CC BY
98эволюции в подводной добыче нефти и газа
УДК 622.323+324
Д.В. Люгай, д.т.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, РФ)
М.Н. Мансуров, д.т.н., проф., ООО «Газпром ВНИИГАЗ», [email protected]
Кратко рассмотрена история развития подводных технологий в мире и на российском шельфе. Для морей России характерен длительный сезонный ледовый покров, что мешает непрерывному развитию данных технологий или приводит к отсутствию их применения. Основная проблема связана с обеспечением надежности применения подводных технологий, поскольку в ледовых условиях техобслуживание и ремонт подводного оборудования затруднены и требуют больших затрат. В статье предлагается алгоритм оценки надежности подводных технологий и определяются требования к подводному оборудованию для применения в России: проектирование с дублированием стандартных компонентов, надлежащие испытания и строгий контроль качества при изготовлении. Развитие нового поколения подводного оборудования для России должно быть направлено на совершенствование технологий компримирования газа, очистки и утилизации пластовых вод, мониторинга состояния и контроля параметров добычи и транспортировки продукции скважин, проведения технологических операций автономными средствами, энергообеспечения, связи и управления.
Показаны преимущества разработки морских месторождений с подводным расположением устьев скважин, основное из которых - это поочередной ввод в эксплуатацию, дающий ускоренное получение продукции. Представлена трехэтапная методология разработки и обустройства подводных месторождений и выделены основные факторы: минимизация буровых работ и финансовых затрат, рациональное размещение оборудования.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: МОРСКАЯ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧА, ПОДВОДНЫЙ ДОБЫЧНОЙ КОМПЛЕКС, ГОТОВНОСТЬ ТЕХНОЛОГИЙ, НАДЕЖНОСТЬ, ПОДВОДНАЯ СЕПАРАЦИЯ НЕФТИ И ГАЗА, КОМПРЕССОР, КОНТРОЛЬ СОСТОЯНИЯ.
На российском Арктическом шельфе и шельфе дальневосточных морей в настоящее время открыты нефтегазовые месторождения, где сочетание глубин акваторий и ледовых условий не позволяет применять традиционные технологии добычи углеводородов с помощью стационарных или плавучих платформ. Для их освоения требуется создание специальных подводных комплексов. Номенклатура подводных технических средств, изготавливаемых в мире и обеспечивающих нефтегазодобычу, весьма широка. В статье рассматриваются разры -вы и недостатки в развитии таких технологий в целях применения их в специфических условиях российского шельфа. Они в основном обусловлены надежностью и операциями по его обеспечению: техобслуживанием и ремонтом подводного оборудования, поскольку в ледовых условиях эти
операции затруднены и требуют больших затрат.
Первая скважина с подводным расположением устья была пробурена в 1943 г. на оз. Эри (США) на глубине моря 11,5 м. В 1961 г. компанией Cameron была разработана и изготовлена первая промышленная подводная фонтанная арматура для скважины в Мексиканском заливе. Основным побудительным мотивом к развитию морской нефтедобычи в мире стал нефтяной кризис 1970-х гг. из-за эмбарго, наложенного стра -нами ОПЕК на поставку «черного золота» западным странам. Такие ограничения вынудили американские и европейские нефтяные компании искать альтернативные источники нефтяного сырья путем создания новых технологий, позволявших бурить морские скважины на больших глубинах, и развития подводных технологий добычи углеводородов.
Первая система управления подводным добычным комплексом (ПДК) была установлена в 1963 г., а в 1979 г. появилась подводная система с мультиплексным электрогидравлическим управлением. Прогресс в разработке ПДК в течение 1980-2015 гг. был отмечен появлением подводной фонтанной арматуры в гори -зонтальном исполнении, новых систем управления, в том числе с полным электроприводом.
Сегодня подводное оборудование для добычи углеводородов в мире производят не более 10 компаний, но насчитывается более 130 морских месторождений, где применяются технологические процессы по добыче углеводородов на морском дне. География распространения подводной добычи обширна: шельфы Северного и Средиземного морей, Индия, Юго-Восточная Азия, Австралия, Западная Африка, Северная и
^ГАЗПРОМ I /О
V^dXHZX] I 1948-2018
Lugay D.V., Doctor of Sciences (Engineering), Gazprom VNIIGAZ LLC (Moscow, Russian Federation) Mansurov M.N., Doctor of Sciences (Engineering), Professor, Gazprom VNIIGAZ LLC,
Evolutions in the subsea oil and gas production
The history of development of subsea technologies in the world and on the Russian shelf is briefly considered. The seas of the Russian Federation are characterized by a long seasonal ice coverage, that hinders the continuous development of these technologies or leads to lack of their application. The main problem is related to ensuring the reliability of subsea technologies, since maintenance and repair of subsea equipment are difficult and costly in ice conditions.
