CC BY
71
Ключевые слова:
континентальный шельф,
полупогружные
плавучие буровые
установки,
подводная устьевая
система MS 700,
корпус низкого
давления,
корпус высокого
давления,
подвески
обсадных колонн,
межколонные
уплотнения,
кольцевые
уплотнения ^4,
инструменты
для спуска,
монтажа,
демонтажа.
УДК 622.24
Анализ опыта работы ЗАО «Росшельф» и General Electric Oil & Gas по применению подводных устьевых систем MS 700 при строительстве морских скважин с использованием полупогружных плавучих буровых установок на шельфе в Охотском и Карском морях
А.С. Гузев1*, Р.К. Ясновский2, К.П. Подстрешный2, Э.В. Фатунов2, Н.Н. Балака2, Р.С. Райхерт2, А.А. Волков2
1 BHGE, 123112, Российская Федерация, г. Москва, Пресненская наб., д. 10, блок А
2 ЗАО «Российская компания по освоению шельфа» (ЗАО «Росшельф»), 123098, Российская Федерация, г. Москва, пл. Курчатова, д.1
* E-mail: anton.guzev@bhge.com
Тезисы. В настоящее время отмечается рост объемов потребляемых энергетических ресурсов, особенно углеводородов, что подтверждается наращиванием производственных мощностей в отечественной нефтяной и газовой промышленности. Однако ограничение поставок иностранного оборудования для работы на арктическом континентальном шельфе Российской Федерации в связи с санкциями стран ЕС и США ежегодно накладывает определенные существенные риски, связанные с обеспечением работы морских буровых платформ.
В статье описываются результаты совместной работы General Electric Oil & Gas и ЗАО «Росшельф» с подводными устьевыми системами MS 700 при строительстве морских нефтяных и газовых скважин на континентальном шельфе Российской Федерации, назначение и основные конструктивные особенности подводной устьевой системы, а также принцип монтажа основных и вспомогательных элементов, входящих в ее состав.
Как известно, Российская Федерация располагает наибольшей, по сравнению с другими странами, площадью континентального шельфа, нефтегазовые ресурсы которого составляют около трети мировых запасов углеводородов, сосредоточенных в Мировом океане. При этом акватории 85 % площади российского шельфа расположены в арктических районах с крайне ограниченным навигационным периодом. Влияние специфических климатических условий на график строительства морских нефтегазовых скважин на континентальном шельфе Российской Федерации делает актуальным решение задач, связанных с обеспечением поставок сложных многокомплексных систем ведущих мировых производителей на территорию Российской Федерации и их технико-технологической адаптацией для применения в составе основного оборудования бурового комплекса действующих полупогружных плавучих буровых установок (ППБУ) с целью обеспечения эффективного процесса строительства морских скважин с высоким качеством и в требуемые сроки. Одним из видов таких сложных многокомплексных систем являются подводные устьевые системы (ПУС) (системы колонных головок).
Несмотря на то что ПУС лидирующих производителей применяются уже много лет на различных шельфовых месторождениях, в Российской Федерации (табл. 1) только компании General Electric Oil & Gas (с 2017 г. - BHGE) и TechnipFMC смогли высоко зарекомендовать себя в работе с подобным оборудованием. В настоящее время международные санкции привели к непредвиденным затруднениям в части поставки и эксплуатации оборудования иностранного производства, осложнив тем самым деятельность крупных мировых поставщиков на территории Российской Федерации. Во избежание потери российского рынка перед иностранными производителями оборудования остро стоит вопрос локализации производства, для чего требуются привлечение большого количества техники, значительных человеческих и материальных
ресурсов, а также выработка фундаментальных организационно-технических решений при непосредственном участии российских компаний.
Для выявления факторов, влияющих на реализацию проектов с применением зарубежного подводного оборудования на российских шельфовых месторождениях, выполнен специальный анализ, который выявил узкие места в организации поставок оборудования, подготовке сопроводительной и разрешительной документации, таможенном оформлении. Недостаточное внимание к указанному кругу задач может привести к непредвиденным и порой необъяснимым издержкам для зарубежных компаний. Наибольшее преимущество в таких условиях имеют компании, обладающие практическим опытом и знаниями особенностей российского законодательства в разрешительной и таможенной сферах, готовые нести соответствующие риски в процессе реализации шельфовых проектов.
