Со стороны линий, отмечающих максимально допустимое отклонение, должно быть отмечено суммарное расстояние, что позволяет оператору ДУПА определять оставшееся расстояние при втягивании трубы.

Е.10 Маркировка системы подводной устьевой арматуры

Все клапаны (задвижки) подводной устьевой арматуры должны маркироваться, как минимум, двумя символами для облегчения обзора оператора ДУПА при проведении работ.

Номер должен располагаться на панели клапанов, которые обслуживаются с использованием дистанционно управляемого аппарата, и обеспечивать однозначную идентификацию подводной устьевой арматуры. Таким же номером должен быть промаркирован колпак подводной устьевой арматуры.

Е.11 Маркировка положений

Маркировка положения должна находиться у четко обозначенной соответствующей точки. Точки положения обозначаются посредством следующих символов: U – разомкнут (разблокирован), L – замкнут (заблокирован), O – открыт, «З» (S или X) – закрыт, B – слив.

Расстояние между знаком или меткой маркировки положения и базовой точкой должно быть как можно меньше для снижения влияния угла обзора с ДУПА. Направление операции должно быть показано стрелкой.

Е.12 Маркировка элементов системы управления

Е.12.1 Система управления должна маркироваться для идентификации всех ее элементов. Е.12.2 Блок управления должен маркироваться идентификационным номером, как минимум, в одном месте. Этот номер должен быть четко виден оператору дистанционно

управляемого подводного аппарата при его приближении к модулю. Высота символа должна быть не менее 100 мм.

Е.12.3 При маркировке электрических и гидравлических линий следует руководствоваться следующими положениями:

каждая отдельная линия должна маркироваться в месте, наиболее близком к соединительной части;
линии, входящие на панель клапана, следует маркировать с обеих сторон панели;
необходимо маркировать съемные направляющие стойки для инструментов с дистанционным управлением.

Е.12.4 Направляющие стойки дистанционно управляемых инструментов должны маркироваться кольцами, определяющими уровень через каждый метр, вверх от приемного гнезда направляющей стойки.

Цвета, которые могут быть использованы на разных элементах и оборудовании подводной добычной системы, представлены в таблице Е.1

Таблица Е.1 – Цвета маркировки

Элемент ПДС	Черный	Красный	Оранжевый	Желтый	Не окрашен	Белый*	Серый
Код окраски: RAL	9017	–	2004	1004	Нет	9002	7038
Код окраски: Munsell	N 0,5	–	1,25YR 6/14	1,25Y 7/12	Нет	10Y 8 5/1	5Y 7/1
a) элементы конструкции
Защитные конструкции	x (текст)			x
Основание	x (текст)			x		x
Направляющие стойки	x (маркировки)			x		x
Площадки для подсоединения/пандуса	x (маркировки)			x (пандусы)		x (проходы для водолаза)
Аноды или компоненты с Znили Alпокрытием					x
Проушины, петли, точки крепления ДУПА и т.д.		x**	x**
Код окраски: RAL	9017	–	2004	1004	Нет	9002	7038
Код окраски: Munsell	N 0,5	–	1,25YR 6/14	1,25Y 7/12	Нет	10Y 8 5/1	5Y 7/1

Продолжение таблицы Е.1

Элемент ПДС	Черный	Красный	Оранжевый	Желтый	Не окрашен	Белый*	Серый
б) манифольд
Конструкция манифольда				x		x
Трубная обвязка				x		x
Клапаны манифольда				x		x
Места приведения в действие клапанов, места крепления/подключения ДУПА и т.д.			x
Шпиндель клапана					x
Положение клапана	x (текст)			x (фон)		x (фон)
Оконечные втулки		x**	x**
Зажимы оконечных втулок, защитные колпаки и т.д.		x**	x**
в) система управления
Корпус модуля управления			x
Гнездо для присоединения дистанционно управляемого инструмента					x
Зажим соединителя модуля управления					x
Панели для работы ДУПА				x
Ручки на клапанах, управляемых ДУПА, места крепления/подключения ДУПА			x
Структура системы распределения				x
г) системы подводной устьевой арматуры
Устьевая арматура				x		x
Трубная обвязка				x		x
Клапаны елки				x		x
Код окраски: RAL	9017	–	2004	1004	Нет	9002	7038
Код окраски: Munsell	N 0,5	–	1,25YR 6/14	1,25Y 7/12	Нет	10Y 8 5/1	5Y 7/1
Точки приведения в действие клапанов, места крепления/подключения ДУПА и т.д.			x
Шпиндель клапана					x

Окончание таблицы Е.1

Элемент ПДС	Черный	Красный	Оранжевый	Желтый	Не окрашен	Белый*	Серый
Положение клапана	x (текст)			x (фон)		x (фон)
Оконечные втулки		x**	x**
Зажимы оконечных втулок, защитные колпаки и т.д.		x**	x**
Позиция при подсоединении/отсоединении или ориентация	x (маркировки)			x (фон)		x (фон)
д) ROT и заменяемые рамные конструкции
Стальные сооружения			x
Ручки клапанов, управляемых ДУПА, точки крепления/подключения ДУПА и т.д.			x
Обычно желтый при обслуживании ДУПА и белый при обслуживании водолазом. *В зависимости от требований проекта.

