ГОСТ Р ИСО 13628-4-2016 Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация подводных эксплуатационных систем. Часть 4. Подводное устьевое оборудование и фонтанная арматура

ГОСТ Р ИСО 13628-4-2016

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Нефтяная и газовая промышленность

ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПОДВОДНЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СИСТЕМ

Часть 4

Подводное устьевое оборудование и фонтанная арматура

Petroleum and natural gas industries. Design and operation of subsea production systems. Part 4. Subsea wellhead and tree equipment

ОКС 75.180.10

Дата введения 2017-06-01

Предисловие

1 ПОДГОТОВЛЕН Акционерным обществом "Центральное конструкторское бюро нефтеаппаратуры" (АО "ЦКБН") на основе русской версии стандарта, указанного в пункте 4

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 "Нефтяная и газовая промышленность"

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 8 декабря 2016 г. N 2006-ст

4 Настоящий стандарт идентичен международному стандарту ИСО 13628-4:2010* "Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 4. Подводное оборудование устья скважины и устьевой елки" (ISO 13628-4:2010 "Petroleum and natural gas industries - Design and operation of subsea production systems - Part 4: Subsea wellhead and tree equipment", IDT).

________________

* Доступ к международным и зарубежным документам, упомянутым в тексте, можно получить, обратившись в Службу поддержки пользователей. - .

Наименование настоящего стандарта изменено относительно наименования указанного международного стандарта для приведения в соответствие с ГОСТ Р 1.5-2012 (пункт 3.5).

Технические поправки к указанному международному стандарту, принятые после его официальной публикации, внесены в текст настоящего стандарта и выделены двойной вертикальной линией, расположенной на полях от соответствующего текста, а обозначение и год принятия технической поправки (ИСО 13628-4:2010/Cor.1:2011) приведены в скобках после соответствующего текста.

При применении настоящего стандарта рекомендуется использовать вместо ссылочных международных стандартов соответствующие им национальные стандарты Российской Федерации и межгосударственные стандарты, сведения о которых приведены в дополнительном приложении ДА

5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ


Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. N 162-ФЗ "О стандартизации в Российской Федерации". Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе "Национальные стандарты", а официальный текст изменений и поправок - в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.qost.ru)

ВНЕСЕНА поправка, опубликованная в ИУС N 2, 2020 год

Поправка внесена изготовителем базы данных

Введение к международному стандарту ИСО 13628-4:2010

Международная организация по стандартизации (ИСО) является Всемирной федерацией национальных организаций по стандартизации (комитетов - членов ИСО). Подготовка международных стандартов, как правило, осуществляется техническими комитетами ИСО. Каждый комитет - член ИСО, заинтересованный в деятельности, для осуществления которой был создан технический комитет ИСО, имеет право быть представленным в этом комитете. Международные организации, правительственные и неправительственные, имеющие соответствующие соглашения о сотрудничестве с ИСО, также принимают участие в работах. Относительно стандартизации в электротехнике ИСО работает в тесном сотрудничестве с Международной электротехнической комиссией (МЭК).

Международные стандарты разрабатываются в соответствии с правилами, приведенными в Директивах ИСО/МЭК, часть 2.

Главная задача технических комитетов заключается в подготовке международных стандартов. Проекты международных стандартов, принятые техническими комитетами, рассылаются комитетам - членам ИСО на голосование. Их опубликование в качестве международных стандартов требует одобрения по меньшей мере 75% комитетов - членов ИСО, принимающих участие в голосовании.

Необходимо иметь в виду, что некоторые элементы настоящего стандарта могут быть объектом патентного права. ИСО не берет на себя ответственность за идентификацию какого-либо отдельного или всех таких патентных прав.

Международный стандарт ИСО 13628-4:2010 был подготовлен подкомитетом ПК 4 "Буровое и эксплуатационное оборудование" технического комитета по стандартизации ИСО/ТК 67 "Материалы, оборудование и морские конструкции для нефтяной, нефтехимической и газовой промышленности".

Второе издание ИСО 13628-4:2010 отменяет и заменяет первое издание ИСО 13628-4:1999, которое было технически пересмотрено и обновлено с учетом потребностей международной нефтяной и газовой промышленности. Второе издание было доработано пользователями и изготовителями подводных устьевых оголовков и устьевых елок.

Основное внимание при разработке второго издания стандарта было направлено на исследование рисков и преимуществ применения подводных устьевых оголовков с боковыми проходками (пенетрациями). Предыдущие издания ИСО 13628-4 и аналогичного документа API Spec 17D "Технические условия на подводное оборудование устьевых оголовков и устьевых елок" не допускали практики применения проходок в устьевых оголовках. Тем не менее данные запрещения были аксиоматическими. При разработке второго издания ИСО 13628-4 рабочая группа подкомитета ПК 4 использовала методы качественного анализа рисков и пришла к заключению, что исходное представление было верным: вероятность возникновения утечек в течение срока службы подводных устьевых оголовков с боковыми проходками возрастает в два раза по отношению к традиционным (без проходок) подводным устьевым оголовкам.

Причина пересмотра первых изданий стандартов ИСО 13628-4 и API Spec 17 D - эффект давления в межтрубном пространстве и его мониторинг в скважинах с подводным расположением устьев. Отчет, подготовленный на базе вышеупомянутого анализа рисков, был оформлен в виде стандартов API 17 TR3 и API RP 90. Рабочая группа рекомендует использование этих нормативных документов при проектировании конструкций и режимов эксплуатации скважин с подводным расположением устьев.

При проектировании следует также уделять особое внимание эффекту от действия наружного гидростатического давления. Первые издания API 17D и ИСО 13628-4 были введены в действие, когда влияние этого параметра было относительно небольшим. Подводная добыча на все более глубоководных участках привела к необходимости учета таких аспектов во втором издании ИСО 13628-4. Общее требование заключается в том, что не допускается использование эффекта наружного гидростатического давления для расширения областей возможного применения компонента. Например, ИСО 13628-4 не допускает применения подводной устьевой елки с номинальным значением давления 69 МПа (10000 фунт/дюйм), установленной на глубине 2438 м (8000 футов) на устье скважины, при статическом устьевом давлении более 69 МПа (10000 фунт/дюйм). Подробнее см. в 5.1.2.1.1.

Проектные решения, связанные с использованием эффекта наружного гидростатического давления только сейчас стали полностью изученными. Если пользователь или изготовитель желает исследовать эти возможности, рекомендуется тщательно изучить технический бюллетень Американского нефтяного института (API) по данной теме.

