ГОСТ Р 51365-99

(ИСО 10423-94)

ОБОРУДОВАНИЕ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ДОБЫЧНОЕ УСТЬЕВОЕ

Общие технические условия

ГОССТАНДАРТ РОССИИ

Москва

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН И ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 261 «Материалы и оборудование для нефтяной и газовой промышленности» с участием группы специалистов нефтегазовой отрасли.

2 ПРИНЯТ И ВВЕДЕН в действие Постановлением Госстандарта России от 25 ноября 1999 г. № 434-ст

3 Пункты 4.2; 4.3; 4.11; 4.12; 4.14; 4.15; 4.21 и приложения Б и Г к настоящему стандарту представляют собой аутентичный текст международного стандарта ИСО 10423 «Промышленность нефтяная и газовая. Буровое и эксплуатационное оборудование. Технические условия на клапаны, устьевую и фонтанную арматуру»

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Введение

Настоящий стандарт, сохраняя все формулировки, положения и ссылки на международные стандарты, дополняет их положениями и ссылками на действующие российские стандарты и технические нормативные документы и имеет рекомендательный характер.

Настоящий стандарт знакомит российских производителей и потребителей оборудования с требованиями стандарта ИСО 10423-94 и практическими возможностями его применения.

Настоящий стандарт предназначен для применения расположенными на территории Российской Федерации техническими комитетами по стандартизации, предприятиями и объединениями предприятий, в том числе союзами, ассоциациями, концернами, акционерными обществами, межотраслевыми, региональными и другими объединениями, независимо от форм собственности и подчинения, а также органами управления в Российской Федерации.

Стандарт распространяется на оборудование, независимо от его технических характеристик, размеров, массы и других показателей, времени и места разработки, изготовления, испытаний, произведенное предприятиями всех форм собственности и подчиненности.

ГОСТ Р 51365-99

(ИСО 10423-94)

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Дата введения 2001-01-01

1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на нефтепромысловое добычное устьевое оборудование (далее - оборудование), применяемое на устье скважины при добыче нефти и газа, и устанавливает основные технические требования и нормы к параметрам, конструированию, материалам, сварке и методам испытаний оборудования.

Целесообразность применения требований настоящего стандарта к другим видам устьевого оборудования определяется в нормативных документах на это оборудование.

Оборудование должно быть укомплектовано компонентами, необходимыми и достаточными для выполнения процессов, отвечающих его назначению, в том числе:

а) Оборудование устья скважины:

- корпуса и катушки колонных головок;

- катушки-переходники;

- корпуса моноблочных колонных головок.

б) Фонтанное оборудование:

- катушки трубных головок;

- соединители-переходники (адаптеры трубных головок);

- колпаки-соединители;

- тройники и крестовины;

- устройство отбора проб жидкости;

- переходные катушки и катушки-проставки.

в) Подвески труб и колонн (муфтовые, клиновые и на резьбе).

г) Задвижки, дроссели и клапаны:

- задвижки полнопроходные и с приводом;

- обратные клапаны;

- регулируемые (нерегулируемые) дроссели;

- клапаны-отсекатели.

д) Фланцы и фланцевые соединения:

- фланцы проходные глухие, резьбовые и под сварку;

- резьбовые соединители;

е) Прочее оборудование:

- приводы;

- кольцевые прокладки;

- шпильки, гайки.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие государственные и международные стандарты.

ГОСТ 8.513-84 Государственная система обеспечения единства измерений. Проверка средств измерений. Организация и порядок проведения

ГОСТ 15.001-88 Система разработки и постановки продукции на производство. Продукция производственно-технического назначения

ГОСТ 632-80 Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия

ГОСТ 633-80 Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. Технические условия

ГОСТ 977-88 Отливки из конструкционной нелегированной и легированной стали. Технические условия

ГОСТ 1497-84 (ИСО 6892-84) Металлы. Методы испытания на растяжение

ГОСТ 2246-70 Проволока стальная сварочная. Технические условия

ГОСТ 3242-79 Соединения сварные. Методы контроля качества

ГОСТ 4543-71 Сталь легированная конструкционная. Технические условия

ГОСТ 5264-80 Ручная дуговая сварка. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 6996-66 Соединения сварные. Методы определения механических свойств

ГОСТ 7512-82 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод

ГОСТ 8479-70 Поковки из конструкционной углеродистой и легированной стали. Общие технические условия

ГОСТ 8713-79 Сварка под флюсом. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 9012-59 (ИСО 410-82, ИСО 6506-81) Металлы. Методы испытаний. Измерение твердости по Бринеллю

ГОСТ 9013-59 (ИСО 6508-86) Металлы. Методы испытаний. Измерение твердости по Роквеллу

ГОСТ 9454-78 Металлы. Методы испытаний на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах

ГОСТ 9466-75 Электроды покрытые металлические для ручной сварки сталей и наплавки. Классификация и общие технические условия

ГОСТ 9467-75 Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки конструкционных и теплоустойчивых сталей

ГОСТ 10052-75 Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки высоколегированных сталей с особыми свойствами

ГОСТ 14771-76 Дуговая сварка в защитном газе. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 14782-82 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые

ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

ГОСТ 16037-80 Соединения сварные стальных трубопроводов. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 16350-80 Климат СССР. Районирование и статистические параметры климатических факторов для механических цепей

ГОСТ 18442-80 Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования

ГОСТ 21105-87 Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод

ГОСТ 24507-80 Контроль неразрушающий. Поковки из черных и цветных металлов. Методы ультразвуковой дефектоскопии

ГОСТ 28919-91 Фланцевые соединения устьевого оборудования. Типы, основные параметры и размеры

ГОСТ 28996-91 Оборудование нефтепромысловое устьевое. Термины и определения

3 Определения

В настоящем стандарте применяются термины по ГОСТ 28996 и следующие термины с соответствующими определениями.

3.1 адаптер: Конструктивный элемент оборудования, используемый для присоединения других элементов оборудования различных номинальных размеров и давления в соответствии с техническими требованиями.

3.2 монограмма API: Зарегистрированный знак Американского нефтяного института.

3.3 аттестованный поставщик: Поставщик, имеющий право, в соответствии с программой обеспечения качества, на наряд для поставки оборудования.

3.4 фонтанная арматура: Блок, включающий фонтанную елку и трубную головку в комплекте с задвижками, фитингами и дросселями, устанавливаемый на верхний фланец колонной головки и предназначенный для контроля и управления работой скважины.

3.5 шпилечное соединение: Крепежные детали фланцевого соединения (шпильки, гайки), используемые при сборке оборудования, работающего под давлением.

3.6 время выдержки: Период времени, в течение которого оборудование подвергается выдержке под давлением и изолировано от источника давления.

