ПНСТ 601-2022. Предварительный национальный стандарт Российской Федерации. Нефтяная и газовая промышленность. Системы подводной добычи. Технологический расчет
(утв. и введен в действие Приказом Росстандарта от 28.09.2022 № 71-пнст)
Внимание
Документ утратил силу с 30.12.2025 в связи с истечением срока действия, установленного Приказом Росстандарта от 28.09.2022 № 71-пнст. Документ введен в действие с 30.12.2022 на период до 30.12.2025 (Приказ Росстандарта от 28.09.2022 № 71-пнст).
Утвержден и введен в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 28 сентября 2022 г. № 71-пнст
ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
НЕФТЯНАЯ И ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
Petroleum and natural gas industry. Subsea production systems. Process calculation
Срок действия с 30 декабря 2022 года до 30 декабря 2025 года
1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Газпром 335» (ООО «Газпром 335»)
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 023 «Нефтяная и газовая промышленность»
3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 28 сентября 2022 г. № 71-пнст
Правила применения настоящего стандарта и проведения его мониторинга установлены в ГОСТ Р 1.16-2011 (разделы 5 и 6).
Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии собирает сведения о практическом применении настоящего стандарта. Данные сведения, а также замечания и предложения по содержанию стандарта можно направить не позднее чем за 4 мес до истечения срока его действия разработчику настоящего стандарта по адресу: inf@gazprom335.ru и/или в Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии по адресу: 123112 Москва, Пресненская набережная, д. 10, стр. 2.
В случае отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты» и также будет размещена на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.rst.gov.ru)
Создание и развитие отечественных технологий и техники для освоения шельфовых нефтегазовых месторождений должно быть обеспечено современными стандартами, устанавливающими требования к проектированию, строительству и эксплуатации систем подводной добычи. Для решения данной задачи Министерством промышленности и торговли Российской Федерации и Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии реализуется «Программа по обеспечению нормативной документацией создания отечественной системы подводной добычи для освоения морских нефтегазовых месторождений». В объеме работ программы предусмотрена разработка национальных стандартов и предварительных национальных стандартов, областью применения которых являются системы подводной добычи углеводородов.
Целью разработки настоящего стандарта является установление единых правил и общих требований к технологическим расчетам, выполняемым при проектировании систем подводной добычи углеводородов.
Настоящий стандарт устанавливает общий подход к выполнению технологических расчетов, проводимых при проектировании оборудования и систем, обеспечивающих безопасное функционирование технологических процессов сбора газа и газового конденсата в системах подводной добычи углеводородов в части:
- определения расчетного давления и температуры;
- обеспечения защиты технологических систем от превышения расчетного давления;
- определения технологических характеристик трубопроводов и оборудования;
- обеспечения предохранительного отключения систем и оборудования;
- выполнения изоляции и кабельного обогрева трубопроводов и оборудования.
Все вышеперечисленное применимо ко всем процессам, вспомогательным технологическим системам и системам собственных нужд.
Кроме того, настоящий стандарт определяет минимальные функциональные требования к технологическим системам на морском нефтегазопромысловом сооружении, плавучем нефтегазодобывающем комплексе и береговой площадке морского технологического комплекса.
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 32569 Трубопроводы технологические стальные. Требования к устройству и эксплуатации на взрывопожароопасных и химически опасных производствах
ГОСТ 34347 Сосуды и аппараты стальные сварные. Общие технические условия
ГОСТ Р 27.012 (МЭК 61882:2016) Надежность в технике. Анализ опасности и работоспособности (HAZOP)
ГОСТ Р 58916 Технологический инжиниринг и проектирование. Термины и определения
ГОСТ Р 59304 Нефтяная и газовая промышленность. Системы подводной добычи. Термины и определения
Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.
В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р 58916 и ГОСТ Р 59304, а также следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 бафтинг: Один из видов автоколебания, представляющий собой вынужденные колебания всей конструкции или ее частей, вызванные периодическим срывом турбулентных вихрей с расположенных впереди конструктивных элементов при их обтекании.
3.2 высокопроизводительное внутреннее устройство: Массообменная насадка с развитой поверхностью для отделения жидкости из потока газа, работающая при высоких скоростях газа.
3.3 всас: Приемный трубопровод насосного агрегата.
3.4 давление отключения: Давление насосов и компрессоров, которое определяется кривыми для режима «отсутствие расхода» на стороне нагнетания.
3.5 линия: Один трубопровод или система трубопроводов, объединенная одинаковыми технологическими параметрами.
3.6 максимальное рабочее давление: Максимальное давление, включая работу систем подводной добычи на неустановившихся режимах.
Примечание - К неустановившимся режимам работы относят пуск/останов, требования регулирования и технологические нарушения.
3.7 максимальная рабочая температура: Наиболее высокая температура, при которой оборудование продолжает функционировать в установленных пределах эксплуатационных характеристик, включая работу в неустановившихся режимах.
Примечание - К неустановившимся режимам работы относят пуск/останов, регулирование и технологические нарушения.
3.8 минимальная рабочая температура: Наиболее низкая температура, при которой оборудование продолжает функционировать в установленных пределах эксплуатационных характеристик, включая работу в неустановившихся режимах.
Примечание - К неустановившимся режимам работы относят пуск/останов, регулирование и стравливание контура.
3.9 рабочее давление: Максимальное избыточное давление, возникающее при нормальном протекании рабочего процесса.
3.10 рабочая температура: Температура, при которой оборудование функционирует нормально.
3.11 расчетная температура: Температура, используемая для определения физико-механических характеристик материала и допускаемых напряжений.
3.12 расчетное давление: Давление, на которое проводят расчет на прочность оборудования.
Примечание - Пользователь задает расчетное давление с целью обеспечения необходимого запаса, превышающего максимальное рабочее давление при соответствующей температуре.
В настоящем стандарте использованы следующие обозначения и сокращения:
dm — максимальный удельный вес среды;
Hm — максимальный дифференциальный напор насоса (обычно в случае отсутствия расхода), м;
Kd — расчетный коэффициент сетчатого каплеотбойника, м/с;
PMCO — максимальное рабочее давление при непрерывной эксплуатации, кПа;
PSO — максимальное давление отключения насоса, кПа;
PDS — расчетное давление на всасе насоса, кПа;
TME — максимальная рабочая температура, °C;
TmE — минимальная рабочая температура, °C;
TMD — максимальная расчетная температура, °C;
TmD — минимальная расчетная температура, °C;
TMCO — максимальная рабочая температура при непрерывной эксплуатации, °C;
TmCO — минимальная рабочая температура при непрерывной эксплуатации, °C;
Vc — критическая скорость газа, м/с;
Vm — средняя массовая скорость, м/с;
\rho_{mv^{2}m} — средний массовый скоростной параметр, кг/м·с2;
\rho_{l} — плотность жидкости, кг/м3;
\rho_{g} — плотность паров газа, кг/м3;
КИП — контрольно-измерительные приборы;
ЧРП — частотно регулируемый привод;
ESD — аварийный останов (emergency shutdown);
ESV — клапан аварийного останова (emergency stop valve);
FIV — вибрации, вызываемые воздействием потока (flow Induced vibration);
HAZOP — исследование опасности и работоспособности (hazard and operability study);
HHLA — сигнализация превышения максимального уровня (high high level alarm);
HHPA — сигнализация превышения максимального давления (давление аварийного останова) (high high pressure alarm);
HLA — сигнализация максимального уровня (high level alarm);
HLL — максимальный уровень жидкости (high liquid level);
LLA — сигнализация минимального уровня (low level alarm);
LLL — минимальный уровень жидкости (low liquid level);
LLLA — сигнализация понижения минимального уровня (low low level alarm);
LSHH — реле превышения максимального уровня (level switch high high);
NLL — нормальный уровень жидкости (normal liquid level);
NPSH — допускаемый кавитационный запас (net positive suction head);
PCHE — пластинчатый теплообменник с вытравленными каналами (printed circuit heat exchangers);
PSD — останов технологического процесса (process shutdown);
SDV — клапан отсекатель (shutdown valve);
TEMA — Ассоциация изготовителей кожухотрубчатых теплообменных аппаратов (the Tubular Exchanger Manufacturers Association);
TL — линия сопряжения (tan line).
5.1 Расчетные давление и температура
5.1.1 Расчетное давление
5.1.1.1 Максимальное расчетное давление
Как правило, расчетное давление PD определяется в зависимости от максимального рабочего давления при непрерывной эксплуатации PMCO.
При выборе максимального рабочего давления при непрерывной эксплуатации следует учитывать особые условия эксплуатации, а также режим сниженной производительности, режим эксплуатации с различным составом сырья и режим эксплуатации компрессоров с полным рециклом.
При выборе расчетного давления оборудования следует учитывать давление паров при расчетной температуре.
Значение PD должно быть определено с учетом следующих требований:
а) расчетные условия полного вакуума применяют к тому оборудованию, которое удовлетворяет одному из нижеприведенных условий:
-
в переходных режимах эксплуатации или при регулировке создается вакуум,
-
в нормальном режиме эксплуатации оборудование заполнено жидкостью и может быть подвержено закупорке и охлаждению,
-
при отказе подачи тепла внутри может образовываться вакуум (рассматривается в каждом конкретном случае).