ЗАО «Росшельф» за более чем 25-летнюю историю развития накоплен значительный опыт совместной работы с ведущими зарубежными нефтегазовыми и инжиниринговыми компаниями, такими как BP, Shell, Exxon, Total, Statoil, Neste, Kvsrner, Aker, Bechtel, Wintershall, Brown & Root, Halliburton.
Начиная с 2014 г. ЗАО «Росшельф» активно участвует в работах по изготовлению, испытанию и поставкам подводного устьевого оборудования, а также оказанию сервисных услуг при строительстве поисково-оценочных и разведочных скважин на шельфе в акваториях Охотского и Карского морей совместно с компанией BHGE, являющейся мировым
лидером в области передовых нефтяных и газовых технологий. Пример сотрудничества организаций - углубленный анализ содержания международных санкций и их влияния на исполнение договорных обязательств. Результатом стал вывод о том, что расположение производственных мощностей американской компании для ПУС MS 700 на территории Юго-Восточной Азии позволяет осуществлять поставку подводного оборудования в срок независимо от санкций США и Европейского союза, а также успешно выполнять шеф-монтажные работы при строительстве морских нефтегазовых скважин на континентальном шельфе Российской Федерации. Так, в период 2015-2017 гг. осуществлен ряд проектов:
• 2015 г.: строительство поисково-разведочных скв. 7 и 8 Южно-Киринского газо-конденсатного месторождения (ГКМ) в Охотском море с ППБУ Songa Venus и Doo Sung (заказчик - ООО «Газпром геологоразведка»);
• 2016 г.:
- строительство поисково-оценочной скв. 1 Южной-Лунской площади в Охотском море с ППБУ Nanhai-8 (заказчик - ООО «Газпром геологоразведка»);
- поставка подводного устьевого оборудования производства компании BHGE для строительства эксплуатационной скв. Р7 Киринского ГКМ (заказчик - ООО «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск»);
• 2017 г.:
- строительство разведочной скв. 3 Ленинградского ГКМ в Карском
Таблица 1
Основные зарубежные ПУС
Наименование MS 700 UWD-15 Oceanus Wellhead System STM-15 E Subsea Wellhead System SS-15 Subsea Wellhead Systems N8-15
Производитель BHGE (Vetco Gray), США TechnipFMC, США Aker Solutions, Норвегия One Subsea (Schlumberger), США Dril-Quip, США №8гаг, КНР
Характеристики Рабочее давление 103,4 МПа. Высокопрочные характеристики для глубоководных условий Рабочее давление 103,4 МПа нри глубине моря до 1S00 м Рабочее давление 103,4 МПа при глубине моря до 800 м Рабочее давление 103,4 МПа при глубине моря до 762 м Рабочее давление 103,4 МПа Максимально допустимое давление на устье -103,4 МПа при глубине моря более 3000 м
Состав Корпус низкого и высокого давлений, подвески обсадных колонн, межколонные уплотнения, кольцевые уплотнения, защитные втулки, инструменты для монтажа и демонтажа
Стандарты Соответствуют требованиям международных стандартов
Опыт применения в РФ Имеется Имеется Нет Нет Нет Нет
Профиль подвесок OK
Донная плита
Профиль корпуса высокого давления
Металлические уплотнения
^ Профиль корпуса низкого давления
Отводы с клапанами для цементирования
Рис. 1. Конфигурация ПУС MS-700
море с ППБУ МаиИа1-8 (заказчик -ООО «Газпром геологоразведка»);
- строительство поисково-оценочной скв. 1 Восточной площади в Охотском море с ППБУ «Северное сияние» (заказчик - ООО «Газпром геологоразведка»).
• 2018 г:
- строительство поисково-оценочной скв. 6 Русановского лицензионного участка в Карском море с ППБУ МапИа1-8 (заказчик - ООО «Газпром геологоразведка»);
- строительство эксплуатационных скв. СК1, СК2, СК4, СК5 Южно-Киринского месторождения в Охотском море с ППБУ «Северное сияние» и ППБУ «Полярная звезда» для нужд ООО «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск».
