ГЛАВНЫЕ НОВОСТИ

Статья в свободном доступе

Вторник, 17.12.13
Аварийность на морских скважинах

Изучение аварийности морских нефтегазодобывающих скважин и характеристик неконтролируемых выбросов требует уточнения классификации скважин как опасных производственных объектов на основе анализа риска. 

Количественная оценка риска и ограничение последствий выбросов

Валентин Журавель
Иван Журавель

Изучение аварийности морских нефтегазодобывающих скважин и характеристик неконтролируемых выбросов требует уточнения классификации скважин как опасных производственных объектов на основе анализа риска. Современное состояние программно-методического обеспечения позволяет прогнозировать риск выброса углеводородов, объемы разливов, их последствия и затраты на ликвидацию. Еще раз подчеркнута роль моделирования в планировании и управлении операциями по ликвидации разливов нефти (ЛРН).

Три года назад морская нефтедобыча пережила свой Чернобыль: теперь мы живем в эпоху post-Macondo.

При всех различиях нефти и мирного атома эти знаковые аварии очень похожи. И дело, конечно, не в том, что обе они произошли в апреле. Схожи предшествовавшие обстоятельства (святая уверенность, что такого не может быть), непонимание причин и хода аварии (до сих пор не ясно, из какой формации, каким путем и в каком количестве произошел выброс), ликвидация последствий (отсутствие пригодных технологий и импровизации по ходу работ) и, наконец, восприятие последствий.

Если бы до 20 апреля 2011 года кто-нибудь рассказал компаниям BP и Transocean то, что мы знаем теперь, они ответили был, что вероятность событий так мала, что их можно не принимать во внимание, а риск оценивается как приемлемый.

Расследование [1] выявило многочисленные условия и факторы, обусловившие возможность эскалации аварии и тяжесть ее последствий. Можно выделить 17 событий, 13 из которых так или иначе связаны с человеческим фактором — ошибками персонала (отсутствием необходимых мер, неправильными и несвоевременными действиями и т. п.) и недостатками контроля, что вызвало 4 случая отказов оборудования в нужное время и сделало возможной всю цепочку событий.

Недопущение, своевременное обнаружение и устранение этих ошибок (например, при контроле состояния и обслуживания оборудования) могло предотвратить крупнейшую в истории катастрофу.

Построение достоверной количественной модели, позволяющей установить влияние каждого события и провести переоценку риска, еще не завершено.

Грубая оценка выглядит несколько парадоксально: при относительной вероятности одиночной ошибки персонала, равной 25% (это весьма консервативная оценка для хорошо подготовленного персонала, обычные оценки составляют 10% для очень сложных работ в условиях стресса и дефицита времени [2]), вероятность независимого наступления совокупности 13 событий составляет 1,5×10–8, что по самой строгой классификации должно оцениваться как практически невероятное событие. Раз уж оно произошло, то остается искать то, что является трудной проблемой анализа риска: так называемую root cause — корневую (коренную, общую) причину.

Root cause — это фактор, который способен вызвать (или не предотвратить) несколько взаимно независимых событий, ведущих к аварии. В принципе, она найдена — это погоня за частными производственными результатами за счет снижения исполнения регламентов, контроля и качества критически важных работ [3].


Понимаем ли мы опасность и риск?

Всем ясно, что нефтяные и газовые скважины являются основными источниками промышленных и экологических опасностей в морской нефтегазодобыче. Между тем их положение в системе обеспечения промышленной и экологической безопасности весьма своеобразно. По действующей классификации опасных производственных объектов [4] участок ведения буровых работ и фонд скважин идентифицируются по трем признакам.

1. Использование и получение опасных веществ.

2. Использование оборудования, работающего под давлением более 0,07 МПа.

3. Использование грузоподъемных механизмов.

Сразу же отбросив признак 3, попробуем разобраться, как можно определить степень опасности выброса из скважины.

Признак 1 используется исходя из количества опасных веществ (воспламеняющиеся и горючие газы, горючие жидкости, используемые в технологическом процессе, вещества, наносящие вред окружающей среде), которые одновременно находятся или могут находиться на опасном производственном объекте. Для скважин этот признак не применяется, так как не ясно, о каком количестве веществ идет речь (в бурящейся скважине такие вещества отсутствуют, в эксплуатационной скважине может идти речь о количестве, не превышающем объем добычных НКТ). В итоге получается, что если нефть или газ содержат менее 1% сероводорода, то по признаку 1 скважина имеет IV (самый низкий) класс опасности.