В противном случае может быть предусмотрена защита от вакуума;
б) расчетные условия частичного вакуума обычно не рассматривают (т.е. применяют условия полного вакуума), за исключением двух случаев:
-
вакуумметрическое давление определено по давлению паров содержащейся в аппарате среды. Давление паров принято равным при минимальной температуре окружающей морской среды,
-
толщину стенки оборудования определяют по внешнему давлению, а не по внутреннему давлению (рассматривается индивидуально в каждом конкретном случае);
в) при определении расчетного давления оборудования учитывают условия вакуума, которые могут возникнуть вследствие расположения оборудования на высоте (например, теплообменники в контуре охлаждающей воды, для которых, как правило, предусмотрены клапаны срыва вакуума);
г) при выборе расчетного давления оборудования следует учитывать давление паров при расчетной температуре, за исключением тех случаев, когда предусмотрена установка предохранительной арматуры;
д) кратковременные условия для расчета линий могут применять в особых случаях (например, в случае гидроудара). Данное правило не применяют для расчета линий по ГОСТ 32569.
5.1.1.2 Минимальное расчетное давление
При определении расчетного давления PD применяют следующие критерии расчета, представленные в таблице 1.
Правила определения расчетного давления PD для сосудов, работающих под давлением и резервуаров
5.1.1.3 Отдельные случаи
Расчетное давление на нагнетании центробежных насосов должно быть, как минимум, равно давлению отключения насоса, установленного перед последним запорным клапаном, до участка линии с предохранительным клапаном.
Максимальное давление отключения центробежных насосов PSO, кПа, рассчитывают по формуле
где PDS — расчетное давление на всасе насоса, кПа (жидкость на уровне HHLA или HLL при отсутствии HHLA с учетом dm).
Если в приемном аппарате предусмотрена сигнализация превышения максимального давления (HHPA), вместо расчетного давления в аппарате на всасе принимают уставку HHPA;
Hm — максимальный дифференциальный напор насоса (обычно в случае отсутствия расхода), м;
dm — максимальный удельный вес среды.
Расчетное давление на нагнетании объемного насоса PD, кПа, определяют как максимальное рабочее давление на нагнетании при непрерывной эксплуатации насоса PMCO, кПа, с учетом запаса от значения PMCO:
PD = PMCO + 25% — при 1000 кПа < PMCO < 2000 кПа, (2)
PD = PMCO + 500 кПа — при 2000 кПа < PMCO < 5000 кПа, (3)
PD = PMCO + 10% — при PMCO > 5000 кПа. (4)
Для теплообменников TEMA типа R/C и кожухотрубчатых теплообменников должна быть обеспечена достаточная защита, если скорректированное давление гидравлических испытаний на стороне низкого давления ниже, чем расчетное давление на стороне высокого давления. На практике если давление гидравлических испытаний принимают равным 130% от расчетного, должна быть обеспечена достаточная защита при PD (сторона низкого давления) < 10/13·PD (сторона высокого давления). Испытания на прочность и герметичность должны быть выполнены в соответствии с ГОСТ 34347.
Согласно рекомендуемой методике при необходимости расчетное давление на стороне низкого давления теплообменника должно быть увеличено для того, чтобы не предусматривать установку предохранительных устройств на стороне низкого давления на случай разрыва труб. Повышение класса трубопроводов и требований к предохранительному клапану на стороне низкого давления следует рассматривать в каждом отдельном случае (например, по соображениям пожаробезопасности).
Во избежание срабатывания предохранительного клапана на всасе компрессора при отключении или останове компрессора расчетное давление на всасе компрессора должно быть определено с учетом условий достижения балансового давления при останове или отсечении компрессора.
Для центробежных компрессоров с ЧРП предусмотрен дополнительный запас на разность максимального рабочего давления при непрерывной эксплуатации на нагнетании компрессора и расчетного давления в целях обеспечения работоспособности при увеличенной частоте вращения.
На нагнетании компрессора запас принимают равным не менее 15%.
5.1.2 Расчетная температура
5.1.2.1 Общие положения
Значения TME и TmE определяют с учетом особых условий эксплуатации, а также таких технологических операций, как пуск, останов, сброс давления. При этом рабочие температуры устанавливают с учетом следующих указаний:
- при проектировании оборудования учитывают предельные параметры окружающей среды, если технологическим процессом не установлены более жесткие требования;
- TmE принимают с учетом условий сброса давления. В технологическом опросном листе должна быть указана температура металла при сбросе давления, а также соответствующее остаточное давление для проверки выбранного материала в соответствии с применимыми правилами, которые обычно допускают меньшее значение температуры металла при более низких значениях давления. В зависимости от выбранного материала перед повторным повышением давления может потребоваться разогрев оборудования;
- значение TME на стороне технологического процесса теплообменника должно быть основано на нормальной рабочей температуре теплоносителя на входе в теплообменник;
- значение TME на стороне технологического процесса после охладителей принимают с учетом нормальной рабочей температуры на входе в охладитель, а также отказа охладителя. Данное значение применяют до оборудования ниже по линии или до границы установки, если рассматривают линию подачи энергоресурсов или систему соединительных трубопроводов. Тем не менее, для того чтобы не принимать более высокую расчетную температуру для трубопроводов и оборудования ниже по линии, допускается применять отключение по максимальной температуре. Естественную вентиляцию рассматривают отдельно в каждом случае.
5.1.2.2 Максимальную расчетную температуру TMD, °C, рассчитывают по формуле
где TMCO — максимальная рабочая температура при непрерывной эксплуатации, °C.
Если значение максимальной рабочей температуры TME выше значения TMD, применяется следующее выражение:
5.1.2.3 Минимальная расчетная температура
Минимальную расчетную температуру, относящуюся к технологическим требованиям, устанавливают в дополнение к минимальной расчетной температуре металла, обусловленной условиями окружающей среды на площадке, которые определены в общих технических требованиях проекта. Специалисты принимают минимальную расчетную температуру металла TmD, °C, как минимальное значение температуры, если технологическим процессом не установлены более жесткие требования:
где TmCO — минимальная рабочая температура при непрерывной эксплуатации, °C.
Если значение минимальной рабочей температуры TmE ниже значения TmD, применяют следующее выражение:
При выборе TMCO и TmCO необходимо учитывать особые условия эксплуатации, а также режимы сниженной производительности, различный состав сырья и различные сценарии эксплуатации, работа компрессоров с полным рециклом.
5.2 Общее проектирование системы
5.2.1 Проектирование с учетом снижения воздействия от перемещения установки
Расчетные критерии для подводных установок должны учитывать возможность их перемещения, связанную с производственной необходимостью. Любые ограничения должны быть указаны в конструкторской документации.
5.2.2 Выбор материалов
Необходимо указать все химические компоненты и их концентрации в жидкости во всех средах применения для выбора правильного материала. Определенные химические вещества (например, метанол) оказывают агрессивное воздействие на материал прокладок, в связи с чем данные вещества требуют особого рассмотрения.
5.3 Требования безопасности
5.3.1 Цели
Цели проектирования системы безопасности технологического процесса:
- защита персонала, окружающей среды и оборудования от опасностей, связанных с технологическими процессами эксплуатации систем подводной добычи углеводородов;
- предупреждение выбросов углеводородов или жидкостей под высоким давлением, токсичных жидкостей из технологической системы, максимальное снижение отрицательных последствий в случае подобных выбросов;
- останов технологического процесса или части технологического процесса для перекрытия потока углеводородов во избежание их утечки или перелива;
- защита от воспламенения выбросов углеводородов;
- останов технологического процесса в случае аварийной ситуации;
- защита от нежелательных событий, которые могут вызвать выброс углеводородов из оборудования, расположенного рядом.
Осуществление данных целей возможно благодаря сочетанию функций безопасности технологического процесса [система PSD и вспомогательные устройства защиты] и системы ESD, которые должны быть независимыми друг от друга.
5.3.2 Безопасность технологических процессов
Для обеспечения безопасности технологических процессов должны быть предусмотрены функции останова на следующих системах:
- на всех системах с содержанием углеводородов в устье скважины и главном технологическом оборудовании;
- факельной установке;
- системе очистки нефтесодержащих вод, включая закачку полученной воды;
- системе впрыска метанола.
5.3.3 Исследование опасности и работоспособности (HAZOP)
Исследования HAZOP должны проводить согласно ГОСТ Р 27.012.
HAZOP должно быть распространено, по крайней мере, на системы, перечисленные в 5.3.2, включая комплексы оборудования. Также исследованию HAZOP могут подлежать дополнительные системы и комплексы оборудования.
Рабочая группа должна обладать соответствующими техническими навыками, навыками работы и опытом эксплуатации. Описание ролей и зон ответственности, включая требования к руководителю группы из независимой сторонней организации, приведено в ГОСТ Р 27.012.
Документация должна соответствовать требованиям ГОСТ Р 27.012.
5.3.4 Защита от превышения расчетного давления
5.3.4.1 Общие положения
Необходимо обеспечить защиту стороны низкого давления кожухотрубчатого теплообменника от превышения давления на случай внезапного разрыва трубки.
Защита расширительных баков от превышения расчетного давления может потребовать тщательного рассмотрения в связи с тем, что к данному оборудованию можно применять все сценарии сброса давления, в том числе внутренняя неисправность теплообменника и разрыв трубки. Указанные возможные причины превышения давления необходимо принять во внимание при определении расчетного давления расширительного бака и при выборе предохранительных устройств или свечных линий сосудов.