ИСО 13628 под общим заголовком "Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи" состоит из следующих частей:

- часть 1: Общие требования и рекомендации;

- часть 2: Гибкие трубные системы многослойной структуры без связующих слоев для подводного и морского применения;

- часть 3: Системы проходных выкидных трубопроводов (TFL);

- часть 4: Оборудование подводных устьевых оголовков и устьевых елок;

- часть 5: Подводные управляющие шлангокабели;

- часть 6: Системы контроля подводной добычи;

- часть 7: Райзерные системы для заканчивания/ремонта скважин;

- часть 8: Интерфейсы дистанционно управляемых аппаратов (ROV) в системах подводной добычи;

- часть 9: Системы дистанционно управляемого инструмента (ROT) для внутрискважинных работ;

- часть 10: Технические условия на гибкую трубу многослойной структуры со связующими слоями;

- часть 11: Гибкие трубные системы для подводного и морского применения;

- часть 15: Подводные конструкции и манифольды.

Часть 12, относящаяся к динамическим эксплуатационным райзерам, часть 14, относящаяся к системам защиты от превышения давления с высоким интегральным уровнем безопасности (HIPPS), часть 16, относящаяся к техническим условиям на вспомогательное оборудование гибких труб, и часть 17, относящаяся к практическим рекомендациям для вспомогательного оборудования гибких труб, находятся в разработке.

Введение

Настоящий стандарт предназначен для широкого применения в нефтегазовой промышленности. Он не имеет своей целью замену общепринятой инженерной оценки. Пользователи настоящего стандарта должны учитывать, что могут возникать дополнительные или отличающиеся правила, которые будут в большей степени соответствовать потребностям в конкретных случаях применения, а также законодательные требования и другие обстоятельства, которые не рассматриваются в настоящем стандарте.

Основной целью настоящего стандарта является установление однозначных и непротиворечивых правил и характеристик, которые будут способствовать развитию национальной стандартизации в области обеспечения безопасности и экономической целесообразности при разработке морских нефтегазовых месторождений с применением оборудования устьевых оголовков и устьевых елок в системах подводной добычи. Настоящий стандарт допускает использование разнообразных технологий от общепринятых до самых современных разработок и тем самым не ограничивает и не сдерживает разработку новых технологий. Однако пользователям настоящего стандарта рекомендуется проводить тщательный анализ стандартных сопряжений (интерфейсов) и повторного использования внутрискважинных систем и инструмента в целях минимизации затрат на жизненный цикл и повышения надежности за счет применения апробированных сопряжений (интерфейсов).

Пользователи настоящего стандарта должны учитывать, что в конкретных случаях применения могут потребоваться дополнительные или отличающиеся правила. Настоящий стандарт не имеет целью запретить продавцу предлагать, а покупателю приобретать альтернативное оборудование или технические решения для конкретных случаев применения. Особенно это касается новых или усовершенствованных технологий. Если предлагается альтернатива, продавец должен подробно указывать все отступления от нормативных положений настоящего стандарта.

1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает технические характеристики подводных устьевых оголовков, донных устьевых оголовков, донных устьевых оголовков со стволовым проходом, а также устьевых елок вертикального и горизонтального типов. Настоящий стандарт определяет соответствующую инструментальную оснастку, необходимую для проведения спуско-подъемных операций, испытаний и монтажа оборудования. Настоящий стандарт также устанавливает области проектирования, применяемые материалы, виды сварки, контроля качества (включая заводские приемо-сдаточные испытания), маркировку, хранение и транспортировку как отдельных узлов (используемых для узловой сборки компоновок подводных устьевых елок), так и готовых сборных компоновок подводных устьевых елок.

Пользователь несет ответственность за обеспечение соответствия всех дополнительных технических характеристик применяемого подводного оборудования, которые не являются предметом рассмотрения настоящего стандарта.

Там, где применимо, настоящий стандарт может быть также использован для проектирования оборудования, устанавливаемого на скважинах-спутниках, на кустовых скважинах, а также на многоствольных скважинах с донной опорной плитой.

Оборудование, относящееся к области применения настоящего стандарта:

а) подводные устьевые елки:

- соединители устьевой елки и устьевые трубодержатели скважинных трубопроводов (насосно-компрессорных труб),

- задвижки, блоки задвижек и приводные механизмы задвижек,

- дроссели и приводные механизмы дросселей,

- дренажные, испытательные и изолирующие задвижки,

- Y-образная катушка системы TFL,

- интерфейс (сопряжение) повторного ввода,

- заглушка устьевой елки,

- трубная обвязка устьевой елки,

- направляющие рамы устьевой елки,

- спуско-подъемный инструмент устьевой елки,

- спуско-подъемный инструмент заглушки устьевой елки,

- соединитель выкидного трубопровода/шлангокабеля, смонтированный на устьевой елке,

- устьевые трубные головки и соединители устьевых трубных головок,

- основания выкидных трубопроводов (линий) и спуско-подъемный инструмент,

- управляющие интерфейсы (сопряжения), смонтированные на устьевой елке (контрольно-измерительная аппаратура, датчики, гидравлические трубы/трубопроводы и фитинги, электрический управляющий кабель и фитинги);

b) подводные устьевые оголовки:

- корпуса устьевых колонных головок направления,

- корпуса устьевых оголовков,

- устьевые трубодержатели обсадных колонн,

- уплотнительные узлы,

- направляющие плиты,

- защитные вкладыши и другие протекторы проходного канала,

- антикоррозионные колпаки;

c) донные системы подвесок (донное подвесное оборудование):

- устьевые оголовки,

- спуско-подъемный инструмент,

- устьевые трубодержатели обсадных колонн,

- спуско-подъемный инструмент устьевых трубодержателей обсадных колонн,

- надставочный инструмент для заканчивания скважины с подводным расположением устья,

- переводники донных устьевых оголовков для заканчивания скважин с подводным расположением устьев,

- устьевые трубные головки,

- антикоррозионные колпаки;

d) донные системы подвесок со стволовым проходом (донное подвесное оборудование со стволовым проходом):

- корпуса устьевых колонных головок направления,

- устьевые трубодержатели первых обсадных колонн,

- корпуса устьевых оголовков,

- устьевые трубодержатели обсадных колонн,

- кольцевые уплотнительные узлы,

- протекторы проходного канала и защитные вкладыши,

- консервационные колпаки;

e) системы устьевых трубодержателей скважинных трубопроводов:

- устьевые трубодержатели скважинных трубопроводов,

- спуско-подъемный инструмент;

f) вспомогательное оборудование:

- концевые и выпускные фланцевые соединения (соединители),

- хомутовые соединения (соединители) бугельного типа (бугельные хомуты),

- концевые и выпускные резьбовые соединения (соединители),

- другие концевые соединения,

- шпильки и гайки,

- уплотнительные кольца,

- установочное оборудование с направляющими канатами.

Настоящий стандарт содержит наименования и определения оборудования, разъяснения по вопросам эксплуатации и функциям применяемого оборудования, условиям эксплуатации и уровням технических требований, описание критических компонентов, т.е. тех деталей, которые должны соответствовать нормативным положениям настоящего стандарта.