По признаку 2 скважина по существу приравнивается к сосуду под давлением и, если давление в скважине превышает 1,6 МПа (логично считать, что на ее устье), может получить класс опасности III. Опасность, связанная с использованием оборудования, работающего под давлением, реализуется при его разгерметизации. Разница в том, что при аварии на оборудовании высвобождается несколько тонн или десятков тонн опасного вещества, и воздействие аварии распространяется на сотни метров, а выброс из связанной с проявляющим пластом морской скважины может составлять тысячи и десятки тысяч тонн, распространяющихся на море на десятки и сотни километров.

Отметим, что частоты разрывов сосудов под давлением и выбросов из скважин имеют один и тот же порядок величин: по данным Международной ассоциации производителей нефти и газа, частоты потери герметичности оборудования — 7,4×10- 4 1/год, частоты выбросов из скважин при бурении — 6,0×10- 5÷3,1×10-4 на скважину, при освоении — 6,0×10-5 на скважину, при эксплуатации — 9,7×10- 6÷3,9×10-5 1/год, при ремонте — 1,8×10- 4 на операцию [6].

Таким образом, в одном классе опасности оказались объекты, риски эксплуатации которых (в первом приближении — произведение частоты опасных событий на тяжесть последствий) несравнимы. Это несколько снижает ценность классификации как индикатора, предназначенного для организации надзора, контроля и снижения опасности.

Что касается морских буровых комплексов как опасных производственных объектов, то их классификация будет зависеть от того, как трактовать имеющиеся на них запасы топлива. Современные самоподъемные буровые установки обычно несут сотни тонн топлива, полупогружные установки и буровые суда — до тысячи и более тонн. Если эти объемы считать как горючие жидкости, используемые в технологическом процессе, то СПБУ должны получать класс опасности III, а ППБУ — класс опасности II. Если объемы топлива на борту морских установок засчитать находящимися на товарно-сырьевых складах и базах, то соответствующие классы опасности будут ниже — IV и III соответственно.

Отметим, что последняя редакция закона [4] содержит норму о том, что для объектов, расположенных на континентальном шельфе, во внутренних морских водах, в территориальном море или прилежащей зоне, класс опасности должен быть повышен на 1 категорию.


Как оценивать риск?

Таким образом, пока категории риска не являются рабочим инструментом обеспечения безопасности. В рамках уточнения детерминистской парадигмы можно рассмотреть следующие меры, выравнивающие классификацию морских скважин: выделить их в отдельный класс опасных производственных объектов или выделить дальность возможного распространения опасности как дополнительный признак классификации. Более современным видится уточнение классификации морских объектов с использованием категорий риска.

При оценке риска необходимо получить частоты выбросов, совмещенные с участвующим в них количеством опасных веществ.


На рисунке 1 показаны возможные отказы оборудования некоторой ≪стандартной≫ скважины, создающие угрозу выброса пластового флюида в окружающую среду, а на рисунке 2 — дерево отказов, объединяющее отдельные отказы для оценки частот выбросов (оба рисунка являются сильно упрощенными условными примерами).

На этих рисунках Bi – i-е инициируемое событие; Ei – i-е производное событие.

В мире не так много источников данных по аварийности подводного нефтегазового оборудования. Единственным публично доступным является OREDA‑2009 [7], где даны оценки и доверительные интервалы частот. Сведения, позволяющие различать геологические условия, режимы эксплуатации, возможные воздействия и особенности образцов оборудования от различных производителей, отсутствуют. Поэтому для базовых расчетов стоит пользоваться обобщенными оценками частот, считая выбросы из скважин инициирующими событиями (см., например, [6]).

Если перейти к оценке объемов выбросов, прежде всего хотелось бы верить, что мы уже знаем их верхний предел — это почти миллион тонн на 1 выброс. Этого, однако, недостаточно: вряд ли всюду будут такие ≪продуктивные≫ скважины, как Macondo, вряд ли мы будем бурить на таких глубинах, да и сценарии выбросов могут быть совсем другими.