The article suggests an algorithm for assessing the reliability of subsea technologies and defines the requirements for subsea equipment for use in Russia: design with duplication of standard components, proper testing and strict quality production control. The development of a new generation of subsea equipment for Russia should be aimed at improving the technologies for gas compression, the produced water treatment and utilization, the status monitoring and the monitoring of parameters for production and transportation of well production, as well as the improvement of carrying out technological operations with autonomous means, the energy supply, communications and management.
The advantages of the development of offshore deposits with the subsea location of wellheads are shown, the main of which is sequential commissioning, which gives an accelerated product recovery. The three-stage methodology of development and arrangement of subsea deposits is presented and the main factors are identified: minimization of drilling operations and financial expenses, rational arrangement of equipment.
KEYWORDS: OFFSHORE OIL AND GAS PRODUCTION, SUBSEA PRODUCTION SYSTEM, TECHNOLOGY READY, RELIABILITY, SUBSEA SEPARATION OF OIL AND GAS, COMPRESSOR, STATE CONTROL.
Южная Америка. В России первые добычные комплексы были установлены на шельфе Сахалина в 2013 г. в рамках обустройства Киринского месторождения.
ОСОБЕННОСТИ ПОДВОДНОЙ РАЗРАБОТКИ
Разработка морских месторождений с подводным расположением устьев скважин хотя и достаточно сложна, но обладает рядом преимуществ перед традиционными способами надводного оборудования устьев. Основное преимущество заключается в возможности ввода морского месторождения в эксплуатацию очередями, что на практике ведет к ускоренному получению первой продукции.
Пробурить с бурового судна несколько скважин, оборудовать их устья соответствующей подводной арматурой и ввести в эксплуатацию можно значительно быстрее, чем устанавливать дорогостоящую стационарную платформу для бурения с нее на -клонно-направленных скважин. Кроме того, подводный метод разработки позволяет выявить некоторые геолого-физические и эксплуатационные параметры
месторождений на более ранней стадии разработки.
Общая методология проектирования разработки и обустройства подводных месторождений, по существу, соответствует традиционным схемам, применяемым для месторождений суши и морских месторождений с платформенным обустройством. Она включает три этапа: анализ характеристик месторождения и условий его эксплуатации; обоснование принципов/ концепций разработки залежей и обустройства промысла, которые варьируются в зависимости от региона, особенностей организации проектирования, строительства и эксплуатации месторождения и т. п.; анализ и оптимизацию технологических процессов, местоположения скважин, промысловых объектов и др.
Вместе с тем отличительная особенность проектирования подводных месторождений - выявление и проверка определяющих факторов, влияющих на выбор проектных решений. Например, известно, что низкие температуры требуют использования специальных материалов для подводных конструкций, удорожающих их стоимость, но температуры мор-
ской воды на глубинах более 30-50 м практически одинаковы во всех регионах. Температуры транспортировки и хранения оборудования в Арктике, как правило, ниже -40...-50 °С. Но надо ли транспортировать и хранить, а также испытывать подводные системы при таких экстремальных температурах, удорожая конструкцию?
В рамках проекта Arctic Development Roadmap были выявлены и систематизированы ключевые темы, решение которых, по мнению авторов проекта, необходимо для разработки нефтяных и газовых ресурсов в Северном Ледовитом океане. Согласно этому документу к существенным факторам, воздействующим на будущее развитие, отнесены технологии транспорта углеводородов, углубление дна и рытье траншей, моделирование и тренинги, а к потенциально неустранимым помехам - защита окружающей среды. По нашему мнению, подобные оценки не являются вполне убедительными.
При выборе решения по разработке месторождения определяющим фактором является минимизация буровых работ и
финансовых затрат путем оптимизации числа и конструкций скважин, а также рационального размещения оборудования на морском дне. Должны проверяться функциональные требования к монтажу и эксплуатации, включая условия транспортировки, хранения и испытаний, а также требования по проведению одновременных операций (например, бурение и монтаж, бурение и добыча).
