TCVN-13432-2022-Bo-phan-he-thong-khai-thac-dau-khi-duoi-bien-Phan-cap-chung-nhan

• Số hiệu: TCVN13432:2022
• Loại văn bản: Tiêu chuẩn Việt Nam
• Nơi ban hành: ***
• Người ký: ***
• Ngày ban hành: Năm 2022

TIÊU CHUẨN QUỐC GIA

TCVN 13432:2022

BỘ PHẬN, THIẾT BỊ VÀ HỆ THỐNG KHAI THÁC DẦU KHÍ DƯỚI BIỂN - PHÂN CẤP VÀ CHỨNG NHẬN

Subsea Production Systems, Equipment and Components - Classification and Certification

Lời nói đầu

TCVN 13432:2022 xây dựng trên cơ sở tham khảo ABS Guide for classification and certification of subsea production systems, equipment and components, Edition June 2017, (ABS Hướng dẫn phân cấp và chứng nhận hệ thống, thiết bị và bộ phận khai thác dưới biển, phiên bản 6-2017).

TCVN 13432: 2022 do Cục Đăng kiểm Việt Nam biên soạn, Bộ Giao thông vận tải đề nghị, Tổng cục Đo lường Chất lượng thẩm định, Bộ Khoa học và Công nghệ công bố.

...

...

...

Subsea production systems, equipment and components - Classification and certification

1. Phạm vi áp dụng

Tiêu chuẩn này áp dụng để thiết kế, chế tạo và kiểm tra chứng nhận trong quá trình chế tạo, lắp đặt, chạy thử, khai thác cho bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác dầu khí dưới biển.

2. Tài liệu viện dẫn

Các tài liệu viện dẫn sau rất cần cho việc áp dụng Tiêu chuẩn này. Đối với các tài liệu viện dẫn ghi năm công bố thì áp dụng phiên bản được nêu. Đối với các tài liệu viện dẫn không ghi năm công bố thì áp dụng phiên bản mới nhất, bao gồm cả các sửa đổi, bổ sung (nếu có).

- TCVN 6475 Hệ thống đường ống biển- Phân cấp và giám sát kỹ thuật

- TCVN 8404 Quy phạm phân cấp và giám sát kỹ thuật đường ống mềm

- API RP 1111 Design, Construction, Operation, and Maintenance of Offshore Hydrocarbon Pipelines (Hướng dẫn kỹ thuật cho thiết kế, chế tạo, vận hành và bảo trì hệ thống đường ống vận chuyển hydro các bon)

- API TR 1PER15K-1 Protocol for Verification and Validation of High-pressure High-temperature Equipment (Quy trình xác minh và xác nhận thiết bị nhiệt độ cao, áp suất cao)

...

...

...

- API RP 2EQ Seismic Design Procedures and Criteria for Offshore Structures (Hướng dẫn tiêu chí thiết kế địa chấn giàn cố định trên biển)

- API RP 2RD Design of Risers for Floating Production Systems (FPSs) and Tension-Leg Platforms (TLPs) (Hướng dẫn kỹ thuật ống đứng động cho các hệ thống khai thác nổi)

- API STD 2RD Dynamic Risers for Floating Production Systems (Tiêu chuẩn ống đứng động cho các hệ thống sản xuất nổi)

- API 2S-WSD Recommended Practice 2A-WSD, Recommended Practice for Planning, Designing and Constructing Fixed Offshore Platforms-Working Stress Design (Hướng dẫn thiết kế, chế tạo và thiết kế ứng suất làm việc cho giàn cố định)

- API 2SK Design and Analysis of Stationkeeping Systems for Floating Structures (Hướng dẫn thiết kế và phân tích hệ thống bảo trì tạm cho các công trình nổi)

- API 5L Seamless & welded pipe (Ống liền & ống hàn)

- API 5LC CRA Line Pipe (Ống hợp kim chống ăn mòn)

- API SPEC 6A Wellhead and Tree Equipment (Hồ sơ kỹ thuật đầu giếng và thiết bị trên cây thông khai thác)

- API 6AV1 Specification for Validation of Wellhead Surface Safety Valves and Underwater Safety Valves for Offshore Service (Hồ sơ kỹ thuật để xác nhận van an toàn trên biển và van an toàn dưới nước)

...

...

...

- API RP 14C Analysis, Design, Installation, and Testing of Safety Systems for Offshore Production Facilities (Hướng dẫn kỹ thuật phân tích, thiết kế, lắp đặt và thử hệ thống an toàn bề mặt cơ bản cho các công trình khai thác dầu khí)

- API RP 17A Design and Operation of Subsea Production Systems-General Requirements and Recommendations (Hướng dẫn kỹ thuật thiết kế và vận hành hệ thống sản xuất dầu khí dưới biển- Yêu cầu chung và các khuyến nghị)

- API RP 17B Recommended Practice for Flexible Pipe (Hướng dẫn kỹ thuật ống mềm)

- API SPEC 17D Specification for Subsea Wellhead and Tree Equipment (Hồ sơ kỹ thuật Đầu giếng ngầm và cây thông khai thác)

- API SPEC 17E , Specification for Subsea Umbilicals (Hồ sơ kỹ thuật cáp điện điều khiển)

- API STD 17F Standard for Subsea Production Control Systems (Tiêu chuẩn cho hệ thống điều khiển sản xuất dưới biển)

- API RP 17G Recommended Practice for Completion/Workover Risers (Hướng dẫn kỹ thuật ống đứng hoàn thiện giếng)

- API RP 17H Remotely Operated Tools and Interfaces on Subsea Production Systems (Hướng dẫn kỹ thuật công cụ vận hành từ xa và công cụ liên lạc trên các hệ thống khai thác dưới biển)

- API SPEC 17J Specification for Unbonded Flexible Pipe (Hồ sơ kỹ thuật ống mềm không liên kết)

...

...

...

- API STD 170 Standard for Subsea High Integrity Pressure Protection Systems (HIPPS) (Tiêu chuẩn HIPPS)

- API RP 17P Recommended Practice for Subsea Structures and Manifolds (Hướng dẫn kỹ thuật thiết kế và vận hành hệ thống khai thác-kết cấu và ống góp dưới biển)

- API RP 17R Recommended Practice for Flowline Connectors and Jumpers (Hướng dẫn kỹ thuật cho ống nối và bộ phận nối ống nội mỏ)

- API RP 17S Recommended Practice for the Design, Testing, and Operation of Subsea Multiphase Flow Meters (Hướng dẫn kỹ thuật cho thiết kế, thử nghiệm và vận hành thiết bị đo nhiều pha dưới biển)

- API 17TR10 Subsea Umbilical Termination (SUT) Design Recommendations (Hướng dẫn kỹ thuật về thiết kế của trạm cáp điều khiển dưới biển)

- API 17TR7 Verification and Validation of Subsea Connectors (Xác minh và xác thực các cơ cấu kết nối dưới biển)

- API RP 17V Recommended Practice for Analysis, Design, Installation and Testing of Safety Systems for Subsea Applications (Hướng dẫn kỹ thuật cho phân tích, thiết kế, lắp đặt và thử nghiệm hệ thống an toàn của các thiết bị dưới biển)

- API RP 17W Recommended Practice for Subsea Capping Stacks (Hướng dẫn kỹ thuật cho các thiết bị đóng giếng dưới biển)

- API SPEC 20A Carbon Steel, Alloy Steel, Stainless Steel, and Nickel Base Alloy Castings for Use in the Petroleum and Natural Gas Industry (Hồ sơ kỹ thuật thép các bon, thép hợp kim, thép không gỉ và thép hợp kim ni ken sử dụng trong ngành công nghiệp dầu khí)

...

...

...

- API STD 20C Closed Die Forgings for Use in the Petroleum and Natural Gas Industry, Third Edition (Tiêu chuẩn Khuôn đúc kín được sử dụng trong ngành công nghiệp dầu khí)

- API STD 20D Qualification of Nondestructive Examination Services for Equipment Used in the Petroleum and Natural Gas Industry (Tiêu chuẩn thử không phá hủy cho thiết bị được sử dụng trong ngành công nghiệp dầu khí)

- API SPEC 20E Alloy and Carbon Steel Bolting for Use in the Petroleum and Natural Gas Industries (Bu lông thép hợp kim và thép các bon được sử dụng trong ngành công nghiệp dầu khí)

- API SPEC 20F Corrosion-resistant Bolting for Use in the Petroleum and Natural Gas Industries (Hồ sơ kỹ thuật bu lông chống ăn mòn được sử dụng trong ngành công nghiệp dầu khí)

- ASME VIII.Div.2 Rules for Construction of Pressure Vessels Division 2-Alternative Rules (Tiêu chuẩn chế tạo bình chịu áp lực- Tiêu chuẩn thay thế)

- ASME VIII.Div.3 Rules for Construction of Pressure Vessels Division 3-Altemative Rules for Construction of High Pressure Vessels (Tiêu chuẩn chế tạo bình chịu áp lực -Tiêu chuẩn thay thế chế tạo bình chịu áp lực)

- ASME IX Welding, Brazing, and Fusing Qualifications (Tiêu chuẩn Hàn)

- ASTM A370 Standard Test Methods and Definitions for Mechanical Testing of Steel Products (Tiêu chuẩn thí nghiệm và các định nghĩa phép thử cơ học cho các sản phẩm thép)

- ASTM A770 Standard Specification for Through-Thickness Tension Testing of Steel Plates for Special Applications (Tiêu chuẩn thí nghiệm kéo cho thép tấm sử dụng trong các trường hợp đặc biệt)

...

...

...

- ASTM D256 Standard Test Methods for Determining the Izod Pendulum Impact Resistance of Plastics (Tiêu chuẩn thí nghiệm để xác định độ bền va đập lzod có khía)

- ASTM D297 Standard Test Methods for Rubber Products-Chemical Analysis (Tiêu chuẩn thí nghiệm cho sản phẩm cao su-Phân tích hóa học)

- ASTM D395 Standard Test Methods for Rubber Property-Compression Set (Tiêu chuẩn thí nghiệm đặc tính của cao su - Biến dạng nén dư)

- ASTM D412 Standard Test Methods for Vulcanized Rubber and Thermoplastic Elastomers -Tension (Tiêu chuẩn thí nghiệm cho cao su lưu hóa và nhựa dẻo đàn hồi-Sức căng kéo)

- ASTM D471 Standard Test Method for Rubber Property-Effect of Liquids (Tiêu chuẩn thí nghiệm với tính cao su-ảnh hưởng đến chất lỏng)

- ASTM D543 Standard Practices for Evaluating the Resistance of Plastics to Chemical Reagents (Tiêu chuẩn thí nghiệm về đánh giá tính kháng của nhựa đối với thuốc thử hóa học)

- ASTM D624 Tear Strength of Vulcanized Rubber and Thermoplastic Elastomers (TPE) (Tiêu chuẩn thí nghiệm đối với sức mạnh rách của cao su lưu hóa thông thường và chất đàn hồi nhựa nhiệt dẻo)

- ASTM D638 The Definitive Guide To Plastic Tensile Testing (Tiêu chuẩn thí nghiệm xác định Độ bền kéo của nhựa)

- ASTM D695 Standard Test Method for Compressive Properties of Rigid Plastics (Tiêu chuẩn thí nghiệm bền nén của vật liệu nhựa cứng)

...

...

...

- ASTM D903 Standard Test Method for Peel or Stripping Strength of Adhesive Bonds (Tiêu chuẩn thí nghiệm cho độ bền bóc hoặc tách chất kết dính)

- ASTM D1042 Standard Test Method for Linear Dimensional Changes of Plastics Caused by Exposure to Heat and Moisture (Tiêu chuẩn thí nghiệm thay đổi tuyến tính của nhựa do tiếp xúc với nhiệt và độ ẩm)

- ASTM D1414 Standard Test Methods for Rubber O-Rings (Tiêu chuẩn thí nghiệm cho vòng O cao su)

- ASTM D1646 Standard Test Methods for Rubber-Viscosity, Stress Relaxation, and Pre-Vulcanization Characteristics (Mooney Viscometer) (Tiêu chuẩn thí nghiệm độ nhớt cao su và xác định đặc tính tiền lưu hóa (độ nhớt Mooney)

- ASTM D1693 Standard Test Method for Environmental Stress-Cracking of Ethylene Plastics (Tiêu chuẩn thí nghiệm chất dẻo-xác định độ bền chống rạn nứt do ứng suất môi trường)

- ASTM D2240 Standard Test Method for Rubber Property-Durometer Hardness (Tiêu chuẩn thí nghiệm xác định độ cứng của cao su)

- ASTM D2990 Standard Test Methods fair Tensile, Compressive, and Flexural Creep and Creep-Rupture of Plastics (Tiêu chuẩn thí nghiệm độ bền kéo, toàn diện và uốn cong creep và creep vỡ nhựa)

- ASTM D3045 Standard Practice for Heat Aging of Plastics Without Load (Tiêu chuẩn thí nghiệm thực hành lão hóa nhiệt không tải của chất dẻo)

- ASTM D6147 Standard Test Method for Vulcanized Rubber and Thermoplastic Elastomer-Determination of Force Decay (Stress Relaxation) in Compression (Tiêu chuẩn thí nghiệm cao su lưu hóa và cao su giãn dài do nhiệt)

...

...

...

- ASTM G48 Standard Test Methods for Pitting and Crevice Corrosion Resistance of Stainless Steels and Related Alloys by Use of Ferric Chloride Solution (Tiêu chuẩn thí nghiệm chống ăn mòn rổ và chống ăn mòn nứt cho thép không gỉ liên và các hợp kim liên quan sử dụng sắt clorua)

- NACE MR0175 Materials for use in H2S-containing Environments in Oil and Gas Production (Vật liệu sử dụng trong môi trường có chứa H₂S)

- NACE TM0177 Laboratory Testing of Metals for Resistance to Sulfide Stress Cracking and Stress Corrosion Cracking in H2S Environments (Thử trong phòng thí nghiệm cho vật liêu chịu nứt do H₂S và nứt trong môi trường H₂S)

- NACE TM0192 Evaluating Elastomeric Materials in Carbon Dioxide Decompression Environments (Đánh giá vật liệu đàn hồi trong môi trường phân hủy carbon Dioxide)

- TCVN 6612:2007 Ruột dẫn của cáp cách điện

- TCVN 5935-1:2013 Cáp điện có cách điện dạng đùn và phụ kiện dùng cho điện áp danh định từ 1kv (um = 1,2kv) đến 30kv (um = 36kv) - phần 1: cáp dùng cho điện áp danh định bằng 1kv (um = 1,2kv) đến 3kv (um = 3,6kv)

- TCVN5935-2:2013 Cáp điện có cách điện dạng đùn và phụ kiện cáp điện dùng cho điện áp danh định từ 1kV (Um=1,2kV) đến 30kV (Um=36kV) - Phần 2: Cáp dùng cho điện áp danh định từ 6kV (Um=7,2kV) đến 30kV (Um=36kV)

- IEC 60793 Optical fibres (Cáp quang)

- IEC 60794-1-2, Optical fibre cables - Part 1-2: Generic specification - Basic optical cable test procedures (Cáp sợi quang - Phần 1-2: Quy định chung - Các thủ tục thử nghiệm cáp quang cơ bản).

...

...

...

- TCVN 1597:2013 về Cao su lưu hóa hoặc nhiệt dẻo - Xác định độ bền xé rách

- TCVN 4501:2014 về Chất dẻo - Xác định tính chất kéo

- TCVN 5321:2007 về Cao su, lưu hoá hoặc nhiệt dẻo - Xác định độ giòn ở nhiệt độ thấp

- TCVN 9850:2013 về Chất dẻo - Xác định nhiệt độ giòn bằng va đập

- TCVN 2752:2008 về Cao su lưu hoá - Xác định mức độ tác động của các chất lỏng

- TCVN 4866:2013 về Cao su lưu hóa hoặc nhiệt dẻo - Xác định khối lượng riêng

- TCVN 5363:2013 về Cao su lưu hóa hoặc nhiệt dẻo - Xác định độ chịu mài mòn sử dụng thiết bị trống quay hình trụ

- ISO 6914 Rubber, vulcanized orthermoplastic-Determination of ageing characteristics by measurement of stress relaxation in tension (Cao su, lưu hóa hoặc nhựa nhiệt dẻo)

- ISO 15156 Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production (Vật liệu sử dụng trong môi trường chứa H2S trong sản xuất dầu khí)

...

...

...

- NORSOK M710 Qualification of non-metallic sealing materials and manufactures (Kiểm tra chất lượng của nhà sản xuất và vật liệu làm kín phi kim loại)

- EEMUA 194 Guide to materials selection and corrosion control for subsea energy equipment (Hướng dẫn chọn vật liệu và kiểm soát ăn mòn cho thiết bị năng lượng điện dưới biển)

- TB 623 (ex Electra 171) Recommendations for mechanical testing of submarine cables (Khuyến nghị thử cơ học cho cáp ngầm)

- TB 490 (ex Electra 189) Recommendations for testing of long AC submarine cables with extruded insulation for system voltage above 36 to 550 kV (Khuyến nghị thuê cáp ngầm AC có cách điện cho hệ thống có điện áp từ 36 kV đến 550 kV)

3. Thuật ngữ, định nghĩa, ký hiệu và chữ viết tắt

3.1 Thuật ngữ và định nghĩa

3.1.1

Hệ thống khai thác dưới biển (Subsea production system)

Tổ hợp thiết bị dùng để khai thác dầu và khí tự nhiên. Hệ thống khai thác dưới biển tối thiểu bao gồm bao gồm đầu giếng, cây thông khai thác, các hệ thống điện và điều khiển, đường ống nội mỏ và, hoặc một ống đứng.

...

...

...

Hệ thống phụ trợ khai thác dưới biển (Subsea production subsystem)

Các hệ thống điện, hệ thống điều khiển, hệ thống bơm ép và các hệ thống phục vụ có hoặc không có thiết bị được kết nối với chúng.

3.1.3

Bộ phận (Component)

Chi tiết của thiết bị được thiết kế để phục vụ một chức năng cụ thể, như van, đầu nối, ống thót, v.v..

3.1.4

Van/thiết bị điều tiết (Choke)

Thiết bị để điều khiển hoặc điều chỉnh áp suất và lưu lượng theo một mức nhất định.

3.1.5

...

...

...

Một phần của vỏ kín chứa áp suất được thiết kế để ngăn chặn dòng chất lỏng bơm ép hoặc chất lỏng sản phẩm không chủ đích ra môi trường

3.1.6

Thử độ dai va đập chữ rãnh V (Charpy V- Notch Test)

Phép thử nhằm đánh giá độ bền đứt gãy thông qua năng lượng hấp thụ, hoặc giãn nở ngang hoặc sự xuất hiện của các vết nứt.

3.1.7

Cụm ống/góp (Cluster Manifold)

Kết cấu dùng để đỡ ống phân phối các chất lỏng bơm ép hoặc chất lỏng sản phẩm

3.1.8

Cụm thiết bị phân phối thông tin (Communication Distribution Unit - CDU)

...

...

...

3.1.9

Ống đứng hoàn thiện giếng (Completion Riser)

Ống đứng tạm thời được thiết kế để luồn bên trong một thiết bị đối áp (BOP) và ống đứng khoan cho phép hoàn thiện giếng. Một ống đứng hoàn thiện giếng còn có thể được sử dụng cho các hoạt động bảo dưỡng giếng trên biển.

3.1.10

Ống đứng hoàn thiện hoặc bảo dưỡng giếng (Completion/Workover (C/WO) Riser)

Ống đứng tạm thời được sử dụng cho các hoạt động hoàn thiện hoặc bảo dưỡng giếng.

3.1.11

Đường truyền điều khiển (Control Path)

Tổng khoảng cách mà một tín hiệu điều khiển (điện, quang, thủy lực) di chuyển từ hệ thống điều khiển trên thượng tầng đến mô đun điều khiển dưới biển hoặc đến bộ phận dẫn động van.

...

...

...

Dự trữ ăn mòn (Corrosion Allowance)

Lượng chiều dày thành ống được bổ sung cho ổng hoặc bộ phận để cho phép ăn mòn, bong tróc, cọ sát, mài mòn và tất cả dạng tổn thất vật liệu.

3.1.13

Hợp kim chống ăn mòn (Corrosion-Resistant Alloy - CRA)

Hợp kim kim loại màu mà bất kỳ một hoặc tổng số lượng đã xác định của các nguyên tố hợp kim sau vượt quá 50%: titan, niken, coban, crom và molypden.

3.1.14

Vật liệu chống ăn mòn (Corrosion-Resistant Material -CRM)

Hợp kim có chứa sắt hoặc hợp kim kim loại màu có khả năng chống ăn mòn tốt hơn thép hợp kim thấp.

3.1.15

...

...

...

Thước đo mức độ nghiêm trọng của vết nứt có thể được so sánh với giá trị tới hạn khi bắt đầu lan truyền vết nứt.

3.1.16

Độ sâu định mức (Depth Rating)

Độ sâu làm việc định mức tối đa cho một nhóm thiết bị tại một nhóm điều kiện hoạt động cho trước.

3.1.17

Cơ sở thiết kế (Design Basis)

Tập hợp dữ liệu làm cơ sở để thiết kế dành riêng cho dự án và các yêu cầu chức năng không được chỉ định hoặc không được nêu ra trong Tiêu chuẩn.

3.1.18

Chỉ tiêu thiết kế (Design Criteria)

...

...

...

3.1.19

Hệ số thiết kế (Design Factor)

Hệ số được sử dụng trong thiết kế theo ứng suất làm việc

3.1.20

Tải trọng thiết kế (Design Load)

Tổ hợp của các trường hợp tải trọng xảy ra đồng thời.

3.1.21

Điều khiển thủy lực trực tiếp (Direct Hydraulic Control)

Phương pháp điều khiển trong đó áp suất thủy lực được đặt vào thông qua một đường điều khiển để tác động trực tiếp lên bộ truyền động van dưới biển.

...

...

...

Thời gian dừng (Down Time)

Khoảng thời gian trong đó một hạng mục không thể thực hiện chức năng yêu cầu do lỗi hoặc các hoạt động khác.

3.1.23

Trôi dạt (Drift-Off)

Chuyển động ngang ngoài dự kiến của một tàu định vị động ra khỏi vị trí dự định của nó so với đầu giếng, thường gây ra do mất kiểm soát neo giữ hoặc hệ thống đẩy tàu.

3.1.24

Khung định hướng giếng khoan (Drilling Template)

Khung định hướng cho nhiều giếng được sử dụng như một ống dẫn hướng khoan để khoan trước các giếng trước khi lắp đặt một thiết bị trên mặt nước.

3.1.25

...

...

...

Kết cấu hình trụ cao bằng thép điển hình, có hoặc không có hệ thống gia cường bên trong, được sử dụng để đỡ các kết cấu dưới biển.

3.1.26

Rời đi (Drive-Off)

Sự chuyển vị ngoài ý muốn của một tàu định vị động ra khỏi vị trí được điều khiển bởi hệ thống đẩy chính của tàu hoặc chân vịt giữ trạm.

3.1.27

Dự phòng kép (Dual Redundant)

Hai bộ phận, hệ thống hoặc phần tử riêng biệt, độc lập, trong đó một cái làm dự phòng cho cái kia; hoặc hai thiết bị (hoặc hệ thống) giống nhau thực hiện cùng một chức năng.

3.1.28

Điều khiển điện (Electric Control)

...

...

...

3.1.29

Điều khiển điện thủy lực (Electrohydraulic Control)

Phương pháp điều khiển trong đó tín hiệu truyền thông được dẫn đến hệ thống dưới biển. Các tín hiệu đó vừa điều khiển vận hành các thiết bị chạy bằng điện hoặc thủy lực trong hệ thống dưới biển

3.1.30

Dừng khẩn cấp (Emergency Shutdown)

Chuỗi sự cố được được kiểm soát để đảm bảo rằng giếng được bảo vệ chống lại sự giải phóng hydrocarbon do tai nạn vào môi trường.

3.1.31

Hệ thống dừng khẩn cấp (Emergency Shutdown (ESD) System)

Hệ thống các trạm điều khiển bằng tay, khi được kích hoạt sẽ khởi động dừng thiết bị, hệ thống.

...

...

...

Phụ tùng đầu ống (End Fitting)

Đầu cuối của một ống mềm.

3.1.33

Điểm kết thúc (End Termination)

Khớp nối cơ khí được gắn vào đầu cuối của đoạn cáp điều khiển và nó cung cấp để truyền các tải trọng thiết bị và tải trọng hoạt động.

3.1.34

Tải trọng môi trường (Environmental Loads)

Tải trọng do môi trường.

3.1.35

...

...

...

Đường ống vận chuyển dầu đã được xử lý và, hoặc chất lỏng có khí giữa các giàn hoặc giữa một giàn và một nhà máy trên bờ.

3.1.36

Thử nghiệm thu mở rộng tại nhà máy (Extended Factory Acceptance Test -EFAT)

Thử nghiệm được tiến hành để xác minh các yêu cầu cụ thể của một nhóm sản phẩm có tương tác với nhau được thỏa mãn hoàn toàn.

3.1.37

Thử nghiệm thu tại nhà máy (Factory Acceptance Test -FAT)

Thử nghiệm được tiến hành để xác minh các yêu cầu cụ thể cho một sản phẩm được thỏa mãn hoàn toàn.

3.1.38

An toàn khi hư hỏng (Fail-Safe)

...

...

...

3.1.39

Hư hỏng (Failure)

Sự kiện gây ra tình trạng hư hỏng không mong muốn như là mất chức năng của bộ phận thiết bị hoặc hệ thống hoặc suy giảm khả năng chức năng đến mức an toàn của thiết bị, con người hoặc môi trường bị giảm đáng kể.

3.1.40

Dạng hư hỏng (Failure Mode)

Ảnh hưởng gây ra bởi một hư hỏng được quan sát trên một hạng mục bị lỗi hoặc bỉ hỏng như là mất khả năng chứa, mất chức năng hoạt động được yêu cầu.

3.1.41

Lỗi (Fault)

Trạng thái của một hạng mục khi không thể thực hiện chức năng được yêu cầu, ngoại trừ việc không có khả năng trong quá trình bảo trì hoặc các kịch bản vận hành được lên kế hoạch khác hoặc do thiếu nguồn cung cấp bên ngoài

...

...

...

Phần tử cuối cùng (Final Element)

Phần của hệ thống khí cụ an toàn mà nó thực hiện các tác động vật lý cần thiết để đạt được trạng thái an toàn.

3.1.43

Mối nối mềm (Flexible Joint)

Khớp nối kim loại nhiều lớp mỏng và đàn hồi, có một đường xuyên tâm bằng hoặc lớn hơn đường kính ống liên kết, được lắp đặt tại vị trí ống đứng treo để giảm ứng suất cục bộ.

3.1.44

Đường ống nội mỏ (Flowline)

Đường ống nội mỏ là đường ống dùng để vận chuyển chất lưu nối giữa các công trình khai thác trong phạm vi mỏ.

3.1.45

...

...

...

Đoạn ống kết nối giữa hai bộ phận, thiết bị hoặc cụm bộ phận, thiết bị gần nhau.

3.1.46

Đoạn ống dẫn cáp điều khiển (Flying Lead)

Ống dẫn đơn hoặc nhiều ống hỗn hợp thủy lực, hóa chất, năng lượng điện, tín hiệu điện và/ hoặc tín hiệu quang được sử dụng để kết nối các hạng mục khác nhau của thiết bị dưới biển.

3.1.47

Phần tăng cường (Fortified Section)

Ống công nghệ và thiết bị có áp suất định mức trung gian ở giữa định mức SIP (cao) và MAWP (thấp).

3.1.48

Đánh giá theo cơ học phá hủy (Fracture Mechanics Assessment)

...

...

...

3.1.49

Độ dai gãy (Fracture Toughness)

Tính chất của một vật liệu đo lường khả năng chống gãy do lan truyền vết nứt.

3.1.50

Tải trọng chức năng (Funtional Loads)

Tải trọng là hệ quả của sự tồn tại và sử dụng của hệ thống mà không xem xét các tác động môi trường hoặc tai nạn.

3.1.51

Dây dẫn hướng (Guideline)

Đường dây căng từ đáy biển đến mặt nước với mục đích dẫn hướng cho thiết bị đến kết cấu dưới đáy biển.

...

...

...

Hệ thống bảo vệ tính toàn vẹn áp suất cao (High Integrity Pressure Protection System -HIPPS).

Hệ thống khí cụ an toàn (SIS) bằng cơ khí và điện-thủy lực được sử dụng để bảo vệ thiết bị khai thác khỏi sự xáo trộn áp suất cao.

3.1.53

Áp suất cao- Nhiệt độ cao (High-Pressure High Temperature -HPHT)

Đề cập đến các giếng có áp suất tiềm năng lớn hơn 103,43 N/mm^2, hoặc với nhiệt độ tiềm năng lớn hơn 177°C, lên đến 288°C, được đo tại đáy biển.

3.1.54

Cây thông khai thác ngang (Horizontal Tree)

Cây thông khai thác không có van khai thác chính thẳng đứng nhưng các cửa ra ngang sang một bên.

3.1.55

...

...

...

Kết nối cơ học được kích hoạt bằng thủy lực.

3.1.56

Áp suất thủy lực làm việc định mức (Hydraulic Rated Working Pressure)

Áp suất bên trong tối đa mà thiết bị thủy lực được thiết kế để chịu và, hoặc điều khiển.

3.1.57

Áp suất thủy tĩnh (Hydrostatic Pressure)

Áp suất bên ngoài tối đa của môi trường biển bình thường (độ sâu nước tối đa) mà thiết bị được thiết kế để chịu và/ hoặc điều khiển.

3.1.58

Đường bơm ép (Injection Line)

...

...

...

3.1.59

Kiểm tra (Inspection)

Việc kiểm tra một hạng mục theo một Tiêu chuẩn quy định.

3.1.60

Kế hoạch kiểm tra và thử (Inspection and Test Plan)

Yêu cầu tối thiểu đối với các hoạt động kiểm soát và kiểm tra chất lượng đã được thống nhất trước khi bắt đầu công việc.

3.1.61

Hệ thống điều khiển giếng thông minh (Intelligent Well Control System - IWCS)

Hệ thống điều khiển được sử dụng để vận hành một giếng thông minh.

...

...

...

Thử khả năng thay thế lẫn nhau (Interchangeability Test - ICT)

Phép thử được tiến hành để xác minh các yêu cầu về khả năng thay thế lẫn nhau của các sản phẩm giống hệt nhau, có thể được giao tiếp với các sản phẩm khác tại địa điểm lắp đặt, đã được thực hiện thỏa mãn.

3.1.63

Thiết bị nâng (Lifting Device)

Thiết bị dành riêng để nâng.

3.1.64

Trường hợp tải trọng (Load Case)

Từng tải trọng tác động riêng lẻ đồng thời.

3.1.65

...

...

...

Hiệu ứng của một tải trọng đơn hoặc một tổ hợp của các tải trọng lên kết cấu, chẳng hạn như ứng suất, sức căng, biến dạng, chuyển vị hoặc chuyển động, v.v.

3.1.66

Điều kiện trọng tải (Loading Conditions):

3.1.66.1  Điều kiện trọng tải vận hành bình thường (Normal Operation Loading Condition). Các điều kiện bao gồm hoạt động thường xuyên của hệ thống và thiết bị dưới biển.

3.1.66.2  Điều kiện trọng tải vận hành cực hạn (Extreme Operation Loading Condition). Bao gồm các điều kiện không thể tránh khỏi nhưng có thể dự đoán được do các tình huống môi trường và vận hành.

3.1.66.3  Điều kiện trọng tải sự cố (Accidental Loading Condition). Các điều kiện bao gồm các điều kiện không được chỉ báo trước, không thể tránh khỏi và không thể đoán trước do môi trường, lỗi chức năng của hệ thống, thiết bị, hoạt động khẩn cấp, va chạm, điều kiện môi trường bất thường hoặc bất kỳ kịch bản nào được xác định bởi các đơn vị vận hành.

3.1.66.4  Điều kiện trọng tải tạm thời (Temporary Loading Condition). Các điều kiện bao gồm thử, vận chuyển, khoan và, hoặc hoàn thiện giếng, lắp đặt, can thiệp giếng và ngừng hoạt động.

3.1.67

Điều kiện tải trọng trạng thái thử (Testing Condition Loading Conditions)

...

...

...

3.1.68

Điều kiện tải trọng vận chuyển (Transportation Loading Condition)

Các điều kiện bao gồm nâng, vận chuyển, hạ thủy, v.v..

3.1.69

Điều kiện tải trọng khoan và, hoặc hoàn thiện giếng (Drilling and, or Completion Loading Condition)

Các điều kiện trong quá trình khoan và hoạt động hoàn thiện phải tuân theo Tiêu chuẩn API RP 16Q và Tiêu chuẩn API RP 17G, tương ứng.

3.1.70

Các điều kiện tải trọng lắp đặt (Installation Loading Condition)

Các điều kiện bao gồm triển khai lắp đặt, thay thế và phục hồi, v.v..

...

...

...