В область применения настоящего стандарта не входит следующее оборудование:

- подводные превенторы для спуска инструмента на тросе/гибких насосно-компрессорных трубах (скважинных трубопроводах);

- монтажные райзеры, райзеры для ремонта скважин и эксплуатационные райзеры;

- подводные испытательные устьевые елки (посадочные колонны);

- управляющие системы и подводные манифольды дистанционного управления;

- надставки платформы;

- первичные защитные конструкции;

- подводное технологическое оборудование;

- подводные манифольды и гибкие трубные соединители;

- инструмент подводного устьевого оголовка;

- многоствольные конструкции с донными опорными плитами;

- донная подвеска райзеров высокого давления;

- трубная обвязка донных опорных плит;

- интерфейсы (сопряжения) донных опорных плит.

В область применения настоящего стандарта не входят восстановление и ремонт применяемого оборудования.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие документы*. Для датированных ссылок применяют только указанное издание ссылочного стандарта, для недатированных ссылок применяют последнее издание ссылочного стандарта, включая все его изменения и поправки.

________________

* Таблицу соответствия национальных стандартов международным см. по ссылке. - .

ISO 8501-1 Preparation of steel substrates before application of paints and related products - Visual assessment of surface cleanliness - Part 1: Rust grades and preparation grades of uncoated steel substrates and of steel substrates after overall removal of previous coatings (Подготовка стальной поверхности перед нанесением красок и относящихся к ним продуктов. Визуальная оценка чистоты поверхности. Часть 1. Степени ржавости и степени подготовки непокрытой стальной поверхности и стальной поверхности после полного удаления прежних покрытий)

ISO 10423 Petroleum and natural gas industries - Drilling and production equipment - Wellhead and Christmas tree equipment (Промышленность нефтяная и газовая. Буровое и эксплуатационное оборудование. Устьевое и фонтанное оборудование)

ISO 10424-1 Petroleum and natural gas industries - Rotary drilling equipment - Part 1: Rotary drill stem elements (Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование для вращательного бурения. Часть 1. Элементы бурильного инструмента для вращательного бурения)

ISO 11960 Petroleum and natural gas industries - Steel pipes for use as casing or tubing for wells (Нефтяная и газовая промышленность. Трубы стальные для применения в скважинах в качестве обсадных и насосно-компрессорных)

ISO 13625 Petroleum and natural gas industries - Drilling and production equipment - Marine drilling riser couplings (Нефтяная и газовая промышленность. Буровое и эксплуатационное оборудование. Соединения морских буровых райзеров)

ISO 13628-1 Petroleum and natural gas industries - Design and operation of subsea production systems - Part 1: General requirements and recommendations (Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 1. Общие требования и рекомендации)

ISO 13628-3 Petroleum and natural gas industries - Design and operation of subsea production systems - Part 3: Through flowline (TFL) systems [Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 3. Системы проходных выкидных трубопроводов (TFL)]

ISO 13628-7 Petroleum and natural gas industries - Design and operation of subsea production systems - Part 7: Completion/workover riser systems (Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 7. Системы райзера для заканчивания/ремонта скважин)

ISO 13628-8 Petroleum and natural gas industries - Design and operation of subsea production systems - Part 8: Remotely Operated Vehicle (ROV) interfaces on subsea production systems (Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 8. Интерфейсы дистанционно управляемых механизмов для систем подводной добычи)

ISO 13628-9 Petroleum and natural gas industries - Design and operation of subsea production systems - Part 9: Remote Operated Tool (ROT) intervention systems (Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 9. Системы работ на скважине с использованием дистанционно управляемых инструментов)

ISO 13533 Petroleum and natural gas industries - Drilling and production equipment - Drill-through equipment (Нефтяная и газовая промышленность. Буровое и нефтепромысловое оборудование. Буровое проходное оборудование)

ISO 15156 (all parts) Petroleum and natural gas industries - Materials for use in -containing environments in oil and gas production (Промышленность нефтяная и газовая. Материалы для применения в средах, содержащих сероводород, при нефте- и газодобыче)

ANSI/ASME В16.11 Forged Fittings, Socket-Welding and Threaded (Кованые фитинги, приварные и резьбовые)

ANSI/ASME В31.3 Process Piping (Технологические трубопроводы)

ANSI/ASME В31.4 Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids (Трубопроводно-транспортные системы для жидкостей и суспезий)

ANSI/ASME В31.8 Gas Transmission and Distribution Piping Systems (Трубопроводные системы для передачи и распределения газа)

ANSI/ISA 75.02* Control Valve Capacity Test Procedure (Процедуры испытаний свойств управляющих клапанов)

_______________

* Данный ссылочный стандарт действует в редакции ANSI/ISA 75.02.01-2008 "Control Valve Capacity Test Procedures" (ANSI/ISA 75.02.01-2008 "Процедуры испытания пропускной способности управляющего клапана"). Для однозначного соблюдения требований настоящего стандарта рекомендуется использовать только данный ссылочный стандарт.

ANSI/SAE J517 Hydraulic Hose Fittings (Фитинги гидравлических шлангов)

ANSI/SAE J343 Test and Test Procedures for SAE 100R Series Hydraulic Hose and Hose Assemblies (Испытания и процедуры испытаний для гидравлических шлангов серий SAE 100R и шлангов в сборе)

API Spec 5В Specification for Threading, Gauging, and Thread Inspection of Casing, Tubing and Line Pipe Threads (US Customary Units) [Технические условия на нарезание резьбы, калибровку и контроль резьб резьбовых соединений обсадных, насосно-компрессорных труб и труб для трубопроводов (единицы измерения США)]

ASTM D 1414 Standard Test Methods for Rubber O-Rings (Стандартные методы испытаний для резиновых уплотнительных колец)

DNV RP В401 Cathodic Protection Design (Проектирование катодной защиты)

ISA 75.01.01 Flow Equations for Sizing Control Valves (Уравнения движения потока для расчета размеров управляющих клапанов)

NACE No. 2/SSPC-SP 10 Joint Surface Preparation Standard: Near-White Metal Blast Cleaning (Стандарт подготовки поверхностей соединения: Пескоструйная очистка почти до белого металла)

NACE SP0176 Corrosion Control of Submerged Areas of Permanently Installed Steel Offshore Structures Associated With Petroleum Production (Защита от коррозии подводных частей стационарных стальных морских конструкций, предназначенных для добычи нефти и газа)

SAE/AS 4059 Aerospace Fluid Power - Cleanliness Classification for Hydraulic Fluids (Авиакосмическая гидроэнергетика. Классификации чистоты гидравлических флюидов)

3 Термины, определения, сокращения и обозначения

3.1 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями.