3.7 крепежные винты: Группа резьбовых винтов, проходящих через стенку корпуса колонной или трубной головок, используемых для фиксации трубодержателя и уплотнений.

3.8 визуальный контроль: Контроль деталей и оборудования на видимые дефекты в материале при изготовлении.

3.9 горячая обработка: Пластическая деформация металла при температуре выше температуры рекристаллизации.

3.10 доступные смачиваемые поверхности: Поверхности, доступные для смачивания, которые могут быть проконтролированы визуально под прямым углом зрения для целей неразрушающего контроля (НРК).

3.11 дроссель: Оборудование, используемое для ограничения и регулирования потока жидкости под давлением.

3.12 дроссельная насадка: Сменная часть, выполненная из высокопрочного материала, используемая в дросселях для управления расходом потока жидкости.

3.13 дроссельные элементы: Настроечные элементы дросселя, работающие под давлением, включая насадки и втулки, используемые для регулирования и контроля расхода жидкости.

3.14 дата изготовления: Дата приемки готового оборудования на предприятии-изготовителе.

3.15 дата ремонта: Дата ремонта (восстановления) оборудования на предприятии-изготовителе.

3.16 деталь: Отдельные части, используемые в сборке узлов оборудования, например корпус, крышка, шпилька, шибер и т. д. Также это могут быть части материала в виде заготовок.

3.17 детали, работающие под давлением: Детали, нарушение функционирования которых приводит к вытеканию жидкости скважины в атмосферу (корпуса, крышки, штоки и т. п.).

3.18 детали, регулирующие давление: Детали, используемые для контроля и регулирования движения жидкостей под давлением, например механизм уплотнения отверстия задвижки и трубодержателя.

3.19 зона термического влияния: Та часть основного металла, который не расплавлен, но свойства или микроструктура которого изменяется под воздействием высокой температуры при сварке, резке или наплавке.

3.20 шиберная задвижка: Сборная задвижка с шибером, работающим внутри корпуса и установленным под углом 90° к трубопроводу, чтобы осуществлять перекрытие потока.

3.21 индикация линейных дефектов: Индикация поверхностных дефектов при неразрушающем контроле (НРК), у которых длина втрое превышает поперечный размер дефекта.

3.22 интегральное давление: Способность устройства сопротивляться течи под приложенным высоким давлением.

3.23 индикация поверхностных дефектов: Индикация круговых поверхностных дефектов при контроле НРК эллиптической или круговой формы, длина которых не превышает трех поперечных размеров дефекта.

3.24 значительные изменения: Изменения, выявленные изготовителем, которые влияют на рабочие характеристики изделия при эксплуатации.

3.25 испытательная организация: Любая независимая третья сторона, которая располагает испытательным комплексом и проводит программу испытаний, соответствующую классу 2 требований контрольных испытаний.

3.26 критерии приемки: Определенные предельные значения, установленные на характеристики материала и оборудования.

3.27 обратный клапан трубодержателя: Однопроходный запорный клапан, установленный в трубодержателе насосно-компрессорных труб (НКТ) для предотвращения выброса нефтепродуктов из скважины.

3.28 корпус: Часть оборудования между соединениями с внутренними деталями или без них, которая удерживает скважинное давление.

3.29 крышка: Деталь, находящаяся под давлением, отличающаяся от других концевых и выпускных соединений.

3.30 калибровка: Сравнение и регулировка по стандарту известной точности.

3.31 однофланцевая головка колонная: Часть оборудования, присоединяемая к самому верхнему концу обсадных труб, которая обеспечивает подвеску и уплотнение подвешенных обсадных труб в трубодержателе.

3.32 двухфланцевая головка колонная: Часть оборудования, присоединяемая к однофланцевой колонной головке и обеспечивающая подвеску и уплотнение следующих обсадных колонн.

3.33 коррозионностойкие кольцевые канавки: Канавки, покрытые металлом, устойчивым к коррозии.

3.34 критические компоненты: Специальные требования к деталям.

3.35 крестовина: Фитинг, работающий под давлением с четырьмя отверстиями; обычно отверстия располагаются под углом 90° друг от друга.

3.36 крестовая катушка: Оборудование с фланцевыми или другими соединениями с ограниченной площадью уплотнения, расположенного вблизи поверхности его нижнего и верхнего фланцев. Крестовая катушка часто снабжена средствами подвески и уплотнения вокруг подвешенных внутренних обсадных труб и трубопровода. Верхнее соединение катушки крестовой выдерживает большее давление по сравнению с нижним соединением.

3.37 обратный клапан: Клапан, позволяющий жидкости свободно протекать в одном направлении и автоматически предотвращающий протекание жидкости в обратном направлении.

3.38 коронный клапан: Верхний клапан на вертикальной оси фонтанной арматуры под выпускным отверстием.

3.39 полнопроходный клапан: Клапан, запорный механизм которого имеет такой же размер, как и внутренний диаметр корпуса клапана.

3.40 коренной клапан: Самый нижний клапан на вертикальной оси фонтанной арматуры, используется для полного перекрытия скважины.

3.41 пробковый клапан: Собранный клапан, в котором для закрытия используется пробка (прямая, шаровая, коническая и т. д.), постоянно установленная через канал так, чтобы при повороте на 90° создавать эффект закрытия.

3.42 редукционный клапан: Клапан с редукционным отверстием в механизме перекрывания клапана.

3.43 боковой клапан: Клапан, расположенный на боковом отводе фонтанной арматуры, используемый для перекрытия потока из скважины.

3.44 неразрушающий контроль: Контроль внутренних дефектов материала рентгеновским и ультразвуковым способом.

3.45 корпус трубодержателя: Часть трубодержателя, которая присоединяется с помощью резьбы к подвешенному трубопроводу и образует верхнюю часть трубопровода.

3.46 колонна насосно-компрессорных труб (НКТ): Трубы, применяемые в скважине для вывода пластового флюида из скважины в фонтанную арматуру. К колонне НКТ имеется доступ во время работы.

3.47 многопроходная колонная головка (моноблок): Устьевое оборудование с боковыми отводами, имеющее возможность подвешивания и уплотнения двух и более обсадных колонн в одном корпусе. В моноблочной колонной головке верхний фланец может иметь рабочее давление выше, чем установлено для нижнего соединения.

3.48 маршрут (рабочая партия): Возможность отслеживать принадлежность деталей к определенной партии.

3.49 механизм уплотнения отверстия клапана: Внутренняя часть клапана, шибер, шар, заглушка, пробка и их посадочное место, перекрывающие поток через клапан.

3.50 обсадные трубы: Трубы, используемые в конструкции скважины в качестве основной крепи пробуренного ствола.