Điều kiện tải trọng can thiệp giếng (Well Intervention Loading Condition)

Các điều kiện trong quá trình can thiệp giếng, bao gồm tải trọng từ ống đứng, cáp dẫn và ống cuộn khai thác, cụ thể xem chi tiết tại Tiêu chuẩn API RP 17G.

3.1.72

Điều kiện tải trọng giải bản (Decommissioning Loading Condition)

Điều kiện bao gồm loại bỏ các bộ phận, thiết bị, hệ thống dưới biển.

3.1.73

Thiết bị đảm bảo an toàn hệ thống (Logic Solver)

Liên quan đến hệ thống bảo vệ toàn vẹn áp suất cao (HIPPS), Bộ giải lô-gíc là một phần của hệ thống thiết bị an toàn (SIS) để thực hiện một hoặc nhiều chức năng lô-gic liên quan đến các chức năng an toàn.

3.1.74

...

...

...

Bất kỳ tình trạng nào của một thiết bị hoặc một hạng mục thiết bị làm cho thiết bị hoạt động không đúng, nhưng không ngăn cản việc thực hiện chức năng thiết kế của nó.

3.1.75

Cụm phân dòng (Manifold)

Hệ thống các ống phân dòng, ống công nghê phân nhánh và các van được sử dụng để thu thập chất lưu khai thác được hoặc để phân phối chất lỏng/khí bơm ép hoặc khí nâng trong các hệ thống khai thác dầu khí.

3.1.76

Bảng dữ liệu vật liệu (Material Data Sheet)

Tài liệu chứa dữ liệu liên quan đến các tính chất vật lý và cơ học của một vật liệu cụ thể được sử dụng trong quy trình cách nhiệt và các hướng dẫn và khuyến nghị cho việc xử lý và sử dụng nó.

3.1.77

Áp suất làm việc tối đa cho phép (Maximum Allowable Working Pressure -MAWP)

...

...

...

3.1.78

Dưỡng mô-đun (Modular Template)

Dưỡng được lắp đặt dưới dạng một thiết bị hoặc dưới dạng các mô đun được lắp ráp xung quanh kết cấu cơ sở (thường là giếng đầu tiên).

3.1.79

Sàn chống lún (Mudmat)

Thông thường, một kết cấu nông được sử dụng để đỡ một kết cấu dưới biển bằng cách phân phối tải trọng xuống đáy biển thông qua một tấm kết cấu hoặc váy nông.

3.1.80

Áp suất vận hành (Operating Pressure)

Áp suất của thiết bị khi hệ thống vận hành ở trạng thái ổn định, dưới sự thay đổi thông thường của các thông số vận hành.

...

...

...

Nhiệt độ vận hành (Operating Temperature)

Nhiệt độ tối đa và/ hoặc tối thiểu mà thiết bị phải chịu trong quá trình lắp đặt và vận hành.

3.1.82

Đường ống (Pipeline)

Ống vận chuyển chất lỏng và hoặc khí giữa các phương tiện khai thác trên biển hoặc giữa một giàn và một nhà máy trên bờ, thường được phân nhỏ thành ba loại: đường ống nội mỏ, đường ống bơm ép và dây và đường ống xuất.

3.1.83

Cụm van ngầm đầu đường ống (Pipeline End Manifold -PLEM)

Hệ thống các ống góp, ống công nghệ và van được sử dụng để thu thập chất lỏng khai thác hoặc để phân phối chất lỏng bơm ép trong các hệ thống khai thác dưới biển, thường tích hợp với đường ống và có nhiều hơn một kết nối dưới biển.

3.1.84

...

...

...

Hệ thống ống công nghệ và van, thường tích hợp với đường ống, được sử dụng để tạo một kết nối dưới biển ở cuối đường ống.

3.1.85

Thử trước khi lắp đặt (Pre-Deployment Test -PDT)

Việc thử nghiệm được tiến hành để xác minh các yêu cầu đã được đáp ứng thỏa mãn hoàn toàn với một sản phẩm đã sẵn sàng để triển khai, vẫn được đáp ứng.

3.1.86

Chặn áp suất (Pressure-Containing)

Bộ phận tiếp xúc với chất lỏng giếng khoan, mà bị hư hỏng chức năng như dự kiến sẽ dẫn đến việc giải phóng chất lỏng giếng khoan ra môi trường.

3.1.87

Kiểm soát áp suất (Pressure-Controlling)

...

...

...

3.1.88

Kết cấu bảo vệ (Protection Structure)

Kết cấu độc lập bảo vệ các thiết bị dưới biển chống lại hư hỏng từ các vật thể rơi, lưới đánh cá và các tải trọng tai nạn khác có liên quan.

3.1.89

Áp suất làm việc định mức (Rated Working Pressure -RWP)

Áp suất bên trong tối đa mà thiết bị được thiết kế để chịu và/ hoặc điều khiển.

3.1.90

Độ tin cậy (Reliability)

Độ tin cậy của một đối tượng là xác xuất để đối tượng đó nằm trong không gian an toàn.

...

...

...

Hệ thống công cụ vận hành từ xa (Remotely Operated Tool (ROT) System)

Công cụ chuyên dụng, không có người, được sử dụng để lắp đặt và kiểm tra, bảo trì và các công việc sửa chữa (IMR) yêu cầu khả năng nâng và, hoặc xử lý vượt quá khả năng của các hệ thống ROV bơi tự do.

3.1.92

Phương tiện vận hành từ xa (Remotely Operated Vehicle -ROV)

Phương tiện lặn tự do hoặc buộc dây được sử dụng để thực hiện các nhiệm vụ như kiểm tra, vận hành van, chức năng thủy lực và các nhiệm vụ chung khác.

3.1.93

Ống nối cứng (Rigid Jumper)

Ống nối đường ống nội mỏ chế tạo bằng cách sử dụng ống thép, trái ngược với ống mềm.

3.1.94

...

...

...

Kết cấu đỡ một ống đứng khai thác ngoài biển hoặc trạm nhận dầu, và nó phục vụ như là một kết cấu mà thông qua đó để tác động lại với tải trọng trên ống đứng trong suốt thời gian hoạt động của nó.

3.1.95

Nhiệt độ phòng (Room Temperature)

Bất kỳ nhiệt độ nào từ 4°C đến 40°C (nghĩa là nhiệt độ tương ứng với các điều kiện thử của vật liệu).

3.1.96

Dụng cụ thao tác (Running Tool)

Thiết bị được sử dụng để thao tác, thu hồi, định vị hoặc kết nối thiết bị dưới biển từ trên mặt nước.

3.1.97

Lún (Settlement)

...

...

...

3.1.98

Lắc (Shakedown)

Hiện tượng gây ra bởi tải trọng tuần hoàn hoặc phân bố nhiệt độ theo chu kỳ tạo ra biến dạng dẻo ở một số vùng của bộ phận khi phân bố tải trọng hoặc nhiệt độ tác động; nhưng khi loại bỏ phân bố tải trọng hoặc nhiệt độ, chỉ có các ứng suất đàn hồi chính và phụ xuất hiện trong bộ phận, ngoại trừ trong các khu vực nhỏ liên quan đến tập trung ứng suất (căng) cục bộ.

3.1.99

Van dừng (Shutdown Valve -SDV)

Van vận hành tự động, đóng khi có lỗi sử dụng để cách ly thiết bị.

3.1.100

Thử tại nơi nhận (Site Received Test -SRT)

Phép thử được tiến hành để xác minh rằng các yêu cầu đã chỉ định, đối với một sản phẩm đã được vận chuyển từ khu vực này sang khu vực khác, vẫn được đáp ứng.

...

...

...

Môi trường hoạt động có tính a xít (Sour Service)

Các điều kiện dịch vụ có hàm lượng H₂S vượt quá mức tối thiểu được quy định bởi ISO 15156 (tất cả các bộ phận) ở áp suất thiết kế.

3.1.102

Giới hạn chảy tối thiểu quy ước (Specified Minimum Yield Stregth)

Giới hạn chảy tối thiểu ở nhiệt độ phòng theo bản quy định kỹ thuật hoặc Tiêu chuẩn mà theo đó vật liệu được mua.

3.1.103

Hệ số tập trung ứng suất (Stress Concentration Factor -SCF)

SCF đối với một thành phần ứng suất cụ thể và vị trí trên một mối nối ống là tỷ lệ của ứng suất điểm nóng so với ứng suất danh nghĩa tại mặt cắt ngang chứa điểm nóng.

3.1.104

...

...

...

Mối nối ống đứng chuyên dụng được thiết kế với tiết diện thon, để kiểm soát độ cong và giảm ứng suất uốn cục bộ.

3.1.105

Giá treo ống chống (Subsea Casing Hanger)

Thiết bị đỡ một chuỗi ống chống trong đầu giếng ở đáy biển.

3.1.106

Van cách ly dưới biển (Subsea Isolation Vavle (SSIV))

Van dừng khẩn cấp nằm trên đường ống nội mỏ thường được lắp đặt bên dưới vùng ảnh hưởng sóng, thường nằm trên đáy biển.

3.1.107

Hệ thống điều khiển khai thác dưới biển (Subsea Production Control Systemm -SPCS).

...

...

...

3.1.108

Hệ thống an toàn dưới biển (Subsea Safety System)

Bố trí các thiết bị an toàn và hệ thống hỗ trợ khẩn cấp để tác động lên hệ thống dừng dưới biển.

3.1.109

Đầu cuối cáp điều khiển dưới biển (Subsea Umbilical Termination)

Bộ phận kết nối cơ khí, điện, quang và, hoặc thủy lực một bó cáp điều khiển hoặc ống nối với một hệ thống dưới biển.

3.1.110

Cọc giếng (Suction Pile)

Điển hình là một kết cấu hình trụ cao bằng thép, mở ở đáy và thường đóng kín ở phía trên, có hoặc không có hệ thống gia cường bên trong và được sử dụng để đỡ các kết cấu dưới biển.

...

...

...

Van an toàn dưới mặt nước điều khiển trên mặt nước (Surface Controlled Subsurface Safety Valve -SCSSV)

Thiết bị an toàn được đặt trong lỗ khoan khai thác của ống khai thác của giếng bên dưới đầu giếng ngầm và sẽ đóng khi mất áp suất điều khiển thủy lực.

3.1.112

Van an toàn trên mặt nước (Surface Safety Vavle -SSV)

Thiết bị an toàn được đặt trong lỗ khoan khai thác của ống khai thác của giếng phía trên đầu giếng (giếng của giàn) hoặc tại điểm giếng ngầm khai thác tiếp cận tới giàn và tự động đóng lại khi mất áp suất thủy lực.

3.1.113

Giám sát kỹ thuật (Technical Supervision)

Hoạt động được thực hiện để xác định xem một hạng mục có tuân thủ các yêu cầu của Tiêu chuẩn này hay không. Có thể liên quan đến việc xem xét tài liệu, kiểm tra và thử theo yêu cầu của Tiêu chuẩn này.

3.1.114

...

...

...

Các điều kiện dịch vụ có hàm lượng H₂S nhỏ hơn hàm lượng quy định tại NACE MR0175.

3.1.115

Thử chức năng hệ thống (System Function Test -SFT)

Phép thử được tiến hành để xác nhận rằng các yêu cầu cho một mục đích sử dụng hoặc ứng dụng cụ thể, của một bộ sản phẩm tạo thành một hệ thống chức năng đầy đủ, đã được đáp ứng.

3.1.116

Thử tích hợp hệ thống (System Integration Test -SIT)

Phép thử được tiến hành để xác nhận rằng các yêu cầu cho một mục đích sử dụng hoặc ứng dụng cụ thể, của một bộ sản phẩm tạo thành một hệ thống tích hợp, đã được đáp ứng.

3.1.117

Dưỡng (Template)

...

...

...

3.1.118

Độ bền kéo cực hạn (Ultimate Tensile Strength)

Là ứng suất tối đa của vật liệu chịu được trước khi bị đứt gãy hay phá hủy.

3.1.119

Cáp điều khiển (Umbilical)

Một nhóm các bộ phận chức năng, chẳng hạn như cáp điện, cáp quang, ống mềm và ống cứng, được đặt hoặc bó lại với nhau hoặc kết hợp với nhau để cung cấp các chức năng thủy lực, bơm ép chất lỏng, năng lượng và, hoặc thông tin.

3.1.120

Van an toàn dưới nước (Underwater Safety Valve -USV)

Cụm van tự động (được lắp đặt trong một cây thông dưới biển ở thượng nguồn của ống thót) sẽ đóng lại khi mất năng lượng.

...

...

...

Điều kiện không thoát nước (Undrained Condition)

Điều kiện mà tại đó các ứng suất tác động vào và thay đổi ứng suất được hỗ trợ bởi cốt đất và bọt chất lỏng và không gây ra sự thay đổi về thể tích.

3.1.122

Sức kháng cắt không thoát nước (Undrained Shear Strength)

Ứng suất cắt tối đa hoặc ứng suất cắt tại một biến dạng cắt xác định, trong điều kiện không thoát nước.

3.1.123

Tính phù hợp (Validation)

Việc xác nhận rằng các yêu cầu vận hành đối với một hoạt động cụ thể hoặc việc đưa vào hoạt động đã được đáp ứng hoàn toàn, thông qua việc cung cấp bằng chứng khách quan. Thông thường tính phù hợp đạt được bằng thử chứng nhận và/ hoặc thử tích hợp hệ thống.

3.1.124

...

...

...

Cụm tích hợp chứa hai hoặc nhiều van.

3.1.125

Kiểm tra xác nhận (Verification)

Việc xác nhận rằng các yêu cầu thiết kế quy định đã được đáp ứng, thông qua việc cung cấp bằng chứng khách quan. Thông thường kiểm tra xác nhận đạt được bằng cách tính toán, xem xét thiết kế và thử thủy tĩnh và thử hoạt động.

3.1.126

Cây thông khai thác thẳng đứng (Vertical Tree)

Cây thông khai thác có thân van thẳng đứng theo phương cây thông khai thác phía dưới đầu ra cạnh bên.

3.1.127

Hoàn thiện giếng (Well Completion)

...

...

...

3.1.128

Ống nối giếng (Well Jumper)

Ống nối đường ống nội mỏ được đặt giữa cây thông dưới biển và kết cấu dưới biển khác (thông thường là một ống góp hoặc PLET)

3.1.129

Ống đứng bảo dưỡng giếng (Workover Riser)

Ống đứng được kết nối để cung cấp một ống dẫn từ đầu nối phía trên của cây thông dưới biển lên mặt nước và cho phép các công cụ đi qua trong các hoạt động của công việc bảo dưỡng giếng trong một khoảng thời gian giới hạn, và có thể được thu hồi lại trong điều kiện môi trường khắc nghiệt.

3.1.130

Giới hạn chảy (Yield Strength)

Mức ứng suất, đo được ở nhiệt độ phòng và nhiệt độ cao, tại đó vật liệu biến dạng dẻo và không trở về kích thước ban đầu khi tải trọng dừng tác động.

...

...

...

ABS

: American Bureau of Shipping/Đăng kiểm Hoa Kỳ

ANSI

: American National Standards Institute/Viện Tiêu chuẩn quốc gia Hoa Kỳ

API

: Amesrican Petroleum Institute/Viện dầu khí Hoa Kỳ

ASME

: American Society of Mechanical Engineers/Hiệp hội kỹ sư cơ khí Hoa Kỳ

ASTM

...

...

...

AWS

: American Welding Society/Hiệp hội hàn Hoa Kỳ

CRA

: Corrosion Resistant Alloy/Hợp kim chống ăn mòn

EFAT

: Extended Factory Acceptance Test/Thử chấp nhận mở rộng tại nhà máy

EPU

: Electrical Power Unit/ Cụm thiết bị năng lượng điện

ICSS

...

...

...

FAT

: Factory Acceptance Test/Thử chấp nhận tại nhà máy

FMEA

: Failure Modes and Effects Analysis/Phân tích các dạng hư hỏng và tác động

FMECA

: Failure Mode, Effects and Criticality Analysis/ Phân tích các dạng hư hỏng, tác động và tính tới hạn

HAZID

: Hazard Identification/ Nhận diện mối nguy hiểm

HAZOP

...

...

...

HIPPS

: High Integrity Pressure Protection System/Hệ thống bảo vệ áp suất toàn vẹn cao

HPHT

: High-Pressure High-Temperature/ Áp suất cao-nhiệt độ cao

HPU

: Hydraulic Power Unit/ Cụm thiết bị thủy lực

IEC

: International Electrotechnical Commission/Ủy ban kỹ thuật điện quốc tế

IEEE

...

...

...

ISO

: International Organization for Standardization/Tổ chức Tiêu chuẩn hóa Quốc tế

ITP

: Inspection and Test Plan/Kế hoạch kiểm tra và thử nghiệm

NACE

: National Association of Corrosion Engineers/Hiệp hội kỹ sư ăn mòn quốc gia

NDE

: Nondestructive Examination/Thử không phá hủy

4. Yêu cầu về hồ sơ tài liệu

...

...

...

4.1.1  Danh mục hồ sơ tài liệu của bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác dầu khí dưới biển trong giai đoạn thiết kế, chế tạo, lắp đặt, chạy thử, vận hành và giải bản được nêu tại Bảng 1.

4.1.2  Yêu cầu về hồ sơ tài liệu cho các hệ thống khai thác dầu khí dưới biển được nêu tại mục 4.4

4.1.3  Yêu cầu về hồ sơ tài liệu cho bộ phận, thiết bị và hệ thống phụ trơ cho từng giai đoạn được nêu tại mục 4.5

4.1.4  Các yêu cầu hồ sơ tài liệu thực tế phải dựa trên các bộ phận được liệt kê tại Bảng 12.

Bảng 1 - Các tài liệu phải trình duyệt đối với bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác dầu khí dưới biển

Thiết kế

Chế tạo

Lắp đặt, chạy thử

...

...

...

Giải bản

Vật liệu, Hàn, NDE

Chế tạo

Thử

Hệ thống

x

-

x

x

...

...

...

x

x

Hệ thống phụ trợ

Hệ thống bơm ép

x

x

x

x

x

...

...

...

x

Hệ thống phục vụ

x

x

x

x

x

x

x

...

...

...

x

x

x

x

x

x

x

Hệ thống điều khiển và kiểm soát

x

...

...

...

x

x

x

x

x

Thiết bị

Đầu giếng

x

x

...

...

...

x

x

x

x

Cây thông khai thác và bộ phận treo ống

x

x

x

x

...

...

...

x

x

Đường ống nội mỏ và ống nối và ống đứng

x

x

x

x

x

x

...

...

...

Hệ thống bảo vệ áp suất toàn vẹn cao (HIPPS)

x

x

x

x

x

x

x

Ống góp/PLEM/PLET và dưỡng

...

...

...

x

x

x

x

x

x

Cáp điều khiển

x

x

...

...

...

x

x

x

x

Cụm thiết bị đóng giếng

x

x

x

x

...

...

...

x

x

Đồng hồ đo lưu lượng

x

x

x

x

x

x

...

...

...

Giao diện giữa thiết bị điều khiển từ xa (ROV) và công cụ điều khiển từ xa (ROT)

x

x

x

x

x

x

x

Nền móng

...

...

...

x

x

x

x

x

X

Kết cấu bảo vệ

x

x

...

...

...

x

x

x

x

Bộ phận

Xem chi tiết Bảng 12

x

x

Xem chi tiết Bảng 12

...

...

...

-

-

Ghi chú:

x - Hồ sơ tài liệu

4.2  Bản quy định thiết kế và chế tạo

4.2.1  Bản quy định thiết kế: Hồ sơ thiết kế kỹ thuật cho bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác bao gồm:

a. Các yêu cầu về chức năng các bộ phận, thiết bị và hệ thống;

b. Dữ liệu về môi trường (số liệu khí tượng hoặc và hải dương học, đất, chất lỏng bên trong);

c. Các trạng thái tải trọng và các ma trận trường hợp tải trọng đi kèm;

...

...

...

e. Giao diện với thiết bị, hệ thống phụ trợ khác;

f. Các Tiêu chuẩn áp dụng.

4.2.2  Bản quy định chế tạo: Hồ sơ tài liệu chế tạo cho cho bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác bao gồm:

a. Hồ sơ kỹ thuật và kế hoạch chất lượng.

b. Hồ sơ kỹ thuật quy trình hàn, báo cáo chứng nhận quy trình và sơ đồ mối hàn.

c. Quy trình NDE và sơ đồ NDE.

d. Kế hoạch thử và kiểm tra chi tiết, bao gồm các quy trình thử liên quan.

e. Kế hoạch lắp đặt và chạy thử và các quy trình.

4.3  Các bản vẽ bố trí chung

...

...

...

4.3.2  Đối với thiết bị: Bản vẽ bố trí chung thiết bị, bản vẽ chi tiết, bản vẽ mặt cắt ngang, mặt cắt dọc, các bản vẽ này phải nêu rõ các yêu cầu sau:

a. Vị trí của tất cả các thiết bị và kết cấu của thiết bị phụ trợ.

b. Hệ thống đường ống liên quan đến hệ thống khai thác dưới biển và các hệ thống phụ trợ.

c. Vị trí các bảng điều khiển, trạm điều khiển cho hệ thống khai thác dưới biển, bao gồm tất cả các hệ thống phụ trợ dưới biển.

4.4  Hồ sơ tài liệu đối với bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác

4.4.1  Hồ sơ tài liệu thiết kế cơ sở, bao gồm nhưng không giới hạn những hồ sơ tài liệu dưới đây:

a. Mô tả các hệ thống khai thác dầu khí dưới biển.

b. Mô tả từng thiết bị bao gồm các bộ phận chính.

c. Hồ sơ kỹ thuật thiết kế, xem chi tiết mục 4.2.1.

...

...

...

4.4.2  Danh mục thiết bị.

4.4.3  Bản vẽ bố trí nội mỏ bao gồm cả thiết bị.

4.4.4  Bản vẽ lắp ráp, sơ đồ và biểu đồ (bao gồm bản vẽ, sơ đồ của thiết bị, đường ống, đo lường, thủy lực, điện và sơ đồ điều khiển).

4.4.5  Biểu đồ nguyên nhân và hậu quả.

4.4.6  Báo cáo nghiên cứu HAZID, HAZOP cho toàn bộ hệ thống khai thác dưới biển và các hệ thống phụ trợ kèm theo.

4.4.7  FMEA/FMECA hoặc các phân tích tương tự các hệ thống và chương trình xác nhận tính hiệu lực cho tính toàn vẹn hệ thống.

4.4.8  Nguyên tắc và triết lý an toàn.

4.4.9  Quy trình và báo cáo thử tính toàn vẹn của hệ thống.

4.5  Hồ sơ tài liệu đối với bộ phận, thiết bị và hệ thống phụ trợ.

...

...

...

4.5.1.1  Hồ sơ tài liệu thiết kế bao gồm các yêu cầu từ mục 4.5.1.2 đến mục 4.5.1.27. Các yêu cầu về tài liệu đối với đường ống nội mỏ và ống đứng phải tuân thủ yêu cầu TCVN 6475 về đường ống biển. Đối với tài liệu cho các hệ thống điện và điều khiển, xem chi tiết tại mục 4.5.1.17, đối với tài liệu cho đường ống mềm phải tuân thủ yêu cầu TCVN 8404.

4.5.1.2  Hồ sơ tài liệu kỹ thuật thiết kế, xem chi tiết mục 4.2.1.

4.5.1.3  Sơ đồ hệ thống đường ống và sơ đồ hệ thống khí cụ điều khiển;

4.5.1.4  Phương pháp phân tích thiết kế, các quy trình và các ma trận tải trọng;

4.5.1.5  Dung sai chế tạo và lắp đặt;

4.5.1.6  Thông số kỹ thuật của chất lỏng bên trong;

4.5.1.7  Ăn mòn, mài mòn cho phép của các đường ống;

4.5.1.8  Chứng chỉ vật liệu;

4.5.1.9  Hồ sơ kỹ thuật, đặc tính và truy xuất vật liệu;

...

...

...

4.5.1.11  Các báo cáo phân tích. Bất kỳ báo cáo phân tích nào được yêu cầu bởi Tiêu chuẩn áp dụng. Tối thiểu phải bao gồm việc xác nhận tính toàn vẹn của thiết bị cho tất cả các điều kiện tải trọng thiết kế như liệt kê tại mục 7.4.7;

4.5.1.12  Báo cáo tải trọng bao gồm trọng tâm của thiết bị;

4.5.1.13  FMEA/FMECA hoặc các phân tích tương tự, và chương trình được xác nhận tính hiệu lực của nó;

4.5.1.14  Các chi tiết bảo vệ và kiểm soát ăn mòn;

4.5.1.15  Các giấy chứng nhận của cơ sở chế tạo về sự phù hợp, xem chi tiết tại mục 8.2.4.3;

4.5.1.16  Báo cáo địa chất, địa vật lý tại hiện trường.

4.5.1.17  Tài liệu thiết kế đối với hệ thống điện và điều khiển.

4.5.1.18  Tài liệu đối với hệ thống điện và điều khiển dưới biển.

4.5.1.19  Tài liệu mô tả chức năng đối với thiết bị điều khiển và đo lường.

...

...

...

a. Các chi tiết về phân cấp điều khiển: chính, phụ, khẩn cấp.

b. Các chi tiết và mô tả sự kết nối giữa các hệ thống điều khiển;

c. Các chi tiết về nguồn năng lượng chính và nguồn năng lượng sự cố;

d. Các tính toán dung lượng của các hệ thống ắc qui, chính và phụ;

e. Các chi tiết, bố trí thiết bị năng lượng thủy lực;

1) Các chi tiết và bố trí hệ thống bơm.

2) Các chi tiết về động cơ dẫn động;

3) Dung tích bình chứa và bố trí bình chứa.

f. Sơ đồ điện và thủy lực;

...

...

...

1) Bản vẽ bố trí chung, kích thước.

2) Vật liệu.;

3) Tính toán dung tích và áp suất ngược.

h. Hồ sơ chế tạo, kiểm tra và thử hoạt động.

4.5.1.21  Thiết kế và các chi tiết của nguyên tắc hư hỏng-an toàn của hệ thống điều khiển dưới biển, và nghiên cứu FMEA/FMECA;

4.5.1.22  Tài liệu về các mức an toàn tính toàn vẹn theo IEC 61508 và phân loại báo động:

4.5.1.23  Lô-gíc dừng hoạt động và biểu đồ nguyên nhân và kết quả dừng hoạt động (bao gồm dừng khẩn cấp và dừng hệ thống công nghệ);

4.5.1.24  Bản vẽ và sơ đồ, bao gồm nhưng không chỉ giới hạn các yêu cầu dưới đây:

a. Bản vẽ bố trí hiển thị vị trí, triển khai các thiết bị được điều khiển, thiết bị điều khiển và đo lường và các điểm cài đặt cho các bộ phận của hệ thống điều khiển.

...

...

...

c. Loại và kích cỡ của tất cả các cáp điện, cáp quang, cáp tín hiệu và dây điện được liên kết với hệ thống điều khiển, bao gồm điện áp định mức, điện áp làm việc, tụt điện áp và dòng điện tối đa cho phép, cùng với bảo vệ quá tải và ngắn mạch, vật liệu và kích thước dây dẫn, bản quy định kỹ thuật về cách điện, cáp nối đất nếu áp dụng, và các tiêu chuẩn thiết kế áp dụng;

d. Sơ đồ và mô tả lô-gic của các hệ thống điều khiển điện và thủy lực cùng với tất cả các kết nối, vật liệu và kích thước ống công nghệ, bao gồm áp suất làm việc, giá trị cài đặt van an toàn và bộ hãm ngăn ngừa uốn, kéo tại các điểm cuối của đầu nối;

e. Mô tả các bố trí kích hoạt tất cả các báo động và sự cố và mô tả chức năng hoặc mô tả các van, bộ truyền động, cảm biến và rơle đặc biệt;

f. Báo cáo thiết kế, bao gồm:

1) Các tính toán cho các hệ thống điều khiển thể hiện khả năng của hệ thống để phản ứng đầy đủ với các sự cố đã được tính toán trước, bao gồm các chuyển đổi trạng thái, giảm thiểu việc dừng giếng khoan, gián đoạn các hoạt động và gây tổn thất cho khai thác do các sự cố bất ngờ trên bất kỳ bộ phận nào của hệ thống điều khiển dưới biển hoặc hệ thống phụ trợ.

2) Chi tiết về bảo vệ bên trong, bên ngoài (bảo vệ ca tốt, dự trữ ăn mòn) của các bộ phận và thiết bị điều khiển dưới biển;

3) Hồ sơ quy định kỹ thuật thiết kế và nhật ký của hệ thống truyền tín hiệu điện, phân tích thủy lực để cung cấp thủy lực và xác nhận thời gian đáp ứng của hệ thống;

4) Hồ sơ quy định kỹ thuật thiết kế cho van điều khiển, van tiết lưu, các yêu cầu về lượng hóa chất, mê ta nol, và phạm vi của hệ thống ức chế ăn mòn;

5) Hồ sơ quy định kỹ thuật thiết kế cho các đầu nối và cáp nối điện, các đầu nối và ống nối hóa chất, thủy lực và bố trí lắp đặt cáp điều khiển, nối cáp điều khiển, ống nối;

...

...

...

7) Hồ sơ quy định kỹ thuật thiết kế van an toàn dưới biển điều khiển trên mặt nước.

4.5.1.25  Dữ liệu và bản vẽ hệ thống phát hiện hydrocarbon, bao gồm các cảm biến, ống công nghệ, các điểm cài đặt, loại cảm biến và vị trí các bảng báo động;

4.5.1.26  Dữ liệu và bản vẽ các hệ thống trên máy tính;

4.5.1.27  Hướng dẫn vận hành và bảo dưỡng hệ thống điều khiển bao gồm bố trí tiếp cận, nâng các thiết bị điều khiển dưới biển để bảo dưỡng và sửa chữa, kế hoạch can thiệp khác.

4.5.2  Hồ sơ tài liệu sản xuất, chế tạo

4.5.2.1  Vật liệu, hàn và thử không phá hủy: Vật liệu, hàn và thử không phá hủy sử dụng cho các kết cấu chịu áp lực, các kết cấu chịu tải trọng và kết cấu gia cường có ren, phải được cung cấp cùng với hồ sơ của đơn vị sản xuất, bao gồm nhưng nhưng không chỉ giới hạn các yêu cầu dưới đây:

a. Chứng nhận bởi đơn vị sản xuất vật liệu về sự phù hợp hồ sơ quy định kỹ thuật vật liệu.

b. Hồ sơ quy định kỹ thuật và cấp vật liệu;

c. Quy trình chế tạo, bao gồm phương pháp nấu chảy, tỷ số giảm;

...

...

...

e. Phân tích thành phần hóa học, dải dung sai và các Tiêu chuẩn thử;

f. Hồ sơ xử lý nhiệt (thời gian xử lý nhiệt ở các nhiệt độ, tốc độ gia nhiệt và làm mát, môi trường tôi, thời gian chuyển tiếp, bằng chứng ảnh của các bộ phận trong lò cho thấy sự tuân thủ biểu đồ tải của lò, thiết bị xử lý nhiệt);

g. Thông tin về xử lý nhiệt lại;

h. Các đặc tính cơ học, bao gồm chỉ tiêu chấp nhận sau đây:

1) Các đặc tính kéo và Tiêu chuẩn thử.

2) Các giá trị độ dai va đập và nhiệt độ, bao gồm Tiêu chuẩn thử;

3) Các chỉ số đo thử độ cứng theo Tiêu chuẩn NACE MR0175/ISO 15156, bao gồm Tiêu chuẩn thử.

i. Thông tin xử lý bề mặt: bằng chứng của việc làm cứng bề mặt, sơn, mạ, phun nhiệt, ốp, bọc cách nhiệt để thể hiện sự tuân thủ với bản quy định kỹ thuật vật liệu;

j. Báo cáo kích thước;

...

...

...

l. Quy trình và sơ đồ thử không phá hủy;

m. Kết quả thử không phá hủy bao gồm chỉ tiêu chấp nhận và loại bỏ;

n. Hành động khắc phục và xử lý các lỗi không phù hợp chính trong quá trình chế tạo hoặc tạo hình vật liệu;

o. Trong trường hợp được phép sửa chữa bằng phương pháp hàn, sơ đồ mối hàn được sửa chữa và các tài liệu liên quan phải được đưa vào hồ sơ chế tạo;

p. Các yêu cầu về lưu trữ vật liệu;

4.5.2.2  Hồ sơ chế tạo, bao gồm các hồ sơ sau đây:

a. Hồ sơ chế tạo và kiểm soát chất lượng.

b. Các chi tiết về chế tạo và các quy trình (quy trình chế tạo kết cấu, xử lý nhiệt, kiểm soát kích thước).

c. Các chi tiết về kế hoạch thử và kiểm tra trong giai đoạn chế tạo bao gồm các quy trình thử liên quan đối với hệ thống, hệ thống phụ trợ, thiết bị hoặc bộ phận, như được nêu tại Bảng 12.

...

...