5.3.4.2 КИП для аварийного останова
КИП с подачей сигналов на систему останова технологического процесса, систему аварийного останова и другие автономные системы защиты следует рассматривать как критически значимые для безопасности. Устройство системы и ее обслуживание должны обеспечивать положение клапанов на импульсных трубках в открытом положении. Рекомендуется использовать датчики вместо реле благодаря возможности контроля их показаний и снижения количества незафиксированных показателей сбоев.
5.4 Критерии расчета трубопроводов
5.4.1 Допустимые диаметры трубопроводов
Минимальный размер трубопроводов принимается равным:
5.4.2 Расчет жидкостных трубопроводов
Критерии расчета линий для перекачки жидкости представлены в таблице 2.
Критерии расчета внутриплощадочных и вспомогательных линий для перекачки жидкости
| Назначение | Характеристики линии | Максимальная скорость, м/с | Перепад давления, кПа/км | |
| Нормальный | Максимальный | |||
| Всас насоса <1> | DN 80 — 250 | 0,9 | 60 | 90 |
| DN 300 — 450 | 1,2 | 60 | 90 | |
| >= DN 500 | 1,5 | 60 | 90 | |
| Нагнетание насоса — непрерывный режим работы | ||||
| P < 5000 кПа | - | - <2> | 350 | 450 |
| P > 5000 кПа | - <2> | 700 | 900 | |
| Нагнетание насоса — периодический режим работы | ||||
| P <= 5000 кПа | - | 6 | 350 | 900 |
| P > 5000 кПа | 6 | 700 | 900 | |
| Поток самотеком | - | 0,6 <3> | 30 | 50 |
| Пресная вода <4> | ||||
| Непрерывный режим работы | - | 3,5 <5> | 1,5 <6> | 2,0 <6> |
| Неподготовленная морская вода: | ||||
| - углеродистая сталь | >= DN 200 | 3,0 | - | - |
| - нержавеющая сталь | 7,0 | - | - | |
| - стеклопластик | 3,0 | - | - | |
| - морская бронза, медно-никелевые сплавы | 7,0 | - | - | |
| - титан | 7,0 | - | - | |
| <1> Также применяется к жидкости, содержащей растворенный газ. <2> От 1,5 м/с для линий малого диаметра (DN <= 100) до 4,57 м/с для линий большого диаметра (DN >= 400). Предельная скорость не должна превышать 4,57 м/с при максимальном расходе. <3> Нормальная скорость. <4> Критерии для пресной воды также применимы к охлаждающей воде и другим охлаждающим жидкостям (на основе триэтиленгликоля, моноэтиленгликоля, антифриза). При этом необходимо обеспечить соответствие указанных критериев с установленными для других типов воды особыми ограничениями (например, перепад давления во всем контуре и т.д.). Критерии для пресной воды неприменимы к системе морской воды. <5> Максимальная скорость. Предпочтительное значение — 3 м/с. В случае превышения 3 м/с необходимо обратить особое внимание на воздействия вибрации, вызываемой потоком (FIV), в особенности для труб большого диаметра (DN > 900). <6> Данные критерии перепада давления не являются абсолютным параметром. Критерии перепада давления должны соответствовать исходным данным, например суммарному перепаду давления, высотной отметке размещения насосов охлаждающей воды, давлению в системе охлаждающей воды и т.д. | ||||
5.4.3 Расчет газопроводов
Критерии расчета газопроводов представлены в таблице 3.
5.4.4 Расчет трубопроводов для газожидкостного двухфазного/многофазного потока
Для трубопроводов, содержащих двухфазные среды, применяют следующие критерии:
- Vm: от 10 до 23 м/с включительно (m — для средней скорости);
- \rho_{mv^{2}m} : от 5000 до 15 000 кг/м·с2 включительно (m — для средней плотности и средней скорости).
Для всех трубопроводов, содержащих двухфазные среды, режим течения следует проверять для горизонтального и вертикального потоков. Пробковый режим течения и гидроудар должны быть исключены.
Опоры для трубопроводов, содержащих двухфазные среды, рассчитывают с учетом фактических условий течения в каждом отдельном случае.
5.5 Общее проектирование технологического оборудования
5.5.1 Проектирование горизонтального сепаратора
5.5.1.1 Скорость потока газа
Расчет емкости должен включать запас 10% на поток сырья для гидравлического расчета.
Для уменьшения размеров крупногабаритных емкостей, включая сепараторы компрессоров, допускается применение высокоэффективных устройств разделения, рассчитанных по площади испарения для ограничения общих габаритов емкости.
Для аппаратов с внутренним диаметром менее 900 мм допускается фланцевое соединение днища с учетом требований по безопасности.
Расчетный внутренний диаметр соответствует минимальным технологическим требованиям, обеспечивающим надлежащую работу системы подводной добычи. Окончательное значение диаметра, не ниже установленного технологическими требованиями, определяет специалист по сосудам под давлением и по механическому оборудованию.
Исходным параметром для расчета площади испарения в стандартных аппаратах без специальных внутренних устройств либо с проволочной сеткой является критическая скорость газа Vc:
V_{c} = 0,048 \cdot \sqrt{\frac{\rho_{l} - \rho_{g}}{\rho_{g}}} , (9)
где \rho_{l} — плотность жидкости, кг/м3;
\rho_{g} — плотность паров газа, кг/м3.
Максимальная допустимая скорость потока газа через камеру испарения или через внутренние устройства (при наличии) равна Kd·Vc,
где Kd — расчетный коэффициент каплеотбойника, зависящий от назначения, наличия или отсутствия проволочной сетки.
Рекомендуемые значения Kd для различных сред приведены в таблице 4.
Рекомендуемые значения Kd в зависимости от назначения сепаратора
Расчет высокопроизводительных внутренних устройств (блока лопаток, циклонов и т.д.) выполняет поставщик оборудования.
Общее указание для горизонтальных аппаратов без внутренних устройств для паров (проволочной сетки, блока лопаток и т.д.): минимальное расстояние от верха емкости до уровня срабатывания сигнализации превышения максимального уровня; HHLA составляет 300 мм или 0,2 от внутреннего диаметра в зависимости от того, что больше.
Согласно общей практике в расчете следует предусматривать запас 10% для потоков сырья с целью гидравлического расчета.
Если иное не указано лицензиаром, минимальное время пребывания жидкости между уровнями LLL и HLL должно соответствовать представленному в таблице 5.
5.5.1.2 Уровни жидкости и КИП для измерения уровня
Перечисленные ниже правила следует рассматривать только как рекомендуемые, которые могут применяться в каждом отдельном случае:
- HHLA: сигнализация превышения максимального уровня, предусматриваемая выше уровня HLL, обеспечивая время пребывания жидкости между уровнями LSHH и HLL от 1 до 2 мин, минимальное расстояние — 100 мм;
- HLL: максимальный уровень жидкости; расстояние между уровнями HLL и LLL, определяемое на основе требуемого времени пребывания жидкости. Это расстояние составляет 100% контролируемого диапазона. Минимальное расстояние между уровнями HLL и LLL составляет 300 мм;
- HLA: сигнализация максимального уровня, принимаемая равной не более 90% от контролируемого диапазона;
- NLL: нормальный уровень жидкости, принимаемый равным 50% от контролируемого диапазона;
- LLA: сигнализация минимального уровня, принимаемая равной не менее 10% от контролируемого диапазона;
- LLL: минимальный уровень жидкости, соответствующий 0% от контролируемого диапазона;
- LLLA: сигнализация понижения минимального уровня, предусматриваемая ниже уровня LLL, обеспечивая время пребывания жидкости между уровнями LLLA и LLL от 1 до 2 мин, минимальное расстояние — 100 мм.
Если применимо, время пребывания жидкости для случаев ниже LLLA должно быть сопоставимо со временем, необходимым для закрытия расположенного ниже по линии отсечного клапана либо для отключения насоса. Уровень LLA (или LLL) обычно предусматривают на расстоянии не менее 150 мм от линии сопряжения (TL).
Если уровень HHLA в аппарате/резервуаре ограничивает объем пожаро- и взрывоопасного продукта и если его показания используют для прекращения подачи продукта, для регулирования аварийно-высокого уровня следует предусмотреть два индикатора с отдельными штуцерами.
5.5.1.3 Внутреннее оборудование сепаратора
Для определенных типов внутренних элементов сепараторов (например, впускные циклоны и каплеотбойники) требуемое снижение производительности оборудования является существенным конструктивным параметром при проектировании. В подобных случаях следует учитывать максимальное и минимальное содержание жидкости, сырой нефти, воды и газа.
Должен быть учтен повышенный перепад внутреннего давления, вызванный загрязнением, для всех соответствующих сценариев, включая падение давления в сливных линиях (от оборудования на выходе газа).
На плавучих морских нефтегазопромысловых сооружениях следует устанавливать соответствующее оборудование для демпфирования движения/волнового течения.
Конструкция сепаратора и гидродинамический режим его работы должны обеспечивать предотвращение образования стойких газоводонефтяных эмульсий. Для определения гидродинамического характера потока рекомендуется провести гидродинамические расчеты.