В 2018-2020 гг. планируется строительство нескольких поисково-оценочных скважин на лицензионных участках ПАО «Газпром» в Карском море для нужд ООО «Газпром геологоразведка» с применением ППБУ №пИа1-8 и в 2018-2019 гг. строительство восьми эксплуатационных скважин Южно-Киринского месторождения в Охотском море с применением ППБУ «Северное сияние» и ППБУ «Полярная звезда» для нужд ООО «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск».
Подводная устьевая система MS 700
ПУС MS 7001, выпускаемая компанией Vetco Gray PTE LTD (производственное подразделение BHGE), является системой колонных головок и представляет собой комплекс технических средств, предназначенных для герметизации и изоляции межколонных пространств, объединения в единую систему подвесок обсадных колонн (ОК) и устройств с подводным устьем, восприятия нагрузок от веса обсадных колонн и их передачи на направление и кондуктор (рис. 1, табл. 2).
Комплекс устьевого оборудования осуществляет обвязку обсадных колонн под водой и является основанием для установки подводного противовыбросового оборудования (ППВО), фонтанной арматуры и другого эксплуатационного оборудования. Главная особенность ПУС MS 700 - герметизация с применением уплотнения типа металл-металл2.
См.: Руководство по эксплуатации подводной устьевой системы MS 700 (FSMR15002 REV.NC). -GE Oil & Gas, 2015. - 487 с.; Руководство по эксплуатации подводной устьевой системы MS 700 (FSMR15005 REV.NC). - GE Oil & Gas, 2016. 528 с.; Руководство по эксплуатации подводной устьевой системы MS 700 (FSMR15008 REV.NC). -GE Oil & Gas, 2016. - 527 с. См.: Руководство по эксплуатации. Инструмент для спуска и установки подвесок обсадных колонн и межколонных уплотнений (OSP24031 REV T). -GE Oil & Gas, 2016. - 53 с.
Таблица 2
Основные технические характеристики ПУС MS 700
Внешний диаметр, дюймы (мм) 31,5 (800,1)
Рабочее давление, PSI (МПа) 15000 (103,4)
Испытательное давление, PSI (МПа) 22000 (151,7)
Максимальная нагрузочная способность, фунты (кг) 7100000 (3220506)
Нагрузка при внутреннем давлении 15 000 PSI, фунты (кг) 4000000(1814369)
Нагрузка от веса обсадных колонн, фунты (кг) 3000000 (1360777)
Стойкость к изгибу, футо-фунты (Нм) 5250000 (7118044)
Диаметр мандрели, дюймы (мм) 27" (685,8)
Количество позиций для подвесок обсадных колонн, шт. 3
ПУС может быть оборудована донной плитой на корпусе низкого давления, которая устанавливается на морское дно и является опорой для устья скважины. В состав ПУС МЗ 700 входят следующие компоненты:
• подводный устьевой корпус (колонная головка) низкого давления двух типов: 0 30" и 0 36";
• подводный устьевой корпус (колонная головка) высокого давления 0 183/4";
• подвески ОК двух типов: с ровным профилем 0 13%" и с фигурным профилем 0 95/8",
0 103/4", 0 7" и 0 7%";
• защитные втулки;
• межколонные уплотнения М8 трех типов: МБ-1, М8-Е и Зв-ТРЯ;
• кольцевые уплотнения УХ трех типов: УХ-2, УвХ, УХ-2/УТ-2;
• направляющая конструкция и донная плита;
• защитная конструкция устья скважины с антикоррозионным колпаком;
• технические устройства и приспособления для спуска, монтажа, демонтажа подводной устьевой системы.
Устьевые корпуса низкого и высокого давлений
Устьевой корпус низкого давления (рис. 2, см. а) является основным конструктивным элементом системы подводного устьевого оборудования и в комплекте с приваренным присоединительным патрубком служит основанием для установки, соединения и закрепления корпуса высокого давления, что позволяет с максимальной эффективностью передавать создаваемые нагрузки для обеспечения высокой стойкости к изгибу и повышенного усталостного ресурса.