...

a. Các hồ sơ tài liệu thử cho bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác dầu khí dưới biển trong giai đoạn chế tạo.

b. Quy trình thử bao gồm hồ sơ quy định kỹ thuật về thử, chỉ tiêu chấp nhận, công cụ và thiết bị thử nghiệm được sử dụng, cùng với dữ liệu hiệu chuẩn.

c. Các báo cáo thử để xác nhận tính hiệu lực của phép thử FAT, EFAT

4.6  Hồ sơ tài liệu lắp đặt, chạy thử, bao gồm các hồ sơ tài liệu, nhưng không chỉ giới hạn tại các hồ sơ sau đây:

a. Kế hoạch kiểm tra và thử chi tiết trong giai đoạn lắp đặt, chạy thử.

b. Quy trình và báo cáo thử tích hợp hệ thống (SIT);

c. Sổ tay lắp đặt;

d. Bố trí nâng;

e. Báo cáo phân tích lắp đặt theo yêu cầu của Tiêu chuẩn áp dụng, (nếu nó). Mà chưa được xem xét trong giai đoạn thiết kế;

...

...

...

g. Các quy trình dự phòng khác.

4.7  Hồ sơ tài liệu trong khai thác, bao gồm các hồ sơ tài liệu, nhưng không chỉ giới hạn tại các hồ sơ sau đây:

a. Kế hoạch kiểm tra trong khai thác;

b. Kế hoạch sửa chữa và thay thế;

c. Hồ sơ bảo dưỡng.

4.8  Hồ sơ tài liệu kéo dài tuổi thọ

4.8.1  Hồ sơ tài liệu kéo dài tuổi thọ của các kết cấu dưới biển bao gồm, nhưng không chỉ giới hạn tại các tài liệu sau:

a. Hồ sơ thử và kiểm tra;

b. Đề xuất kéo dài thời gian hoạt động;

...

...

...

d. Báo cáo kiểm tra tình trạng kết cấu;

e. Hồ sơ thay đổi các điều kiện môi trường, địa chất;

f. Lịch sử ăn mòn, tốc độ ăn mòn dự đoán và dự đoán tình trạng khi hết thời gian hoạt động;

g. Đề xuất sửa chữa và thay thế;

h. Kế hoạch kiểm tra, giám sát dự kiến, khoảng thời gian kiểm tra và chỉ tiêu chấp nhận;

i. Đề xuất kế hoạch thử bao gồm các giới hạn áp suất và khoảng thời gian thử.

4.8.2  Báo cáo phân tích để kéo dài tuổi thọ của kết cấu dưới biển, bao gồm:

a. Đánh giá độ bền theo tính trạng kiểm tra;

b. Tổn thương mỏi tích lũy dựa trên lịch sử vận hành trước đây;

...

...

...

d. Tuổi thọ mỏi còn lại theo từng tình trạng kiểm tra và ăn mòn dự kiến dưới các điều kiện tiếp tục vận hành được đề xuất, có xem xét đến việc sửa chữa và thay thế được đề xuất.

4.9  Hồ sơ tài liệu trong giai đoạn giải bản, bao gồm nhưng không chỉ giới hạn tại các tài liệu sau đây:

a. Cơ sở giải bản, bao gồm các Tiêu chuẩn áp dụng;

b. Tài liệu xác định phạm vi công việc của giải bản;

c. Sổ tay và quy trình giải bản;

d. Bố trí nâng.

5. Quy định về chứng nhận và phân cấp

5.1  Quy định chung

5.1.1  Chứng nhận và phân cấp cho các bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác dầu khí dưới biển được liệt kê tại mục 5.1.2.

...

...

...

a. Đầu giếng, câu thông khai thác và giá treo ống khai thác;

b. Ống nội mỏ, ống nối và ống đứng;

c. Hệ thống bảo vệ tính toàn vẹn áp suất cao;

d. Ống góp, cụm van ngầm đầu đường ống và dưỡng;

e. Các hệ thống bơm ép và phục vụ;

f. Cáp điều khiển **;

g. Hệ thống điện;

h. Hệ thống điều khiển và kiểm soát;

i. Cụm thiết bị đóng giếng;

...

...

...

k. Giao diện giữa phương tiện điều khiển từ xa (ROV) và công cụ điều khiển từ xa (ROT);

l. Nền móng;

m. Kết cấu bảo vệ dưới biển.

Lưu ý: ** Cáp điều khiển là một phần của hệ thống điện, hệ thống điều khiển và hệ thống kiểm soát.

5.1.3  Các bộ phận, thiết bị khai thác dầu khí dưới biển điển hình được chỉ ra tại Hình 1.

Trong đó:

ICSS: Integrated Control and Safety System (Hệ thống tích hợp điều khiển và an toàn)

DCS: Distributed Control System (Hệ thống điều khiển phân phối)

...

...

...

SUTA/SDU: Subsea Umbilical Termination Assembly/Subsea Umbilical Distribution Unit (Trạm kết nối cáp điều khiển dưới biển/Trạm phân phối cáp điều khiển dưới biển)

PLEM/PLET: Pipeline End Maniflod/Pipleline End Termination (Cụm van ngầm đầu đường ống (PLEM), thiết bị cuối đường ống (PLET))

Hình 1- Bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác, sản xuất dầu khí dưới biển điển hình

5.1.4  Danh mục chi tiết các bộ phận, thiết bị của mỗi hệ thống phụ trợ trong Tiêu chuẩn này được nêu tại Bảng 12

5.1.5  Thay thế tương đương

5.1.5.1  Hồ sơ, tài liệu thiết kế của bộ phận, thiết bị, hệ thống khai thác dầu khí dưới biển chứng minh sự thỏa mãn các yêu cầu của Tiêu chuẩn đã áp dụng hoặc Tiêu chuẩn được chỉ định, với điều kiện các yêu cầu của Tiêu chuẩn đã áp dụng hoặc được chỉ định không có các yêu cầu thấp hơn Tiêu chuẩn này.

5.1.5.2  Khi Tiêu chuẩn thay thế được chỉ định, một phân tích, đánh giá so sánh phải được cung cấp để chứng minh mức độ tương đương về mặt an toàn với Tiêu chuẩn này. Hồ sơ đánh giá, phân tích thỏa mãn các yêu cầu tại mục 5.1.7

5.1.6  Thiết kế có công nghệ mới lạ

Bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác dầu khí dưới biển mà có các đặc tính thiết kế mới lạ mà các quy định trong Tiêu chuẩn này không thể áp dụng trực tiếp có thể được phân cấp, chứng nhận từng phần phù hợp, thỏa mãn trên cơ sở yêu cầu của Tiêu chuẩn này.

...

...

...

Đánh giá rủi ro đối với các thiết kế hoán cải và thiết kế có đặc tính mới lạ có thể áp dụng hoặc cho toàn bộ hệ thống khai thác dưới biển, hoặc cho từng hệ thống phụ trợ , thiết bị và, hoặc bộ phận đơn lẻ.

5.1.8  Có thể xem xét việc áp dụng đánh giá rủi ro với các thiết kế hoán cải và thiết kế có đặc tính mới lạ trong thiết kế, trong kiểm tra chứng nhận trong quá trình chế tạo, và trong kiểm tra để duy trì cấp cho bộ phận, thiết bị, hệ thống khai thác, hệ thống phụ trợ khai thác dầu khí dưới biển.

5.1.8.1  Khi áp dụng, các kỹ thuật đánh giá rủi ro phải chứng minh được rằng các thiết kế hoán cải và/ hoặc các thiết kế có đặc tính mới lạ phải có mức an toàn chấp nhận được phù hợp với thực tiễn công nghiệp hàng hải và dầu khí hiện hành.

5.1.8.2  Nếu một thiết kế hoán cải hoặc một thiết kế có đặc tính mới lạ được đề xuất mà gây bất kỳ ảnh hưởng đến các yêu cầu của chính quyền hành chính. Chủ công trình, Đơn vị vận hành phải có trách nhiệm liên hệ với đơn vị có thẩm quyền để được chấp thuận các lựa chọn hoán cải trên cơ sở đánh giá rủi ro.

5.1.9  Quy trình chứng nhận

5.1.9.1  Quy trinh chứng nhận, phân cấp đối với bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác dầu khí dưới biển dưới biển được nêu tại mục 8 của Tiêu chuẩn này và được nêu cụ thể tại Bảng 12.

5.1.9.2  Các yêu cầu về bản vẽ, bản tính và tài liệu liên quan đến bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác dầu khí dưới biển thỏa mãn các yêu cầu được liệt kê tại mục 4 của Tiêu chuẩn này.

5.1.9.3  Khi hoàn thành việc xem xét hồ sơ thiết kế thỏa mãn yêu cầu của Tiêu chuẩn này, giấy chứng nhận thiết kế và hồ sơ tài liệu sẽ được sử dụng khi thực hiện kiểm tra trong quá trình chế tạo.

5.1.9.4  Khi hoàn thành kiểm tra trong quá trình chế tạo theo hồ sơ tài liệu đã được thiết kế, các báo cáo kiểm tra phải được lập.

...

...

...

5.2  Chứng nhận bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác dầu khí dưới biển

5.2.1  Các bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác, bao gồm cả bộ phận thiết bị và hệ thống phụ trợ (sản phẩm công nghiệp) mà thỏa mãn các yêu cầu về thiết kế, chế tạo, thử nghiệm tại Tiêu chuẩn này sẽ được cấp giấy chứng nhận.

5.2.2  Việc chứng nhận các sản phẩm công nghiệp bao gồm việc xem xét thiết kế và kiểm tra trong quá trình chế tạo.

5.2.2.1  Xem xét hồ sơ thiết kế, bao gồm các yêu cầu sau:

a. Đơn đề nghị;

b. Hồ sơ tài liệu thiết kế;

c. Giấy chứng nhận thiết kế của bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác dầu khí dưới biển với các giới hạn hoạt động chính.

5.2.2.2  Đối với kiểm tra trong quá trình chế tạo, bao gồm các yêu cầu sau:

a. Báo cáo kiểm tra

...

...

...

c. Báo cáo kiểm tra sau khi hoàn thành giai đoạn lắp đặt, chạy thử, cụ thể đối với các bộ phận, thiết bị và các hệ thống dưới đây:

1) Các hệ thống chính và hệ thống phụ trợ.

2) Thiết bị: đầu giếng, ống đứng, đường ống biển, cáp điều khiển, cáp điện và hệ thống bảo vệ tính toàn vẹn áp suất cao.

5.2.3  Giấy chứng nhận sản phẩm công nghiệp sẽ được cấp sau khi hoàn thành khối lượng kiểm tra trong giai đoạn chế tạo mới, lắp đặt, chạy thử tại cơ sở chế tạo.

5.3  Phân cấp bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác dầu khí dưới biển

5.3.1  Bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác dầu khí dưới biển đã được xem xét thiết kế, giám sát chế tạo, lắp đặt và chạy thử thỏa mãn các tất cả các yêu cầu nêu tại Tiêu chuẩn này sẽ được trao cấp gắn với một cấp của một công trình cụ thể và ký hiệu cấp bổ sung như sau: CSS Production

5.3.2  Các yêu cầu kiểm tra đối với bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác dầu khí dưới

5.3.2.1  Các yêu cầu về thiết kế phải thỏa mãn các yêu cầu được nêu tại mục 7, mục 4 và mục 6.

5.3.2.2  Các yêu cầu về kiểm tra trong chế tạo mới phải thỏa mãn các yêu cầu tại mục 9.2.

...

...

...

5.3.3.1  Hồ sơ tài liệu để phân cấp cho các hệ thống khai thác dưới biển không được xem xét thiết kế hoặc không được kiểm tra trong quá trình chế tạo bao gồm nhưng không chỉ giới hạn các hồ sơ sau đây:

a. Bộ phận, thiết bị và các hệ thống thỏa mãn tất cả các yêu cầu trong Tiêu chuẩn này;

b. Hồ sơ thiết kế ban đầu;

c. Sổ tay và hồ sơ truy xuất vật liệu;

d. Các giấy chứng nhận phân cấp và chứng nhận sản phẩm công nghiệp trước đây.

5.3.3.2  Các yêu cầu về kiểm tra trong khai thác phải thỏa mãn các yêu cầu được nêu tại 9.3

6. Vật liệu, hàn và thử không phá hủy

6.1  Quy định chung

6.1.1  Phần này yêu cầu áp dụng cho vật liệu và hàn dùng để chế tạo kết cấu, bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác dầu khí dưới biển.

...

...

...

6.1.3  Thử và kiểm tra vật liệu.

6.1.4  Khuyến nghị ăn mòn và xói mòn.

6.1.5  Vật liệu làm kín kim loại và phi kim loại.

6.1.6  Tất cả các vật liệu phải phù hợp với các điều kiện vận hành và được xác định bởi một Tiêu chuẩn được công nhận và, hoặc hồ sơ kỹ thuật vật liệu của đơn vị sản xuất.

6.2  Phân loại vật liệu

6.2.1  Vật liệu cho kết cấu chịu áp lực

6.2.1.1  Bao gồm các thiết bị giữ, chứa, kiểm soát áp lực và bộ phận đường ống chịu áp suất bên trong.

6.2.1.2  Các yêu cầu nêu tại mục 6.3.

6.2.2  Vật liệu cho bộ phận chịu tải khác mà được phân loại thành kết cấu chịu tải trọng chính hoặc phụ.

...

...

...

6.2.2.2  Các kết cấu chịu tải trọng phụ là các kết cấu mà sự hư hỏng của nó không ảnh hưởng đến tính toàn vẹn kết cấu và an toàn tổng thể của thiết bị như là thanh chống xiên chữ thập.

6.2.2.3  Các yêu cầu nêu tại mục 6.4.

6.2.3  Vật liệu cho kết cấu gia cường có ren

6.2.3.1  Kết cấu gia cường có ren thuộc kết cấu chịu áp lực thỏa mãn yêu cầu nêu tại mục 6.2.1.

6.2.3.2  Kết cấu gia cường có ren thuộc kết cấu chịu tải trọng thỏa mãn yêu cầu nêu tại mục 6.2.2.

6.3  Kết cấu chịu áp lực

6.3.1  Vật liệu thiết bị giữ, chứa, kiểm soát áp lực và bộ phận đường ống chịu áp suất phải được lựa chọn theo các Tiêu chuẩn được công nhận, chú ý đến độ bền, chống ăn mòn, chống xói, và có khả năng hàn và phù hợp với các điều kiện vận hành cụ thể.

6.3.2  Hồ sơ kỹ thuật vật liệu

6.3.2.1  Hồ sơ kỹ thuật vật liệu của bộ phận giữ, chứa và kiểm soát áp suất, được nêu tại Bảng 12, hoặc được nêu tại các Tiêu chuẩn được chấp nhận khác.

...

...

...

6.3.2.3  Chú thích vật liệu trên các bản vẽ kỹ thuật phải phù hợp với các Tiêu chuẩn áp dụng và phù hợp với hồ sơ kỹ thuật vật liệu.

6.3.3  Thử độ dai va đập chữ V

Thử độ dai va đập chữ V cho các kết cấu chịu áp lực phải thỏa mãn yêu cầu của các Tiêu chuẩn liên quan như API, ASME hoặc Tiêu chuẩn áp dụng được công nhận. Trong trường hợp nếu thử độ dai va đập chữ V không tuân thủ các yêu cầu API, ASME hoặc các Tiêu chuẩn, được công nhận khác, việc thử được thực hiện theo các yêu cầu ASTM A370, và Bảng 2-Yêu cầu thử độ dai va đập chữ V

Bảng 2-Yêu cầu thử độ dai va dập chữ V

Giới hạn chảy tối thiểu (N/mm^2)

SMYS

Trị số thử độ dai va đập tối thiểu dọc (J)^(^1)

Nhiệt độ thử (°C)

≤ 450

...

...

...

Nhiệt độ thiết kế

> 450 đến ≤ 690

50

Độ giãn dài theo phương ngang ≥ 0.38 mm

> 690

Lưu ý 2

Độ giãn dài theo phương ngang ≥ 0.38 mm

Lưu ý.

1  giá trị va đập trung bình cho thép không gỉ duplex là 45J theo hướng dọc

...

...

...

6.3.4  Thép không gỉ Duplex

6.3.4.1  Thép không gỉ duplex dễ nứt do ứng suất sunfua (SSC) và nứt trong môi trường hydrogen có chứa clorua và hi dro sunfua (H2S). Vật liệu trong môi trường thử của thép không gỉ duplex sẽ được thực hiện để xác nhận khe hở có tính bất lợi.

6.3.4.2  Thép không gỉ Duplex phải được thử để chứng minh khe hở do tính kết tủa hoặc các pha kim loại. Kiểm tra cấu trúc vi mô sẽ được thực hiện theo ASTM E562. Nitrua và cacbua không được vượt quá 0,5% tổng diện tích bề mặt được kiểm tra. Tiêu chí chấp nhận phải từ 35% đến 65% hàm lượng ferit delta, trừ khi có quy định khác.

6.3.5  Hợp kim chống ăn mòn (CRA)

Vật liệu trực tiếp tiếp xúc với công chất được sản xuất phải hoặc có khả năng chống ăn mòn hoặc có một lớp phủ hợp kim chống ăn mòn mối hàn. Không yêu cầu lớp phủ hợp kim chống ăn mòn khi vật liệu cơ bản tương thích tốt với công chất. Việc sử dụng hợp kim chống ăn mòn phải thỏa mãn các yêu cầu của NACE MR0175.

6.4  Cơ cấu chịu tại trọng khác

6.4.1  Vật liệu của cơ cấu chịu tải trọng cơ khí và kết cấu phải được lựa chọn phù hợp với Tiêu chuẩn thiết kế với sự xem xét đến độ bền, khả năng chống ăn mòn, khả năng chống xói mòn, tính hàn, và có thể phù hợp với điều kiện hoạt động dự kiến. Cấp vật liệu và thông tin liên quan phải được nêu chi tiết trong các bản vẽ liên quan.

6.4.2  Thử độ dai va đập cho thép các bon và thép hợp kim thấp

6.4.2.1  Thử độ dai va đập cho các cơ cấu chịu tải trọng khác phải phù hợp với các Tiêu chuẩn API, ASME hoặc ASTM liên quan hoặc các Tiêu chuẩn được công nhận khác. Trong trường hợp, nếu thử độ bền không tuân thủ các yêu cầu của các Tiêu chuẩn API, ASME hoặc các Tiêu chuẩn được công nhận khác, thì việc thử phải được thực hiện theo Tiêu chuẩn ASTM A370 và Bảng 3 của Tiêu chuẩn này.

...

...

...

Bảng 3 -Yêu cầu thử độ dai va đập

Hạng mục

Phân loại vật liệu

Giới hạn chảy (N/mm^2)

Trị số thử va đập dọc trung bình tối thiểu (J)

Nhiệt độ thử

1

Tải trọng chính ^(1)

≤ 270

...

...

...

Nhiệt độ thiết kế

> 270 đến ≤ 420

SMYS/10

> 420 đến ≤ 690

42

2

Tải trọng phụ ^(2)

≤ 270 đến 690

27

...

...

...

Lưu ý

(1) Vị trí hàn có ứng suất trung bình lớn hơn 50% giới hạn chảy cơ sở và các móc nâng hàn cho việc nâng phải được xem là cơ cấu chính

(2) Kết cấu thép phụ mà chiều dày dưới 12.5 mm, trong điều kiện cán lặng hoặc cán bán lặng, được miễn giảm thử va đập

6.5  Cơ cấu gia cường có ren

6.5.1  Quy định chung

Cơ cấu gia cường có ren phải được chế tạo và thử theo Tiêu chuẩn được công nhận như API 20E, API 20F, ASTM, ASME liên quan, và các Tiêu chuẩn được công nhận khác.

6.5.2  Yêu cầu độ cứng

Cơ cấu gia cường có ren được chế tạo từ thép các bon hoặc thép hợp kim phải được giới hạn giá trị tối đa 34HRC do liên quan hiên tượng giòn Hydrogen và nứt do môi trường.

6.5.3  Bu lông tiếp xúc trực tiếp với môi trường làm việc

...

...

...

6.5.3.2  Bu lông tiếp xúc tuân thủ các yêu cầu tại NACE MR0175, ISO 15156, API 20E, API 20F, hoặc các Tiêu chuẩn ASTM áp dụng khác.

6.5.4  Yêu cầu xử lý nhiệt

6.5.4.1  Các bu lông được mạ hoặc được sơn phủ phải được xử lý thích hợp để tránh hiện tượng hóa giòn do hydrogen và các chi tiết đó phải được nêu tại hồ sơ kỹ thuật của nhà sản xuất, xem chi tiết tại mục 6.3.2. Ngoài các yêu cầu nung tại API 20E, các yêu cầu trước khi nung tại ASTM B849 phải được áp dụng tùy thuộc vào quy trình sơn phủ. Mã kẽm không được dùng cho các hoạt động dưới biển.

6.5.4.2  Việc nứt và giòn do hydrogen có thể được xuất hiện trong quá trình làm sạch bằng a xít. Các biện pháp như là nung bề mặt trước và sau sơn phủ phải được yêu cầu ngăn ngừa sự cố do hydrogen gây ra. Khi lựa chon quy trình xử lý bề mặt, một số biện pháp xử lý bề mặt dễ bị ảnh hưởng do hydrogen hơn các biện pháp khác và phải cân nhắc kỹ lưỡng đối với môi trường hoạt động dự kiến.

6.5.5  Yêu cầu kiểm tra bổ sung

6.5.5.1  Ngoài các yêu cầu kiểm tra và thử nghiệm của các Tiêu chuẩn được chấp nhận khác và hồ sơ tài liệu vật liệu, các bu lông phải được kiểm tra khi giao hàng xem có hư hỏng lớp sơn phủ mà có thể xảy ra trong quá trình vận chuyển.

6.5.5.2  Hướng dẫn cho việc bảo vệ lớp sơn phủ có thể được nêu tại NORSOK M-501.

6.5.5.3  Bất kỳ vết nứt, khe hở hoặc các khiếm khuyết khác của lớp sơn phủ mà sản xuất cho là liên quan phải được lập thành văn bản và ghi lại để tham khảo trong tương lai, và các biện pháp phải được thực hiện để xác nhận phù hợp chức năng với hệ thống sơn phủ khi lắp đặt cuối cùng.

6.5.6  Cấp tương đương

...

...

...

6.5.7  Thử mỏi

Việc phân loại mỏi có thể được yêu cầu để xác định độ nhạy của kết cấu gia cường có ren đối với hư hỏng mỏi tiềm ẩn. Nếu được yêu cầu, phân tích mỏi được thực hiện theo các Tiêu chuẩn hiện hành, như là API 17, API 17TR8, ASME VIII Div.2 hoặc Div.3. Phương pháp thử nghiệm mỏi, đường cong sử dụng mỏi và phát triển mỏi phải thỏa mãn yêu cầu của các Tiêu chuẩn quốc tế được chấp nhận.

6.6  Vật liệu làm kín

6.6.1  Vật liệu được sử dụng làm kín phải phù hợp với áp suất, nhiệt độ và môi trường làm việc dự kiến, bao gồm khả năng tương ứng với bảo vệ ăn mòn và các hệ thống bơm hóa chất. Vật liệu phải thỏa mãn các Tiêu chuẩn áp dụng.

6.6.2  Khả năng tương thích giữa các vật liệu làm kín, bề mặt tiếp xúc và môi trường hoạt động phải được xác định theo các Tiêu chuẩn liên quan. Điều kiện môi trường hoạt động bao gồm khả năng tương tác với các hóa chất được bơm vào, công chất, nước biển và các hệ thống chống ăn mòn.

6.6.3  Vật liệu làm kín là kim loại

6.6.3.1  Tài liệu của nhà sản xuất phải được cung cấp để chứng minh các đặc tính vật liệu liên quan vật liệu làm kín và các đặc tính hoạt động. Các đặc tính của vật liệu được liệt kê tại Bảng 4 phải được chỉ rõ, cùng với cấp vật liệu, đặc tính hóa học và thông tin về xử lý nhiệt. Tài liệu thử nghiệm để xác nhận cũng phải được cung cấp.

Bảng 4 -Tiêu chuẩn thử vật liệu làm kín là kim loại

Đặc tính

...

...

...

Độ cứng

TCVN 197:2014

Độ rão/giảm ứng suất

ASTM E139

Ăn mòn/kháng hóa chất

NACE MR0175

Đặc tính va đập

ASTM A370

Đặc tính độ bền kéo

...

...

...

Kháng nút

NACE TM0177, NACE TM0198

6.6.3.2  Kim loại với kim loại làm kín mà có thể tiếp xúc với nước biển mà không được bảo vệ ca tốt phải được làm bằng hợp kim chống ăn mòn.

6.6.3.2.1  Vòng đệm mối nối kim loại phải là loại hợp kim mềm, hoặc thép không gỉ, hoặc thép các bon thấp, hợp kim chống ăn mòn, như được yêu cầu tại Tiêu chuẩn thiết kế. Khi ăn mòn bên trong do việc vận chuyển các chất lỏng, vật liệu vòng đệm hợp kim chống ăn mòn phải được chỉ định.

6.6.3.2.2  Các vòng đệm hợp kim 825 không chống ăn mòn hoàn toàn trong nước biển và có thể bị ăn mòn bên trong nếu hệ thống chứa nước biển không được xử lý. Hoạt động của vi sinh vật có thể cũng đẩy nhanh quá trình ăn mòn.

6.6.3.2.3  Sự khác biệt tương đối giữa các bộ phận để chống lại hiện tượng chà sát phải được xác minh.

6.6.3.2.4  Các vòng đệm mà được sơn phủ với lớp bảo vệ vật liệu như là fluorocarbon hoặc cao su cho việc vận chuyển và lưu trữ phải được loại bỏ trước khi lắp đặt.

6.6.4  Vật liệu làm kín là phi kim

6.6.4.1  Các bảng dữ liệu vật liệu, tài liệu thử nghiệm xác nhận và chứng chỉ vật liệu phải được cung cấp và chỉ rõ đặc tính vật lý, tính chất hóa học, polyme gốc chung, quy trình chế tạo làm kín, yêu cầu kiểm tra và NDE, kích thước và dung sai, chứng nhận và đánh dấu, điều kiện giao hàng, lưu trữ và yêu cầu kiểm soát độ tuổi và báo cáo chất lượng kim loại. Tham khảo Bảng 5 để biết thông tin về các Tiêu chuẩn thử nghiệm.

...

...

...

6.6.4.3  Khả năng ăn mòn khe nứt tại các khớp nối kim loại-phi kim phải được xem xét, đặc biệt là khi sử dụng hợp kim chống ăn mòn. Thử nghiệm phải được tiến hành theo ASTM G48 hoặc Tiêu chuẩn tương đương khác.

6.6.4.4  Cần đánh giá tác động lâu dài của lưu huỳnh đối với đệm làm kín phi kim loại và chức năng của chúng, vì lưu huỳnh có thể tác động như một chất liên kết ngang và có thể gây ra sự đóng rắn liên tục của đệm làm kín trong quá trình sử dụng.

Bảng 5 -Tiêu chuẩn thử vật liệu làm kín phi kim loại

Đặc tính

Tiêu chuẩn

Mật độ

ASTM D297, ISO2781

Độ cứng

ASTM D2240

...

...

...

ASTM D1042, ASTM D1646, ASTM D2990, ASTM D3045, ASTM D6147, ISO 6914, ISO 75, UL 746B

Ăn mòn/sức chống chịu hóa học

ASTM D543, ASTM D471, ISO 23936, ISO 1817

Sự giảm áp suất khí

API 17D, ISO 23936, NACE TM0192, NORSOK M710

Đặc tính va đập

ASTM D256, ASTM D746, ISO 179-1, ISO 812, ISO 974

Độ bền kéo

ASTM D624, ISO 34

...

...

...

DIN 53516, ISO 4649

Đặc tính chịu kéo

ASTM D412, ASTM D638, ASTM D1414, ASTM D2990, ISO 37, ISO 527

Đặc tính chịu nén

ASTM D1414, ASTM D695, ASTM D395, ASTM D2990

Chống nứt

ASTM D1693

6.7  Ăn mòn và xói mòn

6.7.1  Quy định chung

...

...

...

a. Môi trường có tính a xít (H2S);

b. Môi trường có tính ngọt (CO2);

c. Môi trường nước biển và bảo vệ ca tốt;

d. Tập trung lớn i ôn clorua;

e. Xử lý hóa học;

f. Các yếu tố khác bao gồm thủy ngân, lưu huỳnh gốc tự do.

6.7.1.2  Thiết kế chi tiết ăn mòn, xói mòn cho phép, xem chi tiết tại mục 7.5.4

6.7.2  Môi trường có tính a xít

6.7.2.1  Môi trường chứa hydro sunfua (H2S) được định nghĩa là môi trường có tính a xít. Vật liệu của bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác dầu khí dưới biển được thiết kế cho môi trường có tính a xít tuân theo Tiêu chuẩn NACE MR0175/ISO 15156.

...

...

...

6.7.2.2.1  Thép các bon và thép hợp kim thấp tuân thủ yêu cầu NACE MR0175/ISO 15156 - Phần 2

6.7.2.2.2  Hợp kim chống ăn mòn chống nứt và thép hợp kim khác tuân thủ yêu cầu NACE MR0175/ISO 15156 - Phần 3

6.7.2.3  Trong suốt thời gian tồn tại của giếng, bơm ép nước có thể làm a xít bình chứa. Nếu nghi ngờ bình chứa có thể xuất hiện môi trường có tính a xít, việc lựa chọn vật liệu phải phản ánh điều kiện hoạt động đại diện trong suốt vòng đời của hệ thống sản xuất dưới biển.

6.7.3  Môi trường có tính ngọt

6.7.3.1  Môi trường chủ yếu chứa carbon dioxide (CO2) và không có hydro sulfua (H2S) được định nghĩa là môi trường có tính ngọt. Đặc điểm kỹ thuật vật liệu của nhà sản xuất phải phân biệt giữa việc áp dụng môi trường làm việc có tính ngọt và có tính a xít.

6.7.3.2  Các mô hình dự báo về sự ăn mòn CO2 sẽ được xem xét nếu cần thiết và phải tính đến nhiệt độ, vận tốc dòng chảy, độ PH và các yếu tố khác. Các ảnh hưởng của axit hữu cơ cần được tính đến khi thiết kế hệ thống ức chế ăn mòn. Các hình dạng phức tạp nhìn thấy trong thiết bị dưới biển có thể khó kiểm tra và bảo vệ. Khi việc này được dự đoán trước, dự báo tốc độ ăn mòn phải được xem xét một cách thận trọng và việc sử dụng hợp kim chống ăn mòn hoặc các hợp kim khác phải được xem xét.

6.7.3.3  Các bộ phận được chế tạo từ hợp kim chống ăn mòn hoặc phủ, hoặc lót bằng hợp kim chống ăn mòn được coi là hoàn toàn chống ăn mòn CO2 (ngọt).

6.7.4  Môi trường nước biển và bảo vệ ca tốt

6.7.4.1  Tính toán bảo vệ ca tốt cho cả hệ thống a nốt hiện tại và a nốt hy sinh phải phù hợp với các Tiêu chuẩn đã được công nhận.

...

...

...

6.7.4.3  Mật độ dòng điện ban đầu cần thiết để phân cực hiệu quả thép không được cách điện ở vùng nước sâu hơn thường gấp 1,5 đến 2 lần so với mật độ được khuyến nghị cho vùng nước nông hơn.

6.7.4.4  Độ sâu của nước sẽ ảnh hưởng đến chất lượng của cặn vôi và sự thay đổi áp suất thủy tĩnh xung quanh sẽ làm thay đổi động học của quá trình hình thành khí hydro, có thể gây ảnh hưởng xấu đến sự xâm nhập của ion hydro vào kim loại cơ bản.

6.7.4.5  Ảnh hưởng của độ sâu nước và cặn vôi cần được xem xét trong giai đoạn thiết kế.

6.7.4.6  Việc tăng điện thế trên các hệ thống bảo vệ ca tốt bằng a nốt hy sinh làm tăng nguy cơ gây ra hiện tượng giòn do hydrô và các cơ chế nứt khác nhau trong nhiều vật liệu kim loại.

6.7.4.7  Sự hiện diện của đời sống vi sinh vật, chẳng hạn như vi khuẩn khử sunfat, sẽ ảnh hưởng đến khả năng của các biện pháp bảo vệ ca tốt để giảm thiểu, ngăn ngừa ăn mòn.

6.7.4.8  Sự sống của vi sinh vật có thể phát triển mạnh trong điều kiện yếm khí và việc bảo vệ chống lại sự tấn công của vi sinh vật có thể liên quan đến khả năng xảy ra hiện tượng nứt và giòn.

6.7.4.9  Hồ sơ tài liệu chỉ ra thông tin cơ bản về sinh vật cục bộ liên quan đến sự ăn mòn tại vị trí dưới biển.

6.7.4.10  Cần chú ý thêm để xác minh tính tương thích của sự kết hợp giữa các cơ cấu gia cường có ren, hệ thống bảo vệ và môi trường hoạt động.

6.7.5  Tiếp xúc với các môi trường khác, các biện pháp thích hợp phải được thực hiện để giảm thiểu tác động của việc tiếp xúc với các môi trường được liệt kê tại mục d, e và f.