б) Внутреннее оборудование на входе
Внутреннее оборудование должно препятствовать образованию пены, эмульсии и капель.
Внутреннее оборудование должно быть спроектировано таким образом, чтобы выдерживать все нагрузки, которые возникают во время нормальной работы и отклонений от нормального режима, включая пробковое течение. Должны быть учтены воздействия на сосуд и патрубки. Перечень соответствующих нагрузок необходимо указать в спецификации на сосуд. Для определения нагрузок, вызванных пробковым течением, может потребоваться подробный анализ.
Устройство выпрямления потока следует установить после входного устройства и таким образом, чтобы оно покрывало полную площадь поперечного сечения трубопровода. Следует принять меры по защите от образования засоров в связи с загрязнением, например от окалины, твердых частиц, асфальтенов и т.д.
в) Внутреннее оборудование для газовой фазы
На выход газа следует предусмотреть оборудование для удаления капель жидкости. Жидкость, собранная устройством на выпуске газа, должна направляться по сливной трубе в нижнюю часть сепаратора. Трубу необходимо погрузить ниже аварийно низкого уровня.
Необходимо обеспечить достаточной напор для слива во избежание уноса жидкости по сливной трубе.
Общее дифференциальное давление на каплеотбойнике, измеряемое высотой столба жидкости, не должно превышать 50% от фактической высоты столба слива, связанного с аварийно низким уровнем. Слив, как правило, выполнен внутри оборудования в дно сосуда, но выводится наружу, если высота столба слива недостаточна.
По соображениям безопасности не следует применять общий патрубок для выхода газа и для предохранительного клапана при наличии каплеотбойника на выходе газа.
г) Внутреннее оборудование для жидкой фазы
Следует свести к минимуму внутреннее оборудование для жидкой фазы в связи с возможным появлением засоров. Внутреннее оборудование для увеличения КПД разделения «жидкость/жидкость» должно применяться с учетом знаний об эмульгирующей способности и разделяемости, а также механизмов загрязнения, например от окалины, песка или отложений тяжелых углеводородов.
На выходных патрубках для жидкости должны быть размещены вихрегасители.
На всех эксплуатационных сепараторах должны быть патрубки для удаления песка.
Если ожидается наличие твердых частиц, то на всех эксплуатационных сепараторах должны быть средства для удаления песка. При этом система должна обеспечивать эффективное удаление песка по всей длине сепаратора.
5.5.2 Проектирование вертикального сепаратора
5.5.2.1 Общие положения
Допускается использовать вертикальные сепараторы вместо горизонтальных для рабочих сред с низким газожидкостным соотношением. При высоком газожидкостном соотношении вертикальный сепаратор выступает в качестве скруббера. К недостаткам вертикального сепаратора по сравнению с горизонтальным относится трудность обеспечить разделение трехфазного потока. Общие принципы разделения идентичны тем, которые используют в горизонтальном сепараторе.
5.5.2.2 Расчет и подбор сепараторов
Расчетные требования для выбора патрубков и определения скорости на входе идентичны требованиям, которые применяют для горизонтального сепаратора. В случае с вертикальным сепаратором основная цель будет заключаться в отделении паров от жидкости, при этом время пребывания жидкости будет относительно коротким.
Перечисленные ниже правила следует рассматривать только как рекомендуемые, которые могут применяться в каждом отдельном случае:
- HHLA: сигнализация превышения максимального уровня, предусматриваемая выше уровня HLL, обеспечивая время пребывания жидкости между уровнями LSHH и HLL от 1 до 2 мин, минимальное расстояние — 150 мм;
- HLL: максимальный уровень жидкости; расстояние между уровнями HLL и LLL, определяемое на основе требуемого времени пребывания жидкости. Это расстояние составляет 100% контролируемого диапазона. Минимальное расстояние между уровнями HLL и LLL составляет 300 мм;
- HLA: сигнализация максимального уровня, принимаемая равной не более 90% от контролируемого диапазона;
- NLL: нормальный уровень жидкости, принимаемый равным 50% от контролируемого диапазона;
- LLA: сигнализация минимального уровня, принимаемая равной не менее 10% от контролируемого диапазона;
- LLL: минимальный уровень жидкости, соответствующий 0% от контролируемого диапазона;
- LLLA: сигнализация понижения минимального уровня, предусматриваемая ниже уровня LLL, обеспечивая время пребывания жидкости между уровнями LLLA и LLL от 1 до 2 мин, минимальное расстояние — 200 мм.
Если применимо, время пребывания жидкости для случаев ниже LLLA должно быть сопоставимо со временем, необходимым для закрытия, расположенного ниже по линии отсечного клапана либо для отключения насоса. Уровень LLA (или LLL) обычно предусматривается на расстоянии не менее 300 мм от линии сопряжения (TL).
Для вертикальных аппаратов может быть предусмотрено днище большого объема (для крупногабаритных аппаратов или аппаратов с полусферическим днищем), уровни в которых установлены в нижнем днище для уменьшения габаритов емкости. Это должно быть определено в каждом отдельном случае с учетом уменьшения габаритов и потенциального влияния на эксплуатацию.
Если уровень HHLA в аппарате/резервуаре ограничивает объем пожаро- и взрывоопасного продукта и если его показания используют для прекращения подачи продукта, для регулирования аварийно-высокого уровня следует предусмотреть два индикатора с отдельными штуцерами.
Следует применять устройства на входе, которые разделяют жидкость и газ и служат для защиты от уноса газа в жидкую фазу или избыточного образования брызг, что повлечет за собой унос жидкости в газовую фазу.
Следует установить каплеотбойник на выходе газа для обеспечения необходимого качества газа для его дальнейшей обработки.
Для двухфазного сепаратора на выходе жидкости следует установить простой вихрегаситель. Разделение «жидкость/жидкость» достигается с помощью отбивной решетки.
5.5.3 Проектирование скруббера
5.5.3.1 Общие положения
Вертикальные скрубберы применяют для отделения жидкости от потоков с высоким газожидкостным соотношением с целью защиты оборудования ниже по потоку от уноса жидкости. Для устранения мелкодисперсных капель (< 3 мк) требуется установка фильтров-сепараторов (фильтры-сепараторы не рассматриваются в настоящем стандарте).
5.5.3.2 Компоновка
Скруббер следует устанавливать в нижней точке системы, при этом на впускном и выпускном газопроводах необходимо предусмотреть достаточный уклон для обеспечения свободного слива жидкости в направлении скруббера.
5.5.3.3 Определение расчетного коэффициента каплеотбойника
Расчетный коэффициент каплеотбойника Kd вычисляют по формуле
K_{d} = V_{s}[(\rho_{g}/(\rho_{l} - \rho_{g})]^{0,5}, (10)
где Vs — расход/фактическая площадь сечения, приведенная скорость газового потока, м/с;
\rho_{g} — плотность паров газа, кг/м3;
\rho_{l} — плотность жидкости, кг/м3.
5.5.3.4 Патрубки и отбор проб
Для контроля работы скруббера следует предусмотреть точки отбора проб.
Патрубки КИП в газовой фазе должны быть защищены от воздействия жидкости и потока газа высокой скорости во избежание получения ошибочных показаний.
5.5.3.5 Расчетные значения и расчет сосудов
Для скрубберов на входе компрессоров необходимо проверить весь рабочий диапазон компрессора, включая снижение производительности, при указании расчетных значений для скруббера. Необходимо добавить минимальный запас 10% к величине максимального рабочего расхода для компенсации колебаний расхода во время регулирования технологического процесса.
Величину максимально допустимого уноса жидкости из скруббера необходимо согласовать с изготовителем оборудования, устанавливаемого после скруббера.
Во время стадии проектирования, когда кривые компрессора еще не готовы, следует добавить запас к расчетному расходу, чтобы обеспечить работу компрессора во всем рабочем диапазоне.
Время пребывания жидкости между нормальным рабочим уровнем и уровнем предупредительной уставки, а также между уровнем предупредительной уставки и аварийным уровнем должно составлять не менее 30 с. Однако следует, чтобы расстояние между каждым из этих уровней было не менее 100 мм. Необходимо учесть перемещение плавучих установок, которое может увеличить расстояние между уровнями.
Должно быть предусмотрено достаточное расстояние между элементами скруббера для равномерного распределения газа и для защиты от его повторного уноса с поверхности жидкости. Следующие минимальные значения могут быть использованы как ориентировочные, однако фактическое расстояние зависит от конкретного типа и конфигурации внутреннего оборудования:
- от впускных внутренних компонентов до аварийно-высокой уставки — 300 мм или диаметр впускного патрубка в зависимости от того, что больше;
- впускных компонентов только до сетки каплеуловителя — 900 мм;
- впускных внутренних компонентов до лопатки с горизонтальным потоком газа — 500 мм;
- впускных внутренних компонентов до сетки как агломератора — 750 мм;
- сетчатого фильтра до выпускных циклонов — 750 мм.
5.5.3.6 Впуск скруббера и внутренние элементы
а) Внутреннее оборудование на входе
Следует применять соотношения режимов потока при определении доли масляного тумана по отношению к общему объему жидкости во впускной трубе. Трубопровод до скруббера должен быть спроектирован без карманов, которые могут вызвать пробковое течение в скруббер.