Приложение Ж

(справочное)

Комплексные испытания системы подводной добычи

Ж.1 Общие положения

Ж.1.1 Комплексные испытания проводит организация, выполняющая монтаж оборудования подводной добычной системы. Программа комплексных испытаний разрабатывается совместно организациями, поставляющими оборудование и выполняющими его монтаж, и утверждается оператором проекта. Программу проведения комплексных испытаний оборудования подводной добычи следует разработать до начала проведения этих испытаний. Время, необходимое на поставку оборудования, следует учитывать при составлении графика испытаний. Инструкции по эксплуатации и техническому обслуживанию следует использовать в качестве руководящих указаний для определения методик испытаний. Тестовые испытания должны подписываться поэтапно в течение каждой испытательной операции.

Ж.1.2 Процедуру и результаты испытаний следует записывать в ежедневный журнал. Необходимо разработать систему обработки полученных результатов испытаний, в том числе процедуры исправления ошибок. Организация, выполняющая монтаж оборудования ПДС, должна организовывать регулярные совещания с представителями оператора проекта на протяжении всей фазы комплексных испытаний.

Ж.1.3 Персоналу оператора проекта следует предоставить доступ ко всем испытательным установкам на период проведения испытаний. Оператор проекта может осуществлять текущий контроль и наблюдение за всеми испытаниями с помощью своих специалистов, которым предоставляется свободный доступ к результатам испытаний. Следует обратить особое внимание на необходимость обучения персонала, назначенного работать на морских установках с функциями системы, методологией эксплуатации и устранением неполадок.

Ж.1.4 Организация, выполняющая монтаж оборудования, разрабатывает процедуры и контрольные перечни проверки систем. Процедуры комплексных испытаний должны по возможности имитировать рабочий режим. Все процедуры комплексных испытаний следует согласовать с оператором проекта до начала испытаний. В процедуры испытаний необходимо включать определенные приемочные критерии.

Ж.1.5 Запись фоторегистрирующего устройства может представлять большую ценность для диагностики оборудования после его установки под водой. Рекомендуется проводить фотосъемку и вести видеозапись испытаний.

Ж.1.6 Рекомендуются следующие стадии комплексных испытаний:

проверка оборудования на месте получения;
наземные испытания;
испытания на мелководье;
глубоководные испытания.

Ж.2 Проверка оборудования на месте получения

Ж.2.1 Целью испытания оборудования на месте его получения является подтверждение отсутствия повреждений и удовлетворительной работы после ее доставки. Проверка на месте не предусматривает повторение программы приемо-сдаточных испытаний изготовителя.

Ж.2.2 К испытаниям оборудования на месте получения следует отнести:

распаковку, сборку и проверку оборудования и систем;
проверку чистоты рабочей жидкости гидравлической системы;
проверку всех механических и гидравлических функций.

Примечание – Для модуля управления все необходимые команды передаются с испытательного компьютера, а соответствующие ответы и действия контролируются.

Ж.2.3 Испытание на месте получения относится ко всему оборудованию, включая арендованное, которое прибывает на место проведения комплексных испытаний или другое место.

Ж.2.4 Программа испытания оборудования на месте получения включает процедуры и методы работы с оборудованием, а также инструменты, оборудование, материалы и другие компоненты, необходимые для проведения испытаний на месте.

Ж.3 Наземные испытания

Наземные испытания следует разделить:

на испытание подсистем;
испытание системы;
испытание на взаимозаменяемость. Ж.4 Испытание подсистем

Ж.4.1 Испытания подсистем проводятся путем разделения системы подводной добычи на подсистемы, испытания которых можно проводить одновременно. Такое разделение облегчает выявление неполадок.

Ж.4.2 Испытание подсистем заключается в создании экстремальных ситуаций, в которых может оказаться испытуемое оборудование во время эксплуатации, включая пониженное давление в гидравлической системе, пониженное напряжение электропитания и т.д. Цель испытания – выявить запасы надежности системы.

Ж.4.3 Испытание подсистем можно разделить на следующие действия

Ж.4.3.1 Проверка устьевой арматуры с использованием системы управления добычей Цель этого испытания – проверить работоспособность системы управления и устьевой

арматуры как единой комплексной системы. Устьевую арматуру следует установить на испытательный стенд, обеспечивающий подачу давления в основной канал и в затрубное пространство, подсоединение управляемого с поверхности клапана-отсекателя и по возможности подсоединение внутрискважинных датчиков. Для проведения этого испытания требуются персональный компьютер и гидравлическая силовая установка.

Ж.4.3.2 Испытание елки, нижнего блока райзера, инструмента для установки устьевой елки с использованием системы управления ремонтом скважины следует выполнять аналогично проверке устьевой арматуры с использованием системы контроля и управления добычей.

Ж.4.3.3 Испытание системы контроля и управления добычей

Испытание проводится с целью проверки интерфейса системы управления добычей с системами диспетчерского управления, сбора данных платформы и аварийного останова, а также работоспособности системы по осуществлению управления всеми скважинами. В ходе этого испытания к системе управления добычей могут подключаться симуляторы.

Ж.4.3.4 Испытание систем обслуживания подводного оборудования

Проводится для функциональной проверки компонентов системы обслуживания подводного оборудования, например, дистанционно управляемых инструментов, в том числе приспособлений для ремонта с использованием дистанционно управляемого аппарата.