...

...

...

6.7.6.1  Ăn mòn phải được tính đến trong các giai đoạn thiết kế chức năng của các bộ phận và hệ thống nhạy cảm, bao gồm các tương tác tiềm ẩn giữa các tác động ăn mòn và xói mòn.

6.7.6.2  Vật liệu, lớp phủ và sơn phủ tiếp xúc tác động xói mòn phải đáp ứng các yêu cầu thiết kế tuổi thọ hoạt động cụ thể.

6.7.6.3  Thử nghiệm xói mòn, nếu có, phải được thực hiện theo các quy định và Tiêu chuẩn liên quan.

6.7.6.4  Rủi ro đối với hệ thống do ảnh hưởng của xói mòn và ăn mòn phải được kiểm tra và thực hiện các biện pháp trong giai đoạn thiết kế để xác minh hệ thống hoạt động thích hợp trong suốt thời gian sử dụng dự kiến của nó.

6.7.6.5  Hướng dẫn về tác động ăn mòn và xói mòn trong đường ống và các hệ thống khác được nêu tại API SPEC 17D và EEMUA 194.

6.7.6.6  Có thể tiến hành đo hoặc các biện pháp khác để đánh giá độ hao hụt theo thời gian nếu xác định được rằng các bộ phận dễ bị ảnh hưởng.

6.7.7  Sơn phủ bảo vệ

6.7.7.1  Các biện pháp sơn phủ, mạ và các biện pháp khác mà tác động như một rào cản giữa thiết bị và môi trường, nếu có, phải được áp dụng theo các Tiêu chuẩn đã được công nhận.

6.7.7.2  Đường ống, van và các thiết bị chìm khác được chế tạo từ hợp kim chống ăn mòn phải được bảo vệ, khi sự tiếp xúc giữa các vật liệu không phải hợp kim chống ăn mòn liền kề có thể dẫn đến ăn mòn điện hóa.

...

...

...

6.7.8.1  Cách nhiệt phải được chứng minh bằng tài liệu là có khả năng vận hành tại thiết kế dự kiến. Tài liệu phải bao gồm xem xét về áp suất vận hành, nhiệt độ, tương tác với bảo vệ ca tốt, tiếp xúc với các môi trường cục bộ và phải bao gồm các điều kiện có tính tạm thời.

6.7.8.2  Tài liệu cũng phải cung cấp chi tiết về hiệu suất nhiệt của vật liệu cách nhiệt, đặc tính hấp thụ nước, phạm vi độ sâu hoạt động, đặc tính giãn nở nhiệt, tuổi thọ thiết kế và tính chất ăn mòn.

6.7.8.3  Các kỹ thuật lắp đặt đối với cách điện phải được nêu và phải cung cấp tài liệu chỉ rõ độ bền cơ học thích hợp của cách điện để chống lại tải trọng bên ngoài. Cần tiến hành kiểm tra lớp cách nhiệt sau khi lắp đặt và ghi lại các khu vực hư hỏng.

6.7.8.4  Việc suy giảm chất lượng cách nhiệt trong quá trình, vận hành phải được xem xét và quy trình sửa chữa phải được tiến hành theo các thông số kỹ thuật của nhà sản xuất.

6.7.8.5  Đặc tính cơ học chính bao gồm độ dẫn nhiệt, nhiệt riêng, độ bền thủy tĩnh, khả năng chống lão hóa, khả năng hấp thụ nước.

6.7.8.6  Đặc tính cơ học phụ: Khả năng chống mài mòn, độ dính, khả năng chống uốn, mô đun số lượng lớn, khả năng chống đứt gãy catốt, khả năng chống rung chuyển do nén, độ bền va đập, mật độ, độ bền mỏi, hệ số ma sát, tính chất cắt, kéo và nén; hệ số giãn nở nhiệt, khả năng chống sốc nhiệt, nhiệt độ chuyển thủy tinh của nhựa và khả năng chống lại các tác động sinh học và tia cực tím.

6.8  Chế tạo vật liệu

6.8.1  Quy định chung

6.8.1.1  Phần này đưa ra các yêu cầu cụ thể cho việc chế tạo vật liệu cho bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác dầu khí dưới biển, bao gồm nhưng không chỉ giới hạn các yêu cầu sau đây:

...

...

...

6.8.1.1.2  Các xem xét cho việc chế tạo vật liệu.

6.8.1.1.3  Hồ sơ tài liệu vật liệu và truy xuất nguồn gốc.

6.8.1.2  Tất cả các vật liệu phải được chế tạo phù hợp với các yêu cầu nêu trong thông số kỹ thuật vật liệu nêu tại mục 6.3.2.

6.8.1.3  Mẫu thử nghiệm được yêu cầu cho mỗi lần xử lý nhiệt cuối cùng để xác minh các đặc tính cơ học đối với đặc điểm kỹ thuật vật liệu và, hoặc Tiêu chuẩn áp dụng.

6.8.1.4  Đơn vị chế tạo bộ phận, thiết bị có trách nhiệm xác minh rằng đơn vị sản xuất vật liệu và, hoặc đơn vị cung cấp tuân thủ các yêu cầu sau:

6.8.1.4.1  Các đơn vị sản xuất vật liệu hoặc đơn vị cung cấp phải có một hệ thống kiểm soát chất lượng được công nhận và hiệu quả để đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật của vật liệu và yêu cầu sản xuất phù hợp với các yêu cầu như được đề cập trong Tiêu chuẩn thiết kế.

6.8.1.4.2  Các thiết bị thử nghiệm vật liệu phải duy trì một quy trình chất lượng để hiệu chuẩn thiết bị và kiểm soát hồ sơ và phải được chứng nhận bởi các đơn vị có thẩm quyền quốc tế hoặc quốc gia được công nhận.

6.8.1.4.3  Thử nghiệm vật liệu phải được thực hiện phù hợp với các yêu cầu của thông số kỹ thuật vật liệu áp dụng và phù hợp với các Tiêu chuẩn thiết kế.

6.8.1.4.4  Chứng chỉ vật liệu phải được cung cấp cho các vật liệu mà chúng đại diện.

...

...

...

6.8.1.4.6  Các giới hạn về thành phần hóa học được xác định trong các Tiêu chuẩn và thông số kỹ thuật của đơn vị sản xuất thiết bị có liên quan.

6.8.1.4.7  Xử lý nhiệt vật liệu phải được tiến hành phù hợp với các yêu cầu như đã tham chiếu trong các Tiêu chuẩn đã được công nhận.

6.8.2  Hồ sơ kỹ thuật chế tạo

6.8.2.1  Thông số kỹ thuật sản xuất cho vật liệu cho các bộ phận điều áp dưới biển như được chỉ ra trong Bảng 12, bao gồm cả cơ cấu gia cường có ren. Hồ sơ kỹ thuật chế tạo bao gồm nhưng không chỉ giới hạn các yêu cầu dưới đây:

a. Nhận dạng vật liệu có thể truy xuất các báo cáo thử nghiệm vật liệu từ nhà máy của nhà sản xuất.

b. Quy trình chế tạo bao gồm nấu chảy, tính chế, đúc, cắt phôi, phôi, gia công nóng, tạo hình, kiểm soát khí hyđrô.

c. Quy trình xử lý nhiệt bao gồm sơ đồ tải của lò và khoảng cách của các thành phần, nhiệt độ, thời gian, tốc độ làm nóng và làm mát, môi trường làm nguội và kiểu khuấy, theo dõi nhiệt độ bắt đầu và kết thúc của môi trường làm nguội, thời gian chuyển để làm nguội và lò, xử lý lại nhiệt.

d. Xử lý bề mặt bao gồm làm cứng bề mặt, chuẩn bị bề mặt cho (các) lớp phủ.

e. Thử nghiệm cơ học bao gồm các yêu cầu, địa điểm mẫu thử nghiệm, tần suất thử nghiệm.

...

...

...

g. Quy trình xử lý sự không phù hợp, các phương pháp sửa chữa được chấp nhận bao gồm sửa chữa mối hàn.

h. Đánh dấu và truy xuất nguồn gốc.

i. Thông số kỹ thuật về bề mặt kim loại, tham khảo ASME IX và Tiêu chuẩn áp dụng khác.

6.8.2.2  Các thay đổi trong quy trình sản xuất phải được lập thành văn bản

6.8.2.3  Các yêu cầu đối với đệm làm kín phi kim loại, xem chi tiết tại mục 6.6.4.

6.8.3  Thép cán

6.8.3.1  Các tấm, đình hình và thanh có thể được chế tạo dạng cán, xử lý nhiệt cơ khí, thường hóa hoặc làm nguội và tôi, với tỷ lệ giảm tối thiểu là 3,0 đến 1 (từ các tấm hoặc phôi đúc liên tục) và phải phù hợp với Tiêu chuẩn Quốc gia hoặc các Tiêu chuẩn quốc tế được công nhận.

6.8.3.2  Trong trường hợp thiết kế yêu cầu về đặc tính độ dày đối với các sản phẩm dạng tấm, vật liệu phải được thử nghiệm để giảm diện tích theo toàn bộ hướng độ dày phù hợp với EN 10164, ASTM A770 hoặc bất kỳ Tiêu chuẩn được công nhận khác. Mức giảm diện tích tối thiểu là 25%.

6.8.3.3  Không được phép sửa chữa mối hàn trên các sản phẩm cán. Trừ khi, thiết bị chỉ định sử dụng các quy trinh đã được phê duyệt.

...

...

...

6.8.4.1  Các sản phẩm rèn phải phù hợp với các Tiêu chuẩn được công nhận.

6.8.4.2  Các sản phẩm rèn phải tuân thủ các yêu cầu sau đây:

a. Các sản phẩm rèn phải phù hợp với điều kiện làm việc. Tỷ lệ giảm vật rèn từ một thỏi không được nhỏ hơn 3,0: 1. Cấu trúc vi mô phải được rèn hoàn toàn và đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật về ổn định bên trong.

b. Các mẫu thử phải được lấy từ các mẫu rèn nguyên vẹn, hoặc từ các mẫu rèn riêng được thiết kế phù hợp hoặc từ một vật rèn thành phẩm đã hoàn thành.

c. Trừ khi, thỏa mãn các yêu cầu của các Tiêu chuẩn được chấp thuận, các mẫu này phải được xử lý nhiệt tương tự như quá trình rèn trong cùng một lô lò.

d. Không được phép sửa chữa mối hàn đối trên vật liệu thô rèn. Trừ khi, được đơn vị sản xuất thiết bị chỉ định sử dụng các quy trình đã được phê duyệt.

e. Các vật rèn phải được sản xuất theo tất cả các thông số kỹ thuật và Tiêu chuẩn của đơn vị sản xuất liên quan, chẳng hạn như API SPEC 20B, STD 20C và các Tiêu chuẩn được chấp nhận khác.

6.8.5  Thép đúc

6.8.5.1  Các sản phẩm đúc phải được xử lý nhiệt. Các mẫu để thử nghiệm phải được lấy từ các mẫu đúc liền hoặc các mẫu đúc riêng biệt được thiết kế thích hợp.

...

...

...

6.8.5.3  Việc sửa chữa các khuyết tật của mối hàn và các dấu hiệu không được chấp nhận trên vật liệu đúc thô phải được thực hiện theo các Tiêu chuẩn đã được công nhận.

6.8.5.4  Sửa chữa phải được thực hiện trước khi xử lý nhiệt lần cuối, phù hợp với thông số kỹ thuật của nhà sản xuất và các Tiêu chuẩn áp dụng, như là API SPEC 20A.

6.8.5.5  Các vật đúc phải được kiểm tra trực quan và kiểm tra kích thước 100%. Kiểm tra bổ sung như kiểm tra hạt từ tính, kiểm tra thẩm thấu chất lỏng, kiểm tra chụp ảnh phóng xạ phải được tiến hành theo các Tiêu chuẩn được công nhận và theo mục 9.

6.8.5.6  Vòng đệm kín chỉ sử dụng phương pháp chế tạo đúc ly tâm.

6.8.6  Thép tạo hình

6.8.6.1  Việc tạo hình các vật liệu được sử dụng cho bộ phận, thiết bị khai thác, xử lý dầu khí dưới biển phải tuân theo các yêu cầu sau:

a. Đối với các bộ phận thép, cần tránh tạo hình ở nhiệt độ từ 205°C đến 425°C.

b. Trong trường hợp không thể tránh khỏi sự suy giảm của các đặc tính, có thể cần phải xử lý nhiệt hoàn toàn sau tạo hình.

c. Dữ liệu hỗ trợ phù hợp phải được cung cấp để chỉ ra sự tuân thủ với các thuộc tính được chỉ định.

...

...

...

e. Khả năng chống lại các điều kiện hoạt động trong môi trường a xít sẽ được thiết lập lại.

f. Sau khi kéo, các mẫu được sử dụng trong thử nghiệm độ dẻo dai phải được xử lý lão hóa nhân tạo ở 288°C trong một giờ.

6.8.6.2  Thép không được tạo thành giữa nhiệt độ tới hạn trên và dưới; không tạo hình thép có độ bền thường và thép có độ bền cao hơn trong khoảng từ 205°C đến 425°C.

6.8.6.3  Không tạo hình thép tôi và thép luyện kim cường độ cao trong phạm vi từ 260°C đến 595°C. Nếu nó được thiết kế để tạo hình trong các phạm vi trên cho một trong các loại thép ở trên, nhà sản xuất nên được tư vấn trước khi tạo hình.

6.8.6.4  Nếu thép cán, thép cán được kiểm soát cơ nhiệt hoặc thép dạng mẫu chuẩn có nhiệt độ tạo hình vượt quá 650°C hoặc ít nhất là thép cuộn có nhiệt độ thấp hơn 28°C so với nhiệt độ tôi cho thép tôi và thép tôi, các thử nghiệm cơ học phải được thực hiện để đảm bảo rằng các nhiệt độ này không ảnh hưởng xấu đến các đặc tính cơ học của thép.

6.8.6.5  Đối với các bộ phận, thiết bị mà độ bền đặc biệt được quan tâm khi thép được tạo hình dưới 650°C vượt quá 3% độ giãn dài^(*), hồ sơ bổ sung phải được cung cấp để chỉ ra rằng các đặc tính ảnh hưởng thỏa mãn các yêu cầu tối thiểu sau khi tạo hình.

Ghi chú: *: Được tính toán trên cơ sở phần trăm (%) biến dạng = 65 x độ dày thép tấm/ bán kính bên ngoài

6.8.6.6  Sau khi kéo căng, các mẫu thử được sử dụng trong các thử độ dai va đập sẽ được xử lý lão hóa nhân tạo tại nhiệt độ 250°C trong một (1) giờ trước khi thử nghiệm

6.9  Hàn

...

...

...

6.9.1.1  Việc hàn các vật liệu được sử dụng để chế tạo bộ phận, thiết bị khai thác, xử lý dầu khí dưới biển được thực hiện phù hợp với các Tiêu chuẩn thiết kế áp dụng.

6.9.1.2  Tất cả các mối hàn, bao gồm các mối hàn phủ, mối hàn nối và sửa chữa mối hàn của thiết bị giữ, chứa, điều khiển áp lực, hệ thống đường ống và các bộ phận chịu lực phải được chế tạo bằng cách sử dụng các quy trình hàn đủ điều kiện phù hợp với các Tiêu chuẩn được công nhận và bởi thợ hàn có đủ năng lực chuyên môn.

6.9.2  Quy trinh hàn

6.9.2.1  Quy trình hàn phải được chuẩn bị theo Tiêu chuẩn chế tạo bình chịu áp lực (ASME Boiler and Pressure Vessel Code) phần IX, hoặc Tiêu chuẩn hàn kết cấu (AWS), hoặc một Tiêu chuẩn được công nhận thay thế.

6.9.2.2  Quy trình hàn phải mô tả chi tiết tất cả các thông số chủ yếu và thiết yếu nếu cần thiết, các thông số bổ sung chủ yếu được sử dụng trong quy trình hàn.

6.9.2.3  Quy trình hàn phải đáp ứng đủ điều kiện bằng thử nghiệm và việc hộ trợ bởi hồ sơ chứng nhận quy trình hàn phải bao gồm dữ liệu thử nghiệm sau đây:

6.9.2.3.1  Giá trị độ cứng tối đa.

6.9.2.3.2  Giá trị độ cứng thử va đập chữ V tối thiểu và trung bình cho vùng bị ảnh hưởng nhiệt của mối hàn và kim loại mối hàn (bao gồm cả độ giãn nở theo phương ngang, nếu yêu cầu), trong đó kim loại cơ bản được yêu cầu thử va đập theo Mục 9.

6.9.2.3.3  Độ bền kéo tối thiểu (các thử nghiệm cơ học phải được thực hiện sau khi xử lý nhiệt sau mối hàn).

...

...

...

6.9.2.4  Trường hợp, mối hàn nằm ngoài các giới hạn thay đổi cơ bản hoặc, các giới hạn thay đổi cơ bản bổ sung được xác định trong WPS thì PQR phải được chứng nhận lại

6.9.2.5  Mối hàn, kim loại hàn và/ hoặc vùng ảnh hưởng nhiệt, chịu môi trường có tính a xít phải tuân thủ NACE MR0175 hoặc ISO 15156.

6.9.2.6  Hồ sơ quy trình hàn và phủ, đối với các kết cấu tiếp xúc với chất lỏng sản xuất.

6.9.2.7  Quy trình hàn có thể được chứng nhận tại nhà máy được chỉ định và có thể được sử dụng tại các địa điểm khác trong cùng một hệ thống quản lý chất lượng, với điều kiện được chủ công trình đồng ý.

6.9.3  Quy trình phủ

6.9.3.1  Các quy trình phủ và quá trình phủ phải được thỏa thuận giữa đơn vị cung cấp và đơn vị mua và được tiến hành theo các Tiêu chuẩn liên quan. Các hoạt động phủ đặc biệt như phủ la-ze phải được xem xét trên cơ sở từng trường hợp.

6.9.3.2  Phân tích hóa học của lớp phủ phải được xác định ở tuổi thọ cuối chiều dày thiết kế.

6.9.3.3  Đối với điều kiện môi trường xử lý có tính a xít, hàm lượng sắt của lớp phủ hợp kim 625 không được vượt quá nồng độ bề mặt 10% đối với khả năng chống ăn mòn đường nứt và nồng độ bề mặt 5% đối với điều kiện xử lý tính a xít.

6.9.3.4  Lớp phủ hàn phải có độ dày ít nhất 3mm ở bề mặt hoàn thiện cuối cùng. Tất cả lớp phủ mối hàn phải được kiểm soát chất lượng và đủ Tiêu chuẩn phù hợp với các yêu cầu tối thiểu API 6A PSL3 và ASME IX.

...

...

...

6.9.4  Quy trình hàn đắp

6.9.4.1  Độ bền và thành phần hóa học của vật liệu điền đầy đáp ứng với độ bền và thành phần hóa học của vật liệu cơ bản. Việc lựa chọn phải dựa trên các yêu cầu của các Tiêu chuẩn được công nhận.

6.9.4.2  Vật liệu điền đầy không được liệt kê trong Tiêu chuẩn được công nhận có thể được xem xét và phê duyệt khi thực hiện các thử nghiệm áp dụng với việc thỏa mãn các Tiêu chuẩn có thể được chấp nhận.

6.9.4.3  Các điều kiện bảo quản của vật liệu điền đầy phải được tuân thủ nghiêm ngặt. Hướng dẫn bảo quản phải được cung cấp khi có yêu cầu xác minh.

6.9.4.4  Kim loại điền đầy cho các cấp hoán cải phải phù hợp với yêu cầu của các Tiêu chuẩn được chấp nhận.

6.9.4.5  Không nên thực hiện các mối hàn bích hoặc mối hàn bằng cách sử dụng vật tư tiêu hao bằng thép không gỉ duplex.

6.9.5  Thợ hàn, trình độ chuyên môn thợ hàn

6.9.5.1  Tất cả các thợ hàn và người vận hành hàn đều có đủ chuyên môn theo quy định áp dụng cho từng quy trình hàn và cho từng vị trí được sử dụng trong sản xuất hàn cho bộ phận, thiết bị và kết cấu.

6.9.5.2  Hồ sơ trình độ thợ hàn, thợ hàn phải được lập trước khi thực hiện hàn.

...

...

...

6.9.6.1  Hồ sơ chi tiết về tất cả các xử lý nhiệt trong quá trình chế tạo, bao gồm tốc độ gia nhiệt và làm mát, thời gian giữ và nhiệt độ ngâm.

6.9.6.2  PWHT tối thiểu phải thực hiện khi:

a. Yêu cầu bởi Tiêu chuẩn chế tạo áp dụng;

b. Để đáp ứng các đặc tính cơ học cụ thể;

c. Được chỉ định bởi đơn vị thiết kế để ổn định kích thước của các bộ phận được gia công;

d. PWHT là thông số chính của WPS.

6.9.6.3  Các phương pháp giảm ứng suất thay thế phải thỏa mãn các yêu cầu của Tiêu chuẩn chế tạo áp dụng không yêu cầu PWHT sau hàn.

6.9.6.4  Trong trường hợp sửa chữa mối hàn, thời gian PWHT tích lũy phải phù hợp với các giới hạn được chỉ định trong WPS và PQR.

6.9.6.5  Các yêu cầu đối với PWHT sẽ phụ thuộc vào vật liệu được sử dụng, độ dày và phạm vi áp dụng.

...

...

...

6.10.1  Quy định chung

6.10.1.1  Kiểm tra bề mặt và, hoặc kiểm tra thể tích phải được thực hiện theo các phương pháp được nêu tại Tiêu chuẩn này và API, ASME ASTM hoặc các Tiêu chuẩn được công nhận. Việc kiểm tra bao gồm:

6.10.1.1.1  Vật liệu ở dạng sản phẩm chính, như là sản phẩm đúc, rèn và cán, được sử dụng cho các bộ phận cơ khí và chịu tải chính; thiết bị giữ, chứa, kiểm soát áp suất và hệ thống đường ống.

6.10.1.1.2  Các mối hàn chế tạo và sửa chữa phải được kiểm tra hư hỏng về bề mặt và thể tích ở mức độ được quy định trong Tiêu chuẩn thiết kế được áp dụng, nhưng không được thấp hơn mức độ được nêu trong phần này.

6.10.1.2  Công việc liên quan đến NDE có thể được thiết kế, phát triển và đủ chuyên môn phù hợp với các yêu cầu được nêu tại API STD 20D.

6.10.1.3  Việc ghép nối giữa thép hợp kim thấp và một số hợp kim chống ăn mòn có thể tạo ra đường nóng chảy dễ gãy thì phải kiểm tra có khả năng phát hiện ra hiện tượng giòn.

6.10.2  Quy trình thử không phá hủy

6.10.2.1  Quy trình NDE và các yêu cầu cũng như mức độ của NDE phải phù hợp với các yêu cầu của Tiêu chuẩn thiết kế đã chọn cho các bộ phận, thiết bị và các hệ thống khai thác, xử lý dưới biển.

6.10.2.2  Hồ sơ quy trình NDE bao gồm, nhưng chỉ giới hạn tại các yêu cầu sau:

...

...

...

b. Quy trình NDE đối với các kỹ thuật kiểm tra mới (nếu có).

c. Kiểm tra NDE và các yếu tố liên quan phải được chứng kiến kiểm tra xác nhận thỏa mãn. Xem chi tiết tại mục 9.

6.10.3  Trình độ kỹ thuật viên thử không phá hủy

6.10.3.1  Kiểm tra xác nhận rằng nhân viên chịu trách nhiệm thực hiện các thử nghiệm không phá hủy đã được đào tạo và được chứng nhận đủ điều kiện thực hiện NDE.

6.10.3.2  Nhân viên phải được chứng nhận theo Tiêu chuẩn Quốc tế. Trình độ và chứng nhận của nhân sự hoặc các chương trình chứng nhận được Quốc tế hoặc Quốc gia công nhận khác.

6.10.3.3  Tài liệu chứng nhận của kỹ thuật viên NDE phải được cung cấp trong khi thực hiện kiểm tra xác thực.

6.10.4  Phạm vi kiểm tra - Vật liệu của cơ cấu chính và sửa chữa

6.10.4.1  Phạm vi kiểm tra NDE đối với vật liệu ở dạng sản phẩm chính (đúc hoặc rèn hoặc sản phẩm cán) và bất kỳ mối hàn sửa chữa nào đối với vật liệu phải tuân theo các yêu cầu sau:

6.10.4.1.1  Vật liệu phải được kiểm tra theo Tiêu chuẩn được công nhận hoặc Tiêu chuẩn thiết kế và thông số kỹ thuật của đơn vị sản xuất thiết bị ban đầu.

...

...

...

6.10.4.1.3  Các mối hàn sửa chữa phải 100% NDE bề mặt và NDE thể tích, nếu có hoặc nếu Tiêu chuẩn áp dụng yêu cầu.

6.10.4.2  Các báo cáo NDE phải được xác nhận nhân viên phụ trách thực hiện kiểm tra

6.10.4.3  Kiểm tra liên quan đến mối hàn phải được thực hiện sau khi xử lý nhiệt sau mối hàn.

6.10.5  Phạm vi kiểm tra - Chế tạo mối hàn và sửa chữa

6.10.5.1  Tất cả các mối hàn, và lớp phủ hoặc lớp phủ trên hoặc lớp lót, và các vị trí quan trọng khác được nêu tại mục 6.8 phải được kiểm tra trực quan 100%, thử không phá hủy bề mặt và thử không phá hủy thể tích phù hợp với Tiêu chuẩn thiết kế áp dụng.

6.10.5.2  Phương pháp thử không phá hủy có khả năng phát hiện và xác định kích thước đáng kể của khuyết tật bề mặt và bên trong. Việc kiểm tra NDE phải tuân thủ các yêu cầu sau.

a. Mối hàn của các bộ phận chịu tải phải được kiểm tra theo Bảng 6. Ngoài ra, các thay đổi về hình dạng, cạnh, góc sắc nhọn.

b. Các mối hàn sửa chữa phải được 100% NDE bề mặt. Việc sửa chữa để hoàn thành mối hàn măng xông phải tuân thủ các yêu cầu của NDE thể tích 100%, nếu có thể tiếp cận được.

c. Các mối hàn cho thiết bị giữ, chứa, điều khiển áp suất phải được kiểm tra, phù hợp với Tiêu chuẩn thiết kế liên quan.

...

...

...

6.10.5.3  Báo cáo NDE phải được xác minh bởi người thực hiện kiểm tra và có thể yêu cầu thử nghiệm bổ sung để xác minh chất lượng sản phẩm hoặc chất lượng sửa chữa mối hàn.

Bảng 6 -Thử NDE mối hàn của các kết cấu chịu tải trọng khác

Kết cấu

Mức độ và loại NDE

Mối hàn cho các bộ phận chịu tải trọng chính ^(^1^,^2)

20% NDE thể tích và 20% NDE bề mặt cho tất cả các toàn bộ mối hàn xuyên, khi chiều dày kim loại hàn > 8 mm và

20% NDE thể tích và 20% NDE bề mặt cho một phần của mối hàn xuyên, nếu chiều dày mối hàn xuyên thiết kế > 19 mm

20% NDE bề mặt cho tất cả mối hàn giáp mối và các mối hàn xuyên từng phần khác, nếu chiều dày kim loại hàn > 8 mm

Mối hàn cho các bộ phận chịu tải trọng thứ cấp

...

...

...

Ghi chú:

1. Mối hàn chịu tải chính bị hư hỏng một điểm, không có sự dự phòng và được nhà thiết kế xác định là quan trọng, sẽ yêu cầu 100% NDE thể tích cộng với 100% NDE bề mặt.

2. NDE thể tích số của mối hàn xuyên từng phần phải được thực hiện bằng phương pháp kiểm tra siêu âm để xác minh chiều dài xuyên qua thiết kế và tính toàn vẹn của mối hàn. Các dấu hiệu UT ở gốc mối hàn không nhất thiết được coi là khuyết tật.

6.10.6  Thời gian kiểm tra

6.10.6.1  Thử không phá hủy đối với các mối hàn bằng thép có giới hạn chảy tối thiểu quy ước 415 N/mm^2 hoặc cao hơn phải được tiến hành tại một khoảng thời gian thích hợp sau khi mối hàn đã hoàn thành và được làm nguội đến nhiệt độ môi trường. Thời hạn kiểm tra dưới đây được áp dụng, trừ khi được phê duyệt đặc biệt khác:

6.10.6.1.1  Khoảng thời gian tối thiểu 48 giờ đối với thép có giới hạn chảy tối thiểu quy ước 415 N/mm^2hoặc lớn hơn nhưng nhỏ hơn 620 N/mm^2.

6.10.6.1.2  Khoảng thời gian tối thiểu 72 giờ đối với thép có giới hạn chảy tối thiểu quy ước lớn hơn hoặc bằng 620 N/mm^2.

6.10.6.2  Dựa vào kết luận khi thực hiện kiểm tra, có thể yêu cầu một khoảng thời gian dài hơn và, hoặc kiểm tra ngẫu nhiên bổ sung vào khoảng thời gian sau đó.

6.10.6.3  Khoảng thời gian 72 giờ có thể giảm xuống còn 48 giờ đối với kiểm tra bằng chụp tia phóng xạ hoặc kiểm tra bằng siêu âm, khi việc kiểm tra hạt từ tính ngẫu nhiên hoặc kiểm tra chất nhuộm màu được tiến hành 72 giờ sau khi mối hàn đã hoàn thành và được làm mát đến nhiệt độ môi trường.

...

...

...

6.10.6.5  Việc kiểm tra phải được thực hiện sau khi xử lý nhiệt sau hàn. Việc hoãn kiểm tra là không cần thiết nếu PWHT đã được thực hiện.

6.10.7  Hiện tượng nứt do luyện kim

6.10.7.1  Khi xảy ra hiện tượng nứt luyện kim trong quá trình sản xuất, các mối hàn đã hoàn thành trước đó phải được kiểm tra xem có bị nứt chậm hay không.

6.10.7.2  Có thể yêu cầu đánh giá lại các quy trình hoặc các quy trình kiểm soát sản xuất bổ sung để giảm thiểu nguy cơ nứt chậm.

6.10.8  Phương pháp thử không phá hủy và Tiêu chuẩn có thể chấp nhận

6.10.8.1  Các kỹ thuật và phương pháp thực hiện thử không phá hủy và các Tiêu chuẩn có thể chấp nhận được sử dụng cho từng loại kiểm tra phải phù hợp với thiết kế và các Tiêu chuẩn chế tạo áp dụng.

6.10.8.2  Phương pháp NDE và các Tiêu chuẩn có thể chấp nhận

6.10.8.2.1  Các kỹ thuật và phương pháp thực hiện NDE và các Tiêu chuẩn có thể chấp nhận được sử dụng cho từng phương pháp kiểm tra và tuân thủ các tiêu chuẩn thiết kế, chế tạo áp dụng.

6.10.8.2.2  Các phương pháp kiểm tra và Tiêu chuẩn có thể chấp nhận

...

...

...

a. Phương pháp

1. Tiêu chuẩn ASME Phần 5, Chương 7 Tiêu chuẩn cho bình bồn áp lực về kiểm tra hạt từ tính

2. Tiêu chuẩn ASTM E709: Hướng dẫn Tiêu chuẩn để kiểm tra hạt từ tính

3. TCVN4396-1:2018: Thử không phá hủy - Thử hạt từ - Phần 1: Nguyên lý chung

4. Tiêu chuẩn API 2X: Kiểm tra siêu âm và kiểm tra hạt từ tính trong chế tạo kế cấu công trình biển và hướng dẫn chứng nhận kỹ thuật viên

5. Tiêu chuẩn ISO 10893-5: Thử không phá hủy - Ống thép - Phần 5 Kiểm tra hạt từ tính của các ống thép liền và ống thép hàn để phát hiện các khuyết tật trên bề mặt

6. Tiêu chuẩn ISO 13665: Ống thép liền và ống thép hàn cho mục đích chứa áp lực - Kiểm tra hạt từ tính của thân ống để phát hiện các khuyết tật bề mặt.

b. Tiêu chí chấp nhận

1. Tiêu chuẩn ASME phần VIII, Div. 1, Phụ lục 6 Tiêu chuẩn cho bình bồn áp lực

...

...

...

3. Tiêu chuẩn ASME phần VIII, phụ lục 6

4. Tiêu chuẩn EN 10228-1: Thử không phá hủy - Thép ren: Kiểm tra hạt từ tính

6.10.8.2.2.2  Kiểm tra bằng thẩm thấu

a. Phương pháp

1. Tiêu chuẩn ASME phần VIII, Div. 1, phụ lục 6 Tiêu chuẩn cho bình bồn áp lực: Phương pháp kiểm tra thẩm thấu

2. ASTM E165: Tiêu chuẩn kiểm tra thẩm thấu

3. ISO 10893-4 Thử không phá hủy - Phần 4: Kiểm tra thẩm thấu cho ống liền và ống hàn

4. EN 20228-2: Thử không phá hủy- Thép rèn

b. Tiêu chí chấp nhận

...

...

...