Должно быть установлено впускное устройство, которое будет снижать скорость потока, отделять общий объем жидкости с минимальным образованием капель и обеспечивать четкое распределение пара. Рабочий диапазон ограничен определенными типами впускных устройств. При выборе следует учитывать полный рабочий диапазон.
Массовый скоростной параметр (\rho \cdot v^{2}) на входной пластине, как правило, следует ограничивать значением 6000 кг/м·с2. При проектировании необходимо предусмотреть, чтобы диаметр впускного трубопровода скруббера соответствовал данному максимальному параметру на входной пластине в части длины для обеспечения однородного потока на впускном патрубке.
При расчете впускного устройства необходимо принять заниженное значение уноса жидкости из оборудования, расположенного выше по потоку (например, сепараторы). Кроме того, следует добавить запас на выпадение конденсата из охладителей выше по потоку для компенсации отклонений во время эксплуатации.
Расчетный коэффициент сетчатого каплеотбойника Kd должен быть ниже 0,10 м/с. При коэффициенте Kd выше 0,10 м/с эффективность сетчатого каплеотбойника снижается.
По соображениям безопасности патрубок предохранительного клапана следует располагать ниже сетчатой прокладки во избежание засорения впускного отверстия предохранительного клапана.
В таблице 6 указаны параметры, значения которых следует применять при расчете пластинчатых каплеотбойников.
Расчетные параметры для пластинчатых каплеотбойников
| Параметр | Значения | |
| Вертикальный поток газа | Горизонтальный поток газа | |
| \rho \cdot v^{2} , кг/м·с2 | От 20 до 30 | От 30 до 45 |
| Kd, м/с | От 0,12 до 0,15 | От 0,20 до 0,25 |
Жидкость, собранная пластинами, должна направляться по сливной трубе в нижнюю часть скруббера. Выпуск трубы должен находиться ниже отметки аварийного низкого уровня. Необходимо обеспечить достаточной напор для слива во избежание переноса жидкости по сливной трубе на выход газа.
г) Циклоны для каплеотбойников
Для осевых циклонов стандартный минимальный уровень фильтрации составляет от 5 до 10 мк в зависимости от вихревой скорости. Стандартный перепад давления составляет от 20 до 100 мбар. Общее дифференциальное давление на каплеотбойнике, измеряемое высотой столба жидкости, не должно превышать 50% от фактической высоты столба слива, связанного с аварийно-низким уровнем. Корпус циклона должен быть оборудован сливом во избежание скопления жидкости. Слив, как правило, выполнен внутри оборудования в дно сосуда, но его следует выводить наружу, если высота столба слива недостаточна.
На скруббере циклонного типа до циклонов следует установить сетчатый фильтр. Сетчатый фильтр будет работать в качестве каплеотбойника при низком потоке газа и в качестве агломератора при высоком потоке газа. Рабочие кривые сетчатого фильтра и циклонов должны частично перекрываться для обеспечения высокой производительности каплеотбойника во всем рабочем диапазоне.
Скрубберы с входной пластиной и с сетчатым фильтром и циклонами, как правило, следует рассчитывать для максимального коэффициента Kd 0,15 м/с.
д) Расчетная температура скруббера
Максимальная расчетная температура на входе скруббера компрессора должна удовлетворять следующим параметрам:
- максимальной рабочей температуре на входе компрессора в случае сбоя системы охлаждающего агента. Максимальную рабочую температуру можно ограничить аварийным остановом по высокой температуре на входе или выходе компрессора;
- максимальной температуре рециркуляции [максимальная температура на выходе (аварийная уставка по температуре) минус перепад температуры на антипомпажном клапане] в случае выхода из строя системы охлаждающего агента;
- максимальной температуре в связи с равновесным режимом;
- максимальной рабочей температуре непрерывной эксплуатации плюс запас 15 °C.
5.5.4 Проектирование резервуаров
Для резервуаров с содержанием воспламеняющихся жидкостей расход продувочного/пластового газа должен быть не менее чем на 5% выше максимальной пропускной дожимной способности. При объединении не менее пяти резервуаров в одну и ту же продувочную систему можно пренебречь расходом откачки, однако должен быть обеспечен необходимый расход для защиты от проникновения кислорода. Для этого одновременно должен работать только один насос. Для резервуаров с высоким расходом откачки, требующим использования значительных объемов инертного газа, следует рассмотреть применение системы увеличения продувки во время откачки.
В некоторых случаях рекомендуется использовать огнепреградители в резервуарах. Применение огнепреградителя на тракте стравливания увеличивает риск превышения расчетного давления из-за засорения/загрязнения огнепреградителя. Огнепреградители должны быть удобно расположены и подвергаться регулярному техническому обслуживанию. Рекомендуется вести непрерывный контроль дифференциального давления на огнепреградителе, если известно, что в технологической жидкости содержатся твердые частицы или вещества, которые могут привести к засорению огнепреградителя. Материалы в линии сброса должны быть коррозионно-стойкими для снижения риска засорения огнепреградителя.
5.5.5 Проектирование теплообменника
5.5.5.1 Определения
Первичная сторона — это основная технологическая среда или основная среда системы собственных нужд.
Вторичная сторона — это среда системы собственных нужд/вторичная технологическая среда.
Требования, указанные в разделах ниже, сформулированы для технологических нагревателей и охладителей, поэтому некоторые требования неприменимы к технологическим теплообменникам.
5.5.5.2 Расчетная температура
Выбор расчетной температуры обусловлен требованиями, приведенными в 5.1.2.
5.5.5.3 Расчет площади теплообменника
а) Расчет для первичной стороны
Как правило, максимальная продолжительность длительной работы определяет площадь теплообменника, однако для теплообменников на компрессорных агрегатах площадь теплообменника должна быть рассчитана для всех режимов длительной работы, включая:
- все потенциально возможные расходы и температуры, которые определены кривыми компрессора;
- расход и температуру системы рециркуляции наряду с линией антипомпажного регулирования компрессора.
Следует учитывать перепад температуры на антипомпажном клапане. Теплообменник в системе смазочного масла должен проектироваться с учетом всех потенциально возможных значений расхода и температуры.
Следует предусмотреть расчетный запас на загрязнение или добавить дополнительную площадь теплообменника.
В опросном листе следует указать диапазон нормальных рабочих условий.
Для всех типов теплообменников расход и рабочую нагрузку принимают с запасом 10%. По технико-экономическим соображениям величина запаса может быть оптимизирована в каждом отдельном случае.
5.5.5.4 Требования к очистке
Для обеспечения бесперебойной работы теплообменников необходимо предусматривать патрубки для химической или тепловой очистки (пропарки), которые следует располагать на теплообменнике или на трубопроводах рядом с теплообменником для снижения расхода химических реагентов (промываемого объема). Можно объединять патрубки для очистки и для линии сброса/слива.
5.5.5.5 Требования к средней температуре
Средняя температура первичной рабочей среды не должна быть ниже температуры образования парафина или гидратов. Надлежит помнить, что у многопроходного теплообменника, в первом проходе которого имеется противоток, внутренняя температура может быть ниже средней массовой температуры при понижении производительности.
Для снижения необходимого расхода требуется установить требования минимального изменения температуры вторичной жидкости.
5.5.5.6 Расчетная температура поверхности
Расчетная температура поверхности — это температура вне слоя загрязнения или температура поверхности металла чистого теплообменника.
а) Первичная сторона кожухотрубчатых теплообменников и пластинчатых теплообменников
Температура поверхности должна быть выше температуры гидратообразования или точки появления парафина и ниже любой температуры, которая может вызвать другое засорение, например коксование. Допускается временное отложение, если оно исчезнет при возврате теплообменника к нормальной работе.
б) Вторичная сторона кожухотрубчатых теплообменников и пластинчатых теплообменников
При использовании морской воды температура поверхности должна поддерживаться ниже 60 °C во избежание образования накипи на стенках теплообменника. Допускается не поддерживать указанное значение температуры в случае наличия 100%-ного резерва оборудования, которое позволит проводить регенерацию или очистку остановленного агрегата во время эксплуатации.
Для теплообменника, который спроектирован с дополнительной теплообменной площадью в качестве расчетного запаса, применяют следующие положения:
- не должна допускаться температура поверхности выше 60 °C в пределах площади поверхности теплообмена, которая равна площади до добавления расчетного запаса;
- температура поверхности выше 60 °C в пределах площади поверхности теплообмена, которая равна дополнительному расчетному запасу, добавленному к теплообменнику, допустима, но ее следует избегать.
Температуру поверхности для охлаждающей жидкости с антифризом (например, смеси с гликолем) следует поддерживать ниже температуры разложения антифриза.
5.5.5.7 Вибрация в кожухотрубчатых теплообменниках
Конструкция кожухотрубчатых теплообменников должна препятствовать образованию высокой вибрации на трубках под действием потока жидкости со стороны кожуха, что может привести к повреждению трубного пучка или трубной решетки. К основным факторам появления вибрации в трубках под воздействием потока жидкости относят вихреобразование, бафтинг, гидроупругую неустойчивость и акустическую вибрацию. Особое внимание следует уделять высокой скорости жидкости на выходе отбойной пластины. При анализе необходимо учитывать все возможные сценарии воздействия потока со стороны кожуха с учетом соответствующего диапазона температуры, давления и газожидкостного соотношения, включая нештатные режимы работы.