3.1.1 кольцевой уплотнительный узел (annulus seal assembly): Механизм, предназначенный для обеспечения герметичного перекрытия между устьевым трубодержателем обсадной колонны и корпусом устьевого оголовка.

3.1.2 обратный ход (backdriving): <Общее> незапланированное перемещение в направлении, обратном рабочему.

3.1.3 обратный ход (backdriving): <Линейный привод> режим, при котором задвижка смещается с установленного (рабочего) положения.

3.1.4 обратный ход (backdriving): <Дроссель с ручным управлением/ДУА> режим, при котором задвижка изменяет положение после отсоединения исполнительного механизма.

3.1.5 обратный ход (backdriving): <Вращательного (поворотного) привода> режим, при котором задвижка продолжает изменять положение после завершения позиционирования.

3.1.6 обратный ход (backdriving): <Дросселя с шаговым приводом> режим, при котором задвижка изменяет положение после отсоединения исполнительного механизма.

3.1.7 протектор проходного канала (bore protector): Устройство, предназначенное для защиты внутренней поверхности проходного канала в процессе бурения или ремонтных работ в скважине.

3.1.8 обратная арматура (check valve): Устройство, предназначенное для предотвращения обратного потока.

3.1.9 дроссель (choke): Оборудование, используемое для ограничения и регулирования потока жидкости и газа.

3.1.10 райзер для заканчивания/ремонта скважины (completion/work-over riser): Удлинитель эксплуатационного и/или кольцевого канала (каналов) скважины с подводным расположением устья до надводного судна.

См. ИСО 13628-7.

3.1.11

3.1.12

3.1.13 коррозионно-стойкий сплав (corrosion-resistant alloy); CRA: Сплав цветных металлов, в котором один или сумма определенного количества следующих легирующих элементов превышает 50%: титан, никель, кобальт, хром и молибден.

Примечание - Данный термин относится к коррозионно-стойким сплавам, а не к трещинно-стойким сплавам, как определено в ИСО 15156 (все части).

3.1.14 коррозионно-стойкий материал (corrosion-resistant material); CRM: Сплав черных и цветных металлов, который обладает повышенной коррозионной стойкостью по сравнению с низколегированными сталями.

Примечание - Данный термин включает: CRA, дуплексные и нержавеющие стали.

3.1.15 номинальная глубина (depth rating): Максимальная номинальная рабочая глубина для элемента оборудования при заданных условиях эксплуатации.

3.1.16 расположенный после (объекта) (downstream): Направление движения от коллектора (залежи углеводородов).

3.1.17 оборудование (equipment): Любой элемент или узел (компоновка), относящиеся к области применения настоящего стандарта.

3.1.18

3.1.19 нормально закрытая задвижка (fail-closed valve): Приводная задвижка, спроектированная на переход в закрытое положение при отказе управляющего сигнала.

3.1.20 нормально открытая задвижка (fail-open valve): Приводная задвижка, спроектированная на переход в открытое положение при отказе управляющего сигнала.

3.1.21 выкидной трубопровод; выкидная линия (flowline): Любой трубопровод, соединяющий компоновку подводной устьевой елки с внешним соединителем выкидной линии или стыковочной втулкой.

3.1.22 опорная рама соединителя выкидного трубопровода/выкидной линии (flowline connector support frame): Конструкционная рама, которая принимает и удерживает соединитель выкидной линии и передает нагрузку от нее на устьевой оголовок или конструкцию, закрепленную на морском дне.

3.1.23 система соединителя выкидного трубопровода/выкидной линии (flowline connector system): Оборудование, используемое для соединения подводных трубопроводов и/или управляющих шлангокабелей с подводной устьевой елкой.

Пример - Смонтированные на устьевой елке соединительные системы, используемые для соединения подводных выкидных трубопроводов с подводной устьевой елкой, соединяют концевой терминал выкидного трубопровода с подводной устьевой елкой с помощью гибкого трубного соединителя, соединяют подводную устьевую елку с манифольдом с помощью гибкого трубного соединителя и т.д.

3.1.24 трубная петля (flow loop): Трубопровод, который соединяет отвод(ы) подводной устьевой елки с подводным соединителем выкидной линии и/или другими соединителями трубной обвязки устьевой елки (перепускная трубная обвязка и т.п.).

3.1.25 направляющий раструб (guide funnel): Конусное расширение на конце направляющего элемента, предназначенное для обеспечения предварительного направления по отношению к другому направляющему элементу.

3.1.26 направляющий канат (guideline): Канат, натянутый от морского дна к поверхности и предназначенный для спуска оборудования к донным конструкциям.

3.1.27 райзер высокого давления (high-pressure riser): Трубный элемент, который удлиняет ствол скважины на участке от донного устьевого оголовка или устьевой трубной головки до надводного превентора.

3.1.28

3.1.29 гидравлическое (номинальное рабочее) давление (hydraulic rated working pressure): Максимальное внутреннее давление, на поддержание и/или регулирование которого спроектировано гидравлическое оборудование.

Примечание - Следует различать гидравлическое давление и испытательное гидравлическое давление (давление гидравлического испытания).

3.1.30 гидростатическое давление (hydrostatic pressure): Максимальное наружное давление окружающей морской среды (при максимальной глубине), на поддержание и/или регулирование которого спроектировано оборудование.

3.1.31 приспособление для внутрискважинных работ (intervention fix-ture): Механизм или устройство, постоянно установленное на подводном устьевом оборудовании, для обеспечения проведения внутрискважинных работ (операций), включая в том числе:

- захватывающие приспособления;

- стыковочные приспособления;

- установочные приспособления;

- приспособления с линейным приводным механизмом;

- приспособления с поворотным приводным механизмом;

- приспособления с гидравлической соединительной муфтой.

3.1.32 внутрискважинная система (intervention system): Комплекс средств для перемещения или транспортировки внутрискважинного инструмента к подводному устьевому оборудованию для выполнения внутрискважинных работ (операций), включая:

- дистанционно управляемый аппарат;

- дистанционно управляемый инструмент;

- систему для проведения водолазных работ с подачей воздуха с поверхности;

- водолаза.

3.1.33 внутрискважинный инструмент (intervention tool): Механизм или дистанционно управляемый инструмент, перемещаемый внутрискважинной системой, для соединения или сопряжения с приспособлениями для внутрискважинных работ.

3.1.34 (подъемная) проушина (lifting pad eye): Проушина, предназначенная для подъема или удерживания проектной нагрузки или сборных компоновок.

3.1.35 нижняя компоновка райзера для ремонтных работ в скважине (lower workover riser package); LWRP: Унифицированный узел, сопряженный с верхним соединителем устьевой елки и позволяющий герметизировать (уплотнять) вертикальный проходной канал(ы) устьевой елки.

3.1.36

3.1.37 ориентирующие вкладыши (orienting bushings): Детали, не работающие под давлением, которые применяют для ориентации оборудования или инструмента относительно устьевого оголовка.