2. ANSI/AWS D1.1/D1.1M: Tiêu chuẩn hàn kết cấu thép, mục 6, phần C

6.10.8.2.2.3  Kiểm tra chụp phim phóng xạ (RT)

a. Phương pháp

1. Tiêu chuẩn ASME phần V, Chương 2 Tiêu chuẩn cho bình bồn áp lực- Kiểm tra RT

2. ASTM E94: Tiêu chuẩn hướng dẫn kiểm tra RT

3. ASTM E446: Tiêu chuẩn kiểm tra RT cho thép đúc có chiều dày đến 2in

4. ASTM E186: Tiêu chuẩn kiểm tra RT cho thép đúc có chiều dày từ 51mm to 114 mm

5. ASTM E280: Tiêu chuẩn kiểm tra RT cho thép đúc có chiều dày từ 114 mm đến 305 mm

6. ASTM E747: Tiêu chuẩn thiết kế, chế tạo, và phân loại nhóm vật liệu IQI để kiểm tra RT

...

...

...

8. ASTM E2698: Tiêu chuẩn kiểm tra RT sử dụng tia rò kỹ thuật số

9. ISO 1027: Chất lượng hình ảnh hiện thị của phim kiểm tra RT - Quy định chung

10. ISO 10893-6: Thử không phá hủy cho ống thép-Phần 6: Kiểm tra RT cho ống thép liền và ống thép hàn

11. ISO 10893-7: Thử không phá hủy cho ống thép-Phần 7: Kiểm tra RT kỹ thuật số cho ống thép liền và ống thép hàn

12. ISO 19232-1: Thử không phá hủy-Phần 1: Chất lượng hình ảnh phim kiểm tra RT

b. Tiêu chí chấp nhận

1. Tiêu chuẩn ASME phần III, Div. 1, Phụ lục 4 Tiêu chuẩn cho bình bồn áp lực

2. ANSI/AWS D1.1/D1.1M: Tiêu chuẩn hàn kết cấu thép, mục 6, phần C

6.10.8.2.2.4  Kiểm tra bằng siêu âm

...

...

...

1. Tiêu chuẩn ASME phần V, Chương V, Mục 4 Tiêu chuẩn cho bình bồn áp lực- Kiểm tra UT

2. Tiêu chuẩn ASME phần V, Chương V, Mục 5 Tiêu chuẩn cho bình bồn áp lực- Kiểm tra UT

3. ASTM E164: Tiêu chuẩn kiểm tra UT

4. ASTM E213: Tiêu chuẩn kiểm tra UT cho ống kim loại

5. ASTM E273: Tiêu chuẩn kiểm tra UT cho vung hàn ống kim loại

6. ASTM A388: Tiêu chuẩn kiểm tra UT cho thép hàn

7. ASTM E428: Tiêu chuẩn kiểm tra UT-Tiêu chuẩn chế tạo và kiểm soát kim loại, nhôm

8. ASTM A435: Tiêu chuẩn kiểm tra UT cho thép tấm

9. ASTM E587: Tiêu chuẩn kiểm tra UT cho dầm thép góc

...

...

...

11. ASTM A578: Tiêu chuẩn kiểm tra UT cho dầm thép thẳng

12. EN 10228-3: Tiêu chuẩn kiểm tra UT cho thép rèn ferritic or martensitic

13. EN 10228-4: Tiêu chuẩn kiểm tra UT cho thép rèn austenitic and austenitic-ferritic stainless

14. ISO 10893-8: Tiêu chuẩn kiểm tra UT cho thép ống- Phần 8

15. ISO 10893-9: Tiêu chuẩn kiểm tra UT cho thép ống- Phần 9

16. ISO 10893-10: Tiêu chuẩn kiểm tra UT cho thép ống- Phần 10

17. ISO 10893-11: Tiêu chuẩn kiểm tra UT cho thép ống- Phần 11

b. Tiêu chí chấp nhận

1. Tiêu chuẩn ASME phần III, Div. 1, Phụ lục 12 Tiêu chuẩn cho bình bồn áp lực

...

...

...

3. API RP-2X: Kiểm tra siêu âm trong chế tạo kết cầu công trình biển và hướng dẫn chứng nhận trình độ nhân viên kiểm tra

4. ASME B31.3, Chương IX, Hệ thống áp lực cao

6.10.8.2.2.5  Thử độ cứng

a. Phương pháp

1. ASTM E10: Tiêu chuẩn Phương pháp thử cho độ cứng Brinell của vật liệu kim loại

2. ASTM E 110: Tiêu chuẩn Phương pháp thử cho độ cứng Rockwell và Brinell của vật liệu kim loại bằng máy kiểm tra độ cứng cầm tay

3. ASTM E18: Tiêu chuẩn Phương pháp thử cho độ cứng Rockwell và độ cứng bề ngoài Rockwell của vật liệu kim loại

4. ASTM D140: Bảng chuyển đổi độ cứng cho kim loại

5. ASTM E92: Tiêu chuẩn Phương pháp thử cho độ cứng Vickers của vật liệu kim loại

...

...

...

7. ASTM E384: Tiêu chuẩn Phương pháp thử cho độ cứng vi điểm của vật liệu

8. TCVN 256-1:2006: Vật liệu kim loại - Kiểm tra độ cứng Brinell

9. TCVN258-2: 2007 Vật liệu kim loại - Kiểm tra độ cứng Vickers

10. TCVN257-1:2007: Vật liệu kim loại - Kiểm tra độ cứng Rockwell

b. Tiêu chí chấp nhận

1. NACE MR0175/ISO 15156: “Vật liệu sử dụng trong môi trường chứa H2S trong sản xuất dầu khí

6.10.8.2.2.6  Thử đàn hồi

a. Phương pháp

1. ASTM D785: Tiêu chuẩn Phương pháp thử cho độ cứng Rockwell của nhựa và vật liệu cách điện

...

...

...

3. ASTM D1415: Tiêu chuẩn Phương pháp thử cho tính chất cao su - Độ cứng quốc tế

4. ASTM D1418: Tiêu chuẩn Thực hành cho cao su và lưới cao su

5. ASTM E2240: Tiêu chuẩn Phương pháp thử cho tính chất cao su - Độ cứng của máy đo độ cứng

6. TCVN9810:2013 - Cao su, lưu hóa hoặc nhựa nhiệt dẻo - Xác định độ cứng (độ cứng từ 10 IRHD đến 100 IRHD

7. TCVN4502:2008: Chất dẻo và ebonite - Xác định độ cứng vết lõm bằng thiết bị đo độ cứng

8. ISO 3601-1: Hệ thống điện chất lỏng - Vòng chữ O - Phần 1: Đường kính trong, mặt cắt ngang, dung sai và mã chỉ định

b. Tiêu chí chấp nhận

1. NACE TM0187: Phương pháp thử Tiêu chuẩn - Đánh giá vật liệu đàn hồi trong môi trường khí có tính a xít

2. NACE TM0192: Phương pháp thử nghiệm Tiêu chuẩn - Đánh giá vật liệu đàn hồi trong môi trường phân hủy carbon Dioxide

...

...

...

6.11  Hồ sơ lưu trữ

6.11.1  Đơn vị sản xuất lưu các hồ sơ sau đây trong khoảng thời gian 10 năm.

6.11.2  Các hồ sơ yêu cầu lưu trữ, bao gồm nhưng không chỉ giới hạn các yêu cầu sau đây:

a. Quy trình hàn (WPS) như được quy định tại Tiêu chuẩn áp dụng.

b. Báo cáo phê chuẩn quy trình (PQR) như được quy định tại Tiêu chuẩn áp dụng.

c. Báo cáo phê chuẩn thợ hàn (WPQR), bao gồm ngày tháng và kết quả Kiểm tra

d. Đơn vị sản xuất cần có một hệ thống để ghi lại công việc của thợ hàn; Nếu cần sửa chữa mối hàn, hồ sơ về các vị trí sửa chữa liên quan đến nhận dạng thợ.

e. Hồ sơ năng lực của tất cả kỹ thuật viên thử không phá hủy và đánh giá kết quả kiểm tra.

f. Các cáo kiểm tra phải bao gồm nhưng không giới hạn những nội dung sau: ngày thử nghiệm, tên và trình độ chuyên môn của nhân viên, kỹ thuật thử nghiệm, xác định vật liệu, sản phẩm cần thử nghiệm, xử lý nhiệt, tình trạng bề mặt, Tiêu chuẩn thử nghiệm được sử dụng, điều kiện thử nghiệm, kết quả, thông báo chấp nhận, không chấp nhận, chi tiết sửa chữa mối hàn (nếu có) bao gồm cả các bản vẽ kỹ thuật liên quan.

...

...

...

7. Yêu cầu về phân cấp và chứng nhận

7.1  Quy định chung

7.1.1  Phần này đưa ra các xem xét thiết kế và yêu cầu để phân cấp, chứng nhận bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác, xử lý dầu khí dưới biển. Việc duy trì cấp trong vòng đời hoạt động của các hệ thống khai thác dưới biển phụ thuộc vào việc đáp ứng các yêu cầu trong Tiêu chuẩn này khi kiểm tra chu kỳ như được nêu trong mục 9 của Tiêu chuẩn này.

7.1.2  Các yêu cầu thiết kế được nêu tại các mục 7.4.8 và mục 7.5.1. Các yêu cầu chi tiết cho từng bộ phận, thiết bị hệ thống phụ trợ được quy định tại 7.6.1 đến 7.6.14 và mục 7.6.15 tóm tắt các Tiêu chuẩn API áp dụng cho từng bộ phận, thiết bị và hệ thống phụ trợ mà được liệt kê tại mục 7.6.1 đến mục 7.6.14.

7.2  Các Tiêu chuẩn được công nhận

7.2.1  Việc thiết kế các bộ phận, thiết bị hệ thống khai thác, xử lý, và cá hệ thống phụ trợ khai thác, xử lý dầu khí dưới biển phải tuân theo các yêu cầu của Tiêu chuẩn này và phiên bản mới nhất của các Tiêu chuẩn áp dụng khác.

7.2.2  Các thiết kế tuân thủ các Tiêu chuẩn quốc tế hoặc quốc gia khác không được liệt kê tại mục 7.2.3 dưới đây phải thỏa mãn các yêu cầu tại mục 5.1.5.

7.2.3  Tiêu chuẩn quốc tế áp dụng cho việc phân cấp và chứng nhận

7.2.3.1  Tiêu chuẩn của Viện Hóa Dầu Hoa Kỳ- American Petroleum Institute (API)

...

...

...

2) API 2EQ Hướng dẫn tiêu chí thiết kế địa chấn giàn cố định trên biển

3) API 2GEO Hướng dẫn xem xét thiết kế nền móng và địa kỹ thuật

4) API 2RD Ống đứng động cho các hệ thống sản xuất nổi

5) API 2SK Hướng dẫn thiết kế và phân tích hệ thống bảo trì tạm cho các công trình nổi

6) API 2X Kiểm tra siêu âm và từ tính và hướng dẫn về trình độ kỹ thuật viên kiểm tra

7) API 5L Hồ sơ kỹ thuật đường ống

8) API 6A Hồ sơ kỹ thuật đầu giếng và thiết bị trên cây thông khai thác

9) API 6AV1 Hồ sơ kỹ thuật để xác nhận van an toàn trên biển và van an toàn dưới nước

10) API 6DSS Hồ sơ kỹ thuật cho van đường ống dưới biển

...

...

...

12) API 14B Thiết kế, lắp đặt, sửa chữa và vận hành các hệ thống van an toàn bề mặt

13) API 14C Hướng dẫn phân tích, thiết kế, lắp đặt và thử hệ thống an toàn bề mặt cơ bản cho các công trình khai thác dầu khí

14) API 17A Thiết kế và vận hành hệ thống sản xuất dầu khí dưới biển- Yêu cầu chung và các khuyến nghị

15) API 17B Tiêu chuẩn ống mềm

16) API 17D Thiết kế và vận hành hệ thống sản xuất dưới biển- Đầu giếng ngầm và cây thông khai thác

17) API 17E Hồ sơ kỹ thuật cáp điện điều khiển

18) API 17F Tiêu chuẩn cho hệ thống điều khiển sản xuất dưới biển

19) API 17G Hướng dẫn ống đứng hoàn thiện giếng

20) API 17H Công cụ vận hành từ xa và công cụ giao diện trên các hệ thống khai thác dưới biển

...

...

...

22) API 17J Hồ sơ kỹ thuật ống mềm không liên kết

23) API 17K Hồ sơ kỹ thuật ống mềm liên kết

24) API 17L1 Hồ sơ kỹ thuật thiết bị phụ trợ ống mềm

25) API 17L2 Hướng dẫn kỹ thuật cho thiết bị phụ trợ đường ống mềm

26) API 17N Hướng dẫn kỹ thuật quản lý rủi ro và độ tin cậy cho hệ thống khai thác dưới biển

27) API 170 Tiêu chuẩn HIPPS

28) API 17P Thiết kế và vận hành hệ thống khai thác-kết cấu và ống góp dưới biển

29) API 17Q Thiết bị dưới biển - Quy trình Tiêu chuẩn hóa tài liệu

30) API 17R Hướng dẫn kỹ thuật cho ống nối và bộ phận nối ống nội mỏ

...

...

...

32) API 17U Hướng dẫn kỹ thuật cho cách nhiệt ống nội mỏ ướt và khô dưới biển và thiết bị

33) API 17V Hướng dẫn kỹ thuật cho phân tích, thiết kế, lắp đặt và thử nghiệm hệ thống an toàn của các thiết bị dưới biển

34) API 17W Hướng dẫn kỹ thuật cho các thiết bị đỏng giếng dưới biển

35) API 17TR1 Tiêu chuẩn đánh giá cho lớp vỏ bọc chịu áp suất bên trong của đường ống mềm chịu nhiệt độ cao

36) API 17TR2 Tiêu chuẩn lão hóa PA-11 cho đường ống mềm

37) API 17TR3 Đánh giá rủi ro và lợi ích của cơ cấu xuyên qua của dầu giếng dưới biển phía dưới bộ phận BOP

38) API 17TR4 Phân loại thiết bị áp suất dưới biển

39) API 17TR5 Tránh tắc ngẽn trong hệ thống điều khiển khai thác và hệ thống bơm hóa chất dưới biển

40) API 17TR6 Thuộc tính hóa chất khai thác của hệ thống khai thác dưới biển

...

...

...

42) API 17TR8 Hướng dẫn thiết kế áp suất cao-nhiệt độ cao (HPHT)

43) API 17TR9 Hướng dẫn kỹ thuật về lựa chọn kích thước của trạm cáp điều khiển dưới biển

44) API 17TR10 Hướng dẫn kỹ thuật về thiết kế của trạm cáp điều khiển dưới biển

45) API 17TR11 Các ảnh hưởng của áp suất lên phần cứng dưới biển trong quá trình thử áp lực đường ống nội mỏ trong khu vực nước sâu

46) API 17TR12 Xem xét áp suất bên ngoài trong thiết kế và phân loại áp suất cho thiết bị dưới biển

47) API 17TR13 Tổng quan các hệ thống khai thác dưới biển

48) API 20A Thép các bon, thép hợp kim, thép không gỉ và thép hợp kim ni ken sử dụng trong ngành công nghiệp dầu khí

49) API 20B Khuôn đúc hở được sử dụng trong ngành công nghiệp dầu khí

50) API 20C Khuôn đúc kín được sử dụng trong ngành công nghiệp dầu khí

...

...

...

52) API 20E Bu lông thép hợp kim và thép các bon được sử dụng trong ngành công nghiệp dầu khí

53) API 20F Bu lông chống ăn mòn được sử dụng trong ngành công nghiệp dầu khí

54) API 1104 Hàn đường ống và các thiết bị liên quan

55) API 1111 Hướng dẫn kỹ thuật cho thiết kế, chế tạo, vận hành và bảo trì hệ thống đường ống vận chuyển hydro các bon

56) API Q1 Hồ sơ kỹ thuật cho hệ thống quản lý chất lượng cho các tốt chức chế tạo của ngành công nghiệp dầu khí

57) API TR6MET Giới hạn vật liệu kim loại cho thiết bị đầu giếng được sử dụng trong điều kiện nhiệt độ cao của các thiết bị nêu tại tiêu chuẩn API 6A và API 17D

58) API TR 1PER15K-1 Quy trình xác minh và xác nhận thiết bị nhiệt độ cao, áp suất cao

7.2.3.2  Tiêu chuẩn của Hiệp Hội Kỹ Sư Cơ Khí Hoa Kỳ - American Society of Mechanical Engineers (ASME)

1) ASME B16.5 Bích và bộ phận bích

...

...

...

3) ASME B16.47 Bích có kích thước lớn

4) ASME B31.3 Hướng dẫn đường ống công nghệ

5) ASME B31.4 Hệ thống đường ống vận chuyển chất lỏng hydroo các bon và các loại chất lỏng khác

6) ASME B31.8 Hệ thống đường ống vận chuyển và phân phối

7) ASME BPVC V Thử không phá hủy

8) ASME BPVC VIII Div.1: Tiêu chuẩn chế tạo bình chịu áp lực

9) ASME BPVC VIII Div. 2: Tiêu chuẩn thay thế

10) ASME BPVC VIII Div. 3: Tiêu chuẩn thay thế chế tạo bình chịu áp lực

11) ASME BPVC IX Hàn

...

...

...

1) ASTM A370 Tiêu chuẩn phương pháp thử và các định nghĩa phép thử cơ học cho các sản phẩm thép

2) ASTM A388 Tiêu chuẩn kiểm tra siêu âm cho thép rèn

3) ASTM A435 Tiêu chuẩn kỹ thuật kiểm tra siêu âm cho thép tấm

4) ASTM A578 Tiêu chuẩn kỹ thuật kiểm tra siêu âm cho thép cán sử dụng trong các trường hợp đặc biệt

5) ASTM A609/609M Tiêu chuẩn kiểm ra siêu ẩm cho thép đúc, thép hợp kim thấp, thép các bon

6) ASTM A770 Tiêu chuẩn thử kéo cho thép tấm sử dụng trong các trường hợp đặc biệt

7) ASTM B849 Tiêu chuẩn xử lý sắt hoặc thép để giảm rủi ro cho việc nứt do hydrogen

8) ASTM D140 Bảng chuyển đổi độ cứng của kim loại

9) ASTM D471 Tiêu chuẩn thí nghiệm với tính cao su-ảnh hưởng đến chất lỏng

...

...

...

11) ASTM D903 Tiêu chuẩn thử tiêu chuẩn cho độ bền bóc hoặc tách chất kết dính

12) ASTM D1414 Tiêu chuẩn thí nghiệm vòng làm kín-Cao su

13) ASTM D1415 Tiêu chuẩn thí nghiệm đ cho tính chất cao su - Độ cứng quốc tế

14) ASTM D1418 Tiêu chuẩn cho cao su và lưới cao su

15) ASTM D2240 Tiêu chuẩn thí nghiệm tiêu chuẩn cho độ cứng của đặc tính cao su-Durometer

16) ASTM D3164 Tiêu chuẩn thí nghiệm cho các tính chất độ bền của các mối nối bằng nhựa liên kết chịu tải căng

17) ASTM E10 Tiêu chuẩn thí nghiệm cho Độ cứng Brinell của vật liệu kim loại

18) ASTM E18 Tiêu chuẩn thí nghiệm độ cứng Rockwell và độ cứng rockwell bề ngoài cho kim loại

19) ASTM E92 Tiêu chuẩn thí nghiệm cho độ cứng Vicker cho kim loại

...

...

...

21) ASTM E110 Tiêu chuẩn thí nghiệm độ cứng rockewell và độ cứng brinell của vật liệu kim loại

22) ASTM E139 Tiêu chuẩn thí nghiệm để thực hiện các thử nghiệm rão cho vật liệu kim loại

23) ASTM E164 Tiêu chuẩn kiểm tra kết quả siêu âm thợ hàn

24) ASTM E165 Tiêu chuẩn kiểm tra thẩm thấu

25) ASTM E186 Tiêu chuẩn chup RT cho thép cho chiều dày từ 51 mm đến 114mm cho thép đúc.

26) ASTM E213 Tiêu chuẩn kiểm tra siêu âm cho ống kim loại

27) ASTM E273 Tiêu chuẩn kiểm tra siêu âm cho khu vực mối hàn của ống hàn

28) ASTM E280 Tiêu chuẩn liên quan đến chụp RT cho thép đúc có chiều dày từ 114mm đến 305 mm

29) ASTM E384 Tiêu chuẩn thí nghiệm thử độ cứng Microindentation cho vật liệu

...

...

...

31) ASTM E446 Tiêu chuẩn liên quan đến RT cho thép đúc có chiều dày lên đến 2in.

32) ASTM E562 Tiêu chuẩn thí nghiệm để tiêu chuẩn để xác định phân số thể tích bằng cách đếm điểm thủ công có hệ thống

33) ASTM E587 Tiêu chuẩn kiểm tra siêu âm cho dầm

34) ASTM E709 Tiêu chuẩn kiểm tra hạt từ tính

35) ASTM E747 Tiêu chuẩn thiết kế, chế tạo và phân loại nhóm vật liệu sử dụng (IQI) được sử dụng kiểm tra RT

36) ASTM E2033 Tiêu chuẩn về máy tính để kiểm tra RT

37) ASTM E2240 Tiêu chuẩn thí nghiệm độ cức durometer cho vật liệu có tính cao su

38) ASTM E2698 Tiêu chuẩn kiểm tra RT sử dụng tia kỹ thuật số

39) ASTM G48 Khả năng chống ăn mòn vết rỗ và vết nứt của thép không gỉ và các hợp kim

...

...

...

1) AWS D1.1/D1.1M Tiêu chuẩn hàn kết cấu- Thép

7.2.3.5  Tiêu chuẩn của Ủy ban kỹ thuật điện quốc tế - International Electrotechnical Commission (IEC)

1) TCVN 5935-1:2013 Cáp điện có cách điện dạng đùn và phụ kiện dùng cho điện áp danh định từ 1kv (um - 1,2kv) đến 30kv (um = 36kv) - phần 1: cáp dùng cho điện áp danh định bằng 1kv (um = 1,2kv) đến 3kv (um = 3,6kv)

2) TCVN5935-2:2013 Cáp điện có cách điện dạng đùn và phụ kiện cáp điện dùng cho điện áp danh định từ 1kV (Um=1,2kV) đến 30kV (Um=36kV) - Phần 2: Cáp dùng cho điện áp danh định từ 6kV (Um=7,2kV) đến 30kV (Um=36kV)

3) TCVN 6612:2007 Ruột dẫn của cáp cách điện

4) IEC 60793-1-1 Cáp quang - Phần 1-1: Phương pháp đo và thử - Quy định chung

5) IEC 60793-2 Cáp quang- Phần 2: Hồ sơ kỹ thuật - Quy định chung

6) IEC 60794-1-1 Cáp quang - Phần 1-1: Quy định chung

7) IEC 60794-1-2 Cáp quang - Phần 1-2: Quy định chung - Bảng tham chiếu quy trình kiểm tra cáp quang

...

...

...

9) IEC 61511(1-3) An toàn chức năng - hệ thống an toàn khí cụ điều khiển

7.2.3.6  Tiêu chuẩn ISO

1) TCVN9810:2013 Cao su lưu hóa hoặc nhiệt dẻo - Xác định độ cứng (Độ cứng từ 10 IRHD đến 100 IRHD)

2) TCVN4502:2008 Chất dẻo và ebonit - Xác định độ cứng ấn lõm bằng thiết bị đo độ cứng (độ cứng Shore)

3) TCVN 256-4:2007 Vật liệu kim loại - Thử độ cứng Brinell

4) TCVN258-1 Vật liệu kim loại - Thử độ cứng Brinell Vickers

5) TCVN257-1:2017 Vật liệu kim loại - Thử độ cứng Brinell Rockwell

6) TCVN5868:2018 Thử không phá hủy- Trình độ chuyên môn và cấp chứng chỉ cá nhân thử không phá hủy

7) TCVN 4396-1:2018 Thử không phá hủy- Thử hạt từ - Phần 1 - Nguyên lý chung

...

...

...

9) ISO 10893-5 Thử không phá hủy - Phần 5: Kiểm tra hạt từ tính cho thép ống đúc liền và thép ống hàn

10) ISO 10893-6 Thử không phá hủy ống thép-Phần 6:Kiểm tra bằng tia X cho đường hàn của ống thép hàn để phát hiện các khuyết tật

11) ISO 10893-7 Thử không phá hủy - Phần 7: Kiểm tra chụp RT kỹ thuật số cho thép ống đúc liền và thép ống hàn

12) ISO 10893-8 thử không phá hủy - Phần 8: Kiểm tra siêu âm tự động cho thép ống đúc liền và thép ống hàn

13) TCVN 8921:2012 Thử không phá hủy- Ống thép hàn chịu lực-Thử siêu âm vùng liền kề với mối hàn để phát hiện các khuyết tật tách lớp

14) ISO 10893-10 Thử không phá hủy - Phần 10: Kiểm tra siêu âm cho thép ống đúc liền và thép ống hàn

15) ISO 10893-11 Thử không phá hủy ống thép-Phần 11:Kiểm tra tự động bằng siêu âm đường hàn của ống thép hàn để phát hiện khuyết tật dọc và/hoặc ngang

16) ISO 13665 Thép ống đúc liền và thép ống hàn sử dụng cho mục đích chịu áp suất - Kiểm tra từ tính

17) ISO 19232-1 Thử không phá hủy- Phần 1 Chất lượng ảnh chụp RT

...

...

...

19) ISO 19902 Kết cấu công trình biển cố định - Quy định chung

20) TR 12489 Mô hình hóa độ tin cậy và tính toàn vẹn các hệ thống an toàn

7.2.3.7  Tiêu chuẩn NORSOK

1) NORSOK U-001 Hệ thống khai thác dưới biển

2) NORSOK M501 Chuẩn bị bề mặt và sơn bảo vệ

7.2.4  Khi các Tiêu chuẩn thiết kế thay thế được đề xuất, việc chứng minh là có khả năng đáp ứng của Tiêu chuẩn được chấp nhận thay thế thông qua phân tích tính tương đương, sự sai lệch hoặc phân tích rủi ro thích hợp để chứng minh rằng Tiêu chuẩn thiết kế thay thế được đề xuất sẽ cung cấp mức an toàn tương đương với các Tiêu chuẩn được công nhận như được liệt kê trong Tiêu chuẩn này, và phải được yêu cầu thực hiện theo yêu cầu tại mục 5.1.6.

7.3  Cơ sở thiết kế thay thế

7.3.1  Các thiết kế dựa trên các Tiêu chuẩn của đơn vị chế tạo cũng có thể được chấp nhận. Trong những trường hợp trên, hồ sơ chi tiết đầy đủ về Tiêu chuẩn của nhà chế tạo và hồ sơ kỹ thuật phải thỏa mãn các yêu cầu sau.

7.3.1.1  Cơ sở chế tạo phải chứng minh bằng cách thử hoặc phân tích rằng các chỉ tiêu thiết kế được sử dụng sẽ có mức an toàn phù hợp với mức an toàn của một Tiêu chuẩn được công nhận.

...

...

...

7.3.1.3  Chứng minh thiết kế dựa trên các Tiêu chuẩn của nhà chế tạo dựa vào dữ liệu về lịch sử hoạt động của các bộ phận, thiết bị và hệ thống.

7.3.2  Thực hiện đánh giá rủi ro cho các tính năng thay thế hoặc mới lạ cho Tiêu chuẩn áp dụng thiết kế theo quy định tại mục 5.1.6.

7.4  Đánh giá rủi cho hệ thống khai thác dưới biển

7.4.1  Tất cả các mối nguy hiểm có thể ảnh hưởng đến bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác, xử lý dầu khí dưới biển hoặc bất kỳ hệ thống phụ trợ, bộ phận, thiết bị nào phải được xác định đúng rủi ro và rủi ro được quản lý ở mức chấp nhận được với việc thực hiện các lựa chọn kiểm soát rủi ro hiệu quả.

7.4.2  Một quy trình có hệ thống phải được áp dụng để xác định các tình huống trong đó sự kết hợp các sự kiện hoặc một chuỗi sự kiện có thể dẫn đến hậu quả không mong muốn (thiệt hại tài sản, an toàn của con người và ô nhiễm môi trường), với sự xem xét đưa ra cho tất cả các nguyên nhân hợp lý có thể dự đoán trước.

7.4.3  Các lựa chọn kiểm soát rủi ro đã định (các biện pháp phòng ngừa và giảm thiểu) được coi là cần thiết phải được thực hiện, phải được xem xét là một phần của cơ sở thiết kế của bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác, xử lý dầu khí dưới biển.

7.4.4  Mô tả phương pháp luận thực hiện nhận diện rủi ro (HAZID) và yêu cầu nhóm thực hiện đánh giá rủi ro được áp dụng tại các Tiêu chuẩn được chấp nhận.

7.4.5  Nhận diện nguy cơ (HAZID): Một nghiên cứu HAZID phải được thực hiện cho toàn bộ bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác, xử lý dầu khí dưới biển.

7.4.6  Phân tích các dạng hư hỏng và tác động (FMEA) hoặc phân tích các dạng hư hỏng, tác động và tính tới hạn (FMECA).

...

...

...

7.4.6.1.1  Không có hư hỏng cụ thể nào sẽ dẫn đến một tình huống nguy hiểm cho con người, môi trường hoặc thiết bị.

7.4.6.1.2  Có ít nhất hai biện pháp bảo vệ được thực hiện để ngăn chặn một sự kiện nguy hiểm.

7.4.6.2  Một FMEA/FMECA chức năng phải được thực hiện cho từng bộ phận, thiết bị và hệ thống, hệ thống phụ trợ và hệ thống điều khiển đi kèm của chúng.

7.4.6.3  Dựa trên kết quả của FMEA / FMECA chức năng, một FMEA / FMECA ở mức bộ phận có thể được xem là cần thiết phải thực hiện cho các bộ phận quan trọng như được xác định trong khi thực hiện FMEA / FMECA chức năng.

7.4.6.4  Nếu FMEA / FMECA thực hiện cho các bộ phận, thiết bị là bắt buộc, các kết quả của FMEA / FMECA ở mức bộ phận phải có sự tương quan với FMEA / FMECA chức năng để đưa ra những hiểu biết tổng thể về các tác động cục bộ của dạng hư hỏng thiết bị và các tác động tổng thể của hư hỏng chức năng điều khiển, an toàn và thiết bị khác trong hệ thống.

7.4.6.5  FMEA / FMECA chức năng và FMECA mức bộ phận có thể được thực hiện theo API RP17N hoặc theo các Tiêu chuẩn được chấp nhận.

7.4.6.6  Chương trình xác nhận tính hiệu lực của FMEA / FMECA và các quy trình thử liên quan phải được lập. Mục đích của Chương trình xác nhận tính hiệu lực của FMEA / FMECA là để xác minh các kết quả quan trọng và được chọn từ FMEA.

7.4.6.7  Mục tiêu cụ thể của việc thử nghiệm là để xác nhận các yêu cầu sau:

a. Tính hiệu quả của hệ thống để xác định các hư hỏng.

...

...

...

c. Phản ứng của hệ thống kiểm soát an toàn;

d. Các biện pháp khác để chống hư hỏng.

7.4.6.8  Việc thử nghiệm xác nhận phải được thực hiện trong quá trình thử chấp nhận tại nhà máy và, hoặc là một phần của việc chạy thử các hệ thống tích hợp trên công trình theo kế hoạch đã định trước.

7.4.6.9  Khi thử nghiệm lần cuối yêu cầu lắp ráp và lắp đặt thiết bị trên công trình, có thể không thể thực hiện được tất cả các cuộc thử cần thiết tại nhà máy của nhà cung cấp. Trong trường hợp này, phép thử để xác nhận FMEA / FMECA phải được thực hiện như một phần của việc thử tích hợp hệ thống (SIT) trong quá trình chạy thử.

7.4.7  Điều kiện tải trọng thiết kế

7.4.7.1  Các điều kiện tải trọng thiết kế đặc trưng bao gồm:

a. Vận hành bình thường.

b. Vận hành ở điều kiện khắc nghiệt;

c. Tai nạn, sống sót;

...

...

...

1) Thử.

2) Vận chuyển;

3) Khoan và hoặc hoàn thiện giếng;

4) Lắp đặt;

5) Can thiệp giếng;

6) Giải bản.

7.4.7.2  Các khái niệm của các điều kiện tải trọng được nêu tại mục 3 của Tiêu chuẩn này.

7.4.7.3  Các hệ số an toàn, hệ số thiết kế cho từng hạng mục kết cấu của bộ phận, thiết bị và hệ thống phụ trợ dưới biển phải tuân theo các Tiêu chuẩn áp dụng.

7.4.7.4  Các yêu cầu về khả năng vận hành được nhằm hạn chế khả năng hoạt động không thỏa mãn yêu cầu của thiết bị phải được kiểm tra đối với bộ phận, thiết bị chịu tải trọng thiết kế, xem chi tiết tại Bảng 7.

...

...

...

7.4.7.6  Các yêu cầu về khả năng vận hành được phải được quy định trong bản quy định kỹ thuật thiết kế, xem chi tiết tại mục 4.2.