Преимуществом системы с подводным расположением устья скважин является защищенность всего оборудования, установленного на дне, от внешних погодных условий. Известно, что надводные стационарные платформы представляют значительную навигационную опасность, в то время как при установке оборудования под водой такая опасность практически отсутствует; устраняется также пожарная опасность.
При этом существенным недостатком систем с подводным расположением устья является трудность доступа к устьевому оборудованию, особенно при наличии ледового покрова и необходимости частых ремонтов скважин. Так, по данным компании Statoil, одного из лидеров в области технологий подводного освоения месторождений, сравнение статистических показателей эффективности добычи за 2010-2012 гг. при платформенном и подводном обустройстве месторождений Северного моря по всей цепочке от скважины до платформы показало, что коэффициент эксплуатации скважин с сухим устьем (на платформах) составляет 91,8 %, а для подводных скважин - 86,5 %, т. е. эффективность платформенной добычи на месторождениях на 5,3 % выше.
Повышенные потери добычи на месторождениях с ПДК связаны в основном с райзерами и промысловыми трубопроводами,приводящими к внеплановым потерям добычи в связи с необходимостью ремонтно-восстановительного
Райзеры
Risers
ПДК
Subsea production systems
Промысловые трубопроводы Field pipelines Шлангокабели Flexible drill stems
Рис. 1. Статистика внеплановых потерь добычи на месторождениях, обустроенных с помощью ПДК за 2010-2012 гг. (по данным Statoil) Fig. 1. Statistics of unplanned production losses in the fields, equipped with subsea production systems for 2010-2012 (according to the Statoil data)
обслуживания (3,7 %). Статистика внеплановых потерь добычи на ПДК приведена на рис. 1.
Очевидно, что для морей России, характеризующихся длительным ледовым режимом и относительной недоступностью устьев скважин в этот период, коэффициент эксплуатации подводных скважин может оказаться существенно ниже.
ПРИМЕНЕНИЕ НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ
При освоении морских месторождений и обосновании схем размещения подводного добычного оборудования весьма важным является учет специфических условий региона (например, Арктики) и выявление применимости существующих системных решений или выявление разрывов в развитии/отсутствии технологий для обеспечения проектных решений.
Разрывы в процессе развития технологий возможны двух типов: концепции, улучшение которых возможно за счет новых технологий, но при этом существуют апробированные технологии; концепции, которые полностью зависят от новых технологий, так как такие технологии отсутствуют.
Уровень готовности технологий определяется по API RP 17N [1] (см. табл.). Как правило, многие нефтегазовые операторы заявляют о готовности новой технологии к внедрению на месторождениях при завершении стадий разработки TRL 4 и TRL 5.
НОВАЯ КОНЦЕПЦИЯ New concept
КВАЛИФИКАЦИОННЫЕ
ПРОЦЕДУРЫ ДЛЯ НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ
Qualification procedures for new technologies
ВЫЯВЛЕНИЕ КВАЛИФИКАЦИОННОЙ БАЗЫ
Identification of qualification base ■
ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕЖИМОВ ОТКАЗА И КЛАССИФИКАЦИИ РИСКОВ Determination of failure modes and risk
classification ■
УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ КОНЦЕПЦИИ
Improvement of the concept ■
ВЫБОР МЕТОДОВ АТТЕСТАЦИИ
Selection of assessment methods
ВНЕДРЕНИЕ НОВЫХ И КВАЛИФИЦИРОВАННЫХ
ТЕХНОЛОГИЙ Introduction of new and qualified technologies
л
АНАЛИЗ И ИСПЫТАНИЯ
Analysis and testing
АНАЛИЗ НАДЕЖНОСТИ
Reliability analysis
ПРИНЯТИЕ РЕШЕНИЯ 1
Decision-making
Рис. 2. Алгоритм принятия решения по оценке надежности подводных технологий Fig. 2. Algorithm for making a decision to assess the reliability of subsea technologies
Лшш 170
V^dXHZX] I 1948-2018
Уровень готовности технологий Level of the technology ready
Уровень Level Стадия разработки Development stage Описание технологии Description of technology
TRL 0 Недоказанная идея Unproven idea Предварительный план. Анализ или испытания не выполнены Preliminary plan. Analysis or tests are not performed