3.51 отливка: Заготовка, по форме близкая к готовой детали, полученная в результате кристаллизации материала из расплава.

3.52 оборудование: Любой единичный комплект оборудования.

3.53 объективное свидетельство: Документально зарегистрированные в протоколе результаты испытаний, контрольные данные, анализ элементов или расчеты, подтверждающие рабочие характеристики изделия.

3.54 привод: Механизм для дистанционного или автоматического срабатывания клапана (задвижки) или дросселя.

3.55 посадка: Геометрическое соответствие деталей, включающее допуски на размеры деталей при их конструировании и сопряжении.

3.56 ковка: Необходимая форма детали, полученная методом ковки, как правило, горячая пластическая деформация сжатия металла для получения деталей нужной формы с использованием штампа или без его использования.

3.57 плавка: Материал, образовавшийся после окончательного расплавления металла, для переплавленных сплавов определяется как необработанный материал, образовавшийся из первичного расплавления слитка.

3.58 протокол: Зарегистрированная информация.

3.59 серийный (повторный) номер: Уникальный код отдельных деталей и/или частей оборудования для регистрации в журналах.

3.60 проставка: Элемент оборудования, работающий под давлением, для подсоединения или разделения других элементов оборудования.

3.61 наземный клапан безопасности: Сборка автоматического клапана оборудования устья скважины, который должен срабатывать на закрытие при отказе в энергоснабжении.

3.62 привод клапанов: Устройство, обеспечивающее срабатывание клапанов на открытие при подаче энергии и автоматическое закрытие их при отказе в энергоснабжении или команде на закрытие.

3.63 переходник трубной головки: Деталь оборудования фонтанной арматуры, присоединяемая к трубной головке и далее к фонтанной елке.

3.64 поковка: Деталь, изготовленная методом ковки.

3.65 рабочие характеристики материала (основные): Минимальные значения показателей материалов, удовлетворяющие требованиям настоящего стандарта.

3.66 рабочее давление: Максимальное внутреннее давление оборудования, на которое оно рассчитано.

3.67 коррозионное растрескивание под напряжением: Растрескивание, возникающее под действием коррозии и напряжений.

3.68 растрескивание под действием сероводорода: Растрескивание металлических материалов под воздействием жидкостей, содержащих сероводород.

3.69 коррозионностойкие сплавы: Сплавы на железной основе, в которых не железо, а какой-либо другой элемент или сумма определенных элементов (титан, никель, кобальт, хром, молибден) превышает 6 %.

3.70 крестовое соединение: Переходник с ограниченной площадью уплотнения и давлением на верхнее соединение выше, чем на нижнее.

3.71 концевые и выпускные соединения: Внутренние и внешние резьбовые или фланцевые соединения с помощью шпилек или другими способами, используемые для соединения деталей оборудования, работающего под давлением или управляющего давлением.

3.72 соединяющие каналы для установки датчиков и проведения испытаний: Отверстия, просверленные и обработанные метчиком, через которые можно измерять внутреннее давление или можно подавать давление для проверки механизма уплотнения.

3.73 садка: Материал, загружаемый на подъемное или транспортное устройство и перемещаемый как партия в цикле термообработки.

3.74 скважинная жидкость: Реальная жидкость, которая выходит из скважины.

3.75 специальный материал: Материал, удовлетворяющий специальным требованиям, предъявляемым промышленными стандартами изготовителю.

3.76 нержавеющая сталь: Сталь, содержащая более 11 % хрома, что делает ее устойчивой к коррозии. Другие элементы могут добавляться для получения определенных свойств материала.

3.77 снятие напряжений: Контролируемый нагрев материала до определенной температуры с целью снятия остаточных напряжений после сварки.

3.78 верхнее соединение: Верхний фланец фонтанной арматуры, позволяющий инструменту входить в фонтанную арматуру для присоединения других узлов и деталей.

3.79 резьбовой трубодержатель обсадных труб: Устройство, используемое для удержания подвешенных обсадных труб в верхней части посредством наружной или внутренней резьбы обсадных труб.

3.80 клиновой трубодержатель обсадных труб: Устройство для поддержания подвешенных обсадных труб в верхней части с помощью клиньев.

3.81 термическая обработка: Чередующиеся этапы контролируемого нагрева и охлаждения материалов с целью изменения физических или механических свойств.

3.82 технологический производственный процесс: Операции механической обработки, сварки, термообработки или другие процессы, используемые для полного изготовления изделия.

3.83 термическая обработка после сварки: Любая термическая обработка после сварки, снимающая напряжения, а также служащая для получения нужных механических свойств.

3.84 комнатная температура: Температура до 50 °С.

3.85 резьбовой трубодержатель трубной головки: Устройство для удержания подвешенной колонны лифтовых труб в трубной головке фонтанной арматуры посредством наружной или внутренней резьбы насосно-компрессорных труб.

3.86 трубная головка фонтанной арматуры: Деталь устьевого оборудования, устанавливаемая на верхний фланец колонной головки, служащая для подвешивания лифтовых труб и герметизации кольцевого пространства между колоннами лифтовых и обсадных труб.

3.87 кольцевой уплотнитель: Устройство, уплотняющее пространство между внутренним диаметром колонной головки и наружным диаметром подвешенной обсадной трубы или трубчатого элемента.

3.88 условия поставки: Условия, оговоренные в контракте на поставку.

3.89 утвержденная программа качества: Программа обеспечения качества по требованиям настоящего стандарта.

3.90 нижний уплотнитель обсадных труб: Устройство, которое обеспечивает уплотнение кольцевого пространства между наружным диаметром обсадных труб и внутренним диаметром нижней части корпуса колонной головки, расположенной выше трубодержателя и пакеров обсадной колонны, подвешенной в предыдущей колонной головке.

3.91 подвижный уплотнитель: Уплотнитель, в котором происходит движение относительно уплотняемой поверхности после его установки.

3.92 устройство, срабатывающее под воздействием тепла: Устройство, установленное на приводе наземного клапана безопасности для поддержания его в полностью открытом положении до момента воздействия на него определенного количества тепла, вызывающего сброс взведенного устройства закрытия клапана безопасности.

3.93 статичный уплотнитель: Уплотнитель, неподвижный по отношению к уплотняющим поверхностям после их установки.

3.94 фланец: Выступающее опорное кольцо с отверстиями для шпилек (болтов), с механизмом уплотнения, используемым для соединения частей оборудования, работающего под давлением.

3.95 глухой фланец: Фланец, не имеющий центрального отверстия, используемый для полного глушения фланцевого конца и выходных соединений.