5.5.5.8 Компактные теплообменники/пластинчатые теплообменники с вытравленными каналами
Допускается применять пластинчатые теплообменники с вытравленными каналами для чистой рабочей среды. Особое внимание должно быть уделено следующим факторам:
- частицы: на входе с обеих сторон пластинчатого теплообменника с вытравленными каналами (PCHE) необходимо установить постоянный фильтр согласно рекомендациям изготовителя (как правило, фильтр 300 мк);
- регулирование температуры должно быть спроектировано так, чтобы препятствовать появлению усталости за счет ограничения тепловых циклических нагрузок. Рекомендуется использовать ограничитель перемещения при наличии 20% от минимального расхода на регулирующем клапане.
Следует контролировать перепад давления на сетчатых фильтрах и сердцевине теплообменника. Не рекомендуется использовать пластинчатый теплообменник с вытравленными каналами в тех случаях, когда в качестве охлаждающей жидкости применена морская вода.
Необходимо рассчитать температуру стенок по всей площади теплообменной поверхности и зафиксировать данную температуру для горячей и холодной сторон для двух наружных каналов пластины и среднего канала пластины.
5.5.5.9 Пластинчатый теплообменник
Конструкция пластинчатого теплообменника должна быть рассчитана на поддержание устойчивого избыточного давления с одной стороны. Изменение разности давления может привести к механической усталости пластин. Необходимо избегать загрязнения охлаждающего агента в замкнутом контуре от проникновения морской воды благодаря поддержанию более высокого давления охлаждающего агента.
Для целей будущего расширения стоит предусмотреть дополнительное пространство на раме для дополнительных пластин. Размер патрубков следует рассчитывать исходя из полной производительности в будущем.
5.5.6 Проектирование камеры пуска и приема средств очистки и диагностирования
В камере пуска и приема средств очистки и диагностирования должна быть предусмотрена система защиты от открывания затвора при заполненном контуре. Запрещается открытие отсечных клапанов системы пуска средств очистки и диагностирования при открытом затворе.
В системе пуска и приема средств очистки и диагностирования необходимо предусмотреть местный контроль давления. В случае необходимости проведения частых мероприятий по очистке могут потребоваться контроль давления и сигнализация прохождения средств очистки и диагностирования. Системы пуска и приема средств очистки и диагностирования должны быть подключены к факелу, линии сброса и дренажной системе жесткими трубопроводами. В системах пуска и приема средств очистки и диагностирования необходимо предусмотреть патрубок/клапан для продувки/очистки и контроля стравливания контура перед открытием затвора.
5.5.7 Фильтры
Для правильного проектирования фильтров требуется тщательный анализ степени загрязнения потока на фильтр. Конструкция фильтров должна обеспечивать возможность регулярного проведения технического обслуживания фильтра (очистку/замену фильтрующих элементов). На постоянных фильтрах должно быть установлено оборудование для измерения перепада давления. Во время проектирования обязательно следует учитывать требования по охране труда и защите окружающей среды, требования энергоэффективности, компоновки, перекрытия и КИП.
Необходимо определить давление разрыва грязного фильтра и учесть его при проектировании системы.
5.6 Требования к отсечению системы и оборудования
5.6.1 Общие положения
Мероприятия по отсечению обеспечивают предохранительные барьеры между технологическими средами и внешней морской средой с целью обеспечения безопасности персонала, имущества и окружающей среды посредством предотвращения утечек углеводородов и иных опасных веществ.
Для безопасного отсечения оборудования или систем/установок необходимо предусмотреть запорную арматуру.
Кроме того, отсечение применяют для уменьшения участка, который требуется остановить для обеспечения возможности обслуживания небольшой секции с регулирующей арматурой, без необходимости сброса давления и продувки крупной секции установки.
Уровень и требования к отсечению учитывают технологические условия на участке производства работ, например температуру технологической среды, давление, токсичность.
5.6.2 Отсечение арматурой
Отсечение арматурой является стандартным методом отделения систем.
Типы арматуры, которые могут быть использованы для отсечения технологических линий:
Применение клапанов с приводом, например ESV/SDV, для отсечения определяют отдельно для каждого случая с учетом периодичности планового технического обслуживания. При этом клапаны должны быть типа «при отказе закрыт», а привод должен быть отключен от источника электропитания в целях предотвращения дистанционного открытия клапана при его использовании для отсечения.
Регулирующую арматуру для отсечения не применяют.
Тип применяемой арматуры определяют с учетом технологических условий в соответствии с техническими характеристиками трубопровода.
Обратные клапаны не применяют для отсечения.
В прочих случаях тип арматуры трубопроводов и оборудования определяют отдельно в каждом случае.
5.7 Изоляция и кабельный обогрев трубопроводов и оборудования
5.7.1 Общие положения
Требования к изоляции и кабельному обогреву должны быть установлены с учетом требований безопасности и требований к технологическому процессу, а также с целью снижения стоимости жизненного цикла. Следует учитывать все рабочие режимы.
5.7.2 Сохранение тепла и защита от обмерзания
Сохранение тепла должно быть критически важным с точки зрения безопасности. Необходимо установить и реализовать принципы проектирования, пусконаладки, эксплуатации и технического обслуживания для обеспечения должной работоспособности средств сохранения тепла и кабельного обогрева, наиболее значимых для безопасности технологического процесса.
Средства сохранения тепла должны поддерживать температуру выше уровня гидратообразования/кристаллизации с минимальным запасом 5 °C.
Во избежание недопустимого повышения вязкости жидкости необходимо применять средства сохранения тепла.
Необходимость в применении средств сохранения тепла для тупиковых отводов трубопроводов должна быть основана на таких факторах, как рабочая температура, расстояние от основного трубопровода, диаметр тупикового отвода трубопровода и условия окружающей среды.
Водопроводы (морской воды, пресной воды, пластовой воды и раствора для заканчивания скважины) не требуют подготовки к зимним условиям эксплуатации при условии гарантированного постоянного потока на данных водопроводах или в том случае, если на них предусмотрен самослив при останове.
Поддержание расхода воды согласно данным, приведенным в таблице 7, как правило, достаточно для защиты от замерзания линий длиной не более 50 м при минимальной температуре окружающей среды минус 10 °C. Расход следует увеличить пропорционально длине участков более 50 м, подверженных воздействию окружающей среды.
Минимальный расход воды во избежание замерзания
| Номинальный диаметр трубопровода, мм (дюйм) | Минимальный объемный расход, м3/ч |
|---|---|
| Не более 76,2 (3) включ. | 0,02 |
| Св. 76,2 (3) | 0,10 |
При наличии оборудования и линий, на которых невозможно избежать условий стагнации, время до замерзания должно рассчитываться исходя из местных погодных условий. В таком случае время до обмерзания определит необходимость в изоляции, кабельном обогреве или дренаже системы.
Для теплоизоляции линий морской воды при температурах окружающей среды до минус 10 °C можно использовать таблицу 8. Для других жидкостей и условий окружающей среды критерии теплоизоляции и кабельного обогрева должны определяться исходя из конкретных условий.
Теплоизоляция и кабельный обогрев линий морской воды при наличии условий замедления потока жидкости
6 Проектирование систем подводной добычи
6.1 Система подводных колонных головок (устьевое оборудование)
6.1.1 Общая часть
Система подводных колонных головок предназначена для создания контролируемого безопасного доступа в скважину, а также представляет собой систему, обеспечивающую опору для оборудования систем бурения, заканчивания и добычи углеводородных ресурсов.
6.1.2 Проектирование устьевого оборудования
6.1.2.1 В качестве основания скважины должна быть предусмотрена колонна направления, рассчитанная на восприятие аксиальных и изгибающих нагрузок, возникающих в процессе бурения, заканчивания и расконсервации скважины. Внутренний профиль должен иметь несущее плечо, которое служит опорой для колонной головки колонны кондуктора (колонны высокого давления) и подвески обсадной колонны. Должны быть предусмотрены специальные отверстия для выхода цемента (для визуального контроля уровня цементации) при цементировании колонны направления.
6.1.2.2 Для удержания обсадных колонн в колонной головке колонны кондуктора и передачи осевых нагрузок должна быть предусмотрена подвеска обсадной колонны, устанавливаемая в стволовой проход колонной головки колонны кондуктора на нагрузочные заплечики. В корпусе подвески обсадной колонны должны быть предусмотрены каналы для циркуляции рабочей жидкости и цементирования.
6.1.2.3 С целью изоляции кольцевого пространства между корпусом колонной головки колонны кондуктора и подвески обсадной колонны должно быть использовано затрубное уплотнение «металл по металлу». В качестве дублирующего узла при нештатных ситуациях должно быть предусмотрено затрубное уплотнение с неметаллическим уплотнением.
6.1.2.4 Для обеспечения уплотнения между колонной головкой колонны кондуктора и соединительной муфты фонтанной арматуры следует применять металлическое уплотнительное кольцо. В качестве дублирующего узла при нештатных ситуациях должен быть предусмотрен неметаллический элемент.
6.2 Система фонтанной арматуры
6.2.1 Общая часть
Систему подводной фонтанной арматуры (клапанный блок с запорно-регулирующей арматурой и гидравлическими приводами) устанавливают на устье скважины с последующим подключением к внутрипромысловому трубопроводу, которая предназначена для регулирования дебита добываемых углеводородов, обеспечения стабильного потока, измерения технологических параметров потока, а также для остановки добычи и глушения скважины в случае нештатных ситуаций.