7.4.7.7  Các yêu cầu về khả năng vận hành được cho từng hạng mục của bộ phận, thiết bị và hệ thống phụ trợ dưới biển phải tuân theo các Tiêu chuẩn áp dụng.

7.4.8  Nguyên tắc thiết kế

7.4.8.1  Các bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác, xử lý dầu khí dưới biển phải được thiết kế, chế tạo và thử nghiệm với tiêu chí giảm thiểu rủi ro do mất kiểm soát rò rỉ dòng lưu chất khai thác trong suốt tuổi thọ thiết kế.

7.4.8.2  Nguyên tắc thiết kế bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác, xử lý dầu khí dưới biển là một cách tiếp cận kỹ thuật có hệ thống bao gồm toàn bộ tuổi thọ của bộ phận, thiết bị và hệ thống.

7.4.8.3  Nguyên tắc thiết kế phải bao gồm toàn bộ bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác từ đầu giếng đến các bộ phận thiết bị chính và xem xét các yêu cầu trong quá trình thiết kế, chế tạo, lắp đặt, chạy thử, vận hành và ngừng hoạt động.

7.4.8.4  Thiết kế bộ phận, thiết bị và hệ thống cũng phải bao gồm các xem xét vận hành, điều kiện môi trường, dữ liệu chất lỏng, chiến lược an toàn và nguyên tắc ngưỡng chặn.

7.4.8.5  Cần thiết lập một kế hoạch an toàn để xác định và giảm thiểu rủi ro, xây dựng mức an toàn của hệ thống và các yêu cầu hoạt động đối với các hệ thống an toàn và ngưỡng chặn theo Tiêu chuẩn API RP 17A và API RP 17V.

7.4.8.6  Một nguyên tắc ngưỡng chặn toàn diện phải được thiết lập. Nguyên tắc ngưỡng chặn phải đưa ra hướng dẫn rõ ràng và ngắn gọn về các yêu cầu ngưỡng chặn để ngăn chặn sự rò rỉ ngoài dự kiến của chất lỏng khai thác, bơm ép.

...

...

...

7.4.9  Các loại tải trọng thiết kế

7.4.9.1  Các loại tải trọng

7.4.9.1.1  Mỗi điều kiện tải trọng được liệt kê tại mục 7.4.7, để thiết kế bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác, xử lý dầu khí dưới biển phải bao gồm một hoặc tổ hợp các loại tải trọng sau đây:

a. Tải trọng môi trường.

b. Tải trọng tai nạn;

c. Tải trọng chức năng;

7.4.9.1.2  Tải trọng môi trường.

7.4.9.1.2.1  Tải trọng môi trường được định nghĩa là tải trọng áp đặt trực tiếp hoặc gián tiếp bởi các lực của khí tượng học và hải dương học và dịch chuyển của đất như được liệt kê tại Bảng 7 dưới đây.

7.4.9.1.2.2  Tải trọng môi trường thay đổi theo thời gian và bao gồm cả các thành phần tĩnh và động. Các tham số đặc trưng xác định tải trọng môi trường phải được lấy phù hợp với các giai đoạn của dự án.

...

...

...

7.4.9.1.3.1  Tải trọng tai nạn được định nghĩa là tải trọng ngẫu nhiên xảy ra do điều kiện vận hành bất thường, hư hỏng kỹ thuật, lỗi của con người và điều kiện môi trường với xác suất xảy ra hàng năm dưới 10^-^2 như được liệt kê tại Bảng 7 dưới đây.

7.4.9.1.3.2  Các hiệu ứng động phải được xem xét một cách chính xác khi áp dụng tải trọng tai nạn trong gia đoạn thiết kế. Phân tích trên cơ sở rủi ro và kinh nghiệm trong quá khứ có thể được sử dụng để xác định tần suất và cường độ của tải trọng tai nạn.

7.4.9.1.3.3  Các tải trọng do vật thể rơi và lưới đánh cá phải được ước tính bằng cách sử dụng các quy phạm và Tiêu chuẩn API 17A hoặc các Tiêu chuẩn được công nhận.

7.4.9.1.4 Tải trọng chức năng. Tải trọng chức năng bao gồm tải trọng do dòng chảy, trọng lượng, áp suất, nhiệt độ và tải trọng do điều kiện biên được liệt kê tại Bảng 7 dưới đây.

7.4.9.1.5  Các tải trọng chi tiết trong các loại tải trọng môi trường, tải trọng tai nạn và tải trọng chức năng được liệt kê trong Bảng 7 dưới đây.

Bảng 7 - Phân loại tải trọng thiết kế cho thiết bị khai thác dưới biển

Tải trọng môi trường

Tải trọng tai nạn

Tải trọng chức năng

...

...

...

- Dòng chảy

- Động đất

- Tải bang trôi

- Lún đất

- Môi trường gây ra dịch chuyển chính

- Tác động từ vật rơi

- Tải trọng va đập (lưới đánh cá, neo)

- Tải trọng môi trường bất thường theo quy định của nhà vận hành:

• Tải trọng môi trường như được định nghĩa trong các quy phạm và tiêu chuẩn áp dụng

...

...

...

- Đất trượt.

- Tải trọng do sự cố hệ thống / thiết bị:

• Mất neo giữ chính

• Mất sức căng phía trên.

- Tải trọng do hoạt động khẩn cấp

- Trọng lương khô / ướt của thiết bị bao gồm lớp bọc, a nốt, sinh vật biển bám, các bộ phận đính kèm.

- Lực nổi.

- Áp lực bên ngoài

- Điều kiện biên gây ra tải bao gồm:

...

...

...

• Độ lệch cấu trúc trên các giá đỡ.

- Tải trọng do chất lỏng bên trong bao gồm:

• Trọng lượng

• Áp suất

• Nhiệt độ

• Vận tốc dòng chảy

• Gia tải trước để làm kín

7.4.9.2  Tổ hợp tải trọng điển hình cho từng điều kiện tải trọng

7.4.9.2.1  Các tổ hợp tải trọng điển hình cho từng điều kiện tải trọng được liệt kê tại Bảng 8 dưới đây.

...

...

...

Bảng 8 - Tổ hợp tải trọng

Kiểu tải trọng

Điều kiện tải trọng

Vận hành bình thường

Khắc nghiệt

Tai nạn

Tạm thời

Chức năng

Dự kiến, chỉ định

...

...

...

Dự kiến, chỉ định

Dự kiến, chỉ định

Môi trường

Phù hợp với thiết kế điều kiện hoạt động bình thường

Phù hợp với thiết kế điều kiện khắc nghiệt

Phù hợp với thiết kế điều kiện tai nạn/ sống sót

Phù hợp với thiết kế điều kiện tạm thời

Tai nạn

N/A

...

...

...

Bảng 7

N/A

7.5  Các yêu cầu thiết kế

7.5.1  Các yêu cầu hệ thống

7.5.1.1  Một cách tiếp cận có hệ thống phải được thực hiện đầy đủ trong suốt tuổi thọ thiết kế của bộ phận, thiết bị và hệ thống dưới biển bao gồm các giai đoạn thiết kế, chế tạo, lắp đặt, chạy thử, vận hành và ngừng hoạt động.

7.5.1.2  Các hồ sơ tài liệu và bản vẽ thiết kế phải kể đến tất cả các giai đoạn nêu trên. Thiết kế bộ phận, thiết bị và hệ thống phải tuân theo sê-ri Tiêu chuẩn API 17 áp dụng và Tiêu chuẩn này.

7.5.2  Bố trí mỏ

Việc bố trí và lắp đặt bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác, xử lý dưới biển phải tuân theo các nguyên tắc an toàn cho toàn bộ quá trình được đưa ra tại Tiêu chuẩn API RP 17A hoặc các Tiêu chuẩn được công nhận.

7.5.3  Vật liệu, hàn và thử không phá hủy

...

...

...

7.5.3.2  Kinh nghiệm của các đơn vị chế tạo, thiết kế và báo cáo liên quan sẽ được xem xét đặc biệt theo yêu cầu tại mục 4.2.2.

7.5.3.3  Các yêu cầu chung đối với hàn và thử không phá hủy (NDE) phải tuân theo mục 5 của Tiêu chuẩn này.

7.5.4  Ăn mòn, mài mòn cho phép

7.5.4.1  Khi các bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác, xử lý dưới biển phải chịu một môi trường ăn mòn, mài mòn hoặc cọ sát, thiết kế phải bao gồm một lượng vật liệu dự trữ theo các yêu cầu từ mục 7.5.4.1 đến mục 7.5.4.4. và theo quy định của Tiêu chuẩn thiết kế áp dụng.

7.5.4.2  Lượng vật liệu bổ sung cần thiết phải được xác định dựa trên tốc độ ăn mòn và, hoặc mài mòn dự đoán và tuổi thọ thiết kế của bộ phận, thiết bị và hệ thống.

7.5.4.3  Dự trữ ăn mòn thay thế sẽ được xem xét với các chứng minh kỹ thuật trong suốt tuổi thọ thiết kế của thiết bị, bao gồm các yếu tố xem xét nhưng không chỉ giới hạn tại các yếu tố sau đây:

7.5.4.3.1  Tài liệu chứng minh kinh nghiệm hoạt động được ghi nhận trước đó.

7.5.4.3.2  Tính chủ động của việc bảo dưỡng và chống ăn mòn, như dùng a nốt.

7.5.4.3.3  Tính thụ động của việc bảo dưỡng và chống ăn mòn thụ động, như dùng lớp bọc đặc biệt.

...

...

...

7.5.5  Bảo vệ quá áp

7.5.5.1  Các bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác, xử lý dầu khí dưới biển có thể có khả năng tiếp xúc với áp suất lớn hơn mức mà chúng được thiết kế phải được bảo vệ bằng các thiết bị bảo vệ áp suất phù hợp.

7.5.5.2  Các bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác, xử lý dầu khí dưới biển có thể có khả năng bị quá áp phải được bảo vệ bằng các biện pháp phù hợp, như hệ thống bảo vệ áp suất toàn vẹn cao (HIPPS) hoặc tương đương. Xem thêm các yêu cầu tại mục 7.4.8 về nguyên tắc thiết kế.

7.5.5.3  Các đơn vị thiết kế bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác, xử lý dầu khí dưới biển có trách nhiệm xác định và xem xét bộ phận, hệ thống có chứa áp lực nghiêm trọng nhất, như là sự hình thành áp suất, bơm, dòng chảy bị cản, cột áp lực tĩnh, hiệu ứng va đập, áp suất do nhiệt gây ra và lựa chọn các thiết bị bảo vệ quá áp phù hợp.

7.5.6  Các tải trọng

Tất cả các tải trọng áp dụng có thể ảnh hưởng đến bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác dưới biển trong tất cả các giai đoạn của vòng đời làm việc của bộ phận, thiết bị và hệ thống, từ chế tạo đến ngừng hoạt động, phải được xác định và tính đến trong gia đoạn thiết kế theo mục 7.4.7 và mục 7.4.8.

7.5.7  Độ bền

7.5.7.1  Tất cả các điều kiện tải trọng trong vòng đời làm việc của bộ phận, thiết bị và hệ thống phải được xem xét để phân tích độ bền.

7.5.7.2  Hệ số an toàn, hệ số thiết kế dựa trên giới hạn chảy tối thiểu của vật liệu phải được sử dụng trong các tính toán thiết kế theo các Tiêu chuẩn được công nhận cho từng thiết bị cụ thể. Suy giảm độ bền của vật liệu kim loại phải được xem xét theo các Tiêu chuẩn áp dụng.

...

...

...

7.5.8.1  Đánh giá sơ bộ mỏi phải được thực hiện với việc xem xét tải trọng tuần hoàn cho tất cả các giai đoạn thiết kế bao gồm thiết kế chế tạo, thiết kế vận chuyển, thiết kế lắp đặt và thiết kế vận hành.

7.5.8.2  Nếu bộ phận, thiết bị và hệ thống được xác định là nhạy cảm mỏi, phân tích mỏi phải được thực hiện dựa trên phương pháp đường cong S-N hoặc gãy cơ học theo các Tiêu chuẩn áp dụng.

7.5.9  Các ứng dụng áp suất cao-nhiệt độ cao (HPHT)

7.5.9.1  Đối với các ứng dụng nhiệt độ cao- áp suất cao (HPHT) nghĩa là phạm vi hoạt động lớn hơn 103,43 N/mm^2 và, hoặc lớn hơn 177°C thì việc xem xét các mức hệ thống phải tuân theo Tiêu chuẩn API TR 1PER15K-1.

7.5.9.2  Trong khi các yêu cầu về vật liệu, đệm kín bu lông, gia cường, chứng nhận thiết kế và xác nhận tính hiệu lực của thiết kế đối với các bộ phận, thiết bị và hệ thống dưới biển không phải là ống đứng và đường ống thì phải tuân theo Tiêu chuẩn API 17TR8.

7.6  Các yêu cầu đối với bộ phận, thiết bị và hệ thống phụ trợ

7.6.1  Các đầu nối dưới biển

7.6.1.1  Việc thiết kế, chế tạo, lắp đặt, kiểm tra và thử các đầu nối cho đầu giếng và cây thông khai thác dưới biển phải phù hợp với Tiêu chuẩn API SPEC 17D. Hướng dẫn chi tiết về chứng nhận và xác nhận tính hiệu lực các đầu nối cây thông khai thác và đầu giếng dưới biển được nêu tại Tiêu chuẩn API 17TR7.

7.6.1.2  Việc thiết kế, chế tạo, lắp đặt, kiểm tra và thử các đầu nối của đường ống nội mỏ phải phù hợp với Tiêu chuẩn API RP 17R.

...

...

...

7.6.2.1  Đầu giếng, cây thông khai thác và giá treo ống khai thác dưới biển

7.6.2.1.1  Việc thiết kế, chế tạo, lắp đặt, kiểm tra và thử đầu giếng, cây thông khai thác và giá treo ống khai thác phải tuân theo Tiêu chuẩn API SPEC 17D.

7.6.2.1.2  Hệ thống đầu giếng làm nền móng kết cấu cho một hệ thống hoàn thiện giếng. Hệ thống đầu giếng dưới biển đỡ các đoạn ống chống giếng bên trong cũng như thiết bị chống quá áp đặt bên trên trong quá trình khoan, cây thông khai thác dưới biển và giá treo ống sau khi hoàn thiện.

7.6.2.1.3  Hệ thống đầu giếng dưới biển được lắp đặt tại hoặc gần đáy biển. Đầu giếng dưới biển có thể bao gồm các bộ phận sau:

a. Bộ phận dẫn hướng tạm thời.

b. Bộ phận dẫn hướng cố định;

c. Kết cấu đỡ bộ phận dẫn hướng;

d. Kết cấu đỡ đầu giếng;

e. Giá treo ống chống và cụm làm kín vành xuyến.

...

...

...

a. Đầu nối đầu giếng.

b. Vít cấy, đai ốc và bu lông;

c. Vòng đệm kín khí;

d. Đầu ống khai thác và đoạn ống nối cây thông, đầu ống khai thác;

e. Các vít cấy đâm thủng, làm kín cây thông dùng cho cây thông thẳng đứng;

f. Các van, cụm van và cơ cấu dẫn động;

g. Đoạn ống chữ Y đến đường ống nội mỏ và chuyển hướng;

h. Giao diện tiếp cận lại;

i. Dẫn hướng hoàn thiện giếng;

...

...

...

k. Ống công nghệ ở cây thông;

l. Đầu nối đường ống nội mỏ;

m. Giao diện điều khiển gắn vào cây thông;

n. Ống thót dưới biển và cơ cấu điều khiển.

7.6.2.1.5  Giá treo ống khai thác là một thiết bị để treo ống khai thác. Các giá treo ống khai thác có thể được hạ xuống vào trong một đầu giếng, đầu ống khai thác hoặc cây thông ngang.

7.6.2.1.6  Trong phân tích độ bền tổng thể và độ bền mỏi cho đầu giếng và cây thông khai thác, các điều kiện tải trọng tạm thời như khoan, bảo dưỡng giếng là rất đáng kể.

7.6.2.1.7  Trong các điều kiện tải trọng khoan hoặc bảo dưỡng giếng, phân tích tổng thể thường được thực hiện trước khi phân tích chi tiết cục bộ.

7.6.2.1.8  Trong phân tích tổng thể hệ thống khoan, mô hình hệ thống tích hợp bao gồm sự dịch chuyển của đất, ống đứng và thiết bị chính phải được mô phỏng cho các tình huống hoạt động như hoạt động khoan thông thường, kết nối khi không thực hiện hoạt động động khoan, trôi dạt, rời đi.

7.6.2.1.9  Mô hình hóa hệ thống tích hợp tương tự cũng phải được sử dụng để phân tích tổng thể hệ thống bảo dưỡng giếng. Phân tích hệ thống bảo dưỡng giếng tích hợp phải tuân thủ Tiêu chuẩn API RP17G.

...

...

...

Việc thiết kế, chế tạo, lắp đặt, kiểm tra và thử đầu giếng, cây thông khai thác và giá treo ống khai thác trên mặt nước phải tuân thủ Tiêu chuẩn API SPEC 6A.

7.6.3  Đường ống nội mỏ, ống nối và ống đứng

7.6.3.1  Đường ống nội mỏ

7.6.3.1.1  Một đường ống nội mỏ vận chuyển lưu chất từ vỉa chưa qua xử lý bắt nguồn từ một giếng khoan đến thiết bị xử lý. Tùy thuộc vào vật liệu và phương pháp xây dựng được sử dụng, việc thiết kế, chế tạo, lắp đặt, kiểm tra và thử một đường ống nội mỏ phải tuân theo các Tiêu chuẩn API sau: API RP 1111, API RP 17B và API SPEC 17K.

7.6.3.1.2  Thiết kế để xác định tuyến ống, đánh giá độ bền và mất ổn định ngang tổng thể của một đường ống nội mỏ bị hư hỏng phải tuân thủ Tiêu chuẩn được chấp nhận.

7.6.3.2  Ống nối

7.6.3.2.1  Một ống nối dưới biển vận chuyển lưu chất và trang bị một khớp nối giữa hai bộ phận riêng biệt được lắp đặt. Một ống nối sẽ đáp ứng như một mối nối giữa hai trong số các bộ phận, thiết bị sau đây:

a. Cây thông khai thác dưới biển.

b. Ống góp;

...

...

...

d. Đoạn ống bơm ép;

e. Ống đứng;

f. Kết cấu bên trong đường ống.

7.6.3.2.2  Việc thiết kế, chế tạo, lắp đặt, kiểm tra và thử một ống nối dưới biển phải tuân theo Tiêu chuẩn API RP 17R.

7.6.3.3  Ống đứng

7.6.3.3.1  Một ống đứng là một ống dẫn lưu chất từ bề mặt đáy biển đến một thiết bị trên bề mặt công trình. Ống đứng có thể là một trong những loại sau:

a. Ống đứng khai thác.

b. Ống đứng khoan;

c. Ống đứng bảo dưỡng giếng, ống đứng hoàn thiện giếng;

...

...

...

e. Ống đứng dẫn khí;

f. Ống đứng đề xuất dầu, khí và, hoặc condensate.

7.6.3.3.2  Các ống đứng bơm ép và ống đứng dẫn khí được nêu tại mục 7.6.6. Các loại ống đứng khác không thuộc ống đứng khai thác và ống đứng được nêu tại mục 7.6.6 thì nằm ngoài phạm vi của Tiêu chuẩn này.

7.6.3.3.3  Các yêu cầu đối với ống đứng khai thác, tùy thuộc vào vật liệu và phương pháp chế tạo được sử dụng, việc thiết kế, chế tạo, lắp đặt, kiểm tra và thử các ống đứng động khai thác phải tuân theo các Tiêu chuẩn API sau: API STD 2RD; API RP 17B; API SPEC 17J và API SPEC 17.

7.6.3.3.4  Thiết kế các hệ thống ống đứng hỗn hợp phải phù hợp Tiêu chuẩn được chấp nhận,

7.6.4  Hệ thống bảo vệ áp suất toàn vẹn cao (HIPPS)

7.6.4.1  Hệ thống bảo vệ áp suất toàn vẹn cao là một hệ thống khí cụ an toàn bằng cơ khí và điện-thủy lực để bảo vệ các thiết bị phía sau đầu ra của thiết bị khỏi toàn bộ áp suất tại phía trước của đầu ống khai thác khi đóng giếng.

7.6.4.2  Hệ thống bảo vệ toàn vẹn áp suất cao cho phép sử dụng các đường ống mà không được thiết kế để chịu áp suất bề mặt tác dụng lên đỉnh giếng khoan khi giếng được đóng lại tại cây thông khai thác hoặc kết nối một hệ thống khai thác áp suất cao mới vào các thiết bị xử lý áp suất thấp.

7.6.4.3  mọi trường hợp, hệ thống bảo vệ áp suất toàn vẹn cao phải được thiết kế để cô lập các bộ phận, thiết bị có áp suất thấp hơn áp suất bề mặt tác dụng lên đỉnh giếng khoan khi giếng được đóng lại tại cây thông khai thác.

...

...

...

7.6.4.5  Việc thiết kế, chế tạo, lắp đặt, kiểm tra và thử hệ thống bảo vệ áp suất toàn vẹn cao phải tuân thủ Tiêu chuẩn API STD 17O và các yêu cầu của Tiêu chuẩn này.

7.6.5  Ống góp, cụm van ngầm đầu đường ống (PLEM), thiết bị cuối đường ống (PLET) và dưỡng.

7.6.5.1  Một ống góp bao gồm các đầu ống gom, đường ống được phân nhánh và các van để thu nhận và phân phối công chất đã xử lý hoặc công chất khai thác hoặc công chất để bơm ép.

7.6.5.2  Ống góp có thể được sử dụng để thử giếng cũng như bảo dưỡng giếng. Ống góp chùm là một ống góp có dòng chảy hỗn hợp từ một số giếng khoan dưới biển vào một hoặc nhiều đầu ống gom.

7.6.5.3  Một cụm van ngầm đầu đường ống tương tự như một ống góp chum. Tuy nhiên, cụm van ngầm đầu đường ống thường được tích hợp với đường ống dưới biển và có nhiều hơn một đầu nối cuối đường ống dưới biển.

7.6.5.4  Điểm kết thúc đầu đường ống, tương tự như cụm van ngầm đầu đường ống. Tuy nhiên, thường chỉ có một đầu nối cuối đường ống dưới biển.

7.6.5.5  Dưỡng là một kết cấu dưới đáy biển thường cung cấp dẫn hướng và hỗ trợ cho việc khoan. Nó có thể bao gồm ống công nghệ khai thác, ống bơm ép. Một dưỡng thường được sử dụng để nhóm một số giếng ngầm tại một vị trí dưới đáy biển. Dưỡng có thể được thiết kế tích hợp hoặc mô-đun.

7.6.5.6  Một ống góp có thể được tích hợp với một dưỡng. Việc thiết kế, chế tạo, lắp đặt, kiểm tra và thử ống góp, cụm van ngầm đầu đường ống, điểm kết thúc đầu đường ống và dưỡng phải tuân thủ Tiêu chuẩn API RP 17P. Đối với nền móng, xem chi tiết tại mục 7.6.13.

7.6.6  Hệ thống phụ trợ và bơm ép

...

...

...

a. Đường ống bơm ép hóa chất.

b. Đường ống khai thác khí;

c. Đường ống giám sát vành xuyến;

d. Đường ống dập giếng;

e. Đường ống được chỉ định hoạt động bên trong đường ống nội mỏ;

f. Bọc đường ống gia nhiệt.

7.6.6.2  Việc thiết kế, chế tạo, lắp đặt, kiểm tra và thử các hệ thống bơm ép và phụ trợ phải tuân thủ Tiêu chuẩn API RP 17A.

7.6.6.3  Một số đường ống phụ trợ thường được tích hợp vào cáp điều khiển, chẳng hạn như đường ống bơm ép hóa chất, do đó, các yêu cầu áp dụng của Tiêu chuẩn API SPEC 17E cũng phải được áp dụng.

7.6.6.4  Một số đường ống phụ trợ được chỉ định hoạt động bên trong đường ống nội mỏ hoặc được bó kèm với đường ống nội mỏ (chẳng hạn như các bó đường ống gia nhiệt). Các yêu cầu áp dụng trong các Tiêu chuẩn về ống đứng và đường ống nội mỏ được tham chiếu cũng phải được tuân thủ.

...

...

...

7.6.7.1  Cáp điều khiển dưới biển chứa một nhóm các bộ phận có chức năng khác nhau (ví dụ: cáp điện, cáp quang, ống mềm và ống cứng) thường cung cấp cho các hoạt động như thủy lực, bơm ép chất lỏng, năng lượng và thông tin. Các cáp này có thể được bố trí riêng biệt dưới biển hoặc bó lại với nhau hoặc kết hợp với nhau.

7.6.7.2  Đoạn cáp điều khiển ngắn (flying lead) có thể được xem là một đoạn cáp điều khiển ngắn. Đoạn cáp điều khiển ngắn là một nhóm hoặc nhiều nhóm thủy lực, hóa chất, năng lượng điện, tín hiệu và, hoặc tín hiệu quang kết nối mạng hợp thành để kết nối với các thiết bị với nhau dưới biển như là từ đầu giếng đến ống góp.

7.6.7.3  Việc thiết kế, chế tạo, lắp đặt, kiểm tra và thử một cáp điều khiển dưới biển, thiết bị phụ trợ và đoạn cáp điều khiển ngắn thủy lực đi kèm của nó phải tuân theo Tiêu chuẩn API SPEC 17E và Tiêu chuẩn API STD 17F.

7.6.8  Hệ thống điện

7.6.8.1  Quy định chung

7.6.8.1.1  Các hệ thống điện dưới biển là những hệ thống cung cấp năng lượng, phân phối năng lượng điện, chuyển đổi năng lượng điện, dự trữ năng lượng điện và phụ tải điện, bao gồm nhưng không chỉ giới hạn các hệ thống sau:

7.6.8.1.1.1  Hệ thống phụ trợ và thiết bị trên mặt nước để cung cấp năng lượng điện

a. Hệ thống điện một chiều và các hệ thống ắc quy.

b. Hệ thống lưu điện UPS;

...

...

...

7.6.8.1.1.2  Hệ thống phụ trợ dưới biển

a. Cáp điện, cáp điều khiển (để truyền tải năng lượng điện tử cụm thiết bị cung cấp năng lượng điện trên mặt nước đến hệ thống phân phối điện dưới biển).

b. Hệ thống phân phối điện dưới biển.

7.6.8.1.2  Việc thiết kế, chế tạo, lắp đặt, kiểm tra và thử các hệ thống điện dưới biển phải tuân thủ Tiêu chuẩn API STD 17F cho các hệ thống điện dưới biển.

7.6.8.2  Các yêu cầu bổ sung

7.6.8.2.1  Tiêu chuẩn áp dụng bổ sung cho các đầu nối điện ngầm dưới biển và các trạm kết nối điện dưới biển, và các cáp điện dưới biển. Việc thiết kế và thử nghiệm phải thỏa mãn các yêu cầu tương ứng được nêu tại Bảng 9.

Bảng 9 -Các Tiêu chuẩn áp dụng bổ sung cho thiết bị, hệ thống phụ trợ trong hệ thống điện

Thiết bị và hệ thống điện

Tiêu chuẩn áp dụng

...

...

...

Điện áp dưới 3,6 kV AC

IEC 60502-1, ASTM D471, ASTM D903, ASTM D3164 and AODC 035

Điện áp trên 3,6 kV AC và dưới 36 kV AC

Xem xét để thay thế

Hệ thống cáp điện dưới biển

Tiêu chuẩn được chấp nhận

IEC 60502-1, IEC 60502-2, IEC 60228 and IEEE 1120

Yêu cầu thử nghiệm

TB 623 (ex Electra 171), TB 490 (ex Electra 189), Electra 89

...

...

...

7.6.8.2.2.1  Bảo vệ thụ động. Các phương pháp thụ động như cách điện, đánh giá sơ bộ và nối đất (tiếp đất) nên được xem là biện pháp bảo vệ đầu tiên.

7.6.8.2.2.2  Bảo vệ chủ động. Các phương pháp bảo vệ chủ động bao gồm cả các phương pháp liên quan đến hệ thống điện được gắn vào các thiết bị để phát hiện các tình huống điện giật thực tế hoặc tiềm ẩn;

7.6.8.2.2.3  Bảo vệ chủ động phải được trang bị bởi một thiết bị dòng điện dư hoặc đường dây giám sát cách điện được nối với thiết bị ngắt mạch hoặc các phương tiện tương đương khác. Thông thường các thiết bị được lắp đặt ở trên mặt nước.

7.6.9  Hệ thống điều khiển và kiểm soát

7.6.9.1  Các hệ thống điều khiển và kiểm soát được trang bị điều khiển và kiểm soát cho một hệ thống khai thác dưới biển, thường bao gồm các hệ thống phụ trợ an toàn, hệ thống phụ trợ truyền thông tin và hệ thống phụ trợ dừng hoạt động.

7.6.9.2  Đối với bộ phận, thiết bị và hệ thống phụ trợ của hệ thống điều khiển và giám sát dưới biển, xem chi tiết tại Bảng 12.

7.6.9.3  Việc thiết kế, chế tạo, lắp đặt, kiểm tra và thử hệ thống điều khiển và kiểm soát phải thỏa mãn các yêu cầu tại Tiêu chuẩn API STD 17F.

7.6.9.4  Tiêu chuẩn áp dụng bổ sung

Các tiêu chuẩn áp dụng bổ sung cho việc thiết kế, chế tạo, lắp đặt, kiểm tra và thử nghiệm cho các hệ thống an toàn, hệ thống thông tin, hệ thống dừng hoạt động, trạm kết nối điện dưới biển và hệ thống máy tính điều khiển được nêu tại Bảng 10 dưới đây:

...

...

...

Thiết bị và hệ thống

Tiêu chuẩn áp dụng

Các hệ thống và thiết bị an toàn

Hệ thống an toàn bề mặt

API RP 14C

Hệ thống an toàn dưới biển

API RP 17V

Hệ thống và thiết bị truyền thông tin

Hệ thống truyền thông tin

...

...

...

Cáp điện và cáp quang dưới biển

IEC 60793, IEC 60794, IEC 60228, và IEC 60502

Hệ thống và thiết bị dừng hoạt động

API RP 17A, API STD 17O and API RP 17V

Trạm kết nối cáp điện dưới biển

API 17TR10

Các hệ thống máy tính điều khiển và kiểm soát

Tiêu chuẩn được chấp nhận

7.6.10  Cụm thiết bị đóng giếng

...

...

...

7.6.10.2  Việc thiết kế, chế tạo, lắp đặt, kiểm tra và thử thiết bị đóng giếng dưới biển phải tuân thủ Tiêu chuẩn API RP 17W.

7.6.11  Đồng hồ đo lưu lượng

7.6.11.1  Trong các hoạt động dưới biển, đồng hồ đo lưu lượng nhiều pha thường được sử dụng trong thử giếng, sự phân chia phép đo, đo lường để xuất bán sản phẩm dầu khí, để quản lý giếng.

7.6.11.2  Việc thiết kế, chế tạo, kiểm tra, thử nghiệm đồng hồ đo lưu lượng nhiều pha dưới biển phải thỏa mãn các yêu cầu tại Tiêu chuẩn API RP 17S.

7.6.12  Giao diện ROV, ROT: Việc thiết kế, chế tạo, lắp đặt, kiểm tra và thử giao diện ROV, ROT trên thiết bị khai thác dưới biển phải thỏa mãn các yêu cầu tại Tiêu chuẩn API RP 17H.

7.6.13  Nền móng

7.6.13.1  Việc thiết kế nền móng cho thiết bị dưới biển phải tính đến tất cả các tải trọng được xem là cần thiết trong suốt thời gian sử dụng của thiết bị bao gồm lắp đặt, vận hành và thu hồi.

7.6.13.2  Có hai loại nền móng, như sau:

a. Nền móng nông, như nền thảm bùn và nền móng váy cọc.

...

...

...

7.6.13.3  Thiết kế nền móng phải được thực hiện dựa trên các thông số địa chất mà được khảo sát cụ thể từ thực nghiệm. Sự tương tác giữa địa chất và kết cấu móng phải được tính đến trong thiết kế móng.

7.6.13.4  Kiểm tra, khảo sát địa chất và thiết kế nền móng phải thỏa mãn yêu cầu tại Tiêu chuẩn API RP 2GEO.

7.6.13.5  Mất ổn định kết cấu và độ bền tổng thể của nền móng phải thỏa mãn các yêu cầu tại các Tiêu chuẩn được chấp nhận.

7.6.14  Kết cấu bảo vệ dưới biển

7.6.14.1  Các kết cấu bảo vệ được sử dụng để bảo vệ thiết bị chống lại hư hỏng từ các vật thể rơi, ngư cụ, neo kéo, băng và các tải trọng khác.