3.96 открытый фланец: Фланец, не являющийся целой частью с другими деталями оборудования. Он может быть резьбовым, сварным, со шпилечным соединением или другим соединительным переходным устройством.

3.97 резьбовой фланец: Фланец с уплотняемой поверхностью с одной стороны и внутренней резьбой с другой для присоединения фланцевых соединений к резьбовым соединениям.

3.98 приварной фланец: Фланец с приварной фаской со стороны противоположной уплотняемой поверхности, для приварки к соответствующей трубе или переходной детали.

3.99 форма: Основная форма изделия, включая все ее составляющие части.

4 Общие технические требования

4.1 Функциональные и рабочие требования

Устьевое оборудование должно соответствовать предъявляемым к нему требованиям и задачам безопасно выдерживать внутреннее давление скважинной среды и не иметь утечек при долговременной эксплуатации скважины.

Оборудование должно соответствовать [1] и [2].

4.2 Уровень технических требований к изделию

Установлены четыре уровня технических требований (УТТ) к изделию:

- УТТ1 (PSL 1) - общепринятые правила, характерные для широкого спектра производства. Требования настоящего стандарта применимы к уровню УТТ1, если нет специальных пометок;

- УТТ2 (PSL 2) - требования уровня УТТ1 и дополнительные требования (приложение А);

- УТТ3 (PSL 3) - требования уровня УТТ2 и дополнительные требования (приложение А);

- УТТ4 (PSL 4) - требования уровня УТТ3 и дополнительные требования (приложение А).

Рекомендации по выбору потребителем соответствующего уровня, которые указывают в опросном листе при оформлении заявки на изготовление и поставку, приведены в приложении А.

4.3 Требования взаимозаменяемости

Метрические размеры, приведенные в настоящем стандарте, основаны на первоначальных дробных дюймовых размерах, которые точно превращаются в метрические для обеспечения взаимозаменяемости изделий.

Перевод дюймовых размеров в метрические и переводные коэффициенты приведен в приложении Б.

4.4 Требования к конструированию

4.4.1 Расчеты на прочность узлов и деталей оборудования.

4.4.1.1 Требования к расчету на прочность узлов и деталей оборудования, работающих под давлением, приведены в приложении В. При этом допускаемые напряжения для узлов и деталей оборудования (s), за исключением болтов и шпилек, принимают равными:

- для рабочих условий:                                   [s] = Min {s_т/1,5; s_в/2,4};

- для условий гидроиспытания и монтажа: [s] = s_т/1,2,

где s_т - минимальный условный предел текучести при расчетной температуре; s_в - минимальное временное сопротивление при расчетной температуре.

Прочность и плотность резьбовых и фланцевых соединений, включая назначение допускаемых напряжений для болтов и шпилек, рассчитывают в соответствии с нормативной документацией.

4.4.1.2 В качестве альтернативы расчету на прочность может быть использовано подтверждение допускаемого расчетного давления для рассматриваемых узлов и деталей экспериментальными методами при проведении гидроиспытания.

Деформации при определении допускаемого расчетного давления для рассматриваемых узлов и деталей экспериментальными методами контролируют с помощью тензометрических датчиков любого типа, позволяющих измерять относительные деформации с точностью не менее 0,005 %. Относительные деформации измеряют в направлении максимального напряжения, при этом тензометрические датчики должны располагаться как можно ближе к наиболее напряженным местам конструкции.

Давление гидроиспытания следует увеличивать постепенно до значения, равного половине ожидаемого расчетного давления. После достижения этого значения давление должно увеличиваться ступенчато, причем приращение давления на каждой ступени не должно превышать 0,1 ожидаемого расчетного давления. После каждого приращения давления должны быть сняты и записаны показания тензометрических датчиков.

4.4.1.3 Допускаемое расчетное давление P_р считается подтвержденным проведенным гидроиспытанием, если при достижении давления Р_r наибольшие измеренные относительные деформации не превышают 0,2 %.

Если известен фактический средний предел текучести s_т.ф образцов, выполненных из того же материала, что и испытываемая деталь, давление Р_r определяют по формуле

Р_r = 2Р_р(s_т.ф/s_т).

Если фактический средний предел текучести s_т.ф образцов, выполненных из того же материала, что и испытуемая деталь, не определялся, давление Р_r вычисляют по формуле

Р_r = 2,5Р_р.

4.4.1.4 Результаты испытаний, включая результаты испытаний образцов для определения фактического среднего предела текучести, методику, используемую для определения мест размещения тензометрических датчиков, и средства термокомпенсации, программу нагружения и величину деформации на каждой ступени нагружения и после снятия нагрузки, фиксируют и прилагают к документации на испытуемый узел или деталь.

4.4.2 Типовая схема устьевого оборудования приведена на рисунке 1.

А - буферный фланец под лубрикатор; Б - нерегулируемый дроссель; В - подвеска НКТ в трубной головке (на муфте)

1 - кондуктор; 2 - техническая колонна; 3 - эксплуатационная колонна; 4 - колонна НКТ (лифтовая)

Рисунок 1

4.4.3 Основные параметры

4.4.3.1 Основные параметры фонтанной арматуры приведены в таблице 1. Типовые схемы фонтанных арматур - по ГОСТ 13846.

Таблица 1

4.4.3.2 Основные параметры однофланцевых и двухфланцевых колонных головок приведены в таблице 2, 3; параметры скважинной среды и температурные характеристики - в таблице 1.

Таблица 2 - Основные параметры однофланцевых колонных головок

В миллиметрах

Таблица 3 - Основные параметры двухфланцевых колонных головок

В миллиметрах

4.4.4 Типовые схемы колонных головок приведены на рисунках 2 и 3.

1 - корпус; 2 - верхний уплотнитель; 3 - трубодержатель

Рисунок 2 - Однофланцевая колонная головка типа ГК-1

1 - корпус; 2 - верхний уплотнитель; 3 - трубодержатель; 4 - нижний уплотнитель

Рисунок 3 - Двухфланцевая колонная головка типа ГК-2

Примечание - Рисунки 2 и 3 не определяют конструкцию.

4.4.4.1 Диаметр стволового прохода D_c полнопроходных головок определяют при выполнении следующих условий:

- диаметр стволового прохода D_c образован непосредственно расточкой в корпусе колонной головки или с помощью специальных приспособлений - направления долота, центрирующего кольца и т. д.;

- диаметры стволового прохода полнопроходных колонных головок в таблицах 2 и 3 определены из условий, что в основании колонной головки применяется колонна обсадных труб по ГОСТ 632 с наименьшей толщиной стенки, соответствующей параметрам колонной головки, а диаметр D_c на 0,8 мм превышает диаметр шаблона по ГОСТ 632 для проверки внутреннего диаметра этих обсадных труб;

- если размеры труб обсадной колонны в основании колонной головки отличаются от приведенных в таблицах 2 и 3 (большая толщина стенки или иной условный диаметр), то для того, чтобы колонная головка соответствовала полнопроходной, ее диаметр стволового прохода D_c также должен на 0,8 мм превышать диаметр шаблона для проверки внутреннего диаметра этих обсадных труб.