3.1.38 внешняя трубная обвязка устьевой елки (outboard tree piping): Трубная обвязка подводной устьевой елки, расположенная после последней задвижки устьевой елки (включая дроссельные узлы) и до соединения выкидного трубопровода. См. термин "трубная петля" (3.1.24).

3.1.39

3.1.40 деталь, работающая под давлением; компонент, работающий под давлением (pressure-containing part; pressure-containing component): Деталь, отказ которой приводит к утечке скважинного флюида в окружающую среду.

Пример - Корпуса, крышки, штоки.

3.1.41 деталь, регулирующая давление; компонент, регулирующий давление (pressure-controlling part; pressure-controlling component): Деталь, предназначенная для контроля и регулирования процесса транспортировки скважинных флюидов, находящихся под давлением.

Пример - Механизмы уплотнения проходных каналов задвижек, дроссельных насадок и устьевых трубодержателей.

3.1.42 номинальное рабочее давление (rated working pressure); RWP: Максимальное внутреннее давление, на поддержание и/или регулирование которого спроектировано оборудование.

Примечание - Следует различать номинальное рабочее давление и испытательное давление.

3.1.43

3.1.44 обратное дифференциальное давление (reverse differential pressure): Условие, при котором дифференциальное давление прикладывается к дроссельной задвижке в направлении, обратном указанному рабочему направлению.

Примечание - Это возможно в рабочем или закрытом положении дросселя.

3.1.45 спуско-подъемный инструмент (running tool): Инструмент, предназначенный для дистанционного выполнения с поверхности операций по спуску, извлечению, позиционированию или подсоединению подводного оборудования.

Пример - Инструмент для спуска-подъема устьевой елки, заглушки устьевой елки, соединителей выкидных линий и т.п.

3.1.46

3.1.47 (подводный устьевой) трубодержатель обсадных колонн (subsea casing hanger): Устройство, которое удерживает обсадную колонну в устьевом оголовке на дне моря.

3.1.48 (подводное) оборудование для заканчивания скважины (subsea completion equipment): Специализированное оборудование устьевой елки и устьевого оголовка, используемые для заканчивания скважины с подводным расположением устья.

3.1.49 корпус (подводного) устьевого оголовка (subsea wellhead housing): Корпус, работающий под давлением и предназначенный для размещения в нем элементов подвески и уплотнения (герметизации) скважинных обсадных колонн.

3.1.50 (подводный) превентор для спуска инструмента на тросе/гибких насосно-компрессорных трубах (скважинных трубопроводах) (subsea wireline/coiled tubing blowout preventer): Подводный превентор, который устанавливается над подводной устьевой елкой для обеспечения ввода инструмента на тросе или гибких насосно-компрессорных трубах (скважинных трубопроводах).

3.1.51 надводный превентор (surface blowout preventer): Превентор, предназначенный для использования на поверхностном оборудовании, таком как стационарная платформа, самоподъемная плавучая буровая установка.

3.1.52 поворотный фланец (swivel flange): Фланцевый узел, состоящий из центральной втулки и отдельной фланцевой тарелки, которая может свободно вращаться вокруг втулки.

Примечание - Поворотные фланцы типа 17SV соответствуют типовым фланцам по стандарту ИСО типа 17SS и 6ВХ одного размера и номинального давления.

3.1.53 надставочный переводник (tieback adapter): Устройство, используемое для обеспечения интерфейса (соединения) между донным подвесным оборудованием и подводным оборудованием для заканчивания скважины.

3.1.54

3.1.55 соединитель устьевой елки (tree connector): Механизм, предназначенный для соединения и уплотнения (герметизации) подводной устьевой елки с подводным устьевым оголовком или устьевой трубной головкой.

3.1.56

3.1.57 боковой отвод устьевой елки (tree-side outlet): Месторасположение канальных выходов с боковой стороны блока устьевой елки.

3.1.58 шлангокабель (umbilical): Шланговый, трубный, трубопроводный и/или электрический проводник, по которому направляются флюиды и/или электрический ток или сигналы к подводным устьевым елкам, или от подводных устьевых елок.

3.1.59 расположенный до (объекта) (upstream): Направление движения к коллектору (залежи углеводородов).

3.1.60 блок задвижек (valve block): Единый блок, состоящий из двух или более задвижек.

3.1.61

3.1.62 защитный вкладыш (wear bushing): Протектор проходного канала, который также предназначен для защиты устьевого трубодержателя обсадной колонны, расположенный ниже его.

3.1.63 границы корпуса устьевого оголовка (wellhead housing pressure boundary): Корпус устьевого оголовка от верхней его части до самого нижнего комплекта уплотнений.

3.1.64

3.2 Сокращения и обозначения

ADS (atmospheric diving system) - система для проведения водолазных работ с подачей воздуха с поверхности;

AMV (annulus master valve) - коренная задвижка канала кольцевого пространства;

ANSI (American National Standards Institute) - Американский национальный институт стандартов;

API (American Petroleum Institute) - Американский институт нефти;

ASME (American Society of Mechanical Engineers) - Американское общество инженеров-механиков;

ASV (annulus swab valve) - коронная задвижка канала кольцевого пространства;

AWS (American Welding Society) - Американское общество по сварке;

AWV (annulus wing valve) - боковая задвижка канала кольцевого пространства;

ВОР (blowout preventer) - превентор;

CGB (completion guidebase) - направляющая плита для заканчивания скважины;

CID (chemical injection - downhole) - нагнетание химических реагентов - забой скважины;

CIT (chemical injection - tree) - нагнетание химических реагентов - устьевая елка;

CRA (corrosion-resistant alloy) - коррозионно-стойкий сплав;

CRM (corrosion-resistant material) - коррозионно-стойкий материал;

EDP (emergency disconnect package) - блок аварийной расстыковки (см. ИСО 13628-7);

FAT (factory acceptance test) - заводские приемо-сдаточные испытания;

FEA (finite element analysis) - анализ методом конечных элементов;

GRA (guidelineless re-entry assembly) - блок (узел) повторного ввода без направляющих канатов;

НХТ (horizontal subsea tree) - (подводная) устьевая елка горизонтального типа;

LRP (lower riser package) - нижняя компоновка райзера (см. ИСО 13628-7);

LWRP [lower workover riser package (LRP + EDP)] - нижняя компоновка райзера для ремонтных работ в скважине (см. ИСО 13628-7);

NACE (National Association of Corrosion Engineers) - Национальная ассоциация инженеров - специалистов по коррозии;

ОЕС (other end connectors) - другие концевые соединения;

PGB (permanent guidebase) - постоянная (донная) направляющая плита;

PMR (per manufacturer's rating) - по стандарту изготовителя;

PMV (production master valve) - эксплуатационная коренная задвижка;