TRL 1 Аналитически доказанная идея Analytically proven idea Функциональность доказана путем расчета, отсылкой к общим характеристикам существующих технологий или испытана на отдельных компонентах и (или) подсистемах. Эта концепция может не отвечать всем требованиям на данном уровне, но демонстрирует базовую функциональность и потенциал соответствия требованиям при проведении дополнительных испытаний Functionality is proven by calculation, by referring to the general characteristics of existing technologies or it is tested on individual components and (or) subsystems. This concept may not meet all the requirements at this level, but demonstrates the basic functionality and the potential for compliance with the requirements for additional tests
TRL 2 Физически доказанная концепция Physically proven concept Концептуальное решение или новые характеристики решения, подтвержденного моделью или испытаниями в лабораторных условиях. Система выявляет способность функционирования в «реальной» среде с имитацией ключевых параметров окружающей среды Conceptual solution or new characteristics of a solution, confirmed by a model or tests in the laboratory. The system reveals the ability to function in a "real" environment with the imitation of key environmental parameters
TRL 3 Испытание опытного образца Prototype testing Создается опытный образец в реальном масштабе и подвергается испытаниям на соответствие техническим условиям в ограниченном диапазоне условий эксплуатации для демонстрации его функциональности Prototype is being created on a real scale and subjected to testing for compliance with specifications in a limited range of operating conditions to demonstrate its functionality
TRL 4 Полевые испытания Field tests Создается опытный полномасштабный образец и испытывается по программе на соответствие техническим требованиям при имитационных или фактических условиях природной среды Test full-scale sample is created and tested according to the program for compliance with technical requirements under imitation or actual environmental conditions
TRL 5 Испытания на уровне интеграции в систему Integration-level testing Создается опытный полномасштабный образец и интегрируется в эксплуатационную систему с полным интерфейсом и испытаниями на соответствие техническим требованиям Test full-scale sample is created and integrated into the operational system with a full interface and tests for compliance with technical requirements
TRL 6 Установка системы Installation of the system Создается опытный полномасштабный образец и интегрируется в предназначенную эксплуатационную систему с полным интерфейсом и испытаниями на соответствие техническим требованиям в предполагаемой природной среде, где успешно работает в течение >10 % предполагаемого срока эксплуатации Test full-scale sample is created and integrated into the intended operational system with a full interface and tests for compliance with technical requirements in the proposed natural environment and successfully works for >10 % of the expected service life
TRL 7 Доказанная технология Proven technology Производственная единица интегрируется в эксплуатационную систему и успешно работает в течение >10 % предполагаемого срока эксплуатации Production unit is integrated into the production system and successfully works for >10% of the expected service life
Проблема обеспечения надежности - одна из важнейших при применении подводной технологии, поскольку инспекция подводного оборудования затруднена, а его обслуживание и (или) замена требуют больших затрат. Кроме того, отказ подводного оборудования непосредственно влияет на состояние окружающей среды. И наконец, подводное оборудование должно обеспечивать непрерывность добычи и окупаемость капитальных вложений.
Согласно данным компании FMC Technologies, оценку надежности новых технологий можно производить по схеме, приведенной на рис. 2, которая основана на методике, разработанной Норвежским квалификационным обществом (Det Norske Veritas) [2].
Для использования подводных технологий в условиях ледовых морей важно обеспечить приемлемость методов технического обслуживания компонентов
подводного оборудования для инспекции, ремонта или замены.
В связи с этим необходимо заложить в подводные системы принцип частичного дублирования, который обеспечивал бы надежность и был гарантией непрерывности добычи. Поэтому модульные системы должны проектироваться с дублированием стандартных компонентов, проходить надлежащие испытания и изготавливаться со строгим контролем качества.