4.5 Требования к климатическому исполнению

4.5.1 Оборудование, проектируемое, производимое и импортируемое для работы в Российской Федерации, должно соответствовать требованиям ГОСТ 15150.

4.5.2 Климатическое районирование на территории Российской Федерации и стран СНГ - по ГОСТ 16350.

4.6 Требования к конструкции фонтанной арматуры

4.6.1 Конструкция корпусных деталей фонтанной арматуры должна обеспечивать возможность их опрессовки пробным давлением в соответствии с таблицей 4.

Таблица 4

4.6.2 Соосность отверстий составных частей арматуры, образующих стволовой проход, должна обеспечивать беспрепятственное прохождение оборудования, приборов и приспособлений, спускаемых в скважину.

4.6.3 Допускается конструктивно объединять несколько составных частей арматуры в один блок, не изменяя ее типовой схемы.

4.6.4 Допускается дооборудование фонтанных арматур запорными устройствами и обратным клапаном, а елки - дросселем.

4.6.5 Дроссель в фонтанной арматуре должен быть регулируемым (бесступенчато) или не регулируемым со сменной дроссельной насадкой (штуцером).

4.6.6 Конструкция трубной головки должна обеспечивать возможность подвешивания скважинных трубопроводов, контроля давления и управления потоком скважинной среды в (межтрубном) пространстве, смены елки под давлением и извлечения колонны насосно-компрессорных труб при установке превентора.

4.6.7 Трубодержатель трубной обвязки должен быть рассчитан на нагрузку, передаваемую скважинным трубопроводом, подвешенным в нем, и на восприятие усилий от давления скважинной среды и воздействия технологических операций, возникающих при эксплуатации и ремонтных работах.

При этом вызываемая ими деформация, приводящая к уменьшению внутреннего диаметра насосно-компрессорной трубы, закрепленной в трубодержателе, не должна препятствовать прохождению через нее шаблона по ГОСТ 633 для проверки ее внутреннего диаметра.

4.6.7.1 Нагрузку, передаваемую скважинным трубопроводом на трубодержатель, определяют одним из следующих методов:

- от полного веса скважинного трубопровода;

- от веса колонны труб с наибольшей толщиной стенки для рассматриваемого условного диаметра за вычетом выталкивающей силы гидростатического столба жидкости в скважине;

- по другой методике, используемой изготовителем.

4.6.8 Корпус трубной головки (крестовины) должен иметь два, как правило, соосных боковых отвода для соединения с трубопроводами на резьбе или фланцах.

4.6.8.1 По требованию потребителя во фланцевых боковых отводах должна быть предусмотрена возможность подсоединения устройства для смены запорных устройств под давлением.

4.6.8.2 В нижнем фланце корпуса трубной головки (крестовины) должно быть предусмотрено устройство для опрессовки фланцевого соединения.

4.6.9 По требованию потребителя конструкция фонтанной арматуры должна обеспечивать:

- монтаж елки при избыточном давлении среды в скважинном трубопроводе;

- нагнетание ингибиторов коррозии и гидратообразования в скважинный трубопровод и затрубное пространство (в фонтанных скважинах);

- измерение давления и температуры скважинной среды в боковых отводах фонтанной елки.

4.6.10 Конструкция запорных устройств с дистанционным управлением должна предусматривать возможность ручного управления ими.

4.7 Требования к конструкции колонных обвязок (колонных головок)

4.7.1 Корпуса колонных головок, включая их боковые отводы, должны быть рассчитаны на опрессовку пробным давлением Р_пр в соответствии с таблицей 5 в зависимости от рабочего давления Р_р верхнего фланца.

Таблица 5 - Испытательное давление деталей устьевого и противовыбросового оборудования

4.7.2 Корпус колонной головки должен быть рассчитан на сжимающую нагрузку от массы обсадной колонны, подвешенной в трубодержателе, плюс масса блока превенторов и кратковременно масса бурильной колонны, разгружаемой на плашки превентора.

При этом вызываемая им деформация, приводящая к уменьшению внутреннего диаметра обсадной трубы, закрепленной в трубодержателе, не должна препятствовать прохождению через нее шаблона по ГОСТ 632 для проверки ее внутреннего диаметра.

Нагрузка, передаваемая обсадной колонной на трубодержатель, может определяться одним из следующих методов:

- от полной массы обсадной колонны;

- от массы обсадной колонны с наибольшей толщиной стенки для рассматриваемого условного диаметра без учета выталкивающей силы гидростатического столба жидкости в скважине;

- по другой методике, используемой изготовителем.

4.7.3 Нижний присоединительный резьбовой конец корпуса однофланцевой колонной головки должен соответствовать резьбе обсадных труб по ГОСТ 632.

По требованию заказчика может быть изготовлена резьба другого типа (другое соединение) по ГОСТ 632 или другому нормативному документу.

4.7.4 На корпусах колонных головок должны быть по два соосных боковых отвода, имеющих присоединительные элементы в виде резьбы для Р_р < 21,0 МПа по ГОСТ 633 или в виде фланцев для Р_р > 21,0 МПа.

4.7.5 Во фланцевых боковых отводах должна быть предусмотрена возможность подсоединения устройства для смены запорных устройств под давлением.

4.8 Требования к конструкции запорной арматуры

4.8.1 Общие положения

Запорная арматура включает в себя:

- полнопроходные шиберные задвижки, включая стволовые и на выкидных линиях, предназначенных для управления скважиной;

- шаровые или пробковые краны, включая стволовые и на выкидных линиях, предназначенных для управления скважиной на рабочее давление не более 14,0 МПа;

- запорные вентили с разделителем сред для контроля давления и замены манометра под давлением.

4.8.2 Запорная арматура должна соответствовать общим эксплуатационным требованиям.

4.8.3 Показатели надежности:

Рабочий цикл: количество циклов закрытия - открытия задвижки                          - 500;

количество циклов проверки давлением Р_р (после каждого

седьмого закрытия)                                                                               - 78;

количество рабочих циклов: при УТР 1 - 1;

при УТР 2 - 3.

За рабочий цикл принимают закрытие - открытие задвижки с периодической проверкой (после каждого седьмого закрытия) рабочим давлением.

4.8.4 Присоединительные размеры фланцев задвижек и кранов - по ГОСТ 28919.