6.2.2 Проектирование системы фонтанной арматуры
6.2.2.1 Для крепления и защиты различных компонентов фонтанной арматуры должна быть предусмотрена защитная рама подводной фонтанной арматуры, представляющая собой металлическую конструкцию, закрепляемую на клапанном блоке.
6.2.2.2 Для обеспечения защиты системы фонтанной арматуры от падающих объектов, а также для противотраловой защиты должна быть предусмотрена установка защитной рамной конструкции.
6.2.2.3 Для транспортирования добываемого пластового флюида к манифольду предусмотрен выходной трубопровод фонтанной арматуры, представляющий собой трубопровод, подсоединенный к выходному фланцу клапанного блока.
6.2.2.4 Для обеспечения стабильности потока добываемого пластового флюида и предотвращения образования гидратных пробок и коррозии к узлам фонтанной арматуры должны быть подведены линии подачи химических реагентов. На линиях подачи должны быть предусмотрены дросселирующие устройства, позволяющие регулировать расход химических реагентов.
6.2.2.5 Конструкция фонтанной арматуры должна предусматривать ряд электрических и гидравлических соединителей для дистанционного управления внутрискважинным оборудованием.
6.2.2.6 Управление элементами фонтанной арматуры следует осуществлять с береговой площадки морского технологического комплекса, морского нефтегазопромыслового сооружения или плавучего нефтегазодобывающего комплекса с помощью подводного модуля, монтируемого на защитной раме фонтанной арматуры.
6.2.2.7 Подводный модуль управления должен осуществлять сбор данных с измерительного оборудования фонтанной арматуры, а также обеспечивать управление узлами/приводами фонтанной арматуры и обмен данными с береговой системой управления.
6.2.2.8 Материалы системы фонтанной арматуры, включая систему защиты от коррозии, должны обеспечивать ее функциональность в течение всего срока эксплуатации.
6.3 Система заканчивания и капитального ремонта скважин
6.3.1 Общая часть
Система заканчивания и капитального ремонта скважины предназначена для обеспечения доступа в скважину, управления скважинной и фонтанной арматурой во время установки подвески насосно-компрессорной трубы, операций чистки/испытаний и других внутрискважинных работ.
6.3.2 Проектирование системы заканчивания и капитального ремонта скважин
6.3.2.1 Для обеспечения подачи потока флюида из скважины через фонтанную арматуру на морском нефтегазопромысловом сооружении должен (должна) быть предусмотрен(а) одноствольный канал (система райзера) между оборудованием, размещенным на дне моря, и оборудованием, установленным на поверхности (на морском нефтегазопромысловом сооружении или плавучем нефтегазодобывающем комплексе). Колонна райзера обеспечивает доступ по вертикали к скважине для выполнения таких операций, как заканчивание подводных скважин и ремонтные работы с применением канатов и гибких насосно-компрессорных труб.
6.3.2.2 Проектом должны быть предусмотрены защитные барьеры для отсечения давления в скважине, для резки талевого каната и гибких насосно-компрессорных труб, а также для отсоединения колонны райзера от подводного оборудования в чрезвычайных ситуациях. Для этого должна быть предусмотрена система управления заканчиванием и капитальным ремонтом скважины, позволяющая операторам управлять функциями системы заканчивания и ремонта и фонтанной арматуры. Система управляет подводными функциями путем подачи гидравлической и электрической энергии и сигналов.
6.3.2.3 Работа системы управления заканчиванием и капитальным ремонтом скважины должна быть предусмотрена в двух режимах: режим заканчивания и режим ремонта (или технического обслуживания). В режиме заканчивания данную систему используют для установки подвески насосно-компрессорных труб и верхнего заканчивания скважины через промысловый ствол фонтанной арматуры, а также для проверки надежности работы подвески насосно-компрессорных труб и внутрискважинных клапанов. В режиме ремонта данную систему применяют для технического обслуживания скважин и для внутрискважинных работ с использованием талевого каната и (или) гибких насосно-компрессорных труб.
6.3.2.4 Проектом должна быть предусмотрена возможность инициирования аварийной герметизации скважины. Герметизация должна происходить автоматически в заданной последовательности таким образом, чтобы система отключалась безопасно, без утечки углеводородов. Пульты управления аварийным режимом экстренного останова должны быть установлены на различных контрольных панелях (панелях дистанционного управления и панелях останова) буровой установки для того, чтобы позволить инициировать останов даже в случае пожара или выброса углеводородов на буровую площадку.
6.3.2.5 Проектом должна быть обеспечена возможность отсоединения подводной фонтанной арматуры с некоторой задержкой после запуска аварийного режима экстренного отсоединения. Аварийная герметизация должна выполняться автоматически до отсоединения подводной фонтанной арматуры.
6.3.2.6 В целях недопущения повреждения программного обеспечения и аппаратуры, которые могут привести к неустойчивой работе оборудования, в составе системы управления заканчиванием и капитальным ремонтом скважины должен быть предусмотрен источник бесперебойного питания.
6.3.2.7 Управление и мониторинг системы заканчивания и капитального ремонта скважины осуществляют из центрального поста управления.
6.3.2.8 Для управления всеми функциями заканчивания и капитального ремонта скважины при всех операциях используют гидравлическое давление, создаваемое гидросиловой установкой, управление которой должно быть предусмотрено из главной панели управления. Для дальнейшей передачи сигналов к оборудованию управляющее давление с гидросиловой установки подают на катушки соответствующих шлангокабелей.
6.4 Система сбора газа
6.4.1 Общая часть
Система сбора газа обеспечивает непрерывный сбор газа, газового конденсата со скважин и его транспортировку на берег по трубопроводам. Управление и обслуживание системы осуществляют с береговой площадки морского технологического комплекса, нефтегазопромыслового сооружения или плавучего нефтегазодобывающего комплекса.
6.4.2 Проектирование системы сбора газа
6.4.2.1 Общие требования
Для предотвращения гидратообразования в период нормальной эксплуатации в составе системы сбора газа должна быть предусмотрена подача ингибитора гидратообразования в устья скважин. Подача ингибитора до сборного манифольда должна быть осуществлена по отдельному трубопроводу с последующим распределением на кустовой манифольд и фонтанную арматуру.
Для обеспечения технического обслуживания газосборной сети должна быть предусмотрена сервисная линия. Техническое обслуживание осуществляют с площадки управления системы подводной добычи через шлангокабель.
С целью предотвращения внутренней коррозии стальных трубопроводов, обусловленной содержанием в добываемой пластовой продукции CO2, может быть предусмотрена непрерывная подача ингибитора коррозии в ствол каждой эксплуатационной скважины.
Для обеспечения устойчивости оборудования сбора газа на дне моря со всеми присоединенными коммуникациями при восприятии всех возможных внешних и внутренних нагрузок должна быть предусмотрена подводная фундаментная конструкция.
В условиях падения устьевого давления для обеспечения его транспортировки с требуемым давлением на береговую установку комплексной подготовки газа предусмотрена подводная дожимная компрессорная станция.
6.4.2.2 Сборный и кустовой манифольды
Конструкция сборного манифольда должна обеспечивать прием потока пластового флюида от кустовых манифольдов в единый газосборный коллектор, контур которого разомкнут шаровым краном с гидроприводом.
Для сбора пластового флюида из скважин и для распределения химических реагентов и ингибиторов коррозии, а также для дальнейшего подключения к сборному манифольду должны быть предусмотрены кустовые манифольды, представляющие собой систему приемных/распределительных коллекторов и трубопроводов с разветвлениями.
Для обеспечения связи сборного манифольда с береговой станцией управления процессами и оборудованием системы подводной добычи должна быть предусмотрена система управления сборного манифольда, представляющая собой подводный модуль управления с модулем маршрутизации, установленный на монтажной плите. Модуль управления осуществляет мониторинг и передачу информации на станцию посредством оптического волокна, сигналы передаются с помощью подсоединенного основного или внутрипромыслового шлангокабеля.
Выходные трубопроводы газосборных коллекторов должны быть оснащены приборами измерения температуры и давления.
Конструкция сборного манифольда и газосборных коллекторов должна обеспечивать прохождение средства очистки и диагностирования. Для контроля прохождения средства очистки и диагностирования предусмотрен акустический датчик.
Все выходные трубопроводы сборного манифольда оснащены шаровыми кранами с гидравлическими приводами для отсечения потока пластового флюида.
На выходных трубопроводах кустовых манифольдов должны быть установлены краны с гидравлическим приводом нормально закрытого типа.
С целью предотвращения возникновения повышенных динамических нагрузок в процессе посадки манифольда на донное основание необходимо предусматривать систему мягкой посадки, состоящую из гидроцилиндров и сварных опорных элементов. Скорость снижения в процессе спуска при монтаже манифольда на донное основание должна быть не более 0,2 м/с.
Для ускорения и упрощения проведения подводных работ, например: установки манифольда и/или инспекции систем манифольда, проведения технического обслуживания и/или ремонта с использованием телеуправляемого необитаемого подводного аппарата, предусматриваются элементы управления и закрепления на конструкции манифольда. Все элементы, предназначенные для управления и присоединения телеуправляемого необитаемого подводного аппарата, должны обеспечивать окно доступа для его манипуляторов и оборудования.