Испытания подсистем рассматриваются как этап между заводскими приемосдаточными испытаниями разных подсистем и общим испытанием системы подводной добычи. Инженер, ответственный за реализацию проекта, должен разработать процедуры испытаний подсистем.

Ж.5 Испытание всей системы

Ж.5.1 Целью испытаний являются моделирование практически реализуемых на суше условий морских операций и проверка всего оборудования, постоянно работающего под водой. При этом следует рассмотреть все вопросы, относящиеся к техническому обслуживанию и ремонту.

Ж.5.2 Следует выполнить следующие испытания:

спуск и извлечение трубной головки;
спуск и извлечение устьевой елки с полной компоновкой, необходимой для установки (колпак елки, нижний блок райзера, приспособлений для спуска и т.д.);
проверку соединений для всей рабочей схемы, например, между устьевой арматурой и манифольдом;
функциональное испытание устьевой арматуры с использованием системы управления ремонтом скважины;
спуск и извлечение контрольного модуля, штуцеров елки, встроенных клапанов и т.д.;
подтягивание и присоединение шлангокабеля (гидравлических линий, линий химических реагентов и электрических разъемов) и выкидной линии;
проверку допусков системы манифольда после повторной установки (если применимо);
функциональное испытание устьевой арматуры с использованием системы контроля и управления добычей;
испытания проведения сервисных работ;
верификацию макетов (если применимо).

Ж.5.3 В ходе проведения указанных испытаний важно проверить функционирование ручного управления. Целью испытания процедур технического обслуживания является проверка интерфейсов и функций подводных аппаратов и инструментов с дистанционным управлением, их технической оснастки. Кроме того, она включает проверку работы люков, возможности замены направляющих стоек и механических соединителей, а также проверку интерфейса и функционирования всех комплектующих изделий.

Ж.5.4 Целью проверки макетов конструкций является подтверждение их соответствия реальному исполнению.

Ж.6 Испытание на взаимозаменяемость

Испытание на взаимозаменяемость проводится для всех поставляемых систем, т.е. для устьевой арматуры, модуля управления и т.д. Целью этого испытания является проверка взаимозаменяемости устьевой арматуры на буровых слотах, колпаков и блоков управления на устьевой арматуре, систем манифольда и другого оборудования в случае необходимости. Так как испытание всех комбинаций является нецелесообразным, то необходимо разработать систему испытаний. Для проверки взаимозаменяемости устьевой арматуры может быть использован специально построенный испытательный стенд, моделирующий слот скважины на опорной плите.

Ж.7 Испытание на мелководье

Ж.7.1 На этапах установки системы подводной добычи, заканчивания скважины и эксплуатационных испытаний большое значение для реализации проекта имеют надежные погрузочно-разгрузочные системы буровой установки и наличие подготовленного персонала. Основным результатом испытания на мелководье являются оптимизация монтажных процедур и ознакомление персонала, работающего в морских условиях, с оборудованием (включая спуско-подъемные системы), обеспечивающим эффективность и безопасность работ при дальнейшей эксплуатации подводных добычных скважин.

Ж.7.2 Дополнительные испытания на мелководье могут проводиться с использованием макета установки.

Ж.7.3 Необходимо выполнить следующие испытания:

спуск и извлечение трубной головки;
спуск и извлечение устьевой елки с тестированием полной компоновки, необходимой для ее установки;
соединение устьевой арматуры и манифольда;
спуск и извлечение контрольного модуля, штуцеров елки, встроенных клапанов и т.д.;
подтягивание и присоединение шлангокабеля и выкидной линии;
функциональное испытание устьевой арматуры с помощью системы управления капитальным ремонтом скважины;
функциональное испытание устьевой арматуры с использованием системы контроля и управления добычей;
спуск инструментов с дистанционным управлением;
интерфейс, достижимость и функциональные испытания операций, выполняемых дистанционно управляемыми аппаратами, включая монтажные работы;
проверку резьбовых соединений райзера для ремонта на действие динамических нагрузок и во время спуско-подъемных операций.

Ж.7.4 Важно на этой стадии проверить все дублирующие системы, включая системы ручного управления, для приобретения опыта работы в таком режиме. Тест на мелководье выполняется только для одной системы.

Ж.7.5 Отработка всех новых операций с использованием подводных аппаратов и инструментов с дистанционным управлением должна проводиться с реальными аппаратами и на реальном подводном оборудовании. Соответствующие испытания следует проводить в темноте при свете прожекторов подводных дистанционно управляемых аппаратов.

Ж.8 Глубоководные испытания

Глубоководные испытания должны проводиться для систем, использующих вновь разработанное оборудование.