Корпус имеет внутренний запорный профиль, рассчитанный на высокие нагрузки, который обеспечивает устьевой системе возможность выдерживать значительные растягивающие нагрузки, обусловленные смещением полупогружной плавучей буровой установки в процессе бурения.
Корпус может оснащаться дополнительным оборудованием, таким как направляющая, донная плиты или направляющая конусная воронка, которые опускаются на уровень морского дна совместно с корпусом и направлением.
Несущий нагрузку конус
Профиль фиксации спускового инструмента
Несущий нагрузку конус
Отверстие возврата цемента
Профиль фиксации корпуса высокого давления
Отверстие для демонтажа корпуса высокго давления
Антивращающиеся слоты
Профиль фиксации направляющей плиты
Профиль-коннектор Н-4
Плетеный профиль (3 позиции)
Кольцо фиксации корпуса
Профиль прокладок VX/VT
Профиль фиксации спускового инструмента
Рис. 2. Устьевые корпуса: а - низкого давления (0 30"); б - высокого давления (0 18%")
ППВО
Кольцевое уплотнение VX/VT
Корпус высокого давления
Корпус низкого давления Подвеска OK 13®'."
2 пояска уплотнения
m
Vj-
'да
2 пояска уплотнения
УН
г
Рис. 3. Схема монтажа ПУС MS 700 (а) и типы кольцевых уплотнений VX/VT: б - VX-2; в - VGX; г - VX-2/VT-2
Конструктивной особенностью корпуса является наличие внутреннего посадочного профиля для спускового инструмента и внешнего профиля, который спроектирован для монтажа донной направляющей плиты. Кроме того, конструкция корпуса включает каналы для возврата цементного раствора, оборудованные блоками шаровых клапанов, приводимыми в действие с помощью подводного телеуправляемого аппарата. С помощью данных каналов обеспечивается визуальный контроль выхода цемента при цементировании колонны кондуктора.
Согласно общепринятой практике, при установке корпуса на устье скважины угол отклонения от вертикали не должен превышать 0,5°, в связи с чем для измерения уровня наклона используются основной и вспомогательный индикаторы углов наклона, монтируемые на присоединительном патрубке и над инструментом для спуска и установки корпуса низкого давления.
Устьевой корпус высокого давления (см. рис. 2б) используется для подсоединения ППВО или эксплуатационного райзера посредством специального профиля Н-4. Внутренний профиль корпуса обеспечивает установку подвесок обсадных колонн.
Устьевой корпус высокого давления имеет три независимые позиции для установки подвесок ОК с полностью металлическим
уплотнением кольцевого пространства типов MS-1, MS-E или SG-TPR.
Конструктивной особенностью корпуса является наличие специального профиля для установки кольцевого уплотнения VX/VT, предназначенного для изоляции корпуса и коннектора Н-4 при операциях по опрессовке ППВО3.
Кольцевые уплотнения типа VX/VT
В качестве изоляции устьевого корпуса высокого давления и подсоединенного ППВО применяются специальные кольцевые уплотнения типа VX/VT в трех исполнениях: VX-2, VGX и VX-2/VT-24 (рис. 3).
Кольцевое уплотнение типа VX-2 (см. рис. 3б) представляет собой уплотнение по типу «металл по металлу», устанавливаемое между коннектором H-4 и устьевым корпусом высокого давления, рассчитанное на давление 10000 PSI для конструкции из углеродистой стали и давление 15000 PSI в случае изготовления из нержавеющей стали. Используемое BHGE решение является запатентованным, профиль уплотнения состоит из двух
См.: Руководство по эксплуатации. Инструмент для проведения опрессовочных испытаний (OSP24007 REV P). - GE Oil & Gas, 2016. - 33 с. См.: Руководство по эксплуатации. Инструмент для спуска и установки корпуса высокого давления (CART/HC-CART), 18-3/4» (OSP24003 REV H). -GE Oil & Gas, 2016. - 35 с.
отдельных уплотнительных зон, которые обеспечивают уплотнение между корпусом высокого давления и H-4-коннектором ППВО, обеспечивая герметичность газовой среды.