6.4.2.3 Оконечное устройство и линейный тройник
Для присоединения линейных трубопроводов (магистральных и промысловых) к оборудованию системы подводной добычи с целью постепенного освоения месторождения должно быть предусмотрено оконечное устройство трубопровода.
Трубопроводы оконечного устройства должны обеспечивать транзит и распределение рабочих флюидов системы подводной добычи, к которой подключено оконечное устройство.
На оконечном устройстве организовано отсечение запорной арматурой газосборных линий манифольда от транспортных магистральных линий, подвергающихся инспекции с применением средств очистки и диагностирования трубопровода.
Для защиты оборудования систем от падающих объектов и траловой нагрузки для оконечного устройства должна быть предусмотрена защитная рама.
В качестве устройства, обеспечивающего на этапе эксплуатации возможность подключения выходного трубопровода кустового манифольда к газосборному коллектору, следует предусматривать линейный тройник, оборудованный запорной арматурой на выходном трубопроводе для дальнейшего подключения на следующих стадиях освоения.
6.4.2.4 Подводная фундаментная конструкция оборудования систем сбора газа
Для размещения оборудования манифольда предусмотрена несущая рама, включающая в себя систему направления для установки манифольда.
Несущую раму устанавливают на фундамент, оба элемента представляют собой единую конструкцию.
Для выравнивания фундамента и опорной конструкции на грунте морского дна предусмотрены уровнемеры, показания которых контролируют телеуправляемым подводным необитаемым аппаратом. При выполнении операций по выравниванию для телеуправляемого необитаемого подводного аппарата должна быть предусмотрена площадка для швартовки.
В случае раздельной установки оборудования системы сбора газа в подводной фундаментной конструкции должны быть направляющие элементы для обеспечения точного монтажа оборудования (манифольда, оконечного устройства или линейного тройника).
Для наблюдения за положением оборудования сбора газа в пространстве при спуске и монтаже в привязке к локальной и/или глобальной систем координат должна быть предусмотрена система позиционирования, обеспечивающая необходимую точность наблюдения за скоростью, углами и координатами оборудования в пространстве.
6.5 Система очистки и диагностирования трубопроводов сбора газа
6.5.1 Общая часть
Система очистки и диагностирования трубопроводов сбора газа предусматривается для возможности удаления различных отложений и гидратов. Целью внутритрубной диагностики является обнаружение коррозионных дефектов, определение глубины коррозии и местоположения трубопроводов (отклонения от проектного положения).
6.5.2 Проектирование системы очистки и диагностирования
6.5.2.1 Система очистки
а) Конфигурация трубопроводной системы сбора газа должна предусматривать пропуск средств очистки и диагностирования по газосборному коллектору через сборный манифольд с береговой площадки морского технологического комплекса, морского нефтегазопромыслового сооружения или плавучего нефтегазодобывающего комплекса.
б) Для внутрипромысловых трубопроводов пуск средств очистки и диагностирования осуществляют с помощью подводной временной камеры пуска, а также вспомогательного судна, оборудование которого подключается к этой камере с помощью гибкого трубопровода. Средства очистки и диагностирования принимаются во второе временное устройство приема, устанавливаемое с противоположного конца трубопровода.
в) Для проведения спускоподъемных операций, установки и обеспечения функционирования устройств пуска и приема используют специализированные вспомогательные суда, оборудованные телеуправляемыми необитаемыми подводными аппаратами. Первое судно, снабженное необходимым сервисным и вспомогательным оборудованием, должно обеспечивать подачу рабочей среды в трубопроводную систему устройства пуска (для заполнения его водой, газом или реагентами) при помощи подключенного гибкого трубопровода высокого давления. Второе судно обеспечивает подключение устройства приема к другому концу трубопровода и контролирует дифференциальное давление в системе, приемку рабочей среды, средств очистки и диагностирования шлама.
г) Для обеспечения устойчивости конструкции устройств пуска и приема на морском дне предусмотрена опорная рама, которая также позволяет настраивать высоту опоры при выполнении операций выравнивания устройств пуска и приема относительно ответных элементов трубопровода.
д) Для обеспечения подъемно-транспортных операций предусмотрена несущая рама, оборудованная грузовыми проушинами и устройствами якорения телеуправляемого необитаемого подводного аппарата.
е) Трубопроводная обвязка устройств пуска и приема должна обеспечивать подготовку системы, прием и распределение рабочей и вытесняемой среды. В состав запорной арматуры должны входить основной, вспомогательный и распределительный шаровые краны, оборудованные патрубками под приварку. Управление распределительными шаровыми кранами ведется при помощи телеуправляемого необитаемого подводного аппарата.
ж) Сигнал о прохождении средств очистки и диагностирования должен фиксироваться с помощью акустического датчика и передаваться на панель управления оператора телеуправляемого необитаемого подводного аппарата.
и) Для подключения трубной обвязки устройства пуска и приема к гибкому трубопроводу высокого давления предусмотрено быстроразъемное соединение.
к) Все устройства, используемые для очистки, калибровки и перемещения устройств очистки и диагностики, должны быть двунаправленного типа.
6.5.2.2 Система диагностирования
а) Диагностику трубопроводов следует проводить через год эксплуатации для проверки соответствия допустимым значениям внутренней коррозии магистрального и внутрипромысловых трубопроводов. Периодичность дальнейшей диагностики трубопроводов определяют в зависимости от результатов предыдущих проверок и условий эксплуатации. При превышении допустимой внутренней коррозии необходимо предпринять соответствующие меры по снижению коррозионной активности внутри трубопровода.
б) Для определения потери металла вследствие коррозии/эрозии на снаряды-дефектоскопы устанавливают оборудование, позволяющее выполнить оценку состояния трубопровода.
в) С целью определения положения трубопровода и/или анализа его смещения от проектного положения предусмотрен запуск профилемера.
6.6 Система соединения трубопроводов
6.6.1 Общая часть
Система соединения трубопроводов представляет собой комплект оборудования, состоящий из трубной секции, соединительных элементов и инструментов обеспечения соединения.
6.6.2 Проектирование системы соединения трубопроводов
6.6.2.1 Конструкция оборудования системы соединения должна обеспечивать беспрепятственное перемещение средств очистки и диагностики по диагностируемому трубопроводу.
6.6.2.2 Для временного подключения устройств пуска и приема средств очистки и диагностирования, а также для подключения соединительных секций следует применять соединительные элементы, конструкция которых определена проектом.
6.6.2.3 Все операции по обеспечению соединения проводят при помощи телеуправляемого необитаемого подводного аппарата, без участия водолазов.
6.7 Шлангокабели
6.7.1 Общая часть
Шлангокабели представляют собой совокупность оптических, электрических и гидравлических линий, наполнителя, заключенных в одну оболочку.
Статический шлангокабель укладывается на морское дно и служит для передачи электрической и гидравлической энергии, а также электрических и оптических сигналов с целью обеспечения промышленной эксплуатации фонтанной арматуры, манифольдов и внутрискважинного оборудования. Динамический шлангокабель закрепляется на райзере или колонне для спуска и необходим для обеспечения питанием и управляющими сигналами системы заканчивания и капитального ремонта скважин при операциях по установке и техническому обслуживанию подводного оборудования с использованием плавучей погружной буровой установки.
6.7.2 Общие требования
6.7.2.1 Для следующих линий в шлангокабеле должен быть предусмотрен 100%-ный резерв: гидравлическая система высокого давления, гидравлическая система низкого давления, электрическая система и система связи. Вероятность безотказной работы должна составлять не менее 95%.
6.7.2.2 Линии подачи гидравлической жидкости высокого и низкого давления, линии возврата гидравлической жидкости, линии подачи ингибитора коррозии, сервисная и резервная гидравлическая линии должны выдерживать расчетное давление при минимальном радиусе изгиба шлангокабеля.
6.7.2.3 Гидравлические линии должны выдерживать статическое гидравлическое давление, превышающее в 1,5 раза рабочее давление.
6.7.2.4 Электрические кабели проектируют таким образом, чтобы все их элементы были пригодны для постоянной эксплуатации в морской воде. Каждый отдельный кабельный элемент (провод) должен прокладываться как независимый кабель с двумя барьерами защиты от проникновения воды.
6.7.2.5 В кабелях должна быть использована бесшовная изоляция.
6.7.2.6 Для защиты шлангокабеля от внешнего воздействия окружающей среды и механического воздействия должна быть предусмотрена оболочка. Покрытие должно быть бесшовным, в качестве материала следует использовать термопластичный гранулированный полиэтилен высокой прочности (этиленпропиленовый каучук).
6.7.2.7 Для монтажа шлангокабелей и их подключения к элементам системы подводной добычи предусмотрены оконечные устройства, конструкция которых определена проектом.
6.7.2.8 Для ограничения изгиба шлангокабеля на отдельном участке в месте присоединения к оконечному устройству должен быть предусмотрен ограничитель изгиба.
6.7.2.9 В качестве оборудования для транспортирования как основного шлангокабеля, так и внутрипромыслового шлангокабеля используют транспортировочный монтажный барабан, конструкция которого определена проектом.
| УДК 622.276.04:006.354 | ОКС 75.020 |
| Ключевые слова: нефтяная и газовая промышленность, системы подводной добычи, технологический расчет | |