В первом приближении можно считать, что объем выброса определяется его интенсивностью и продолжительностью. Интенсивность зависит от многих факторов и условий: характеристик пласта, конструкции и состояния скважины, подводного оборудования буровой или добывающей установки, свойств и пути движения пластового флюида, места и условий его выхода в окружающую среду. Выброс может происходить по бурильной колонне, кольцевому пространству за бурильными трубами и по эксплуатационной колонне и выходить на буровой установке или под водой в зависимости от расположения и состояния райзера и устьевого оборудования скважины.

Большое число и неопределенность значений параметров вызывает значительный разброс данных, но обобщающие показатели выглядят, как показано на рисунке 3 [8].

Известно несколько зарубежных методик и программных продуктов различной сложности, позволяющих рассчитывать интенсивность выбросов из скважин (BlowFlow — IRIS, PERFORM — IHS, OLGA — Schlumberger, WellFlo — Weatherford). Российские инженерные методики [9,10] решают более узкие задачи, но позволяют оценивать интенсивность выбросов при известных характеристиках продуктивного пласта и обустройства забоя скважины.

Эти методики, реализованные НМЦ ≪Информатика риска≫, основаны на следующих упрощающих предположениях:

- Интенсивность аварийного дебита оценивается для установившейся квазистационарной стадии и считается постоянной в течение всего времени фонтанирования скважины.

- Скважина рассматривается как одномерная гидродинамическая система, состоящая из последовательно расположенных элементов: пласт — каналы постоянного сечения — выброс (в атмосферу или на заданной глубине под водой).

- Течение пластового флюида считается изотермическим.

- Уравнения состояния компонентов рассчитываются по усредненным значениям температуры и сжимаемости по потоку.

Получаемая точность представляется достаточной для анализа риска и получения исходных данных для моделирования разливов нефти и газового конденсата.

Выбросы из скважин имеют большой разброс продолжительности неконтролируемого фонтанирования (заметим, что выброс на Macondo в течение 86 суток не является рекордным), которые прекращались как в результате принятых мер по восстановлению контроля скважины, так и по естественным причинам (прекращение или запирание в забое притока из пласта, разрушение ствола и т. п.). В нашей расчетной модели использовано основанное на исторических данных распределение времени продолжительности выбросов.

Из рисунка 4 видно, что через 1 сутки прекращаются 25% выбросов на буровой и 60% таких выбросов продолжаются не более 3 суток. Доля подводных выбросов, продолжающихся более 3 суток, превышает 80%, более 10 суток — около 50%. Подводные выбросы являются более продолжительными, что отражает ограниченность доступных мер по восстановлению контроля над аварийными скважинами.

Рассмотрим пример совместного анализа перечисленных факторов для оценки экологического риска при бурении вертикальной разведочной скважины глубиной 1650 м, проводимом со вскрытием и испытаниями 7 нефтегазоносных пластов, из которых 5 — нефтеносные. Суммарный риск выброса — 9,6×10-4, из него 6,9×10-4 — выброс нефти. Условия пластов и конструкция скважины таковы, что интенсивность возможных выбросов нефти составляет от 108 до 130 т/сут. Расчетное распределение объемов возможных разливов нефти показано на рисунке 5.


Этот пример наглядно иллюстрирует, что установленный в России уровень разлива в 1500 т, безосновательно называемый ≪максимально возможным≫ для морских установок [11], может быть превышен с вероятностью 2,2×10-4.

Российским законодательством установлено [12], что ≪эксплуатирующая организация должна иметь финансовое обеспечение осуществления мероприятий, предусмотренных планом предупреждения и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов, включая возмещение в полном объеме вреда, причиненного окружающей среде … в результате разливов нефти и нефтепродуктов≫. Для приведенного выше примера стоимостная оценка вреда, наносимого водным объектам исходя из принятых в России такс и методик [13], и затрат на ликвидацию [14] показана на рисунке 6. Расчет проведен в ценах 2009 года без учета региональных повышающих коэффициентов (примерно 1,3) и инфляции (примерно 1,5 к 2013 г.).


Из этого расчета вытекает, что необходимое финансовое обеспечение в размере 2,0 млрд руб. и более может потребоваться с вероятностью около 2,2×10-4, а сопутствующие этому затраты на ликвидацию разливов могут составлять от 250 до 750 млн руб.