4.8.5 Шиберные задвижки должны быть оборудованы средствами для замены уплотнения шпинделя (штока) при наличии давления в корпусе задвижки.

4.8.6 Задвижки и вентили с ручным управлением должны поворачиваться против часовой стрелки для открывания и по часовой стрелке для закрывания. Шиберные задвижки должны быть снабжены маховиком. Маховик должен быть со спицами и сниматься во время транспортирования или технического обслуживания. Краны должны быть оснащены маховиком либо рукояткой, которая имеет два положения: «Открыто» и «Закрыто».

4.8.7 Материал корпуса, крышки, фланцевых соединений и внутренних деталей (штуцер, седло) должен соответствовать 4.16.

4.8.8 Запорную арматуру проверяют гидравлическим испытанием на пробное давление в соответствии с таблицей 4.

Проверка качества запорной арматуры - по 4.18.

4.8.9 Запорная арматура должна маркироваться в соответствии с требованиями 4.20.

4.8.10 Хранение и транспортирование запорной арматуры - в соответствии с 4.21.

4.9 Требования к конструкции обратных клапанов

4.9.1 Обратные клапаны представляют собой конструкцию типа захлопки с уменьшенным проходным отверстием и используют на выкидных линиях для пропуска потока жидкости только в одном направлении.

4.9.2 Обратные клапаны должны удовлетворять общим эксплуатационным требованиям.

4.9.3 Присоединительные размеры фланцев должны выполняться в соответствии с ГОСТ 28919.

4.9.4 Для клапанов с уменьшенным отверстием изготовитель должен документировать характеристики потока и падение давления.

4.9.5 На корпусе обратного клапана должно быть указано направление потока жидкости.

4.9.6 Материал корпуса и внутренних деталей должен соответствовать требованиям 4.16.

4.9.7 Гидравлические испытания обратных клапанов на пробное давление проводят в соответствии с таблицей 4, проверка качества изготовления - в соответствии с 4.18.

4.9.8 Обратные клапаны должны маркироваться в соответствии с требованиями 4.20.

4.9.9 Транспортирование и хранение обратных клапанов - в соответствии с 4.21.

4.10 Требования к конструкции дросселей

4.10.1 Общие положения

Этот раздел охватывает нерегулируемые и регулируемые дроссели, которые включают в себя устройства для управления скоростью потока жидкости. Эти дроссели не предназначены для использования в качестве запорных устройств.

Регулируемые дроссели позволяют регулировать положение дросселирующей пары в пределах «Открыто» - «Закрыто» или от «От 0 до 100 %».

Нерегулируемые дроссели включают в себя заменяемые детали, имеющие постоянный размер отверстия, которые именуются фонтанным штуцером.

4.10.2 Дроссели должны удовлетворять общим эксплуатационным требованиям.

4.10.3 Обозначение номинального размера дросселя должно состоять из размера входного отверстия фланца и максимального размера отверстия, возможного для данного дросселя.

4.10.4 Эквивалентом безотказной работы в течение 3000 ч по прокачке скважинной среды или воды является объем прокачки раствора плотностью r = 1,6 г/см³, условной вязкостью по СПВ5-30-70 с, содержанием песка 1 - 3 % (по объему), расходом от 6 до 15 дм³/с при давлении 0,67 Р_р и объеме 445 м³.

4.10.5 Требования к рабочим характеристикам регулируемых дросселей

Количество рабочих циклов: при УТР 1 - 1;

при УТР 2 - 3.

Количество циклов при уплотнении между седлом и корпусом:

при УТР 1 - 1;

при УТР 2 - 3.

За рабочий цикл принимают закрытие - открытие от минимума до максимума с проверкой рабочего давления.

4.10.6 Штуцеры нерегулируемого дросселя должны иметь фиксированный проход отверстия.

4.10.7 Регулируемые дроссели должны быть оборудованы видимым индикаторным механизмом площади прохода для определения этой площади при любой установке дросселя во всем диапазоне его эксплуатации. Этот механизм должен быть откалиброван, чтобы показывать диаметры круглых отверстий, имеющих площади, эквивалентные минимальным площадям потока жидкости. Эти отметки должны быть с интервалом 0,4 мм (1/64"), например 1,5 мм (4/64"), 1,9 мм (5/64"), 3,3 мм (6/64") и т. д.

4.10.8 Присоединительные размеры фланцев дросселей должны быть выполнены в соответствии с ГОСТ 28919.

4.10.9 Материалы корпуса, крышки, фланцевых соединений и внутренних деталей (шток, седло, наконечник) должны соответствовать требованиям 4.16.

4.10.10 Дроссель (регулируемый и нерегулируемый) должен проходить проверку гидравлическим испытанием на пробное давление согласно таблице 4.

Дроссель, имеющий разные давления на входе и выходе, должен проходить гидравлические испытания не в корпусе, а до регулирующего седла. Для этого место посадки седла должно быть заглушено временной технологической заглушкой.

Проверка качества дросселей - по 4.18.

4.10.11 Дроссели должны маркироваться в соответствии с требованиями 4.20.

4.10.12 Транспортирование и хранение дросселей в соответствии с требованиями 4.21.

4.11 Требования к конструкции пробоотборника

4.11.1 Пробоотборники, используемые для отбора проб жидкости скважины, должны удовлетворять всем требованиям для корпусов и фланцевых соединений.

4.11.2 Соединитель для отбора проб должен быть с внутренней резьбой не менее чем 1/2 дюйма номинального размера трубной резьбы.

Таблица 6 - Температурные характеристики

4.11.3 Требования к циклам

Количество циклов при полном объеме проб: при УТР 1 - 1;

при УТР 2 - 3.

Давление при УТР 1 и УТР 2 - обеспечение герметизации изнутри.

4.12 Уровень технических требований (УТР) к рабочим характеристикам

4.12.1 Идентификация уровня требований к рабочим характеристикам в настоящих технических требованиях и [3]:

УТР 1 соответствует PR 1;

УТР 2 соответствует PR 2.

4.12.2 Уровень требований УТР 1 включает требования к рабочим характеристикам оборудования, необходимые и достаточные для его эксплуатации.

Уровень УТР 2 предусматривает больше требований к рабочим характеристикам и больший объем испытаний (по количеству циклов и номенклатуре контролируемых параметров) для более сложных (отечественных) условий эксплуатации оборудования.

Необходимый уровень требований определяет потребитель в зависимости от множества факторов, учитываемых при заказе.

4.13 Температурные характеристики

Оборудование должно проектироваться для работы с минимальными и максимальными температурами, указанными в таблице 1.