PR2 (performance requirement level two) - уровень эксплуатационных требований 2;

PSV (production swab valve) - эксплуатационная коронная (главная) задвижка;

PWV (production wing valve) - эксплуатационная боковая задвижка;

QTC (qualification test coupon) - образец для квалификационного испытания;

RMS (root mean square) - среднее квадратическое значение;

RWP (rated working pressure) - номинальное рабочее давление;

SCF (stress concentration factor) - коэффициент концентрации напряжений;

SCSSV (surface-controlled subsurface safety valve) - скважинная предохранительная задвижка, управляемая с поверхности;

SIT (system integration test) - комплексные испытания системы;

TFL (through-flowline) - система проходных выкидных трубопроводов (см. ИСО 13628-3);

TGB (temporary guidebase) - временная (донная) направляющая плита;

USV (underwater safety valve) - подводная предохранительная задвижка (см. ИСО 10423);

VXT (vertical subsea tree) - (подводная) устьевая елка вертикального типа;

WCT-BOP (wireline/coil tubing blowout preventer) - превентор для спуска инструмента на тросе/гибких насосно-компрессорных трубах (скважинных трубопроводах) (см. ИСО 13628-7);

XOV (cross-over valve) - перепускная задвижка;

XT (subsea tree) - подводная устьевая елка;

БРН (SWL - safe working load) - безопасная рабочая нагрузка;

ВД (ID inside diameter) - внутренний диаметр;

ДУИ (ROT - remotely operated tool) - дистанционно управляемый инструмент (см. ИСО 13628-9);

ДУА (ROV - remotely operated vehicle) - дистанционно управляемый аппарат (см. ИСО 13628-8);

КИП - контрольно-измерительные приборы;

КИПиА - контрольно-измерительные приборы и автоматика;

НД (OD - outside diameter) - наружный диаметр;

НК (NDE - non-destructive examination) - неразрушающий контроль;

НКТ - насосно-компрессорная труба (скважинный трубопровод);

ПТФЭ (PTFE - polytetrafluoroethylene) - политетрафторэтилен;

УТТ (PSL - product specification level) - уровень технических требований.

(bending stress) - изгибающее напряжение;

(membrane stress) - мембранное напряжение;

(yield strength) - предел текучести.

4 Условия эксплуатации и уровни технических требований

4.1 Условия эксплуатации

4.1.1 Общие положения

Условия эксплуатации классифицируют по давлению, температуре, различным элементам конструкции ствола скважины и эксплуатационным режимам, на которые спроектировано оборудование.

4.1.2 Значения давления

Указывают максимальные рабочие давления, выраженные в мегапаскалях (МПа) с эквивалентными значениями в фунтах на квадратный дюйм (фунт/дюйм) в скобках. Необходимо учесть, что давление представляет собой манометрическое давление.

4.1.3 Классификация по температуре

Классификация по температуре указывает диапазоны температур от минимальных (окружающей среды или потока) до максимальных температур потоков флюида, выраженных в градусах Цельсия (°С) с эквивалентными значениями в градусах Фаренгейта (°F) в скобках. Классификация представлена в ИСО 10423.

4.1.4 Эксплуатация в присутствии сернистых соединений и маркировка

Для классов материалов DD, ЕЕ, FF и НН изготовитель должен обеспечить соответствие технологии обработки материалов и свойств материалов (например, твердости) требованиям ИСО 15156 (все части). Выбор класса материала и конкретных материалов для конкретных условий является в полной мере ответственностью покупателя (потребителя).

Обозначение класса материалов DD, ЕЕ, FF, НН должно включать маркировку максимально допустимого парциального давления , выраженного в фунтах на квадратный дюйм. Максимально допустимое парциальное давление должно соответствовать требованиям ИСО 15156 (все части), для установленного класса температур по стандарту API для предельного компонента (компонентов) в компоновке оборудования.

Пример - "FF-1,5" указывает класс материала FF, рассчитанный на 1,5 фунт/дюйм абсолютного максимально допустимого парциального давления .

В случае отсутствия ограничения по парциальному давлению для согласно ИСО 15156 (все части) необходимо использовать маркировку "NL".

Пример - "DD-NL".

Пользователям настоящего стандарта следует учитывать, что на стойкость к трещинообразованию, возникающему при наличии , оказывают влияние многие другие факторы, для которых установлены некоторые ограничения в ИСО 15156 (все части). Они включают, но, не ограничиваясь этим, следующее:

- рН;

- температуру;

- концентрацию хлоридов;

- свободную серу.

Примечание - Для данного подраздела ANSI/NACE MR0175/ИСО 15156 является эквивалентом ИСО 15156 (все части).

При выборе материалов потребителю следует также учитывать различные факторы окружающей среды и эксплуатационные параметры, перечисленные в приложении А.

4.1.5 Классы материалов

Выбор материалов для изготовления оборудования, работающего под давлением и регулирующего давление, является ответственностью конечного потребителя. При выборе материалов для изготовления таких компонентов оборудования должны быть использованы классы материалов АА-НН, указанные в таблице 1. Руководство по выбору класса материала, основанное на составе удерживаемого флюида и режимах эксплуатации, приведено в приложении М.

4.2 Уровни технических требований

Руководство по выбору соответствующего УТТ приведено в приложении М. УТТ смонтированной системы оборудования устьевого оголовка или устьевой елки должен быть определен по самому низкому УТТ любого из компонентов этой системы, работающего под давлением или регулирующего давление. Требования к структурным компонентам и другим деталям оборудования, не работающим под давлением/не регулирующим давление, изготовленным в соответствии с настоящим стандартом, не устанавливаются в УТТ, а должны быть установлены в технических условиях изготовителя.

Компоненты оборудования, работающие под давлением, изготовленные в соответствии с настоящим стандартом, должны удовлетворять УТТ 2, УТТ 3 и УТТ 3G, как установлено в ИСО 10423. Компоненты, регулирующие давление, должны соответствовать требованиям УТТ 2, УТТ 3 и УТТ 3G, как указано в 5.4 и ИСО 10423, за исключением тех, для которых в настоящем стандарте установлены дополнения или модификации. Данные УТТ определяют различные уровни требований к квалификации материала, испытаниям и документации. УТТ 3G не всегда предусматривает испытания компоновки газом на уровне выше, чем испытания компонента/компоновочного узла (таких как отдельные задвижки, дроссели, трубодержатели скважинных трубопроводов и т.п.). Покупатель должен указать необходимость проведения испытаний газом компоновки верхнего уровня, изготовленной в соответствии с УТТ 3G (такие как компоновки VXT или НХТ), как единой установки при FAT.