Как ограничить экологический риск

Приходится признать, что, несмотря на все предупредительные меры, крупные аварии и выбросы из скважин все же могут происходить. Установив наличие и оценив масштабы риска, нельзя не задуматься о мерах по его снижению и минимизации возможных последствий аварий.

Разумеется, приоритетом являются забота о безопасности персонала, аварийно-спасательное обеспечение и прекращение выброса. Здесь есть свои проблемы (например, противофонтанное обеспечение морских нефтегазовых работ), обсуждение которых выходит за рамки этой публикации. Мы сосредоточимся на задачах ограничения экологического ущерба. Очевидно, что для этого требуется возможно более раннее введение в действие заранее запланированных средств борьбы с разливами нефти.

Вопрос в том, насколько планирование ликвидации разливов нефти и готовность к действиям адекватны имеющимся угрозам. В развитие ранее высказанных соображений [15] считаем необходимым еще раз подчеркнуть роль моделирования разливов в планировании и надлежащем управлении операциями ЛРН.

Автору приходилось встречаться с мнением, что для моделирования достаточно иметь (запрограммировать, купить или скачать из Интернета) математическую модель, задать характеристики разлива и провести расчеты. Это далеко и даже совсем не так: требуется настройка и верификация моделей с учетом региональных гидрометеорологических и экологических условий, реконструированных в масштабах морских бассейнов. Достоверное прогнозирование разливов нефти в море и статистическая обработка результатов невозможны без гидрометеорологических характеристик высокого разрешения (скорость ветра, волнение, течения, ледовые условия). Их получение не входит в стандартный объем проектных инженерно-гидрометеорологических и инженерноэкологических изысканий, преимущественно ориентированных на изучение локальных условий в местах проведения работ с целью определения предельных воздействий и нагрузок.

Исходные данные для моделирования разливов требуют задания всех возможных гидрометеорологических условий в районах добычи и на маршрутах транспортировки нефти, что обеспечивается актуализированными гидрометеорологическими моделями регионального уровня. Подготовка таких исходных данных весьма трудоемкая и может составлять более половины затрат на моделирование (достаточно сказать, что поля основных параметров должны задаваться с часовыми интервалами на пространственной сетке порядка нескольких километров). Но только в этом случае могут быть проверены, оценены и обоснованы плановые стратегии и технологии борьбы с разливами, выявлены объективные ограничения для реагирования по гидрометеорологическим условиям и обеспечено оперативное прогнозирование с целью управления операциями ЛРН. Для долгосрочных нефтегазовых проектов должны учитываться современные климатические тренды, поэтому такие модели должны быть постоянно действующими и пополняемыми новыми наблюдениями, в том числе с использованием данных от измерительных комплексов морских платформ и судов обеспечения.

Наряду с ликвидацией разливов снижение ущерба обеспечивается защитой ценных экологических ресурсов (морских границ охраняемых территорий, мест пребывания особо ценных биологических видов, мест массового скопления птиц и животных и т. п.). Для этого необходимо детальное изучение экологических условий района возможного влияния, особенностей сезонной экологической обстановки и ее трендов. Чаще всего это делается на основе фондовых материалов и научных публикаций с их обобщением в виде карт экологической чувствительности акваторий и побережий [16]. Однако выход нефтегазовых работ в новые и малоизученные районы делает этот путь невозможным, требуются инженерноэкологические изыскания. К сожалению, положение дел таково, что в настоящее время в России нет нормативного документа, определяющего предмет, границы и объемы экологических изысканий и мониторинга на континентальном шельфе. В 2004 году их изъяли из общих правил инженерных изысканий на шельфе и, пообещав создать отдельный документ, за 10 лет этим не озаботились (желающие могут проверить по базам нормативной документации или посмотреть работы [17,18], с которыми автор солидаризируется).


Заключение

Авария в Мексиканском заливе стала объектом пристального изучения и привела к многочисленным и существенным изменениям в области обеспечения безопасности морских буровых работ (только библиография технических отчетов и публикаций занимает 70 страниц [19]). Вряд ли стоит критиковать отсутствие соответствующей публичной активности в российской прикладной науке и промышленности по этой теме: собственных данных мало, Мексиканский залив далеко, а используемые в России технологии в основном имеют зарубежное происхождение.

Скорее всего, мы просто ждем, когда слова воплотятся в покупные изделия, тогда их и привезут. Благо, желающих хватает.