Ж.9 Заключительные испытания

После проведения комплексных испытаний до начала монтажных работ необходимо выполнить следующие работы:

провести процедуры технического обслуживания (проверка соответствия и качества);
при необходимости провести модификацию оборудования и повторение отдельных испытаний;
обновить необходимые компоненты;
провести консервацию;
внести изменения в документацию по результатам испытаний;
подготовить оборудование к транспортировке и доставке. Ж.10 Испытательное оборудование

Испытательное оборудование, используемое при комплексных испытаниях, должно удовлетворять следующим требованиям:
грузоподъемное оборудование должно быть испытано на спуско-подъемные операции и монтаж устьевой арматуры и соответствующего оборудования (такого как устьевая елка, нижний блок райзера, устройство для установки устьевой арматуры, защитный колпак елки, испытательная рама, спускные приспособления и т.д.);
оборудование должно быть чистым, не использоваться для операций, не связанных с проводимыми испытаниями, а также любых операций с образованием пыли, включая шлифовку, и обеспечиваться возможностью промывки;
оборудование должно обеспечивать возможность испытаний системы контроля и управления добычей, в состав которой входят компьютерные модули;
помещения должны быть пригодными для хранения оборудования;
участок для проведения мелководных испытаний должен располагаться вблизи береговых сооружений для минимизации длины шлангокабеля, используемого при испытаниях, и по возможности с ровным участком дна, подходящим для установки макета опорной плиты;
глубина воды на месте проведения мелководного испытания должна обеспечивать проведение всех требуемых операций;
выбранный участок морского дна должен быть пригодным для операций по подтягиванию выкидной линии и шлангокабеля;
испытания на мелководье должны проходить с привлечением судна или средств, моделирующих работу буровой установки;
место комплексных испытаний должно быть обеспечено офисным оборудованием.

Приложение И

(справочное)

Типовые процедуры ввода в эксплуатацию

И.1 Примеры мероприятий по вводу в эксплуатацию

И.1.1 Процедура пуска подводной скважины (с типичными параметрами)

Исходное положение: все дистанционно управляемые клапаны закрыты (при использовании устьевой арматуры вертикального типа). Давление в стволе скважины контролируется системой управления добычей и составляет 17 МПа, давление в линии нагнетания метанола – до 7 МПа, давление между главной эксплуатационной задвижкой и управляемым с поверхности клапаном-отсекателем составляет приблизительно 18 МПа, давление в закрытой скважине – 18 МПа, выкидные линии рассчитаны на давление до 18 МПа.

Операции пуска выполняются в следующем порядке:

запускается насос нагнетания метанола и устанавливается заданное значение давления 7 МПа, открывается верхний отсекающий вентиль для подачи метанола в линию нагнетания;
давление в метанольной линии доводится до 18 МПа, чтобы снизить перепад давления на дозировочном клапане;
открывается дозировочный клапан ввода метанола;
давление в метанольной линии доводится до 18 МПа, чтобы снизить перепад давления на главной эксплуатационной задвижке;
открывается главная эксплуатационная задвижка;
давление в метанольной линии доводится до 20 МПа для закачки метанола в продуктивный пласт, проводится текущий контроль восстановления давления в стволе скважины, после стабилизации давления метанол нагнетается в продуктивный пласт через клапанотсекатель;
открывается управляемый с поверхности внутрискважинный клапан-отсекатель;
в скважину нагнетается необходимое количество метанола;
проверяется давление в выкидной линии (для снижения перепада давления на эксплуатационной задвижке отводящей линии оно должно составлять 18 МПа);
открывается эксплуатационная задвижка на отводящей линии;
открываются отсекающие задвижки на платформе;
открывается штуцер на платформе, после чего регулируется дебит скважины путем изменения диаметра штуцера;
регулируется расход метанола до эксплуатационного значения;
контролируется повышение температуры в скважине;
нагнетание метанола прекращается после достижения температуры потока углеводородов на штуцере платформы выше температуры гидратообразования.

Процедура должна быть утверждена после успешно проведенных испытаний. И.1.2 Порядок испытания на герметичность главной эксплуатационной задвижки

Исходное положение: все дистанционно управляемые клапаны закрыты, нижняя устьевая задвижка открыта. Давление в стволе скважины контролируется системой управления добычей и составляет 17 МПа, давление в линии нагнетания метанола составляет 7 МПа, перепад давления между главной эксплуатационной задвижкой и управляемым с поверхности клапаномотсекателем составляет приблизительно 10 МПа, давление в закрытой скважине – 18 МПа.

Типовая проверка на герметичность выполняется следующим образом:

запускается насос нагнетания метанола и устанавливается заданное значение давления 7 МПа, открывается верхний отсекающий вентиль для подачи метанола в линию;
давление подачи метанола доводится до 17 МПа, чтобы снизить перепад давления на клапане нагнетания метанола;
открывается клапан нагнетания метанола;
отключается насос и давление дросселируется до давления в линии нагнетания метанола 10 МПа, чтобы снизить перепад давления на главной эксплуатационной задвижке;
открывается главная эксплуатационная задвижка;
регулируется давление подачи метанола до 10 МПа и открывается верхний отсекающий вентиль;
давление подачи метанола доводится до 20 МПа и контролируется восстановление давления в стволе скважины, а когда давление установится на отметке 18 МПа, производится нагнетание метанола в продуктивный пласт через клапан-отсекатель (нагнетание прекращается после стабилизации давления);
закрывается эксплуатационная задвижка на отводящей линии;
уменьшается давление в линии нагнетания метанола до 13 МПа, чтобы получить перепад давления на главной эксплуатационной задвижке, например, до 5 МПа;
закрывается дозировочный клапан на линии нагнетания метанола и контролируется восстановление давления в скважине в течение 4 мин.

И.2 Поверка датчиков, устанавливаемых в затрубном пространстве, в стволе скважины и на забое

Поверка проводится для подтверждения достоверности данных, включая давление в стволе скважины и затрубном пространстве, а также параметров давления/температуры на забое, передаваемых на блок управления подводным оборудованием, установленный на платформе.