7.6.14.2  Thiết kế của kết cấu bảo vệ phải thỏa mãn các yêu cầu tại Tiêu chuẩn API RP 17P. Việc xem xét các tải trọng từ lưới đánh cá và vật rơi phải thỏa mãn các yêu cầu tại Tiêu chuẩn API RP 17A hoặc theo báo cáo phân tích rủi ro cụ thể của dự án theo yêu cầu tại mục 7.4. Các hư hỏng kết cấu bảo vệ không được làm ảnh hưởng đến tính toàn vẹn kết cấu của thiết bị.

7.6.14.3  Thiết kế cho phép lưới đánh cá đi qua

7.6.14.3.1  Đối với các địa điểm có các hoạt động đánh bắt cá phải có sự cho phép bởi Chính Phủ. Thiết kế cho phép lưới đánh cá đi qua sẽ được khuyến nghị cho các kết cấu dưới biển và, hoặc các kết cấu bảo vệ.

7.6.14.3.2  Thiết kế cho phép lưới đánh cá đi qua phải thỏa mãn các yêu cầu tại Tiêu chuẩn API RP 17A và báo cáo phân tích của thiết kế đó phải bao gồm các tính toán và dữ liệu sau đây:

...

...

...

b. Dữ liệu quá trình đánh cá (dữ liệu theo dõi) của vùng mỏ;

c. Hồ sơ quy định kỹ thuật của thiết bị đánh cá;

d. Tần suất đánh cá;

e. Trọng tải đánh cá tối đa;

f. Tải trọng va đập cực đại của lưới đánh cá;

g. Tải trọng kéo cực đại của lưới đánh cá;

h. Biến dạng của kết cấu do tải trong va đập và tải trọng kéo.

7.6.15  Tóm tắt các Tiêu chuẩn API áp dụng cho bộ phận, thiết bị và hệ thống phụ trợ

Tiêu chuẩn API áp dụng cho bộ phận, thiết bị và hệ thống phụ trợ mà được nêu từ mục 7.6.1 đến mục 7.6.14 được liệt kê tại Bảng 11 dưới đây.

...

...

...

Thiết bị và hệ thống phụ trợ

Tiêu chuẩn API áp dụng

Hệ thống khai thác dưới biển

API RP 17A

Các đầu nối dưới biển

API SPEC 17D, 17TR7, RP 17R

Đầu giếng, cây thông khai thác và giá treo ống khai thác dưới biển

API SPEC 17D

Đầu giếng, cây thông khai thác và giá treo ống khai thác trên mặt nước

...

...

...

Đường ống nội mỏ, ống nối và ống đứng

API RP 1111, API RP 17B, API SPEC 17J, API SPEC 17K, API RP 17R và API STD 2RD

Hệ thống bảo vệ áp suất toàn vẹn cap (HIPPS)

API STD 170

Ống góp/cụm van ngầm đầu đường ống (PLEM), thiết bị cuối đường ống (PLET) và dưỡng

API RP 17P

Hệ thống phụ trợ và bơm ép

API RP 17A, API SPEC 17E, API STD 2RD, và API RP 1111

Cáp điều khiển, đoạn cáp điều khiển ngắn

...

...

...

Hệ thống điện

API STD 17F

Hệ thống điều khiển và kiểm soát

API STD 17F, API RP 17V

Cụm thiết bị đóng giếng

API RP 17W

Đồng hồ đo lưu lượng

API RP 17S

Giao diện ROV/ROT

...

...

...

Nền móng

API RP 2GEO

Kết cấu bảo vệ dưới biển

API RP 17P và API RP 17A

7.6.16  Lắp đặt

7.6.16.1  Ngoài các yêu cầu của Tiêu chuẩn áp dụng cho từng bộ phận, thiết bị và hệ thống phụ trợ như được liệt kê tại Bảng 11, các yêu cầu về lắp đặt thiết bị khai thác dưới biển phải thỏa mãn các yêu cầu tại Tiêu chuẩn API RP 17A.

7.6.16.2  Thiết bị nâng phải thỏa mãn các yêu cầu trong các Tiêu chuẩn áp dụng.

7.6.16.3  Một phân tích lắp đặt phải được thực hiện để xác minh rằng tính toàn vẹn kết cấu của thiết bị trong quá trình lắp đặt.

8. Quy trình chứng nhận và phân cấp

...

...

...

8.1.1  Phần này đưa ra các quy trinh chi tiết để Phân cấp và Chứng nhận các bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác dầu khí dưới biển.

8.1.2  Danh mục yêu cầu kiểm tra và chứng nhận cho các bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác dầu khí dưới biển, được nêu tại Bảng 12.

8.1.3  Các thiết kế thay thế và thiết kế có tính mới lạ, trên cơ sở từng trường hợp, với sự biện minh về các tính năng mới lạ thỏa mãn các yêu cầu tại mục 5.1.6.

8.1.4  Việc duy trì cấp bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác dầu khí dưới biển trong suốt thời gian hoạt động phụ thuộc vào việc thỏa mãn các yêu cầu nêu trong Tiêu chuẩn này tại các đợt kiểm tra được nêu cụ thể tại mục 9.

8.2  Quy trình chứng nhận và phân cấp

8.2.1  Thiết kế đối với bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác dưới biển phải thỏa mãn các yêu cầu tại Tiêu chuẩn này và các Tiêu chuẩn chấp nhận khác về thiết kế, chế tạo, lắp đặt và thử nghiệm.

8.2.2  Các bộ phận, thiết bị, hệ thống khai thác dầu khí dưới biển và các hệ thống phụ trợ bao gồm các hệ thống kết cấu giá đỡ dưới biển được xem xét theo quy trình chung sau đây:

8.2.2.1  Xem xét các hồ sơ tài liệu, xem chi tiết tại Bảng 12 và các yêu cầu tại mục 4 của Tiêu chuẩn này.

8.2.2.2  Các bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác dầu khí được cấp hồ sơ tài liệu, giấy chứng nhận sau đây:

...

...

...

b. Giấy chứng nhận thiết kế và chứng nhận sản phẩm công nghiệp chứng nhận cho bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác và phụ trợ.

8.2.2.3  Thực hiện kiểm tra trong chế tạo mới, lắp đặt, chạy thử tại đơn vị chế tạo, cấp các hồ sơ báo cáo kiểm tra và cấp giấy chứng nhận phân cấp tạm thời gắn với một công trình cụ thể, với ký hiệu cấp bổ sung như được nêu tại mục 5.3.1

8.2.3  Việc cấp báo cáo và giấy chứng nhận phải thỏa mãn các yêu cầu tại mục 8.2.6 của Tiêu chuẩn này.

8.2.4  Xem xét thiết kế

8.2.4.1  Các bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác dầu khí dưới biển sau khi xem xét thiết kế sẽ cấp thông báo thiết kế và giấy chứng nhận như yêu cầu để phân cấp, chứng nhận được liệt kê tại mục 4 và Bảng 12.

8.2.4.1.1  Thực hiện xem xét thiết kế để xác minh rằng thiết kế của bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác dầu khí dưới biển thỏa mãn các yêu cầu của Tiêu chuẩn này.

8.2.4.1.2  Đơn vị chế tạo phải cung cấp hồ sơ, tài liệu, giấy chứng nhận về sự thỏa mãn các yêu cầu được nêu tại mục 8.2.4.3.

8.2.4.1.3  Đối với những thiết kế thỏa mãn một phần hoặc một mục yêu cầu của Tiêu chuẩn này. Trong trường hợp này, đơn vị chế tạo cung cấp các thông tin về chi tiết ngoại lệ về một phần hoặc mục yêu cầu của Tiêu chuẩn này, như được nêu tại mục 4 và mô tả chi tiết trên giấy chứng nhận về sự phù hợp như được nêu tại mục 8.2.4.3. Hồ sơ tài liệu phải bao gồm nhưng không chỉ giới hạn như sau:

a. Báo cáo phân tích, tính toán ứng suất.

...

...

...

c. Báo cáo thử nghiệm;

d. Hồ sơ tài liệu về quá trình vận hành;

e. Tài liệu về các đặc tính mới lạ, như nêu tại mục 5.1.6;

8.2.4.1.4  Tại thời điểm bắt đầu mỗi dự án, một cuộc họp khởi động dự án giữa đơn vị chế tạo và các bên liên quan phải được thực hiện để xác định các công việc sau:

a. Xác nhận và, hoặc thiết lập đầu mối liên lạc chính.

b. Xác nhận yêu cầu hồ sơ tài liệu thiết kế và chế tạo;

c. Kế hoạch, tiến độ thiết kế dự án, chế tạo và kế hoạch bàn giao;

d. Xem xét và xác nhận các hạng mục kiểm tra;

e. Xem xét danh mục đề xuất của tất cả các nhà thầu phụ.

...

...

...

8.2.4.2.1  Bộ phận, thiết bị được nêu tại Bảng 12 mà đã có báo cáo đánh giá thiết kế không yêu cầu phải xem xét thiết kế.

8.2.4.2.2  Nếu có bất kỳ thay đổi thiết kế nào kể từ khi cấp báo cáo đánh giá thiết kế, thì phải thực hiện đánh giá thiết kế lại.

8.2.4.2.3  Đối với các đánh giá thiết kế hiện có của các bộ phân, thiết bị và hệ thống mà không được nêu tại Bảng 12, thì phải thực hiện đánh giá thiết kế bổ sung.

8.2.4.3  Thông báo của đơn vị chế tạo về sự phù hợp

8.2.4.3.1  Đơn vị chế tạo cung cấp một thông báo về sự phù hợp, trong đó nêu rõ rằng các bộ phận, thiết bị hoặc hệ thống được thiết kế, chế tạo, lắp ráp và thử theo các Tiêu chuẩn này, hoặc các Tiêu chuẩn được công nhận khác.

8.2.4.3.2  Thông báo về sự phù hợp phải đi kèm với bộ phận, thiết bị hoặc hệ thống khai thác dầu khí được đặt trên các công trình dưới biển.

8.2.5  Kiểm tra

8.2.5.1  Kiểm tra tại đơn vị chế tạo

8.2.5.1.1  Khối lượng và hạng mục kiểm tra tại đơn vị chế tạo, được nêu chi tiết tại Bảng 12 và các yêu cầu tại mục 9.2.

...

...

...

a. Thử nguyên mẫu, như yêu cầu bởi Tiêu chuẩn thiết kế.

b. Thử áp lực thủy tĩnh;

c. Thử tải;

d. Thử không phá hủy sau khi thử;

e. Xác nhận tính hiệu lực của FMEA/FMECA;

f. Thử sau khi lắp đặt tại nhà máy.

8.2.5.1.3  Tùy thuộc vào loại thiết bị, đặc trưng của thiết bị, hệ thống. Việc thử nghiệm tại đơn vị chế tạo có thể không thực hiện hoàn tất tại đơn vị chế tạo. Trong trường hợp này, việc thử nghiệm sẽ được tiếp tục thực hiện sau khi hoàn thành việc lắp đặt ngoài biển.

8.2.5.1.4  Trong trường hợp, yêu cầu thử nghiệm sau khi lắp ráp và lắp đặt ngoài biển, việc thực hiện kiểm tra sẽ phát hành báo cáo kiểm tra một phần cho công việc và hoàn tất một phần việc thử nghiệm tại cơ sở chế tạo trước đó mà chưa thực hiện.

8.2.5.2  Kiểm tra trong lắp đặt và chạy thử

...

...

...

8.2.5.2.2  Tại Bảng 12, Thử tại hiện trường được thực hiện cho các bộ phận, thiết bị và hệ thống thỏa mãn yêu cầu Tiêu chuẩn thiết kế quy định trong Tiêu chuẩn này. Điều này bao gồm, nhưng không giới hạn ở những điều sau đây:

a. Thử áp lực thủy tĩnh đến áp suất làm việc định mức.

b. Thử chức năng;

c. Thử tải đến tải trọng định mức của thiết bị được lắp ráp;

d. Thử xác nhận tính hiệu lực của FMEA/FMECA theo yêu cầu tại mục 7.4 Đánh giá rủi ro cho hệ thống khai thác dầu khí dưới biển;

8.2.6  Cấp giấy chứng nhận và báo cáo kiểm tra

8.2.6.1  Thông báo thiết kế và báo cáo kiểm tra.

8.2.6.1.1  Sau khi xem xét thiết kế hoàn thành thỏa mãn các yêu cầu của Tiêu chuẩn này, dựa trên các tài liệu như các yêu cầu tại mục 4, thông báo thiết kế sẽ được cấp như nêu tại Bảng 12.

8.2.6.1.2  Thông báo thiết kế sẽ mô tả phạm vi và kết quả, bao gồm các nhận xét thiết kế được thực hiện đối với các tài liệu đã được trình thẩm định và các thông số kỹ thuật đặc trưng.

...

...

...

Bảng 12 -Chứng nhận bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác và hệ thống phụ trợ dưới biển

Bộ phận, thiết bị, hệ thống

Xem xét thiết kế^(1^)

Kiểm tra tại nhà máy chế tạo^(2)

Thử tại nhà máy chế tạo^(2^,3,4^)

Thử tại hiện trường

Lưu ý

1. Đầu giếng ngầm

Subsea Wellhead

...

...

...

Đầu giếng

Wellhead

x

Đế dẫn hướng cố định

Permanent Guidebase

...

...

...

x

Vỏ đầu nối

Conductor Housing

x

x

f

...

...

...

Vỏ đầu giếng

Wellhead Housing

x

x

b1

Giá treo ống chống

...

...

...

x

x

c,f

Cụm làm kín vành xuyến

Annulus Seal Assemblies

x

x

...

...

...

Giá treo ống chống khóa bạc lót

Casing Hanger Lockdown Bushing

x

x

a,bc,f

...

...

...

Running, Retrieving and Testing Tools

x

x

a,b2,c,f

Kết cấu bảo vệ khỏi lưới đánh cá

Trawl Protective Structure

x

...

...

...

a

Cụm làm kín và giá treo ống chống phía dưới đáy biển

Submudline Casing Hanger and Seal Assemblies

x

x

a

...

...

...

Đoạn đầu ống khai thác

Tubing Head Spool

x

x

a,c,d

1.2  Giá treo ống và và dụng cụ vận hành giá treo

Tubing Hanger and Running Tool

...

...

...

Tubing Hanger

x

x

a,b1,f

Dụng cụ vận hành giá treo ống khai thác

Tubing Hanger Running Tool

x

...

...

...

a,b1

1.3  Thiết bị treo trên đáy biển

Mudline Suspension Equipment

Thiết bị treo trên đáy biển

Mudline Suspension Equipment

x

x

...

...

...

a

Vòng nâng/hạ

Landing/Elevation Ring

x

x

a

...

...

...

Casing Hangers

x

x

Công cụ thao tác giá treo ống chống

Casing Hanger Running Tools

x

...

...

...

a

Thiết bị tiếp hợp nối lại giá treo ống chống

Casing Hanger Tieback Adapters

x

x

a

...

...

...

Nắp rời bỏ

Abandonment Caps

a

Công cụ thao tác và giá treo ống khai thác - thiết bị chuyển đổi trên đáy biển để hoàn thiện giếng dưới biển

Tubing Hanger and Running Tool - Mudline Conversion Equipment for Subsea Completion

...

...

...

*

*

*

* Tương tự như “công cụ thao tác và giá treo ống khai thác dưới biển” ở trên

1.4  Thiết bị treo khoan xuyên ngang trên đáy biển

Drill-through Mudline Suspension Equipment

Thiết bị treo khoan xuyên ngang trên đáy biển

Drill-through Mudline Suspension Equipment

x

...

...

...

Giá treo ống chống khoan xuyên ngang bên ngoài trên đáy biển

External Drill-through Casing Hangers

x

x

...

...

...

Khung giá treo ống hỗn hợp

Hybrid Casing Hanger Housing

x

x

b1,c

Giá treo ống chống khoan xiên ngang bên trong trên đáy biển

Internal Drill-through Mudline Casing Hangers

...

...

...

x

c,f

Cụm làm kín vành xuyến

Annulus Seal Assemblies

x

x

a

...

...

...

Bảo vệ lỗ khoan và bạc lót chịu mòn

Bore Protectors and Wear Bushings

c

Công cụ thao tác, thu hồi và thử

...

...

...

x

x

a,b2,c,f

Giá treo ống khai thác và công cụ thao tác- thiết bị treo khoan xuyên ngang trên đáy biển để hoàn thiện giếng dưới biển

Tubing Hanger and Running Tool - Drill-through Mudline Suspension Equipment for Subsea Completion

*

*

...

...

...

*

* * Tương tự như “công cụ thao tác và giá treo ống khai thác dưới biển” ở trên

2. Cây thông khai thác dưới biển

Subsea Tree

Cây thông khai thác dưới biển

Subsea Tree

x

a,b

...

...

...

Thử áp lực theo Bảng 4 trong API 17D

Đầu nối

Connections

x

x

a,b

Các mặt bích tự do được trang bị theo 7.1 của API 17D không yêu cầu thử thủy tĩnh

Đế dẫn hướng để hoàn thiện giếng

...

...

...

x

e

Các đầu nối cây thông/ đoạn đầu ống khai thác

Tree/Tubing Head Spool Connectors

x

...

...

...

Các vít cấy đâm thủng/ làm kín cây thông dùng cho cây thông thẳng đứng

Tree Stab/Seal Stubs for Vertical Tree

x

x

a,b,d

...

...

...

Valves, Valve Blocks and Actuators

Tổ hợp thiết bị

Assembly

x

x

a,b

Tối đa 90% của áp suất làm việc định mức (RWP) thủy lực trên áp suất xung quanh thực tế hoặc mô phỏng, hoặc áp suất thủy lực tối thiểu như được quy định trong bản quy định kỹ thuật của nhà chế tạo

Cụm van

...

...

...

x

x

a,b,f

Theo Bảng 18 trong API 17D, và thử mạch bù theo bản quy định kỹ thuật của nhà chế tạo

Bộ dẫn động van dưới biển

Subsea Actuators Valve

x

x

...

...

...

Theo Bảng 19 trong API 17D, và thử mạch bù theo bản quy định kỹ thuật của nhà chế tạo

Đoạn ống chữ Y trên đường ống nội mỏ và chuyển hướng

FL Wye Spool and Diverter

x

b1,c

...

...

...

Re-Entry Interface

x

x

a

Nắp cây thông chịu áp lực

Pressure Containing Tree Cap

x

...

...

...

a,b1,f

a,d

Khung dẫn hướng cây thống

Tree-Guide Frame

x

x

a,e

...

...

...

Công cụ thao tác cây thông

Tree Running Tool

x

x

a

Ống công nghệ của cây thông

Tree Piping

...

...

...

x

b

Trên giàn 1,5 áp suất làm việc đình mức; ngoài giàn theo quy phạm thiết kế ống công nghệ

Hệ thống đầu nối đường ống nội mỏ

Flowline Connector Systems

Khung đỡ đầu nối đường ống nội mỏ

Rowline Connector Support Frame

x

...

...

...

Đầu nối đường ống nội mỏ

Flowline Connectors

x

x

a,b

...

...

...

Giao diện điều khiển thủy lực/ điện/ quang gắn vào cây thông

Tree- Mounted Hydraulic/Electric/ Optical Control Interfaces

Tổ hợp thiết bị

Assembly

x

x

b

Không vượt quá áp suất thử của bộ phận có áp suất định mức thấp nhất trong hệ thống

...

...

...

Pipe/Tubing/Hose

x

x

b1

Lỗ xuên cho cáp và cáp quang

Optical Cables and Cable Penetrations

x

...

...

...

a

Ống khai thác lỗ nhỏ và đầu nối

Small Bore Tubing and Connections

x

x

b1

...

...

...

Đầu nối điện

Electrical Connectors

x

x

a

Đầu nối quang

Optical Connectors

...

...

...

x

a

Khớp nối/ lỗ đam qua cho đường điều khiển

Control Line Stabs/Couplers

x

x

b2

...

...

...

Cơ chế sắp xếp/ định hướng

Alignment/Orientation Mechanism

a

Thiết bị/van tiết lưu và bộ dẫn động

...

...

...

Tổ hợp thiết bị

Assembly

x

x

a,d

Ống thót dưới biển

Subsea Chokes

...

...

...

x

a,b1

Dẫn động thiết bị/van tiết lưu dưới biển

Subsea Choke Actuators

x

x

a,b,d

...

...

...

1.5 áp suất làm việc định mức (RWP) đối với áp suất làm việc định mức (RWP) ≤ 137.9 N/mm^2

1.25 áp suất làm việc định mức (RWP) đối với áp suất làm việc định mức > 137.9 N/mm^2

Bệ thử

Test Stands

x

x

a,b1

...

...

...

Surface Wellhead and Tree

Đầu giếng

Wellhead

x

...

...

...

Tree

x

x

a,b,c

Đầu nối

Connectors

x

...

...

...

a,b,c

Các mặt bích tự do không yêu cầu thử thủy tĩnh trước khi thử chấp nhận cuối cùng

Van

Valves

x

x

a,b,c

...

...

...

Đầu ống khai thác và ống chống

Casing and Tubing Heads

x

x

a,b,c

Giá treo ống khai thác và ống chống

Casing and Tubing Hangers

...

...

...

x

a,b,c

Thử thủy tĩnh có thể được miễn giảm nếu khả năng của nó có thể được chứng minh bằng cách khác

Thiết bị tiếp hợp đầu ống khai thác

Tubing-Head Adapters

x

x

a,b,c

...

...

...

Ống thót

Chokes

x

x

a,b

Ống chữ T và chữ thập

...

...

...

x

x

a,b,c

Thử và đo đâu nối

Test and Gauge Connectors

x

x

...

...

...

Thiết bị lấy mẫu dung dịch

Fluid Sampling Devices

x

x

a,b,c

...

...

...

Adapter and Spacer Spools

x

x

a,b,c

Thiết bị dẫn động

Actuators

x

...

...

...

a,b,d

Van an toàn trên mặt nước và dưới mặt nước, van dừng hoạt động trên ống đứng, và thiết bị dẫn động

Surface and Underwater Safety Valves, Boarding Shut-down Valves, and Actuators

x

x

#

#

...

...

...

Nút bít chặt và nút tháo van

Bullplugs and Valve-Removal Plugs

x

x

a

Phụ tùng và lỗ xuyên qua biên-áp suất

Fittings and Pressure-boundary Penetrations

...

...

...

x

a,b,c

Van đối áp

Back-pressure Valves

x

x

a,b

...

...

...

4. Đường ống nội mỏ ống nối và ống đứng

Flowline, Jumper and Riser

Ống nội mỏ

Flowline

x

a,b3

...

...

...

Ống nối

Jumper

x

a,b3

API 17R

Ống đứng

Riser

...

...

...

a,b

API 2RD

4.1  Bộ phận ống nội mỏ, ống nối và ống đứng

Common Components for Flowline, Jumper and Riser

Ống kim loại

Metallic Pipe

Ống

...

...

...

x

x

g

Thử theo yêu cầu tại API 5L/5LC

Bộ phận ống

Pipe Components

x

x

...

...

...

Ống mềm

Flexible Pipe

Ống

Pipe

x

x

g

...

...

...

Thử theo yêu cầu tại API 17B và API 17J/17K

Bộ phận ống/ kết nối

End Fitting/ Connector

x

x

a,g

Gia cường tại vị trí uốn ong

Bend Stiffener

...

...

...

x

a,g

Bộ phận phóng/ nhận thoi

Pig Launcher/Receiver

x

x

a

a

...

...

...

4.2  Bộ phận ống đứng

Common Components for All Risers

Mô đun nổi/ mô đun dằn

Buoyancy/Ballast Module

Mô đun

Module

x

...

...

...

Ngàm kẹp

Clamp

x

x

a

4.3  Các bộ phận bổ sung cho ống đứng xích thép

...

...

...

Mối nối mềm

Flexible Joint

x

x

g

4.4  Các bộ phận bổ sung cho ống đứng kéo căng bên trên

Additional Components for Top Tensioned Riser

...

...

...

Tensioning Joint

x

x

g

Mối nối ứng suất

Stress Joint

x

...

...

...

g

Hệ thống đỡ ống đứng

Riser Support System

x

x

g

...

...

...

Thiết bị kéo căng/Thùng kh

Tensioner/Air Can

x

x

a,g

Mối nối co rút được

Telescopic Joint

...

...

...

x

a.g

4.5  Các bộ phận bổ sung cho ống đứng hỗn hợp

Additional Components for Hybrid Riser

Két nổi

Buoyancy Tank

x

...

...

...

a,g

Mối nối mềm

Flexible Joint

x

x

g

...

...

...

Xích buộc

Tether Chain

x

x

a,g

Cụm cổ ngỗng

Gooseneck Assembly

...

...

...

x

g

Tổ hợp thiết bị trên ống đứng

Top Riser Assembly

x

x

g

...

...

...

Tổ hợp thiết bị dưới ống đứng

Bottom Riser Assembly

x

x

g

Khoang đặt thiết bị

...

...

...

x

x

a,g

4.6  Các bộ phận bổ sung cho ống nối

Additional Components for Jumper

Kết nối điểm cuối

End Connection

...

...

...

x

a,b

Bổ khỉ rung do tách xoáy (VIV)

VIV Suppression

x

x

a

...

...

...

5. HIPPS

HIPPS

x

a

Thử theo yêu cầu tại API 170

HIPPS cho mô đun điều khiển dưới biển (HSCM)

...

...

...

x

x

a,h

Van dừng hoạt động

Shutdown Valves

x

x

...

...

...

Cảm biến áp suất

Pressure Sensor

x

x

a

b

...

...

...

Piping

x

x

a

b3

Kết cấu

Structures

x

...

...

...

a

Các thiết bị phụ trợ

Ancillary Devices

x

x

a,b3

...

...

...

6. Cụm phân dòng/ cum van ngầm đầu đường ống (PLEM)/ thiết bị cuối đường ống (PLET)

Manifold/PLEM/PLET

Cụ/ PLEM/PLET/ đế ống đứng

Manifold/PLEM/PLET/Riser Base

x

x

a,b3

a

...

...

...

Subsea Isolation Valve (SSIV)

x

x

a,b

Thử theo yêu cầu tại API 17V

Đầu nối chữ T và chữ Y

T- and Y- Connections

x

...

...

...

Dưỡng

Template

x

...

...

...

Bộ phận điều khiển/ chịu áp lực

Pressure Containing/ Controlling Components

x

x

b

Khung kết cấu

Structure Frames

...

...

...

x

7. Hệ thống phục vụ và bơm ép

Injection and Service Systems

Hệ thống bơm ép

Injection System

x

...

...

...

a

b

Thiết bị bơm ép

Injection

Tổ hợp các thiết bị

Unit Assembly

x

x

...

...

...

Bơm

Pump

x

x

a

...

...

...

Tổ hợp các thiết bị

Assembly

x

x

a

Ống dẫn dung dịch

Fluid Conduits

...

...

...

x

a

Van

Valve

x

x

a

...

...

...

Hệ thống dịch vụ

Service System

x

x

a

Đường ống dịch vụ bao gồm đường bơm ép hóa chất, đường khí nâng, đường giám sát vành xuyến, đường dập giếng, đường dành riêng cho các hoạt động đi qua đường ống nội mỏ và các bó đường ống gia nhiệt ...việc kiểm tra phụ thuộc vào chức năng của hệ thống và các điều kiện làm việc

8. Cáp ngầm điều khiển

...

...

...

Cáp điều khiển

Umbilical/ Flying Lead

x

x

a

a

Cáp điện

Electrical Cables

...

...

...

x

Ống mềm

Hoses

x

x

b1

...

...

...

Cáp quang

Optical-Fiber Cable

x

x

b2

Ống kim loại

...

...

...

x

x

b

1,5 áp suất thiết kế trong thời gian tối thiểu là 4 giờ sau khi hàn.

1,25 áp suất thiết kế trong thời gian tối thiểu là 4 giờ sau FAT.

Đầu cuối ống cứng và ống mềm

Tube and Hose Terminations

x

...

...

...

a,b1

Đầu cuối cáp

Cable Termination

x

x

a

...

...

...

Giao diện đầu cuối dưới biển

Subsea Termination Interface

x

x

a

Kết nối cáp điều khiển dưới biển

Subsea Umbilical Connection

...

...

...

x

a

Bộ hạn chế uốn

Bend Restrictor

x

x

a

...

...

...

Gia cường chống uốn

Bend Stiffener

x

x

a

Thiết bị phụ trợ

...

...

...

x

x

a

Tổ hợp đấu nối cáp điều khiển trên biển (TUTA)

Topside Umbilcal Termination Assemby

x

x

...

...

...

Tổ hợp đấu nối cáp điều khiển dưới biển (SUTA)

Subsea Umbilical Termination Assembly

x

x

a

...

...

...

Electrical System

Hệ thống điện

Electrical System

x

a,i

9.1  Thiết bị và hệ thống phụ trợ trên biển

...

...

...

Hệ thống DC và hệ thống năng lượng ắc quy

DC System and Battery Powered System

x

x

a,j

Cụm thiết bị năng lượng điện (EPU)

Electrical Power Unit (EPU)

...

...

...

x

aj

Cung cấp năng lượng liên tục (UPS)

Uninterruptable Power Supply (UPS)

x

x

a,j

...

...

...

9.2  Hệ thống phân phối điện dưới biển

Subsea Subsystem/Equipment

Hệ thống phân phối điện dưới biển

Subsea Electrical Distribution System

x

x

a,b4,d,i

...

...

...

10. Hệ thống điều khiển và kiểm soát

Control and monitoring System

Hệ thống điều khiển

Control System

x

a,i

...

...

...

Safety System

x

a,i

Thử theo yêu cầu tại API 17V

Hệ thống thông tin liên lạc

Communication System

x

...

...

...

a,i

Hệ thống dừng hoạt động

Shutdown System

x

a,i

...

...

...

Hệ thống dựa trên máy tính (cấu hình phần cứng và phần mềm)

Computer Based Systems (Hardware and Software Configurations)

Lưu ý 5

Lưu ý 5

Lưu ý 5

Lưu ý 5

10.1  Thiết bị và hệ thống phụ trợ trên mặt nước

Surface Subsystem/Equipment

...

...

...

Hydraulic Power Units (HPU)

x

x

a,j

Hệ thống phân phối điều khiển (DCS)

Distributed Control System (DCS)

x

...

...

...

a.j

Trạm điều khiển trung tâm (MCS)

Master Control Station (MCS)

x

x

a,j

...

...

...

Cổng ngầm (subsea gateway)

Subsea Gateway

x

x

a,j

Điều khiển dòng chảy

Control Fluid

...

...

...

10.2  Thiết bị và hệ thống phụ trợ dưới biển

Subsea Subsystem/Equipment

Mô đun điều khiển dưới biển (SCM)

Subsea Control Module (SCM)

x

...

...

...

a,b4,d,i

Mô đun điện dưới biển (SEM)

Subsea Electronics Modules (SEM)

x

x

a,b4,d,i

...

...

...

Hệ thống phân phối thủy lực dưới biển

Subsea Hydraulic Distribution System

x

x

a,b4,d,i

Hệ thống phân phối bơm ép hóa chất dưới biển

Subsea Chemical Injection Distribution System

...

...

...

x

a,b4,d,i

Hệ thống khí cụ điều khiển dưới biển

Subsea Instrumentation

x

x

a,b4,d,i

...

...

...

Hệ thống thông tin liên lạc dưới biển

Subsea Communication System

x

x

a,b4,d,i

Trạm cáp điện dưới biển

...

...

...

x

x

a,b4,d,i

SCSSV

Surface controlled subsurface safety valve

x

x

...

...

...

Theo yêu cầu API 14A và API 14B

11. Bộ phận thiết bị khác

Others

Cụm thiết bị đóng giếng

Capping Stack

x

x

Theo yêu cầu API 14W

...

...

...

Đồng hồ lưu lượng

Flow Meter

x

x

Theo yêu cầu API 14S

Theo yêu cầu API 14S

Giao diện ROV/ROT

...

...

...

x

x

Theo yêu cầu API 14H

Theo yêu cầu API 14H

Nền móng

Foundation

Móng cọc

Pile foundation

...

...

...

x

a

a

Cọc đóng theo API -2S -WSD; cọc hút theo theo API 2SK

Tấm đệm trên đáy biển

Subsea Mud mat

x

x

a

...

...

...

Kết cấu bảo vệ

Protection Structure

x

x

e

Hệ thống bảo vệ ca tốt

...

...

...

A nốt

Anodes

x

a

Lưu ý

1  Thông báo và giấy chứng nhận thiết kế được cấp cho mỗi hệ thống phụ trợ/ thiết bị / tổ hợp các thiết bị.

...

...

...

3  Nếu thử được chỉ định tại đơn vị cung cấp không thể hoàn thành tại cơ sở của đơn vị cung cấp, thì (các) thử nghiệm được chỉ định có thể được thực hiện tại chỗ trong quá trình lắp đặt /chạy thử.

4  Áp dụng cho tất cả các thiết bị và / hoặc bộ phận:

a  Ngoài thử nghiệm được chỉ định tại Bảng 12, tất cả các thử nghiệm theo yêu cầu của tiêu chuẩn thiết kế phải được thực hiện.

b  Nếu thử nghiệm nguyên mẫu được yêu cầu theo tiêu chuẩn thiết kế, thì việc này phải được thực hiện độc lập với mục a. ở trên để xác minh thiết kế

5  Hệ thống máy tính thỏa mãn các yêu cầu tại các tiêu chuẩn được chấp nhận

Lưu ý thử nghiệm

Loại thử

Điều kiện thử

a

...