5 Общие системные требования

5.1 Проектные и эксплуатационные требования

5.1.1 Общие положения

5.1.1.1 Характеристики продукции

Характеристики продукции (изделий) определяются изготовителем на основе анализа и испытаний, в частности:

валидационных испытаний (см. 5.1.7), которые предназначены для демонстрации и определения эксплуатационных характеристик общих серий продукции (изделий), представляющих определенные типы продукции (изделий);

требований эффективности, которые определяют рабочие характеристики конкретных изделий в состоянии на момент поставки (как предусмотрено в 5.1.1 и 5.1.2), основанные на данных FAT и соответствующих валидационных испытаний.

Требования эффективности являются специфическими и индивидуальными для изделия в состоянии на момент отгрузки. Изделия должны быть спроектированы и подвергнуты испытаниям для их применения в соответствии с 5.1, 6.1 и разделами 7-11.

5.1.1.2 Герметичность

Конструкции изделий должны быть способны выдерживать номинальное рабочее давление при номинальной температуре без деформаций, влияющих на соответствие любому другому требованию эффективности, при условии непревышения критериев напряженного состояния.

5.1.1.3 Теплостойкость

Конструкция изделия должна сохранять состояние функционирования в пределах диапазона температур, к которому было отнесено изделие. Компоненты должны быть аттестованы и подвергнуты испытаниям на максимальные и минимальные рабочие температуры, которым они будут подвержены в процессе эксплуатации, на определение охлаждающего эффекта Джоуля - Томпсона, на принудительный нагрев выкидных трубопроводов или на определение эффектов тепловой инертности (изоляции). При установлении требований к рабочей температуре компонентов допустимо использование термоанализа. Информация для проектирования и аттестации оборудования, работающего при повышенных температурах, приведена в ИСО 10423.

5.1.1.4 Материалы

Изделие должно быть спроектировано для приемлемого класса материала, выбранного из таблицы 1, и соответствовать требованиям ИСО 10423.

Таблица 1 - Требования к материалам

5.1.1.5 Несущая способность

Конструкции изделий должны быть способны выдерживать номинальные нагрузки без деформаций, влияющие на соответствие любому другому эксплуатационному требованию, при условии непревышения критериев напряженного состояния. Конструкции изделий, удерживающих трубы, должны быть способными удерживать номинальные нагрузки без смятия труб на величину менее диаметра проходного сечения.

Проектные требования и критерии, приведенные в настоящем стандарте, основаны на номинальном рабочем давлении и внешних нагрузках, возникающих при монтаже, испытаниях и нормальной эксплуатации. Изготовителю необходимо рассмотреть дополнительные проектные требования при возникновении нагрузок, прикладываемых к буровому райзеру или райзеру для ремонта скважины, и документально оформлять общие эксплуатационные ограничения. ИСО 13628-7 определяет проектные требования к райзеру для ремонта скважины и включает дополнительные эксплуатационные условия, такие как экстремальные и случайные события (смещение судна, отключение или блокировка компенсатора перемещения). Такие условия нагружения должны быть рассмотрены при аттестации оборудования, см. 5.1.7. Потребитель должен подтвердить, что ожидаемые рабочие нагрузки находятся в пределах эксплуатационных ограничений оборудования для конкретных условий применения.

5.1.1.6 Циклы

Конструкции изделий должны отвечать функциональным требованиям и условиям работы при планируемом количестве рабочих циклов, как указано изготовителем. Изделие необходимо проектировать на требуемое количество циклов давления/температуры, на циклические внешние нагрузки и многократные свинчивания/развинчивания (закрепления/раскрепления), при соответствующих условиях и, где требуется, подтверждать соответствие валидационными испытаниями.

5.1.1.7 Рабочее усилие или крутящий момент

Изделия необходимо проектировать для работы в соответствии с техническими условиями изготовителя на рабочее усилие или крутящий момент, при соответствующих условиях и, где требуется, подтверждать соответствие валидационными испытаниями.

5.1.1.8 Накопленная энергия

Конструкция должна учитывать высвобождение накопленной энергии и обеспечивать возможность ее безопасного высвобождения до разъединения фитингов, компоновок, т.д. Характерными примерами этого являются, но не ограничиваются этим, сосуды под давлением и сжатые пружины.

5.1.2 Условия эксплуатации

5.1.2.1 Значения номинального давления

5.1.2.1.1 Общие положения

Значения номинального давления должны соответствовать 5.1.2.1.2 и 5.1.2.1.8. При прохождении трубопроводных линий малого диаметра, таких как управляющие линии SCSSV или линии нагнетания химических реагентов, через полость, такую как полость устьевой елки/трубодержателя НКТ, оборудование, граничащее с этой полостью, должно быть спроектировано на максимальное давление в любой из этих линий, если только не предусмотрены средства для контроля и сброса давления в полости в случае возникновения утечки в любой из этих линий; дополнительную информацию см. в 7.9.1 и 9.2.7. Дополнительно необходимо учитывать влияние внешних нагрузок (например, изгибающих моментов, растяжения), гидростатических нагрузок от окружающей среды и усталостных нагрузок. В контексте настоящего стандарта значения номинального давления должны интерпретироваться как значения номинального рабочего давления (3.1.41).

В конструкции уплотнений необходимо учитывать создаваемое на большой глубине обратное давление, оказывающее воздействие на уплотнение из-за наружного гидростатического давления, превышающего внутреннее давление в проходном отверстии. Необходимо учитывать все условия и этапы эксплуатации (например, ввод в эксплуатацию, испытания, пуско-наладочные работы, эксплуатацию, продувку).

5.1.2.1.2 Подводные устьевые елки

5.1.2.1.2.1 Стандартные значения номинального давления

Там, где возможно, потребитель должен указать одно из следующих стандартных значений номинального рабочего давления: 34,5 МПа (5000 фунт/дюйм), 69 МПа (10000 фунт/дюйм) или 103,5 МПа (15000 фунт/дюйм), в соответствии с которым необходимо спроектировать и изготовить компоновки оборудования, работающие под давлением и регулирующие давление, такие как задвижки, дроссели, корпуса устьевых оголовков и соединители. Стандартные значения номинального давления способствуют обеспечению безопасности и взаимозаменяемости оборудования, в частности там, где концевые соединения соответствуют требованиям настоящего стандарта или другим стандартам, таким как ИСО 10423. Промежуточные значения номинального давления, например 49,5 МПа (7500 фунт/дюйм) для деталей, работающих под давлением и регулирующих давление, не рассматриваются, за исключением трубной обвязки трубодержателей НКТ и/или проходок (пенетраций) в устьевой елке и соединений, расположенных до компонентов в скважине (таких как SCSSV, порты системы нагнетания химических реагентов, датчики), которые могут иметь более высокие проектные требования, чем проектные требования к рабочему давлению.

5.1.2.1.2.2 Нестандартные значения номинального рабочего давления

Нестандартные значения номинального давления не входят в область применения настоящего стандарта.