Для проведения проверки необходимо контролировать следующие системы:

подводную устьевую арматуру;
систему распределения;
подводный модуль управления;
гидравлическую силовую установку;
блок управления подводным оборудованием, установленный на платформе;
систему нагнетания метанола;
систему снижения давления в затрубном пространстве.

Испытания считаются успешными после выполнения следующих операций:
на блоке управления подводным оборудованием, установленном на платформе, получены величины давления в стволе скважины и затрубном пространстве при не менее чем трех уровнях давления (низкое, среднее и высокое) и проведено сравнение полученных значений с расчетными;
проведено сравнение забойных параметров с проектными значениями. И.3 Пусковые работы

Пуск системы подводной добычи можно разделить на следующие этапы:
испытание на герметичность управляемого с поверхности клапана-отсекателя;
испытание клапана-отсекателя на соответствие техническим характеристикам;
пуск скважины.

Эти действия следует выполнять в ходе одной операции.

И.4 Испытание на герметичность и соответствие техническим характеристикам управляемого с поверхности клапана-отсекателя

Данное испытание проводится для подтверждения соответствия объема утечки через клапан-отсекатель расчетным пределам и проверки работоспособности клапана-отсекателя (переход в закрытое/открытое состояние).

Исходное состояние перед проведением испытаний:

закрыты все дистанционно управляемые клапаны;
давление в стволе скважины контролируется системой управления добычей и составляет 17 МПа;
в линии нагнетания метанола создается давление 7 МПа;
перепад давления между главной эксплуатационной задвижкой и управляемым с поверхности клапаном-отсекателем составляет приблизительно 18 МПа.

Типовая процедура испытания клапана-отсекателя на герметичность и соответствие техническим характеристикам состоит из следующих действий:
запускается насос нагнетания метанола и устанавливается заданное значение давления 7 МПа, открывается верхний отсекающий вентиль для подачи метанола в линию;
давление подачи метанола доводится до 17 МПа, чтобы снизить перепад давления на дозировочном клапане метанольной линии;
открывается дозировочный клапан метанольной линии;
давление подачи метанола доводится до 18 МПа, чтобы снизить перепад давления на главной эксплуатационной задвижке;
открывается главная эксплуатационная задвижка;
давление подачи метанола доводится до 20 МПа для закачки метанола в продуктивный пласт, после стабилизации давления в скважине необходимо уменьшить расход метанола до минимума (150 л/ч);
открывается клапан-отсекатель (для испытания на соответствие техническим характеристикам), а в системе управления добычей проверяется наличие соответствующего сигнала;
закрывается клапан-отсекатель (при испытаниях на соответствие техническим характеристикам), а в системе управления добычей проверяется наличие соответствующего сигнала;
для получения перепада давления на клапане-отсекателе давление в линии нагнетания метанола снижается до 11 МПа (величина перепада давления может составлять, например, 7 МПа);
закрывается дозировочный клапан и проводится контроль восстановления давления в скважине в течение 30 мин;
закрывается главная эксплуатационная задвижка или продолжается процедура пуска. И.5 Документация

На этапе предварительного и окончательного ввода в эксплуатацию ведется специальный журнал, в который ежедневно должны записываться сведения о проведенных операциях. Специальные проектные процедуры разрабатываются на ранней стадии реализации проекта (до подписания контракта с организацией, выполняющей монтажные работы). Испытание процессов подключения и заводские испытания должны соответствовать общим процедурам ввода в эксплуатацию. Это позволит обеспечить непрерывность процедур на всех стадиях проекта, а персоналу получить опыт, который будет использован в последующей деятельности. Такая концепция облегчает совершенствование процедур предварительного и оконча-

тельного ввода в эксплуатацию на основе опыта заводских и комплексных испытаний.

Приложение К

(справочное)

Рабочая документация

К.1 Общие положения

К окончанию строительства должна быть подготовлена документация, необходимая для безопасной, эффективной и рациональной эксплуатации и технического обслуживания ПДС.

К.2 Проектная документация и руководство по эксплуатации

Проектная документация и руководство по эксплуатации системы должны содержать достаточно информации для определения проектных параметров системы. Документация должна содержать:

описание системы с указанием соответствующих чертежей;
эксплуатационные параметры и ограничения;
состав среды;
выбор материалов;
описание коррозионных условий;
основание выбора и использования ингибиторов коррозии;
расположение точек нагнетания;
расположение точек отбора проб для анализа;
места для расположения систем антикоррозионной защиты;
зоны трубной обвязки и катушки, находящиеся под значительной нагрузкой и требующие дополнительного обследования.

Примечание – При этом приводятся соответствующие расчеты и кривые напряжения.

Документация подразделяется на проектную документацию и руководство по эксплуа-

тации.

Предпочтительнее использовать стандартное руководство по эксплуатации, предостав-

ляемое организацией, поставляющей оборудование. В случае отсутствия указанного руководства пользователя его следует подготовить.

К.3 Документация на изготовление и испытание К.3.1 Общие положения

Документация на изготовление и испытание требуется для подтверждения того, что конструкции, оборудование, материалы, изготовленные системы и модули соответствуют установленным нормам и заданным требованиям. Указанная документация включает документы на строительство, изготовление и испытания, отчетную документацию и документацию для сертификации.

Документация на изготовление и испытание должна быть подготовлена в соответствии с требованиями данного приложения для предоставления пользователю всей информации, необходимой на этапе эксплуатации.