При высоких давлении и температуре используется уплотнительное кольцо типа VGX (см. рис. 3в), которое имеет углубление по внутреннему диаметру. Такая геометрия в сочетании с материалом повышенной прочности обеспечивает высокую степень надежности уплотнения при давлении до 15000 PSI (1034 бар) и температуре до 350 °С.
В случае механического повреждения или при необходимости дополнительного перекрытия поверхности уплотнения корпуса высокого давления и H-4-коннектора ППВО используется кольцевое уплотнение типа VX-2/VT-2 (см. рис. 3г), рассчитанное на рабочее давление 15000 PSI (1034 бар), которое в отличие от стандартного кольцевого уплотнения VX-2 имеет удлиненную кромку.
Подвески ОК
Подвеска ОК 0 13V (рис. 4) - это первая подвеска в корпусе высокого давления. Нагрузки, обусловленные весом обсадной колонны и давлением, передаются на корпус высокого давления за счет взаимодействия нагрузочного кольца-плеча.
Подвески ОК 0 9%", 10V служат для подвешивания соответствующих ОК и компенсации нагрузок во время испытания давлением. Максимальная расчетная нагрузка для всех типоразмеров подвесок ОК составляет 453,5 т.
Главной конструктивной особенностью подвесок ОК является наличие отверстий для циркуляции бурового раствора, ловушек для бурового шлама, захватов для облегчения свинчивания соединений, а также возможности сдвига на величину до 0,3° без снижения свойств уплотнения по типу «металл по металлу». На внешнем профиле подвесок находятся две зоны уплотнения, одна из которых имеет плетеный профиль для стандартного межколонного уплотнения типа МБ-1, вторая - профиль, предназначенный для использования аварийного межколонного уплотнения типа Зв-ТРЯ.
Межколонные уплотнения
Для изоляции и герметизации межколонных пространств применяются межколонные уплотнения типа М8. Технология уплотнения металла по металлу имеет преимущества перед обычными эластомерными уплотнениями за счет сохранения целостности уплотнения в условиях сильного нагревания и присутствия агрессивной среды.
Корпус высокого давления и подвеска имеют уплотнение с параллельной резьбой, которое работает как уплотнительный элемент и как защитное устройство. Уплотнение подбирается с учетом веса, давления и параметров инструмента для спуска и установки подвесок ОК, с помощью которого осуществляется воздействие на регулировочное кольцо, при этом уплотнитель расширяется в плетеный профиль. Принцип работы межколонного уплотнения заключается
а б в
Рис. 5. Межколонные уплотнения типа MS 700: а - MS-1; б - MS-E; в - SG-TPR
Рис 6. Донная направляющая конструкция (а) с замковыми соединениями направляющих канатов (б)
в расширении и-образного профиля, выполненного из более мягкого металла.
В ПУС MS 700 могут использоваться три типа межколонных уплотнений (рис. 5):
• MS-1 - стандартное герметизирующее уплотнение между корпусом высокого давления 0 18%" и подвесками ОК;
• MS-E - аварийное уплотнение, изготавливаемое из мягкого металла, планкированного оловом и иридием, для обеспечения уплотнения при наличии повреждений канавок профиля;
• SG-TPR - аварийное уплотнение, применяемое при значительных повреждениях посадочного профиля и состоящее из металлических торцевых уплотнений с эластомерным уплотнительным элементом.
Донная направляющая конструкция
Для установки ППВО и корпуса низкого давления на устье скважины может применяться
донная направляющая конструкция5 (рис. 6), оснащенная индикаторами углов наклона. Вертикальные стойки конструкции оборудуются специальными автоматически защелкиваемыми замковыми соединениями GL-4, предназначенными для дистанционного соединения/отсоединения направляющих канатов без участия водолазов. Для отсоединения замковых соединений GL-4 применяются специальные инструменты, опускаемые по направляющим канатам. Демонтаж донной направляющей конструкции производится специализированным инструментом.