...

...

Theo thông số thiết kế

b

Thử áp lực thủy tĩnh

Áp suất thử theo “Ghi chú tại Bảng 12” hoặc tiêu chuẩn thiết kế được chấp nhận.

b1

Thử áp lực thủy tĩnh

1,5 lần áp suất thiết kế, hoặc theo các tiêu chuẩn thiết kế được chấp nhận.

b2

Thử RWP thủy tĩnh

...

...

...

b3

Thử áp lực thủy tĩnh

1,25 lần áp suất thiết kế, hoặc theo các tiêu chuẩn thiết kế được chấp nhận.

b4

Thử áp lực thủy tĩnh

Theo tiêu chuẩn API STD 17F.

c

Kiểm tra kích thước

Theo tiêu chuẩn API STD 17D/6A.

...

...

...

Thử kín

Thử kín kết cấu đối với đệm kín hoặc tổ hợp các đệm kín.

e

Thử chịu tải

Thử tại 100% SWL, hoặc theo quy định tại cột Ghi chú tại Bảng 12.

f

Thử tại cơ sở chế tạo

Thử xác nhận tính hiệu lực theo API SPEC 17D.

g

...

...

...

Thử tại nhà máy theo API 2RD/1111/17R, hoặc theo quy định tại cột Ghi chú tại Bảng 12.

h

Thử tại cơ sở chế tạo

Thử tại nhà máy theo tiêu chuẩn API STD 170

i

Thử tại cơ sở chế tạo

Thử chứng nhận và FAT theo API STD 17F, hoặc theo quy định tại cột Ghi chú tại Bảng 12.

i

Thử tại cơ sở chế tạo

...

...

...

k

Thử tại cơ sở chế tạo

Thử tại nhà máy theo API SPEC 6A/6AV1

9. Kiểm tra

9.1  Quy định chung

9.1.1  Phần này đưa ra các yêu cầu cho kiểm tra trong chế tạo mới và kiểm tra trong khai thác cho bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác dầu khí dưới biển. Kiểm tra được thực hiện để xác minh sự tuân thủ các yêu cầu của Tiêu chuẩn này.

9.1.2  Kiểm tra này không thay thế cho các kiểm tra mà được thực hiện bởi đơn vị sản xuất, đơn vị lắp đặt hoặc Chủ sở hữu hoặc đơn vị điều hành.

9.2  Kiểm tra trong quá trình chế tạo mới

9.2.1  Kiểm tra trong chế tạo mới cho bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác dầu khí dưới biển bao gồm kiểm tra tại đơn vị chế tạo, đơn vị cung cấp và kiểm tra trong quá trình lắp đặt và thử vận hành trên biển.

...

...

...

9.2.2.1  Khởi động dự án: Họp khởi động dự án giữa đại diện của Đơn vị chế tạo và các bên liên quan phải được lên kế hoạch để thực hiện, nhưng không giới hạn tại các nội dung dưới đây:

a. Xác nhận các khối lượng kiểm tra;

b. Xem xét hồ sơ kỹ thuật chế tạo đề xuất (kế hoạch quản lý chất lượng, hồ sơ kỹ thuật vật liệu, các bản vẽ, WPSs và PQRs và sơ đồ hàn, Quy trình và sơ đồ NDE, Kế hoạch thử và kiểm tra và các quy trình thử nghiệm;

c. Xem xét các bản vẽ kỹ thuật đã được phê duyệt;

d. Xem xét kế hoạch chế tạo và bàn giao;

e. Xem xét và xác nhận các hạng mục kiểm tra;

f. Xem xét năng lực chế tạo của đơn vị chế tạo;

g. Xác nhận các yêu cầu báo cáo kiểm tra theo quá trình chế tạo;

h. Xác nhận hồ sơ tài liệu bao gồm hồ sơ tài liệu của đơn vị sản xuất;

...

...

...

j. Nếu thấy có cơ sở để yêu cầu kiểm tra bổ sung sẽ thông báo yêu cầu bổ sung khải lượng kiểm tra sẽ được gửi cho đơn vị cung cấp thiết bị để có thể thực hiện thích hợp.

9.2.2.2  Kiểm tra tại đơn vị chế tạo

9.2.2.2.1  Kiểm tra xác nhận năng lực cơ sở sản xuất hoặc sửa chữa bộ phận, thiết bị dưới biển đã được chứng nhận và duy trì chương trình kiểm soát chất lượng đáp ứng các yêu cầu của Tiêu chuẩn áp dụng.

9.2.2.2.2  Xem xét chứng chỉ và hồ sơ tài liệu vật liệu. Xem chi tiết yêu cầu tại mục 9.2.2.3

9.2.2.2.3  Kiểm tra mối hàn trước khi hàn.

9.2.2.2.4  Kiểm tra xác minh quy trình hàn (WPS); xác minh hồ sơ chứng nhận quy trình hàn (PQR); và xác minh hàn được thực hiện theo quy trình hàn (WPS).

9.2.2.2.5  Kiểm tra sau khi hàn.

9.2.2.2.6  Xác minh thử không phá hủy phù hợp với Tiêu chuẩn áp dụng.

9.2.2.2.7  Xem xét hồ sơ xử lý nhiệt sau hàn, đặc biệt đối với đường ống lắp đặt trong môi trường có tính a xít và thỏa mãn các yêu cầu của NACE MR0175 / ISO 15156.

...

...

...

9.2.2.2.9  Chứng kiến thử nghiệm mẫu thử của bộ phận, thiết bị dưới biển thỏa mãn các yêu cầu của Tiêu chuẩn áp dụng.

9.2.2.2.10  Chứng kiến thử áp suất của bộ phận, thiết bị và hệ thống như được nêu trong quy trình thử nghiệm sản xuất và Bảng 12.

9.2.2.2.11  Chứng kiến thử tải của cụm thiết bị và thử tải của các chi tiết đính kèm, bao gồm cả chi tiết gắn với thiết bị hoặc kết cấu của cụm thiết bị, như được quy định trong quy trình thử trong chế tạo và chi tiết đính kèm, như được nêu tại mục 7 và Bảng 12.

9.2.2.2.12  Chứng kiến thử bộ phận, thiết bị và hệ thống dưới biển được chấp nhận lần cuối cùng, bao gồm thử nghiệm áp suất và thử chức năng, như được quy định trong quy trình thử và quy định tại Bảng 12.

9.2.2.2.13  Kiểm tra xác minh các hệ thống đã được làm sạch và hệ thống đã được tăng áp, bộ điều khiển mơ tơ, bảng điều khiển và thiết bị tự động phải phù hợp với bản vẽ đã được phê duyệt.

9.2.2.2.14  Xem xét hồ sơ hiệu chuẩn khí cụ điều khiển.

9.2.2.2.15  Kiểm tra xác nhận các thiết bị điều khiển tự động được sử dụng làm bộ phận giữ áp suất đúng với áp suất định mức.

9.2.2.2.16  Thực hiện các đợt kiểm tra khác theo thỏa thuận trong cuộc họp khởi động dự án.

9.2.2.3  Báo cáo thử vật liệu

...

...

...

9.2.2.3.2  Các vật liệu liên quan đến bộ phận, thiết bị dưới biển cần có sự tham gia kiểm tra của các bên liên quan theo các yêu cầu tại Bảng 12 phải có khả năng truy xuất nguồn gốc hoàn toàn với báo cáo thử vật liệu.

9.2.2.3.3  Tối thiểu, báo cáo thử vật liệu phải được cung cấp cho các loại bộ phận sau: các bộ phận chịu tải kết cấu, các bộ phận chịu tải cơ học, các bộ phận giữ áp suất và a nốt.

9.2.2.4  Kết cấu của cụm thiết bị

Việc chế tạo cụm thiết bị, khung hoặc cấu trúc phụ trợ, bao gồm các chi tiết nâng, phải được thực hiện theo các yêu cầu tại mục 9.2.2 nếu các kết cấu này được liệt kê trong danh mục thiết bị phải được xem xét thiết kế.

9.2.2.5  Cấp chứng chỉ và báo cáo kiểm tra

9.2.2.5.1  Thực hiện kiểm tra sẽ cáp các báo cáo kiểm tra và giấy chứng nhận theo các yêu cầu về tài liệu thiết bị nêu tại Bảng 12.

9.2.2.5.2  Báo cáo kiểm tra thực hiện kiểm tra để xác minh thiết bị thỏa mãn các yêu cầu của Tiêu chuẩn này.

9.2.2.5.3  Giấy chứng nhận khẳng định rằng tại thời điểm kiểm tra thì bộ phận, thiết bị và hệ thống đáp ứng các yêu cầu về thiết kế, chế tạo, thử nghiệm của Tiêu chuẩn này. Giấy chứng nhận bao gồm số sê-ri và các thông số đặc trưng của bộ phận, thiết bị và hệ thống.

9.2.3  Kiểm tra trong quá trình lắp đặt và vận hành thử

...

...

...

9.2.3.2  Kiểm tra trong quá trình lắp đặt và vận hành sẽ được lên kế hoạch và được thực hiện kiểm tra tra theo các yêu cầu của Tiêu chuẩn này.

9.2.3.3  Khởi động dự án

9.2.3.3.1  Trước khi lắp đặt và thử vận hành một buổi họp khởi động dự án giữa đại diện chủ công trình, đơn vị lắp đặt và và các bên liên quan phải được lên kế hoạch để xác định, nhưng không giới hạn những yêu cầu dưới đây:

9.2.3.3.2  Các yêu cầu được nêu tại mục 9.2.2.1.

9.2.3.3.3  Xem xét kế hoạch lắp đặt và thử vận hành.

9.2.3.3.4  Xác nhận khung thời gian thực hiện, hoặc các mốc tiến độ dự kiến thực hiện kiểm tra và cấp giấy chứng nhận liên quan, nếu có.

9.2.3.3.5  Xác nhận hạng mục kiểm tra tại kế hoạch thử và kiểm tra được sự đống thuận của đơn vị cung cấp thiết bị.

9.2.3.3.6  Nếu nhận thấy cơ sở để đề nghị sửa chữa hoặc giám sát bổ sung, thông báo sẽ được gửi ngay cho đơn vị chế tạo, chủ công trình để có thể thực hiện hành động thích hợp.

9.2.3.4  Danh mục bộ phận, thiết bị và hệ thống

...

...

...

9.2.3.4.2  Xác nhận tính đầy đủ và chính xác của danh mục bộ phận, thiết bị và hệ thống.

9.2.3.4.3  Xác nhận và lưu trữ danh mục này trên công trình, như một phần của hồ sơ tài liệu trên công trình.

9.2.3.4.4  Sửa đổi và cập nhật danh mục, khi cần thiết để tạo thuận lợi cho truy suất bộ phận, thiết bị và hệ thống.

9.2.3.5  Giám sát chế tạo trong lắp đặt và thử vận hành

9.2.3.5.1  Quy định chung

9.2.3.5.1.1  Các quy trình lắp đặt và thử nghiệm cho các hạng mục phải được lên kế hoạch trước. Nội dung này phải được xác định tại buổi họp khởi động, cụ thể tại mục 9.2.3.3.

9.2.3.5.1.2  Các quy trình lắp đặt và thử vận hành và kế hoạch an toàn, biện pháp phòng ngừa an toàn; quy trình thông tin liên lạc; và quy trình khẩn cấp để sẵn sàng đối với với các tình huống khẩn cấp như tràn dầu, cháy, hoặc các nguy cơ khác.

9.2.3.5.1.3  Kiểm tra và huấn luyện trước khi bắt đầu một hoạt động lắp đặt hoặc vận hành, có thể được thực hiện kiểm tra để xác nhận sự sẵn sàng của các quy trình khẩn cấp này.

9.2.3.5.1.4  Thực hiện kiểm tra vật liệu, hàn, thử NDE hoặc các kiểm tra khác, nếu có, được nêu chi tiết tại mục 9.2.2 cho việc chế tạo trên biển.

...

...

...

9.2.3.5.1.6  Chứng kiến kiểm tra thử áp lực và thử chức năng cho bộ phận, thiết bị và hệ thống dưới biển, theo quy định của các quy trình lắp đặt được chấp nhận và theo các yêu cầu tại Bảng 12. Bao gồm cả các bộ phận, thiết bị của hệ thống phụ như hệ thống bơm ép mê ta nol, hệ thống gây ức chế ăn mòn.

9.2.3.5.1.7  Xem xét các báo cáo hiệu chỉnh thiết bị tự động và thiết bị đo.

9.2.3.5.1.8  Xem xét báo cáo hiệu chỉnh chi tiết mô men xoắn thiết bị ROV như được chỉ ra trước các phần hoặc các bước thủ tục cụ thể.

9.2.3.5.1.9  Hoàn thiện danh mục bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác dưới biển và trình chủ công trình theo yêu cầu tại mục 9.2.3.4.

9.2.3.5.1.10  Xem xét và chấp nhận các hồ sơ tài liệu sau khi chế tạo, bản vẽ hoàn công.

9.2.3.5.1.11  Cấp báo cáo và chứng nhận tương ứng phù hợp với các yêu cầu của hồ sơ tài liệu tại Bảng 12.

9.2.3.5.2  Thiết bị điện và thiết bị điều khiển thủy lực

9.2.3.5.2.1  Kiểm tra xác nhận cụm thiết bị cung cấp năng lượng điện và trạm điều khiển trung tâm được lắp đặt trong khu vực an toàn, thực hiện kiểm tra các của thông gió, hệ thống thông gió và báo động liên quan đến khu vực này.

9.2.3.5.2.2  Kiểm tra xác nhận máng cáp điện phù hợp cho cáp điện và làm kín phù hợp cho các đầu cáp vào các thiết bị.

...

...

...

9.2.3.5.2.4  Kiểm tra xác nhận thử điện trở cách điện cho hệ thống phân phối điện.

9.2.3.5.2.5  Kiểm tra xác nhận thử chức năng UPS dưới biển.

9.2.3.5.2.6  Kiểm tra thử chức năng cụm thiết bị thủy lực dưới biển.

9.2.3.5.2.7  Chứng kiến thử báo động và hệ thống dừng sự cố.

9.2.3.5.2.8  Đối với thiết bị điện được lắp đặt trong vùng nguy hiểm.

9.2.3.5.3  Cáp điện điều khiển và đoạn cáp điều khiển ngắn

9.2.3.5.3.1  Chứng kiến việc kiểm soát chịu tải trước khi cáp điều khiển được đưa lên tàu lắp đặt.

9.2.3.5.3.2  Chứng kiến kiểm tra sau khi lắp đặt.

9.2.3.5.3.3  Chứng kiến kiểm tra tính liên tục dòng điện sau khi lắp đặt và thử áp suất ống bọc cáp.

...

...

...

9.2.3.5.3.5  Chứng kiến kiểm tra thử tính liên tục dòng điện của cáp điều khiển và đoạn cáp điều khiển ngắn từ Trạm điều hành Hệ thống điều khiển sản xuất hoặc Trạm điều khiển chính đến mô-đun điều khiển thiết bị dưới biển.

9.2.3.5.4  Ống đứng, ống nội mỏ, ống góp, và ống nối

9.2.3.5.4.1  Kiểm tra xác nhận lắp ghép giáp mối, hàn và NDE được thực hiện trên tàu dải ống.

9.2.3.5.4.2  Chứng kiến kiểm tra sau khi lắp đặt.

9.2.3.5.4.3  Kiểm tra xác nhận vị trí thiết bị lắp đặt, định hướng nằm trong dung sai như được nêu trong bản vẽ đã được phê duyệt.

9.2.3.5.4.4  Chứng kiến thử thủy áp lực thủy tĩnh đường ống nội mỏ.

9.2.3.5.4.5  Chứng kiến thử rò rỉ và thử chức năng của đường ống nội mỏ và, hoặc cụm van cách ly ống góp.

9.2.3.5.4.6  Kiểm tra xác nhận chức năng của thiết bị tự động điều khiển như là thiết bị đo dòng chảy, báo cát và báo xói mòn.

9.2.3.5.4.7  Hướng dẫn ống đứng đưa ra các yêu cầu đối với việc lắp đặt và vận hành các ống đứng sản xuất dưới biển.

...

...

...

9.2.3.5.5.1  Chứng kiến kiểm tra sau khi lắp đặt.

9.2.3.5.5.2  Kiểm tra đấu nối đoạn cáp điều khiển ngắn kết nối với bộ phận cây thông khai thác như là một đoạn cáp điều khiển ngắn từ mô đun điều khiển dưới biển đến ống thót.

9.2.3.5.5.3  Chứng kiến kiểm tra vận hành cây thống khai thác đầu giếng, bao gồm khảo sát ROV và chức năng can thiệp, chức năng tính liên tục điện, kiểm tra áp lực ống, thử rò rỉ van và thử chức năng.

9.2.3.5.5.4  Kiểm tra xác nhận chức năng thiết bị điều khiển tự động, như là cảm biển nhiệt độ, áp suất và chỉ báo vị trí van.

9.2.3.5.6  Nền móng

Vị trí nền móng, độ thẳng đứng và hướng trong quá trình lắp đặt phải được kiểm soát hợp lý và việc lắp đặt phải được kiểm tra.

9.2.3.5.7  Các bộ phận, thiết bị dưới đáy biển khác

9.2.3.5.7.1  Chứng kiến kiểm tra sau khi lắp đặt

9.2.3.5.7.2  Chứng kiến kiểm tra hoạt động thử vận hành, bao gồm khảo sát ROV và ROV và chức năng can thiệp, chức năng tính liên tục điện, kiểm tra áp lực ống, thử rò rỉ van và thử chức năng.

...

...

...

9.2.3.5.8  Kiểm tra trước khi thử vận hành, kiểm tra khởi động. Việc kiểm tra này được thực hiện trong quá trình vận hành thiết bị sau khi khởi động, bao gồm nhưng không chỉ giới hạn các yêu cầu sau:

9.2.3.5.8.1  Kiểm tra rò rỉ, hư hỏng, biến dạng, và sự cố cho các bộ phận, thiết bị và hệ thống dưới biển có thể tiếp cận được.

9.2.3.5.8.2  Chứng kiến khảo sát ROV bộ phận, thiết bị và hệ thống dưới biển về rò rỉ, hư hỏng, biến dạng sự cố theo quy trình khởi động, vận hành đã được lên kế hoạch.

9.2.3.5.8.3  Xác nhận rằng phần mềm để thực hiện kế hoạch kiểm tra, bảo trì và sửa chữa đang hoạt động.

9.2.3.6  Cấp giấy chứng nhận tạm thời và báo cáo kiểm tra

9.2.3.6.1  Các báo cáo kiểm tra hoàn thành lắp đặt và thử hoạt động cho các bộ phận, thiết bị và hệ thống phải được xác nhận thỏa mãn các yêu cầu của Tiêu chuẩn này.

9.2.3.6.2  Thực hiện kiểm tra sẽ cấp giấy chứng nhận tạm thời. Sau khi tất cả hạng mục của kiểm tra trong quá trình đóng mới đã được hoàn thành thỏa mãn yêu cầu các yêu cầu của Tiêu chuẩn này.

9.3  Kiểm tra trong khai thác

9.3.1  Quy định chung

...

...

...

9.3.1.2  Chủ công trình phải thực hiện đúng thời hạn kiểm tra chu kỳ và các loại hình kiểm tra khác theo quy định và phải chuẩn bị đầy đủ các điều kiện để tiến hành kiểm tra giàn. Chủ công trình phải báo cáo về mọi sự cố, vị trí hư hỏng, việc sửa chữa trên công trình.

9.3.1.3  Trong trường hợp, lắp đặt lên công trình đang khai thác các bộ phận, thiết bị và hệ thống mới thuộc phạm vi áp dụng của Tiêu chuẩn này, phải tuân thủ các yêu cầu tại mục 4 và mục 9.2.

9.3.1.4  Khi thay thế các bộ phận, thiết bị và hệ thống bị hư hỏng hoặc những chi tiết bị ăn mòn quá giới hạn cho phép theo yêu cầu của Tiêu chuẩn này, thì các chi tiết mới cần phải được chế tạo phù hợp với các yêu cầu của Tiêu chuẩn này.

9.3.1.5  Thiết bị sử dụng tạm thời: Hồ sơ tài liệu việc lắp đặt bộ phận, thiết bị, hệ thống tạm thời phải được xác nhận chất lượng của các thiết bị sử dụng tạm thời và mức độ ảnh hưởng đến an toàn, chức năng vận hành của công trình.

9.3.1.6  Khi bộ phận, thiết bị, hệ thống được đưa trở lại bờ để bảo trì, sửa chữa hoặc điều chỉnh. Chủ công trình hoặc đơn vị vận hành có trách nhiệm thông báo, và lập khối lượng công việc sửa chữa, bảo trì.

9.3.1.7  Kế hoạch, quy trình bảo trì, sửa chữa thiết bị phải thỏa mãn các yêu cầu về thông số kỹ thuật của thiết bị ban đầu của đơn vị sản xuất.

9.3.1.8  Khối lượng kiểm tra trong quá trình hoán cải phải thỏa mãn yêu cầu của Tiêu chuẩn này

9.3.1.9  Các báo cáo kiểm tra được cấp sau khi thực hiện việc kiểm tra, xác nhận việc sửa chữa, hoặc hoán cải thỏa mãn các yêu cầu của Tiêu chuẩn này.

9.3.2  Các loại hình kiểm tra

...

...

...

Kiểm tra hàng năm được thực hiện trong thời gian 3 tháng trước hoặc sau ngày ấn định kiểm tra hàng năm

9.3.2.2  Kiểm tra định kỳ

9.3.2.2.1  Kiểm tra định kỳ phải được tiến hành trong thời gian 3 tháng trước ngày hết hạn ấn định kiểm tra định kỳ.

9.3.2.2.2  Kiểm tra định kỳ có thể bắt đầu tại/ hoặc sau đợt kiểm tra hàng năm lần thứ 4 và phải hoàn thành trong thời gian 3 tháng trước ngày hết hạn kiểm tra định kỳ.

9.3.2.2.3  Nếu không thực hiện như mục ở trên, Kiểm tra định kỳ có thể được bắt đầu trước đợt kiểm tra hàng năm lần thứ 4. Trong trường hợp này, Kiểm tra định kỳ phải được hoàn thành trong thời gian 15 tháng kể từ ngày bắt đầu kiểm tra định kỳ.

9.3.2.2.4  Trong trường hợp bất khả kháng, kiểm tra định kỳ vào thời điểm có thể được hoãn kiểm tra định kỳ.

9.3.2.2.5  Bất kỳ bộ phận, thiết bị và hệ thống dưới biển có thể kiểm tra trước ngày hết hạn ấn định kiểm tra.

9.3.3  Khối lượng kiểm tra hàng năm

9.3.3.1  Thực hiện công việc kiểm tra hàng năm để xác nhận tình trạng hoạt động của bộ phận, thiết bị và các hệ thống khai thác dầu khí dưới biển, bằng cách xem xét tài liệu, kiểm tra tổng quan bằng mắt và thử nghiệm.

...

...

...

9.3.3.2.1  Kiểm tra xác nhận các báo cáo kiểm tra bảo dưỡng của thiết bị, hệ thống máy tính và, hoặc nhật ký hoạt động để xác nhận rằng chủ công trình hoặc của đơn vị vận hành đã tuân thủ kế hoạch kiểm tra và bảo dưỡng.

9.3.3.2.2  Kiểm tra xác nhận bất kỳ việc sửa chữa, thay thế, hoán cải của bộ phận, thiết bị, hệ thống khai thác dầu khí dưới biển và các hệ thống phụ trợ, nếu có.

9.3.3.2.3  Kiểm tra xác nhận các báo cáo kiểm tra hoặc các giấy chứng nhận phù hợp với các đợt kiểm tra kể từ khi phân cấp lần đầu hoặc từ kiểm tra hang năm lần thứ tư liên quan đến bộ phận, thiết bị và hệ thống đó

9.3.3.2.4  Kiểm tra xác nhận danh mục bộ phận, thiết bị và hệ thống để biết những thay đổi đã được phê duyệt và việc các báo cáo kiểm tra liên quan đến bộ phận, thiết bị và hệ thống đó.

9.3.3.2.5  Kiểm tra xác nhận báo cáo tình trạng thiết bị giám sát dữ liệu của chủ công trình hoặc đơn vị cung cấp thiết bị.

9.3.3.2.6  Chứng kiến kiểm tra NDE của thiết bị dưới biển theo yêu cầu tại kế hoạch kiểm tra, bảo dưỡng.

9.3.3.2.7  Kiểm tra hư hỏng, ăn mòn, nứt và rò rỉ với các bộ phận, thiết bị và hệ thống dưới biển có thể tiếp cận được.

9.3.3.2.8  Kiểm tra phòng điều khiển dưới biển và bộ phận, hệ thống điện, bao gồm thiết bị bảo vệ và các giá đỡ cáp điện.

9.3.3.2.9  Kiểm tra thiết bị dừng.

...

...

...

9.3.3.2.11  Kiểm tra xác nhận tình trạng đúng vị trí và tình trạng hoạt động bình thường của các thiết bị bảo vệ xung quanh các bộ phận chuyển động, nếu có.

9.3.3.2.12  Kiểm tra các bình chịu áp lực thiết bị dưới biển có thể tiếp cận được, hệ thống đường ống, các bộ phận có chứa áp suất khác và bộ phận liên quan, bao gồm các thiết bị an toàn, nền móng, bộ điều khiển, thiết bị giảm áp, đường ống mềm, ống thủy lực, cách nhiệt và đồng hồ đo.

9.3.3.2.13  Chứng kiến kiểm tra ROV các bộ phận, thiết bị và hệ thống dưới biển xem có rò rỉ, hư hỏng, biến dạng, ăn mòn, thiếu lớp cách điện và rung động. Để phục hồi cấp, kiểm tra ROV phải được phê duyệt bởi các bên liên quan, kể từ lần đầu vào cấp hoặc phục hồi cấp lần cuối cùng phải bao gồm tất cả các thiết bị chịu sự phân cấp.

9.3.3.2.14  Kiểm tra xác nhận hướng của các chỉ báo vị trí van tương ứng với các vị trí van được chỉ ra trên Trạm điều khiển của Hệ thống điều khiển khai thác hoặc trạm điều khiển trung tâm.

9.3.3.2.15  Chứng kiến kiểm tra quá trình thử áp lực thủy tĩnh bộ phận, thiết bị và hệ thống dưới biển đến áp suất làm việc tối đa cho phép theo yêu cầu tại kế hoạch kiểm tra và bảo dưỡng đã được phê duyệt.

9.3.3.2.16  Chứng kiến kiểm tra rò rỉ và kiểm tra chức năng của van dưới đáy biển, chẳng hạn như các van cây thông khai thác dưới biển và van cô lập trên đường ống theo yêu cầu tại kế hoạch kiểm tra và bảo dưỡng đã được phê duyệt.

9.3.3.2.17  Chứng kiến thử nghiệm chức năng bộ phận, thiết bị, hệ thống dưới biển, bao gồm cả thử dừng hoạt động theo yêu cầu tại kế hoạch kiểm tra và bảo dưỡng đã được phê duyệt.

9.3.3.2.18  Kiểm tra xác nhận hoạt động của thiết bị khí cụ điều khiển dưới biển. Yêu cầu hiệu chuẩn lại, thay thế hoặc sửa chữa thiết bị khí cụ điều khiển khi các giá trị sai lệch phép đo sau kiểm tra vượt quá giá trị hoạt động cho phép mà đã được đơn vị sản xuất khuyến nghị.

9.3.3.2.19  Kiểm tra xác nhận thiết bị khí cụ điều khiển đo độ xói mòn.

...

...

...

9.3.3.2.21  Kiểm tra xem xét báo cáo hiệu chỉnh thiết bị đo và điều khiển khí cụ.

9.3.3.2.22  Cấp hồ sơ tài liệu kiểm tra hàng năm cho chủ công trình để lưu giữ trên công trình.

9.3.3.3  Kiểm tra dựa trên cơ sở đánh giá rủi ro có thể được thực hiện thay thế kiểm tra hàng năm. Báo cáo đánh giá rủi ro phải được thực hiện và nội dung chi tiết kiểm tra dựa trên báo cáo cơ sở đánh giá rủi ro.

9.3.4  Khối lượng kiểm tra định kỳ

9.3.4.1  Khối lượng kiểm tra định kỳ bao gồm kiểm tra hàng năm, xem chi tiết tại mục 9.3.3.

9.3.4.2  Kiểm tra xác nhận rằng Kiểm tra ROV đã được thực hiện, kể từ khi phân cấp lần đầu hoặc duy trì cấp, đã bao gồm tất cả các bộ phận, thiết bị và hệ thống dưới biển và bao gồm khảo sát bằng mặt tổng thể các thiết bị chứa chất lỏng.

9.3.4.3  Đối với các thiết bị dưới biển đã được xác nhận đã kiểm tra, một báo cáo kiểm tra sẽ được cấp sau khi hoàn thành kiểm tra định kỳ. Khi kiểm tra định kỳ hoàn thành thỏa mãn các yêu cầu của của Tiêu chuẩn này. Giấy chứng nhận phân cấp sẽ được cấp. Báo cáo kiểm tra và giấy chứng nhận phải được lưu giữ trên công trình.

9.3.5  Kiểm tra bất thường

9.3.5.1  Bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác dầu khí dưới biển phải được kiểm tra bất thường tại một trong các trường hợp từ a) đến f) dưới đây.

...

...

...

b. Khi các phần chính của bộ phận, thiết bị và hệ thống hoặc các trang bị quan trọng bị hư hỏng, hoặc phải sửa chữa hay hoán cải;

c. Khi thực hiện hoán cải ảnh hưởng đến tính năng an toàn;

d. Khi chủ công trình đề nghị kiểm tra;

e. Khi lắp đặt thiết bị mới;

f. Khi sửa chữa, khắc phục các khuyến nghị.

9.3.6  Kiểm tra kéo dài thời gian sử dụng

9.3.6.1  Theo yêu cầu của Chủ đầu tư hoặc đơn vị vận hành về việc kéo dài tuổi thọ các kết cấu của thiết bị khai thác dầu khí dưới biển. Việc khảo sát sẽ được thực hiện sau khi các hồ sơ tài liệu và báo cáo phân tích.

9.3.6.2  Kiểm tra về kết cấu bao gồm, nhưng không giới hạn ở tại các yêu cầu sau đây:

a. Kiểm tra tổng quan bằng mắt thường.

...

...

...

c. Kiểm tra ăn mòn;

d. Thử áp lực thủy tĩnh.

9.4  Kiểm tra khi giải bản

Các khảo sát về việc giải bản bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác dầu khí dưới biển sẽ được thực hiện dựa trên phạm vi thỏa thuận. Cuộc khảo sát nhằm tuân theo các quy tắc và Tiêu chuẩn hiện hành cũng như các yêu cầu quy định của Quốc gia liên quan.

MỤC LỤC

1. Phạm vi áp dụng

2. Tài liệu viện dẫn

3. Thuật ngữ, định nghĩa, ký hiệu và chữ viết tắt

...

...

...

3.2  Ký hiệu và chữ viết tắt

4  Yêu cầu về hồ sơ tài liệu

4.1  Quy định chung

4.2  Bản quy định thiết kế và chế tạo

4.3  Các bản vẽ bố trí chung

4.4  Hồ sơ tài liệu đối với bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác

4.5  Hồ sơ tài liệu đối với bộ phận, thiết bị và hệ thống phụ trợ

4.6  Hồ sơ tài liệu lắp đặt, chạy thử

4.7  Hồ sơ tài liệu trong khai thác

...

...

...

4.9  Hồ sơ tài liệu trong giai đoạn giải bản

5. Quy định về chứng nhận và phân cấp

5.1  Quy định chung

5.2  Chứng nhận bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác dầu khí dưới biển

5.3  Phân cấp bộ phận, thiết bị và hệ thống khai thác dầu khí dưới biển

6. Vật liệu, hàn và thử không phá hủy

6.1  Quy định chung

6.2  Phân loại vật liệu

6.3  Kết cấu chịu áp lực

...

...

...

6.5  Cơ cấu gia cường có ren

6.6  Vật liệu làm kín

6.7  Ăn mòn và xói mòn

6.8  Chế tạo vật liệu

6.9  Hàn

6.10  Thử không phá hủy

6.11  Hồ sơ lưu trữ

7. Yêu cầu về phân cấp và chứng nhận

7.1  Quy định chung

...

...

...

7.3  Cơ sở thiết kế thay thế

7.4  Đánh giá rủi cho hệ thống khai thác dưới biển

7.5  Các yêu cầu thiết kế

7.6  Các yêu cầu đối với bộ phận, thiết bị và hệ thống phụ trợ

8. Quy trình chứng nhận và phân cấp

8.1  Quy định chung

8.2  Quy trình chứng nhận và phân cấp

9. Kiểm tra

9.1  Quy định chung

...

...

...

9.3  Kiểm tra trong khai thác

9.4  Kiểm tra khi giải bản