Минимальной температурой является самая низкая температура окружающей среды, воздействию которой может подвергаться оборудование. Максимальной температурой является самая высокая температура внутренней среды, которая непосредственно контактирует с оборудованием.

Конструкция должна учитывать влияние различных тепловых расширений при изменении температуры и температурных градиентов, возникающих на практике при эксплуатации (таблица 6).

4.14 Требования безопасности, закладываемые в конструкцию при проектировании оборудования

4.14.1 Конструкция устьевого оборудования, схемы обвязки и компоновка должны обеспечивать оптимальные режимы работы скважины, герметизацию трубного, затрубного и межтрубного пространства, возможность технологических операций на скважине, глубинных исследований, отбора проб и контроля устьевого давления и температуры.

4.14.2 Рабочее давление устьевого оборудования должно быть не менее давления опрессовки эксплуатационной колонны.

4.14.3 Опрессовку оборудования в собранном виде до установки на устье (в заводских условиях) следует производить на пробное давление (таблица 4). Результат опрессовки оформляют актом.

4.14.4 Фонтанная арматура должна оснащаться предприятием-изготовителем дросселями с ручным, а по требованию заказчика - с дистанционным управлением, запорной арматурой с дистанционным и (или) ручным управлением и обеспечивать возможность замены манометров с использованием вентиля с разделителем сред без снижения давления до атмосферного.

4.14.5 При эксплуатации скважины с температурой выше 120 °С следует применять соответствующую арматуру, конструкция и термостойкость которой обеспечивают безопасность технологического процесса и обслуживающего персонала.

4.14.6 Фонтанные скважины с дебитом 400 т/сут нефти или 500 тыс. м³/сут газа и более, расположенные на расстоянии менее 500 м от населенного пункта, оснащают внутрискважинным оборудованием (пакер, клапан-отсекатель, циркуляционный клапан, станция управления и др.). Газоконденсатная и газовая скважины должны оборудоваться автоматическим клапаном-отсекателем, устанавливаемым на выкидной линии.

4.15 Требования к проверке работоспособности конструкции

4.15.1 Общие положения

Чтобы гарантировать соответствие конструкции принятым нормам и методикам расчета, проводят проверки работоспособности конструкции на аттестованных специализированных стендах, оснащенных средствами измерения контролируемых параметров, по утвержденным методикам.

4.15.1.1 Проверку работоспособности проводит персонал, независимый от разработки и производства продукции, имеющий соответствующую квалификацию и сертификаты.

4.15.1.2 Проверка работоспособности может соответствовать любому из перечисленных способов испытаний:

- функциональные испытания (проверка);

- испытание (проверка) давлением;

- проверка оправкой;

- температурные испытания.

4.15.2 Требования к изделию

4.15.2.1 Фактические размеры изделия, подвергающиеся испытаниям, должны быть в диапазоне допусков на размеры, установленные в НД.

4.15.2.2 Наружная окраска изделия, подвергаемого любому виду испытания, не должна препятствовать обнаружению утечек или их наблюдению.

4.15.3 Функциональные испытания

4.15.3.1 Функциональные испытания или испытания рабочих характеристик проводят на опытных образцах или серийных моделях для проверки требований по давлению, температуре, нагрузке, механическим циклам и стандартным испытательным жидкостям.

4.15.3.2 Опытный образец каждой модели должен пройти проверку работоспособности, включающую проверку задвижек на цикличность, регулируемых дросселей на прокачку раствором или водой, являющихся эквивалентом указанного срока службы и функциональным возможностям изделия.

4.15.3.3 Методика испытаний

Количество циклов, объем прокачиваемого раствора и продолжительность, при которых проводятся испытания, устанавливают согласно технической документации производителя.

Для устьевого оборудования, рассчитанного на продолжительный срок работы, испытания проводят на цикличность, эквивалентную минимум 10 годам срока службы, и при прокачке раствора с учетом обеспечения безотказного регулирования давления от P_min до Р_р в процессе эксплуатации.

4.15.3.4 Оценка результатов

Опытный образец должен работать без потери рабочего давления, с плавным перемещением и без заеданий вращающихся элементов запорной арматуры. Усилие на штурвалах должно быть не выше указанных в паспорте и с обеспечением регулирования давления от P_min  до Р_р при различных расходах прокачиваемой жидкости.

4.15.4 Проверка работоспособности созданием избыточного давления (опрессовка)

4.15.4.1 Объект испытания

Каждая конструкция, включающая детали и узлы, работающие под давлением, должна проходить проверку работоспособности гидравлическим испытанием.

4.15.4.2 Методика испытаний

Давление при гидравлических испытаниях должно соответствовать указанному в таблице 4. Гидравлические испытания узлов и деталей оборудования включают в себя:

- первичный период удержания давления;

- снижение давления до нуля;

- вторичный период удержания давления.

Оба периода удержания давления должны продолжаться не менее 3 мин, при этом отсчет времени начинается при достижении пробного давления.

Наружные поверхности частей должны быть тщательно осушены.

Фонтанная арматура в сборе должна быть испытана на рабочее давление по указанной схеме цикличности.

4.15.4.3 Требования к испытательной среде

Испытательная среда должна быть нейтральной или иметь соответствующий ингибитор к металлическим и неметаллическим изделиям.

Для гидравлических испытаний в качестве испытательной среды используют жидкость, соответствующую испытательным температурам. В качестве жидкости применяют воду с добавками или без них или другие жидкие смеси, которые сохраняют свои свойства на протяжении всего испытания.

При испытании газом в качестве испытательной среды рекомендуется использовать азот.

В дополнение к гидравлическим испытаниям проводят испытания узлов и деталей газом.

Испытание корпусов газом должно проводиться при температуре окружающей среды при полном погружении оборудования в ванную с водой.

Давление испытания должно быть равно номинальному рабочему давлению оборудования.

4.15.4.4 Критерии испытания

Испытания должны включать все требования к испытаниям соответствующего уровня показателей.

Гидравлические испытания при комнатной температуре считают выполненными, если в установленный период удержания давления не наблюдается видимой утечки. Изменение давления в период удержания должно быть менее 5 % испытательного давления.

Испытания газом при комнатной температуре считают выполненными, если не наблюдается утечка, а если появляется утечка, то она должна быть менее 20 см³/ч при атмосферном давлении в течение периода удержания.

Гидравлические испытания и испытания газом при высокой или низкой температуре считают выполненными, если изменения давления в период удержания не ниже 5 % испытательного давления.

4.15.5 Проверка работоспособности оправкой

4.15.5.1 Испытание задвижек

Пропускают шаблон, приведенный в приложении Г, через отверстие в задвижке после сборки и ее опрессовки.

Шаблон должен полностью проходить через отверстие задвижки.