К.3.2 Документы соответствия

Организация, поставляющая оборудование, должна подтвердить соответствие контрактным требованиям на проектирование, изготовление и испытания, а также указать на все несоответствия.

К.3.3 Документация на испытания материалов, контроль сварных швов и неразрушающий контроль

Эксплуатационная документация должна включать сертификаты или содержать ссылки на спецификации использованных материалов. Документы должны быть сгруппированы и пронумерованы в соответствии с типом и параметрами каждого материала. Таким образом, эти материалы могут прослеживаться на всех этапах, начиная от документации (чертежей), заканчивая соответствующими группами сертификатов.

Документация на испытание сварных швов и неразрушающий контроль должна вестись в соответствии с внутренней системой организации, поставляющей оборудование, поскольку она не является эксплуатационной.

К.3.4 Перечень сертификатов

Перечень сертификатов следует составлять с указанием модели/типа/производителя и с указанием названия испытательной лаборатории. В список следует включать следующие сертификаты:

сертификаты на спуско-подъемные операции;
поверочные сертификаты;
паспорта на рабочие клапаны;
сертификаты на ремонтное оборудование;
сертификат об утверждении типа;
свидетельства о гидравлических испытаниях. Сертификаты должны предъявляться по запросу заказчика.

Сертификаты на спуско-подъемные операции являются сопроводительной документацией оборудования и необходимы при проведении спуско-подъемных операций с использованием этого оборудования.

К.3.5 Сертификация и подтверждение соответствия третьей стороной

Подтверждение соответствия и сертификация третьей стороной проводятся, в случае если этого требует заказчик или уполномоченные им лица.

К.3.6 Информация об установке

При необходимости должна быть подготовлена справка, содержащая краткую информацию о критериях приемки и условиях ввода установки в эксплуатацию, а также работах по инспекции и техническому обслуживанию установки в течение срока ее эксплуатации.

К.3.7 Маркировки и обозначения

Обозначения должны приводиться на всех маркированных элементах установки независимо от типа. Должна быть представлена следующая информация:

код маркировки;
функциональное назначение;
код места расположения;
отрасль («владелец» маркировки).

Выше упомянутые позиции должны содержать сведения:
о производителе;
модели/типе;
серийных номерах элементов;
спецификации деталей с кодами идентификации этих деталей;
регистрации запасных клем и проводов;
пожарной классификации зоны.

Чтобы повысить эффективность контроля и обеспечить обновление соответствующей информации, проектные документы должны содержать перекрестные ссылки на все связанные маркированные области.

Следует включить следующую информацию:
документ;
перекрестную ссылку на маркировку;
номер документа в соответствии с системой кодирования;
код маркировки.

К.3.8 Охрана труда, защита окружающей среды и техника безопасности

Сведения по охране труда, защите окружающей среды и технике безопасности должны быть представлены для всей установки в соответствии с национальными стандартами.

К.3.9 Сведения о массе

Информация о массе установки должна представляться в соответствии с техническими условиями на взвешивание основных узлов, спецификациями организации, поставляющей оборудование, и результатами взвешивания основной системы и оборудования.

К.4 Фотографии оборудования К.4.1 Общие положения

Фото-/видеодокументация оформляется на системы подводной добычи в целом и используется в качестве справочной информации при планировании, выполнении операций по установке системы подводной добычи и ее техническом обслуживании.

На фотодокументах допускаются незначительные модификации при условии, что они описаны в тексте и показаны на фото. Фотографии деталей могут быть сделаны на стадии строительства при условии, что фотографируемые детали четко видны и не будут изменяться на последующих стадиях.

Вся подготовленная фото-/видеодокументация должна быть доступна для ознакомления при вводе в эксплуатацию и пуске системы, а также на стадии эксплуатации.

К.4.2 Фотосъемка

К.4.2.1 Порядок проведения/элементы

Фотосъемки системы подводной добычи, за исключением выкидных линий и шлангокабелей, должны, как минимум, включать:

опорную плиту и систему манифольда;
подводную систему управления добычей;
устьевую арматуру;
узлы подключения (хомуты, оконечные головки). К.4.2.2 Общие рекомендации

Фотосъемка должна охватывать оборудование, обслуживаемое с помощью ДУПА, включать фотографии общего плана, компоновки всех конструкций/манифольдов с разных позиций и углов, элементов модулей, уделяя внимание деталям, например, муфтам, фланцам, соединениям, фитингам и элементам подключения, например, интерфейсам клапанов для ДУПА. Модули следует фотографировать отдельно и после их соединения с другими модулями.

Съемные решетки/защитные крышки и т.д. следует снимать или открывать для получения фотографий, расположенных внутри элементов, таких как трубная обвязка, опоры труб и изолирующие клапаны.

К.4.3 Видеосъемка

Видеосъемку следует применять в дополнение к фотографиям для подготовки персонала ДУПА, планирования и проведения сервисных операций. Видеосъемка должна иллюстрировать основные принципы и методы сервисных операций, зоны доступа дистанционно управляемых аппаратов и инструментов, расположение интерфейсов.

Материалы видеосъемки должны храниться без какого-либо редактирования. Последующие изменения следует осуществлять путем добавления в видеозапись индекса времени.

Видеосъемку следует применять также для планирования и проведения инспекций, моделируя перемещения ДУПА относительно соответствующих рабочих поверхностей модулей.