70
60
£
'V Е 50
¡=z о
ÎH 40
с
n с т> 30
со 32 э о п 20
о «=Е со го
CJD 10
0
Всего: 391 млрд м3
Total: 391 billion m3
1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 Годы Years
Без компримирования: 294 млрд м3 - С компримированием: 97 млрд м3 Without compression: 294 billion m3 With compression: 97 billion m3
Рис. 3. Увеличение газоотдачи пласта на месторождении Ормен Ланге после внедрения подводного компримирования (по данным Statoil) Fig. 3. Increase of the gas recovery in the Ormen Lange field after the introduction of subsea compression (according to the Statoil data)
В любой системе могут быть уникальные, предназначенные только для данного месторождения компоненты. Они не извлекаются и служат в течение всего периода разработки месторождения. В такой ситуации возможны два подхода: обеспечить высокую надежность этих компонентов подводной системы; проектировать системы таким образом, чтобы в случае отказа одних компонентов их функции могли взять на себя другие компоненты. Поэтому при решении задач обеспечения надежности подводных систем необходимо сочетать творческую изобретательность с осторожным применением новых идей, а характер обслуживания подводных систем наряду с результатами анализа их рентабельности должен учитываться при решении вопроса о применении подводной технологии.
Рассматривая развитие технологий подводной подготовки продукции скважин, следует отметить, что изначально перед подводным оборудованием ставилась только задача по добыче нефти. В первых проектах под во -дой проходила только сепарация газа от жидких углеводородов, после чего последние выкачи-
вались насосом на поверхность, а подъем газа осуществлялся под собственным давлением. Вместе с тем задачи использования остаточного потенциала месторождений путем продления периода эффективной эксплуатации, снижения затрат на жизненный цикл месторождения и увеличение добычи обусловили активное развитие технологий подводной подготовки скважин-ной продукции.
В работе [3] детально рассмотрены мировой опыт применения и перспективы развития систем подводной сепарации нефти и газа. Согласно [3] размещение технологического оборудования на морском дне в непосредственной близости от устьев скважин позволяет более эффективно осуществлять разработку месторождения, в частности: поддерживать необходимое для добычи тяжелой нефти давление на устье; повышать давление на входе во внутрипромысловую систему сбора для месторождений с низким пластовым давлением; снижать риски,связанные с гидратообра-зованием в системе сбора; обеспечивать эффективную добычу нефти при повышении уровня обводненности за счет исполь-
зования сепараторов «нефть -вода»; более гибко подходить к проектированию верхних строений морских платформ за счет размещения части технологического процесса на морском дне; значительно снижать эксплуатационные затраты за счет подбора оптимального дожимного оборудования (например, применяя однофазные насосы взамен многофазных).
Технологии подводного компримирования используются на газовых месторождениях при больших расстояниях до берега или существующих платформ и обеспечивают: снижение капитальных затрат и эксплуатационных расходов; увеличение коэффициента газоотдачи пласта; бесперебойность потока и исключение выбросов и сбросов в море.
Увеличение коэффициента извлечения газа на месторождении Ормен Ланге при применении подводного компримирования показано на рис. 3.
Первая подводная насо-сно-компрессорная станция была разработана компанией Kvaerner в 1989 г. На основе работ по изготовлению в 2001-2003 гг. компрессора Demo 2000 компанией Aker Solutions в 2004-2012 гг. была разработана и изготовлена пилотная станция Ormen Lange, которая прошла аттестацию технологии и строительства, а также испытания в бассейне. По результатам пилотных испытаний к 2016 г. была изготовлена полномасштабная компрессорная станция мощностью 58 МВт, включающая четыре параллельные линии компримирования, аналогичные пилотному образцу, с общей производительностью 70 млн м3/сут, и установлена на месторождении Ормен Ланге на расстоянии 120 км от берега и глубине моря 900 м.
В 2015 г. на месторождении Асгард, отстоящем на расстоянии 40 км от технологической платформы и глубине моря ~300 м, была также установлена под-
^ГАЗПРОМ I /О
V^dXHZX] I 1948-2018
водная компрессорная станция мощностью 23 МВт и производительностью 21 млн м3/сут, что было обусловлено падением добычи из-за больших потерь давления по сравнению с ожидаемыми и ранним прорывом воды в скважине Ъ, а также необходимостью исключения динамической неустойчивости в трубопроводах.