См.: Руководство по эксплуатации. Инструмент для спуска и установки корпуса низкого давления CART 36" (OSP24022 REV G). - GE Oil & Gas, 2016. -31 с.; Руководство по эксплуатации. Инструмент для спуска и установки корпуса низкого давления 30" (OSP24022 REV D). - GE Oil & Gas, 2016. - 13 с.
1
б
Рис. 7. Защитные втулки, 0: а - условная; б - 13%"; в - 9 %", 10%", 7", 75'
Защитные втулки
Защитные втулки (рис. 7) предназначены для установки на стандартный либо усиленный устьевой корпус высокого давления 0 18%" с помощью специального инструмента для спуска и извлечения защитных втулок6.
Для перекрытия и защиты основных зон уплотнения внутреннего профиля корпуса высокого давления, а также посадочного бурта под подвеску ОК 0 13%" применяется условная защитная втулка. Она опускается на силовой бурт в нижней части устьевого корпуса высокого давления и удерживается на месте при помощи уплотнений на наружном диаметре, которые также служат уплотнениями для защиты от мусора. Крепление условной защитной втулки в корпусе высокого давления осуществляется при помощи прямого стыковочного узла направленным вниз усилием, при этом для снятия ее с устьевого корпуса требуется вытягивающее усилие ~ 9 т. Существует возможность испытания обвязки на максимальном рабочем давлении при использовании условной защитной втулки, на которую установлен изоляционный инструмент.
Условная защитная втулка может быть заранее установлена в устьевом корпусе высокого давления на заводе-изготовителе.
Для защиты внутреннего профиля корпуса высокого давления 0 18%" и мест установки подвесок колонн от повреждений во время проведения операций по бурению применяются защитные втулки 0 13%", 9%" и 7%".
Защитная конструкция устья скважины с антикоррозионным колпаком
Для защиты от внешних воздействий в период временной консервации устье скважины оборудуется защитной конструкцией с антикоррозионным колпаком (рис. 8).
Антикоррозионный колпак фиксируется на корпусе высокого давления при помощи запирающей пластины. Главной особенностью антикоррозионного колпака является возможность закачки на устье скважины ингибитора коррозии. Нагнетание ингибитора осуществляется через быстроразъемное соединение на антикоррозионном колпаке с помощью подводного телеуправляемого аппарата через шланг подачи ингибитора.
Технические устройства и приспособления для монтажа и демонтажа ПУС MS 700
Для спуска, монтажа/демонтажа, обслуживания ПУС MS 700 используется комплект специальных спусковых технических устройств и приспособлений (рис. 9, 10), который включает инструменты:
• для монтажа и демонтажа корпусов низкого и высокого давлений CART 30" и 18%" в комплекте с шаровыми кранами;
• спуска и извлечения защитных втулок (WBRRT);
• проведения опрессовочных испытаний (ITT, PTT);
• спуска и установки подвесок обсадных колонн и межколонных уплотнений (PADPRT);
• извлечения межколонных уплотнений7 (ASRT);
См.: Руководство по эксплуатации. Условная защитная втулка, инструмент для спуска и извлечения защитных втулок (OSP24003 REV V). - GE Oil & Gas, 2016. -17 с.
7 См.: Руководство по эксплуатации. Инструмент для извлечения межколонных уплотнений (OSP24015 REV K). - GE Oil & Gas, 2016. - 33 с.
в
Рис. 8. Защитная конструкция устья скважины (а) с антикоррозионным колпаком (б)
Рис. 9. Основные инструменты для монтажа и демонтажа ПУС МЕ 700: а - спуска подвесок ОК, посадки и испытания межколонных уплотнений; б - извлечения межколонных уплотнений; в - спуска корпуса (колонной головки) высокого давления 183//'; г - проведения опрессовочных испытаний; д - спуска и извлечения защитных втулок; е - спуска корпуса (колонной головки) низкого давления 30"; ж - проверки высоты посадки подвески обсадной колонны; и - опрессовки (опрессовочная пробка);
к - очистки и промывки
Переводник
БОРИОТ
Рис. 10. Инструмент для аварийного подвешивания бурильной колонны
д
в
б
а
• контроля высоты установки подвесок ОК (англ. elevation check lead impression tool);
• промывки и очистки (англ. jetting sub, mill & flush tool);
• подвешивания бурильной колонны в аварийной ситуации8 (EDPHOT);
• извлечения направляющих конструкций (PGBRT);
• отсоединения замковых соединений направляющих канатов (англ. go-devil);
• опорные плиты и хомуты для монтажа
корпусов низкого и высокого давлений.