Видеосъемка должна охватывать следующие сервисные операции:

эксплуатацию и замену/установку люков;
подтягивание для выполнения соединений;
операции, выполняемые торцевым инструментом, инструментом для вращения, переключение клапанов;
зоны манифольда с интерфейсами для инструментов ДУПА;
маршрут подхода ДУПА для осмотра трубной обвязки манифольда, конструкционных элементов и т.д.;
маршрут подхода ДУПА для осмотра устьевой арматуры и т.д.;
кабельные лотки для прокладки электрических резервных кабелей.

Демонстрация этих операций должна осуществляться без использования реального аппарата ДУПА.

Библиография

[1] Стандарт Международной организации по стандартизации ИСО 13628-1:2005*

(ISO 13628-1:2005)

Промышленность нефтяная и газовая. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 1. Общие требования и рекомендации Petroleum and natural gas industries. Design and operation of subsea production systems. Part 1. General requirements and recommendations

[2] Стандарт Международной организации по стандартизации ИСО 13628-2:2006*

(ISO 13628-2:2006)

Промышленность нефтяная и газовая. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 2. Гибкие трубные системы многослойной структуры без связующих слоев для подводного и морского применения

Petroleum and natural gas industries. Design and operation of subsea production systems. Part 2. Unbonded flexible pipe systems for subsea and marine applications

[3] Стандарт Международной организации по стандартизации ИСО 13628-3:2000*

(ISO 13628-3:2000)

Промышленность нефтяная и газовая. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 3. Системы для проведения внутрискважинных работ с закачкой инструмента через выкидную линию (TFL)

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

[4] Стандарт Международной организации по стандартизации ИСО 13628-6:2006*

(ISO 13628-6:2006)

Промышленность нефтяная и газовая. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 6. Системы контроля подводной добычи Petroleum and natural gas industries. Design and operation of subsea production systems. Part 6. Subsea production control systems

* Официальный текст стандарта находится в ФГУП «Стандартинформ».

[5] Стандарт Международной организации по стандартизации ИСО 13628-8:2002*

(ISO 13628-8:2002)

Промышленность нефтяная и газовая. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 8. Интерфейсы дистанционно управляемых средств (ROV) для систем подводной добычи Petroleum and natural gas industries. Design and operation of subsea production systems. Part 8. Remotely Operated Vehicle (ROV) interfaces on subsea production systems

[6] Стандарт Международной организации по стандартизации ИСО 13628-9:2000*

(ISO 13628-9:2000)

Промышленность нефтяная и газовая. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 9. Системы вмешательства с применением дистанционно управляемых инструментальных средств (ROT)

Petroleum and natural gas industries. Design and operation of subsea production systems. Part 9. Remotely Operated Tools (ROT) intervention systems

[7] Строительные нормы и правила Российской Федерации

СНиП 33-01-2003

Гидротехнические сооружения. Основные положения

[8] Стандарт Норвежского классификационного общества DNV OS F-201:2001**

Динамические райзеры Dynamic Risers

[9] Стандарт Международной организации по стандартизации ИСО 13628-4:1999*

Промышленность нефтяная и газовая. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 4. Подводное устьевое и фонтанное оборудование

Petroleum and natural gas industries. Design and operation of subsea production systems. Part 4. Subsea wellhead and tree equipment

[10] Стандарт Норвежского классификационного общества DNV-RP-F103:2003**

Катодная защита морских подводных трубопроводов с применением гальванических анодов

Cathodic protection of submarine pipelines by galvanic anodes

* Официальный текст стандарта находится в ФГУП «Стандартинформ».

** Электронная версия стандарта находится по адресу: http://exchange.dnv.com/Publishing/Servicedocs.asp.

[11] Стандарт Норвежского классификационного общества DNV-RP-B401:2005**

Проектирование катодной защиты Cathodic protection design

[12] Стандарт Международной организации по стандартизации ИСО 13623:2009*

(ISO 13623:2009)

Промышленность нефтяная и газовая. Системы транспортировки по трубопроводам

Petroleum and natural gas industries. Pipeline transportation systems

[13] Стандарт Международной организации по стандартизации ИСО 13628-10:2005*

(ISO 13628-10:2005)

Промышленность нефтяная и газовая. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 10. Технические условия на гибкие трубы, состоящие из связанных друг с другом полимерных и металлических слоев

Petroleum and natural gas industries. Design and operation of subsea production systems. Part 10. Specification for bonded flexible pipe

[14] Стандарт Международной организации по стандартизации ИСО 13628-11:2007*

(ISO 13628-11:2007)

Промышленность нефтяная и газовая. Конструкция и работа систем подводной добычи. Часть 11. Системы гибких подземных и морских трубопроводов Petroleum and natural gas industries. Design and operation of subsea production systems. Part 11. Flexible pipe systems for subsea and marine applications

[15] Стандарт Международной организации по стандартизации ИСО 13628-5:2009*

Промышленность нефтяная и газовая. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 5. Подводные составные шланги

Petroleum and natural gas industries. Design and operation of subsea production systems. Part 5. Subsea umbilicals

[16] Стандарт Международной организации по стандартизации ИСО 10423:2009*

(ISO 10423:2009)

Промышленность нефтяная и газовая. Буровое и эксплуатационное оборудование. Устьевая и фонтанная арматура

Petroleum and natural gas industries. Drilling and production equipment. Wellhead and christmas tree equipment

* Официальный текст стандарта находится в ФГУП «Стандартинформ».