Хуже, что не видно ремонта и модернизации российской нормативной базы. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности от 2003 года перевыпущены в 2013-м без существенных изменений, фактически под другой обложкой. Соответствующие правила для континентального шельфа остаются на уровне конца 1990‑х годов. Изменения в законодательстве о защите моря от загрязнений паллиативны и только повторяют уже известные требования: надо разрабатывать планы ликвидации разливов нефти, а за вред окружающей среде надо платить. В преддверии заявляемого широкого выхода на арктический шельф хотелось бы надеяться, что где-то в тиши кабинетов идет напряженная работа. Цель этой публикации как-то разбудить эту тишь и напомнить, что после Чернобыля была Фукусима…


Литература

1. Deepwater Horizon Accident Investigation Report. BP, 2010.

2. OGP Risk Assessment Data Directory Human factors in QRA. International Association of Oil & Gas Producers, 2010.

3. Deep Water: The Gulf Oil Disaster and the Future of Offshore Drilling. Report to the President. National Commission on the BP Deepwater Horizon Oil Spill and Offshore Drilling, 2011.

4. О промышленной безопасности опасных производственных объектов (с изменениями от 4 марта 2013 г.).

5. OGP Risk Assessment Data Directory. Process Release Frequencies. OGP, 2010.

6. OGP Risk Assessment Data Directory. Blowout Frequencies. OGP, 2010.

7. OREDA‑2009 Offshore Reliability Data, 5th Edition. Volume 2 — Subsea Equipment. SINTEF/DNV, 2010.

8. Holand P. Blowout and Well Release Characteristics and Frequencies. DNV/ExproSoft, 2011.

9. СТО Газпром 2–2.3–400–2009 Методика анализа риска для опасных производственных объектов газодобывающих предприятий ОАО ≪Газпром≪ (с ошибками).

10. Малеванский В. Д., Шеберстов Е. В. Гидродинамические расчеты режимов глушения фонтанов в нефтяных и газовых скважинах. М.: Недра, 1990

11. Основные требования к разработке планов по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов (утверждены постановлением Правительства РФ от 21.09.2000 г. № 613).

12. Федеральные законы ≪О континентальном шельфе≫ (о внутренних морских водах, территориальном море и прилежащей зоне Российской Федерации), с изменениями и дополнениями, вступившими в силу с 01.07.13 г.).

13. Методика исчисления размера вреда, причиненного водным объектам вследствие нарушения водного законодательства (утверждена приказом Минприроды России от 13.04.09 № 87).

14. Contovas C. et al. An Updated Analysis of IOPCF Oil Spill Data: Estimation of the Disutility Cost of Tanker Oil Spills. IMAM 2011, International Maritime Association of the Mediterranean, 2011.

15. Журавель В. Риск аварийных разливов нефти на море и планы по их предупреждению и ликвидации. Offshore Russia, № 1, 2013.

16. Составление карт экологически уязвимых зон при ликвидации разливов нефти. IMO/IPIECA, 1994.

17. Матишов Г., Денисов В., Шавыкин А. Теория и практика экологического сопровождения нефтегазовых разработок на арктическом шельфе. Труды конференции ≪Нефть и газ арктического шельфа≪, Мурманск, 2008.

18. Кривонос Е. Нормативное обеспечение работ на шельфе. Экология производства, № 12, 2010.

19. Deepwater Horizon: A Preliminary Bibliography of Published Research and Expert Commentary. NOAA Central Library, Last Update 25.11.2013

(http://www.lib.noaa.gov/researchtools/subjectguides/dwh_bibliography.pdf).

Основные индексы:
Brent 51,67 -0,0300 (-0,06%)
Dow Jones 20 981,33 6,24 (0,03%)
Курсы валют:
USD 56,9838 0,0131 (0,02%)
EUR 62,0440 -0,1224 (-0,2%)
CNY 82,6140 -0,0457 (-0,06%)
JPY 51,1823 0,0164 (0,03%)
Акции нефтегазовых компаний:
Micex Oil & Gas 4996,42 0 (0,00%)
Rosneft 318,55 0,2000 (0,06%)
Lukoil 2829,5 -55,5000 (-1,92%)
Gazprom 137,06 3,6500 (2,74%)
Gazprom Neft 200,35 2,4500 (1,24%)
Surgutneftegaz 28,1 -0,0300 (-0,11%)
Tatneft 377,9 16,7000 (4,62%)
Bashneft 3194 -106,0000 (-3,21%)
Источник – Финмаркет
Tools
Длина, расстояние
000,00
Площадь
000,00
Объем
000,00
Вес
000,00
Скорость
000,00
Температура
000,00
Плотность
000,00
Давление
000,00
Сила
000,00
Объемная
скорость
000,00
Объем/Вес нефти
000,00
Плотность нефти
000,00
Объем/вес/энергия
природного газа
000,00
Объемный расход
газа
000,00
Rad
Gra
x!
(
)
С
AC
Inv
sin
ln
7
8
9
/
Pi
cos
log
4
5
6
*
e
tan
sqrt
1
2
3
-
Ans
exp
x^y
0
.
=
+