4.15.5.2 Испытание фонтанной арматуры

Пропускают шаблон, приведенный в приложении Г, через стволовое (главное) отверстие фонтанной арматуры после сборки и ее опрессовки.

Шаблон должен полностью проходить через главное отверстие фонтанной арматуры.

4.15.6 Проверка работоспособности оборудования под нагрузкой

4.15.6.1 Объект испытаний

Испытанию подвергают трубодержатели трубной и колонной головки.

4.15.6.2 Критерии испытаний

Трубодержатели трубной головки и установленный в колонную головку клиновой захват должны быть рассчитаны на нагрузку, передаваемую скважинным трубопроводом и обсадной колонной, определяемую по одному из методов, указанных в 4.6.7.1 и 4.7.2 (см. таблицу 7).

Таблица 7 - Рекомендуемая испытательная нагрузка клинового захвата колонных головок (продолжительность испытания 3 мин)

4.15.7 Температурные испытания

4.15.7.1 Место измерения температуры

Температура должна измеряться в контакте с испытуемым оборудованием в пределах 13 мм от проходного отверстия либо от поверхности нагревания.

Нагревание испытуемой жидкости во время испытаний до максимальной температуры должно быть осуществлено внутри проходного отверстия.

4.15.7.2 Охлаждение при испытании при минимальной температуре должно быть проведено по всей наружной поверхности оборудования.

4.15.7.3 Период удержания давления

Период удержания давления отсчитывают после достижения стабилизации давления и температуры. Время удержания должно быть минимальным.

Давление считается стабильным, если изменение его не превышает 5 % испытательного давления в час.

Температура считается стабильной, если изменение ее менее 0,55 °С в минуту.

4.15.7.4 Циклы давления и температуры

Циклические испытания рабочим давлением проводят при различных температурах. Циклограмма испытаний давлением Р_р при различных температурах приведена на рисунке 4.

Обозначения: А - начать при комнатной температуре и атмосферном давлении и повышать температуру до t_max; Б - подвести испытательное давление, минимальный период удержания 1 ч, затем сбросить давление; В - снизить температуру до t_min; Г - подвести испытательное давление, минимальный период удержания 1 ч, затем сбросить давление; Д - повысить температуру до t_к; Е - подвести испытательное давление при t_к и удерживать, пока температура не поднимется до t_max; Ж - период удержания не менее 1 ч; З - снизить температуру до t_min при удержании испытательного давления; И - период удержания не менее 1 ч; К - повысить температуру до t_к при удержании испытательного давления; Л - сбросить давление, затем повысить температуру до t_max; М - подвести испытательное давление, минимальный период удержания 1 ч, затем сбросить давление; Н - снизить температуру до t_min; О - подвести испытательное давление, период удержания не менее 1 ч, затем сбросить давление; П - повысить температуру до t_к; Р - подвести испытательное давление, период удержания не менее 1 ч, затем сбросить давление; С - подвести 5 - 10 % испытательного давления, период удержания не менее 1 ч, затем сбросить давление.

Рисунок 4 - Циклограмма испытаний давлением Р_р при различных температурах

Примечание - Давление должно отслеживаться и регулироваться при изменении температуры.

4.15.7.5 Проверка после испытаний

Испытанный опытный образец должен быть разобран и проверен. Испытуемые узлы и детали рекомендуется сфотографировать. По результатам испытаний составляют протокол соответствия изделия рабочим характеристикам.

4.16 Требования к материалам

4.16.1 Общие положения

Все требования к металлическим материалам относятся к углеродистым, низколегированным и мартенситным нержавеющим сталям. Могут быть применены и другие сплавы, включая нержавеющие стали с упрочнением при условии, что они удовлетворяют требованиям данного раздела.

Материалы, работающие в серо - водородосодержащих средах, должны соответствовать требованиям [4].

4.16.2 Характеристика класса материалов

Классификация материалов в зависимости от условий эксплуатации приведена в таблице 8.

Таблица 8

При условии соответствия механических свойств нержавеющие стали могут быть использованы вместо углеродистых и низколегированных сталей, а коррозионностойкие сплавы - вместо нержавеющих сталей.

Класс материала определяет потребитель, который должен принимать во внимание различные факторы окружающей среды и эксплуатационные переменные величины, а также факторы, представленные в таблице 9.

Таблица 9 - Коррозионная агрессивность скважинной среды

Взаимодействие факторов окружающей среды и эксплуатационных условий оказывает влияние на скорость общей коррозии и коррозионное растрескивание.

Следующим условием должно быть определение парциального давления смеси углерода (СО₂) и сероводорода (H₂S), которое влияет на агрессивность скважинной среды.

Парциальное давление - по [4].

4.16.3 Технические условия на материал

Для всех металлических и неметаллических деталей, работающих под давлением или регулирующих давление, должны быть составлены технические условия на материал.

4.16.3.1 Требования к металлическим материалам

Технические условия на металлические материалы для корпусов, крышек, фланцевых соединений, штанг, уплотняющих механизмов и подвесок наряду с критериями приемки и отбраковки должны содержать:

- для технического уровня изделий УТТ1:

химический состав материала с допусками;

испытания, подтверждающие механические свойства материала;

режим термообработки, включая временные и температурные циклы с допусками;

- требования к неразрушающему контролю НРК (NDE);

- для технических уровней изделия УТТ2 - УТТ4;

требования для уровня УТТ1 плюс;

способ выплавки;

технологию деформирования;

требования к оборудованию для термообработки и охлаждающей среде.

4.16.3.2 Требования к неметаллическим материалам

Технические условия на неметаллические материалы для уплотнений, работающих под давлением или регулирующих давление, должны содержать:

- характеристику полимера по техническим условиям на полимер или по [5];

- требования к физическим свойствам;

- требования к хранению и контролю за старением.

4.16.4 Химический состав материалов

4.16.4.1 Химический состав материалов подвески насосно-компрессорных труб и обсадной колонны должен соответствовать требованиям технических условий изготовителя.

4.16.4.2 Химический состав материалов корпуса, крышки, фланцевых соединений приведен в таблице 10.

Таблица 10 - Химический состав материалов корпусов, крышек, фланцевых соединений

4.16.4.3 Химический состав материала кольцевых прокладок должен соответствовать требованиям технических условий изготовителя.

4.16.5 Механические свойства

4.16.5.1 Механические свойства материалов подвески насосно-компрессорных труб и обсадной колонны должны соответствовать требованиям технических условий изготовителя.

4.16.5.2 Механические свойства материалов корпуса, крышек, фланцевых соединений при нормальной температуре приведены в таблицах 11 - 13.

Таблица 11 - Механические свойства материалов корпуса, крышек, фланцевых соединений