Помимо этих двух проектов, компания Statoil реализовала третью программу, связанную с использованием подводной компрессорной станции для влажного газа на действующем месторождении Гуллфакс, которое было открыто в 1978 г. и с 1986 г. находилось в эксплуатации. В данном проекте использовался иной принцип, нежели в системах для месторождений Асгард и Ормен Ланге, а именно многофазная компрессорная технология, не требующая высокой производительности: два компрессора влажного газа мощностью 5 МВт, про -изводительностью 12 млн м3 газа в сутки. Цель проекта заключалась в увеличении добычи на месторождении Гуллфакс путем закачки газа в скважину для повышения давления на нефтеносных горизонтах и дополнительного извлечения 22 млн баррелей нефти. Но уже через месяц после установки в 2015 г. первый в мире подводный компрессор для влажного газа HOFIM был снят с месторождения из-за обнаружения в нем утечки.
Тем не менее опыт применения технологий подводного компри-мирования на месторождениях Ормен Ланге, Асгард и Гуллфакс
выявил преимущества подводного компримирования, которые заключаются в следующем: создание более безопасных условий эксплуатации промысловых объектов (без присутствия людей); предотвращение накопления жидкости в трубопроводе за счет увеличения скорости перекачки; значительное снижение инвестиций и эксплуатационных затрат по сравнению с вариантом ком-примирования газа на платформе; повышение эффективности компримирования за счет расположения компрессора ближе к скважинам; возможность разработки месторождений с малым пластовым давлением, низкой проницаемостью пласта и сложными свойствами флюидов.
Хотя комплексы подводного компримирования газа в будущем позволят отказаться от объ -ектов надводной инфраструктуры, современные технологии имеют ограничения по энергообеспечению. Они позволяют передавать мощности по энергопотреблению 20-30 МВт на расстояние до 50 км, а мощности 10-20 МВт - до 250 км.
Компания Aker Solutions, мировой лидер в области подводного компримирования, создала новый подводный компактный компрессор Compact GasBooster™ с малыми габаритными размерами (5,5 * 5,0 * 8,0 м), высокоэффективными компонентами, низким весом, упрощенной конструкцией и развивает следующие направления совершенствования компрессорных станций: использование
высокоэффективных центробежных компрессоров, допускающих присутствие жидкой фазы в ком -примируемом газе; максимально компактные решения, ведущие к снижению веса и стоимости подводной компрессорной станции (ПКС); возможности расширения границ применения технологий подводного компримирования -на любых глубинах моря и при большом диапазоне давлений газа; совершенствование систем мониторинга в реальном времени состояния и эксплуатационных параметров работы ПКС, обеспечивающих надежную и безопасную работу подводных систем компримирования.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Перспективы дальнейшего развития подводных технологий связываются с проблемами освоения месторождений арктических морей, максимизацией нефте- и газоизвлечения путем создания полного подводного обустройства месторождений.
Разработки нового поколения оборудования должны быть направлены на совершенствование подводных технологий в области: компримирования газа; обратной закачки попутного газа; очистки и утилизации пластовых вод; контроля параметров добычи и транспортировки продукции скважин; контроля состояния эксплуатационных характеристик подводного оборудования; проведения технологических операций автономными средствами; энергообеспечения, связи и управления. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. API RP 17N Recommended Practice for Subsea Production System Reliability and Technical Risk Management [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://nd.gostinfo.ru/document/4523527.aspx (дата обращения: 01.06.2018).
2. DNV-RP-A203 Recommended Practice. Technology Qualification [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://rules.dnvgl.com/docs/pdf/DNV/ codes/docs/2013-07/RP-A203.pdf (дата обращения: 01.06.2018).
3. Мокшаев Т.А., Греков С.В. Опыт применения и перспективы развития систем подводной сепарации нефти и газа // Вести газовой науки: Науч.-техн. сб. 2015. № 2 (22). С. 69-73.
REFERENCES
1. API RP 17N Recommended Practice for Subsea Production System Reliability and Technical Risk Management [Electronic source]. Access mode: http://nd.gostinfo.ru/document/4523527.aspx (access date: June 1, 2018).
2. DNV-RP-A203 Recommended Practice. Technology Qualification [Electronic source]. Access mode: http://rules.dnvgl.com/docs/pdf/DNV/codes/ docs/2013-07/RP-A203.pdf (access date: June 1, 2018).
3. Mokshaev T.A., Grekov S.V. Experience in Application and Prospects for the Development of Subsea Oil and Gas Separation Systems. Nauchno-tekhnicheskiy sbornik "Vesti gazovoy nauki" = Scientific and Technical Collection "News of Gas Science", 2015, No. 2 (22), P. 69-73. (In Russian)