** Электронная версия стандарта находится по адресу: http://exchange.dnv.com/Publishing/Servicedocs.asp.

[17] Стандарт Американского общества инженеров-механиков ASME/ANSI B16.5:2009*

Трубные фланцы и фланцевые фитинги под номинальные размеры от 1/2 до 24 дюймов

Pipe Flanges and Flanged Fittings/Note: revision of ANSI/ASME B16.5-2003*. Approved 2009-02-19

[18] Стандарт Международной организации по стандартизации ИСО 19900:2002*

(ISO 19900:2002)

Нефтяная и газовая промышленность. Общие требования к морским сооружениям

Petroleum and natural gas industries. General requirements for offshore structures

[19] Стандарт Американского общества инженеров-механиков ASME B.31.3:2008*

Трубопроводы для химических установок и нефтепереработки

Chemical plant and petroleum refinery piping

[20] Стандарт Американского общества инженеров-механиков ASME B.31.4:2006*

Трубопроводы для транспорта жидких углеводородов и других жидкостей

Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids

[21] Стандарт Американского общества инженеров-механиков ASME B.31.8:2007*

Трубопроводы для транспорта и распределения газа Gas Transmission and Distribution Piping Systems

[22] Стандарт Американского института нефти

API RP 2RD:1998*

Проектирование райзеров для плавучих систем добычи

Recommended Practice for the Design of Risers for Floating Production Systems (FPSs) and Tension-Leg Platforms (TLPs)

[23] Стандарт Международной организации по стандартизации ИСО 15156-1:2009*

(ISO 15156-1:2009)

Промышленность нефтяная и газовая. Материалы для применения в средах, содержащих сероводород, при нефтеи газодобыче. Часть 1. Общие принципы выбора трещиностойких материалов

Petroleum and natural gas industries. Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production. Part 1. General principles for selection of crackingresistant materials

* Официальный текст стандарта находится в ФГУП «Стандартинформ».

[24] Стандарт Международной организации по стандартизации ИСО 3506-1:2009*

Свойства механические крепежных изделий из коррозионно-стойкой нержавеющей стали. Часть 1. Болты, винты и шпильки

Mechanical properties of corrosion-resistant stainless steel fasteners. Part 1. Bolts, screws and studs

[25] Стандарт Международной организации по стандартизации ИСО 3506-2:2009*

(ISO 3506-2:2009)

Свойства механические крепежных изделий из коррозионно-стойкой нержавеющей стали. Часть 2. Гайки

Mechanical properties of corrosion-resistant stainless steel fasteners. Part 2. Nuts

[26] Стандарт Международной организации по стандартизации ИСО 15589-2:2004*

(ISO 15589-2:2004)

Промышленность нефтяная и газовая. Катодная защита систем транспортирования по трубопроводам. Часть 2. Морские трубопроводы

Petroleum and natural gas industries. Cathodic protection of pipeline transportation systems. Part 2. Offshore pipelines

[27] Стандарт Международной организации по стандартизации ИСО 10417:2004*

(ISO 10417:2004)

Промышленность нефтяная и газовая. Системы забойных отсекателей скважины. Конструкция, установка, эксплуатация и восстановление функций Petroleum and natural gas industries. Subsurface safety valve systems. Design, installation, operation and redress

[28] Стандарт Международной организации по стандартизации ИСО 14313:2007*

(ISO 14313:2007)

Промышленность нефтяная и газовая. Системы транспортировки по трубопроводам. Задвижки, клапаны и вентили трубопроводов

Petroleum and natural gas industries. Pipeline transportation systems. Pipeline valves

* Официальный текст стандарта находится в ФГУП «Стандартинформ».

ОКС 75.020

Ключевые слова: проектирование, строительство, эксплуатация, подводная добычная система, интерфейсы, системы обслуживания

Корректура Ю.С. Пашковой

Компьютерная верстка Н.А. Владимирова

Подписано в печать 00.00.2012 г.

Формат 6084/8. Гарнитура «Ньютон». Тираж 100 экз. Уч.-изд. л. 30,0. Заказ 000.

ООО «Газпром экспо» 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2. Тел.: (495) 719-64-75, (499) 580-47-42.

Отпечатано в

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

СТО Газпром 2-3.7-576-2011

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

Содержание

Введение

Область применения

Нормативные ссылки

Термины и определения

Сокращения

Описание подводных добычных систем и интерфейсов

Общие положения

Требования к подводной добычной системе и интерфейсам

Системы обслуживания с использованием аппаратов и инструментов с дистанционным управлением

Материалы и защита от коррозии

Требования к изготовлению и тестированию

Требования к технологическим операциям

Требования к технической документации

Приложение A

Общие сведения по системам подводной добычи

Приложение Б

Формы записи данных

Приложение В

Требования и рекомендации для подъемных устройств и элементов конструкции

Приложение Г

Стратегия управления защитными элементами

Приложение Д

Конструктивные элементы, технологические клапаны и трубная обвязка

Приложение Е

Окраска и маркировка

Приложение Ж

Комплексные испытания системы подводной добычи

Приложение И

Типовые процедуры ввода в эксплуатацию

Приложение К

Рабочая документация

Библиография