"Бурение и освоение нефтяных и газовых скважин. Терминологический словарь-справочник", Булатов А.И., Просёлков Ю.М., М.: Недра, 2007

Примеры терминов:

  • Резервуар без днища

    (bottomless tank) подводное хранилище, в котором закачанная нефть вытесняет морскую воду.

    (bottomless tank) подводное хранилище, в котором закачанная нефть вытесняет морскую воду.
  • Наклонная самоподъёмная платформа

    (tilt-up jack-up) – основание, состоящее из свайной опоры и верхней самоподнимающейся палубы, является разновидностью буровой и эксплуатационной платформ, которая буксируется на место работ, опускается в наклонном положении на позицию и после поднятия на рабочую высоту закрепляется на дне с помощью свай. Считается, что установка Н.с.п. занимает меньше времени.

    (tilt-up jack-up) – основание, состоящее из свайной опоры и верхней самоподнимающейся палубы, является разновидностью буровой и эксплуатационной платформ, которая буксируется на место работ, опускается в наклонном положении на позицию и после поднятия на рабочую высоту закрепляется на дне с помощью свай. Считается, что установка Н.с.п. занимает меньше времени.

  • Перфоратор

    (perforator) аппарат для простреливания обсадных колонн и цементного кольца с целью вскрыть нефтегазовый пласт; применяют перфораторы пулевые и кумулятивные.

    (perforator) аппарат для простреливания обсадных колонн и цементного кольца с целью вскрыть нефтегазовый пласт; применяют перфораторы пулевые и кумулятивные.
  • Подъёмная система самоподнимающейся платформы

    (self-elevating platform jacking system) электрический и электрогидравлический механизм, при помощи которого палуба баржи самоподъёмной буровой установки поднимается или опускается.

    (self-elevating platform jacking system) электрический и электрогидравлический механизм, при помощи которого палуба баржи самоподъёмной буровой установки поднимается или опускается.
  • Буровая установка

    (drilling rig, drilling unit) комплекс оборудования бурения скважин: буровой станок, буровая вышка, буровые насосы, оборудование для приготовления, очистки и регенерации бурового раствора, силовой привод, оборудование для механизации спуско-подъёмных операций.

    (drilling rig, drilling unit) комплекс оборудования бурения скважин: буровой станок, буровая вышка, буровые насосы, оборудование для приготовления, очистки и регенерации бурового раствора, силовой привод, оборудование для механизации спуско-подъёмных операций.
  • Геотермическая ступень

    (geothermic degree) расстояние по вертикали (в метрах), на протяжении которого температура изменяется на 1 С.

    (geothermic degree) расстояние по вертикали (в метрах), на протяжении которого температура изменяется на 1 С.
  • Регистр проходки

    (metrage recorder) прибор для записи продолжительности бурения - времени, расходуемого на бурение единицы погонной длины скважины; в результате записи получают кривые механического каротажа.

    (metrage recorder) прибор для записи продолжительности бурения - времени, расходуемого на бурение единицы погонной длины скважины; в результате записи получают кривые механического каротажа.
  • Удостоверение о пригодности к эксплуатации

    (certificate of fitness) документ, подтверждающий, что буровое судно или шельфовая буровая установка соответствуют требованиям (соответствующей страны для работы в Северном море); оформляется до начала буровых работ.

    (certificate of fitness) документ, подтверждающий, что буровое судно или шельфовая буровая установка соответствуют требованиям (соответствующей страны для работы в Северном море); оформляется до начала буровых работ.
Совместно с "Мультитран"
Яндекс.Метрика