***
В настоящее время задача обеспечения производства ПУС отечественными предприятиями, а также реализация поставок ПУС иностранного производства на территорию Российской Федерации по-прежнему не решена, что ежегодно накладывает определенные существенные риски, связанные с работой морских буровых платформ с целью строительства поисково-оценочных, разведочных и эксплуатационных скважин на шельфе Российской Федерации.
Накопленный ЗАО «Росшельф» и BHGE совместный опыт работы и глубокая инженерная проработка комплекса технико-технологических и организационных мероприятий по производству, поставке и оказанию услуг по спуску и монтажу ПУС MS 700 на шельфах в Охотском и Карском морях позволили создать оптимальную организационно -техническую схему, включающую:
• сбор исходных данных и формирование технических заданий на изготовление ПУС;
• определение перечня и состава элементов ПУС, необходимых для строительства скважин;
• разработку технических решений по изготовлению специальных средств для адаптации ПУС и сопряжения их конструктивных элементов с основным и вспомогательным буровым оборудованием ППБУ;
• сопровождение изготовления и всех видов испытаний ПУС на иностранных заводах-изготовителях;
• организацию работ сервисного инженерно-технического персонала и его сертификацию;
• организацию логистики, таможенного оформления, отгрузки и доставки подводного устьевого оборудования на территорию Российской Федерации;
• сервисное обслуживание оборудования;
• контроль условий хранения и инспекцию оборудования в рамках подготовки к применению;
• разработку, оформление и согласование разрешительной документации, необходимой для ввоза оборудования на территорию Российской Федерации и дальнейшей его работы, а именно: таможенных деклараций, транспортных накладных, технической сопроводительной документации на русском языке и др.;
• оказание сервисных услуг по спуску, монтажу, демонтажу и техническому обслуживанию подводного устьевого оборудования при строительстве морских нефтяных и газовых скважин на континентальном шельфе Российской Федерации.
См.: Руководство по эксплуатации. Инструмент для аварийной подвески бурильной колонны (OSP24036 REV D). - GE Oil & Gas, 2013. - 11 с.
Analysis of Rosshelf CJSC and General Electric Oil & Gas practices in application of wellhead subsea systems MS 700 for construction of offshore wells in Okhotsk and Kara seas using semisubmersible drilling rigs
A.S. Guzev1*, R.K. Yasnovskiy2, K.P. Podstreshnyy2, E.V. Fatunov2, N.N. Balaka2, R.S. Raykhert2, A.A. Volkov2
1 BHGE, Bld. 10, block A, Presnenskaya naberezhnaya, Moscow, 123112, Russian Federation
2 Russian company for shelf development CJSC (Rosshelf CJSC), Bld. 1, ploshchad Kurchatova, Moscow, 123098, Russian Federation
* E-mail: anton.guzev@bhge.com
Abstract: At present consumption of energy resources, especially hydrocarbons, considerably increased which is confirmed by rised production capacity of domestic oil and gas industry. However, restrained supply of foreign equipment due to the EU and USA sanctions covering works at the Arctic continental shelf of the Russian Federation has not been fully resolved still, which annually imposes certain significant risks associated with ensuring operation of offshore drilling rigs.
The article describes joint experience of the Rosshelf CJSC (CJSC "Russian company on shelf development") and the BHGE (before 2017 - General Electric Oil & Gas) in application of the MS 700 subsea wellhead systems for construction of offshore oil and gas wells on Russian continental shelf. Acquired work result, functions, main design features of MS 700, as well as principles of installation for primary and auxiliary technical MS 700 components are revealed.
Keywords: offshore, semisubmersible drilling rigs, subsea wellhead system MS 700, low pressure housing, high pressure housing, casing hangers, annular seals, H-4 ring gaskets, running and retrieval tools.