5.1.2.1.3 Трубодержатели скважинных трубопроводов

Стандартные значения RWP для подводных трубодержателей НКТ должны составлять 34,5 МПа (5000 фунт/дюйм), 69 МПа (10000 фунт/дюйм) и 103,5 МПа (15000 фунт/дюйм). Эксплуатационные или кольцевые соединения скважинных трубопроводов могут иметь RWP ниже, чем RWP для трубодержателей НКТ. Кроме того, трубодержатель НКТ может содержать проточные каналы, значения RWP которых не должны превышать 1,0 RWP компоновки трубодержателя НКТ плюс 17,2 МПа (2500 фунт/дюйм).

5.1.2.1.4 Оборудование подводного устьевого оголовка

Стандартные значения RWP для подводных устьевых оголовков должны составлять 34,5 МПа (5000 фунт/дюйм), 69 МПа (10000 фунт/дюйм) и 103,5 МПа (15000 фунт/дюйм). Для инструмента и внутренних компонентов, таких как трубодержатели обсадных колонн, допустимы другие значения номинального давления в зависимости от размера, резьбы соединения и эксплуатационных требований.

5.1.2.1.5 Донное оборудование

Стандартные значения номинального рабочего давления не применимы к донному трубодержателю обсадной колонны и наставочному оборудованию. Данное оборудование должно быть рассчитано на рабочее давление в соответствии с методами, представленными в разделе 10 и приложении Е.

5.1.2.1.6 Гидравлически управляемые компоненты

Гидравлически управляемые компоненты и гидравлические управляющие линии, не подверженные воздействию скважинных флюидов, должны иметь гидравлическое RWP (проектное давление), соответствующее документально оформленным техническим условиям изготовителя. Компоненты, использующие для работы гидравлическую систему, необходимо проектировать для выполнения предусмотренных функций при 0,9 гидравлического RWP или менее, а также для возможности выдерживать случайные аномальные значения давления до 1,1 гидравлического RWP.

5.1.2.1.7 Ограничения по применению резьбы

Оборудование, проектируемое с механическими соединителями, имеющими небольшие внутренние каналы [до 25,4 мм (1,00 дюйм)], испытательные порты и измерительные присоединительные патрубки должны иметь внутреннюю резьбу, соответствовать ограничениям по применению, установленным в 7.3, и ограничениям по размерам и RWP, указанным в таблице 2. Допускается использование ОЕС с внутренней резьбой и удовлетворяющих требованиям 7.3, которые также спроектированы специально для применений для небольших каналов, испытательных портов или измерительных присоединительных патрубков.

Таблица 2 - Номинальные значения давления для внутренних резьбовых соединений

5.1.2.1.8 Другое оборудование

Конструкции другого оборудования, такого как спуско-подъемный и испытательный инструмент, должны соответствовать техническим условиям покупателя/изготовителя.

5.1.2.2 Значения номинальной температуры

5.1.2.2.1 Стандартные значения номинальной рабочей температуры

Оборудование, входящее в область применения настоящего стандарта, должно быть спроектировано и аттестовано для работы в диапазоне температур, определенном изготовителем, и как система в целом в соответствии с ИСО 10423. Минимальным диапазоном температур для приводных механизмов задвижек и дросселей является интервал от 2°С (35°F) до 66°С (151°F). Минимальным диапазоном для проверки подводной системы, в соответствии с настоящим стандартом, должна быть классификация температуры V [от 2°С (35°F) до 121°С (250°F)]. В случае, где в качестве минимального уровня проверки для материалов, работающих под давлением и регулирующих давление, требующих ударную вязкость материалов (УТТ 3 и УТТ 3G), рекомендуется классификация температуры U [от минус 18°С (0°F) до 121°С (250°F)].

Допустимо проведение надводных (поверхностных) испытаний перед монтажом при более низких температурах окружающей среды, чем при температурах аттестации системы, указанной изготовителем. Аттестацию изделия при температуре испытаний перед монтажом проводить не требуется.

При эксплуатации оборудования необходимо учитывать переходные низкотемпературные эффекты на корпусах дросселей и сопряженных компонентах, расположенных после них, подвергаемых воздействию эффекта охлаждения Джоуля - Томпсона вследствие экстремальных перепадов давления газа.

Соответствие применяемого оборудования для работы при переходных низкотемпературных эффектах, связанных с эффектом охлаждения Джоуля - Томпсона и условиями пуска в эксплуатацию, устанавливается одним или несколькими методами:

a) валидации компонентов при требуемой минимальной температуре, как указано в 5.1.7;

b) валидации компонентов в стандартном рабочем температурном диапазоне с проверкой материала с V-образным надрезом по Шарпи при минимальной переходной рабочей или более низкой температуре в соответствии с требованиями 4.1.3;

c) валидации компонентов в стандартном рабочем температурном диапазоне при наличии документации, подтверждающей применимость материала для работы в диапазоне переходных температур.

5.1.2.2.2 Стандартные значения номинальной рабочей температуры, соответствующие условиям охлаждения морской водой

Если производитель подтвердит проведенным анализом либо испытаниями, что диапазон температур конкретного оборудования для компоновок подводного устьевого оголовка, донного подвесного оборудования и оборудования устьевой елки, например приводов задвижек и дросселей, не превышает 66°С (150°F) при эксплуатации под водой с удерживаемым флюидом с температурой как минимум 121°С (250°F), допустимо проектировать и аттестовывать оборудование для работы в диапазоне температур от 2°С (35°F) до 66°С (150°F).

С другой стороны, применение подводных компонентов и оборудования, которые термически защищены от морской воды, благодаря применению изоляционных материалов, должно продемонстрировать сохранение работоспособного состояния в пределах диапазона температур применяемой классификации температур.

5.1.2.2.3 Учет температуры при проектировании

При проектировании необходимо учитывать влияние температурных градиентов и циклов на металлические и неметаллические детали оборудования.

5.1.2.2.4 Учет температуры хранения/испытаний

При хранении и испытании подводного оборудования на поверхности при температурах, выходящих за пределы номинальных значений температуры, необходимо обратиться к изготовителю для уточнения наличия специальных рекомендованных процедур испытаний для периода хранения или процедур надводных (поверхностных) испытаний. Изготовитель должен документально оформить подобные рекомендованные процедуры испытаний для периода хранения или поверхностных испытаний.

5.1.2.3 Определение классов материалов

5.1.2.3.1 Общие положения

Оборудование должно быть изготовлено из материалов (металлических или неметаллических), отвечающих требованиям классификации материалов, в соответствии с таблицей 1. Таблица 1 не определяет все факторы окружающей среды на устье скважины, а представляет классы материалов для различных уровней условий эксплуатации и относительной коррозионной активности.

5.1.2.3.2 Классы материалов

Выбор материалов является ответственностью покупателя, так как он обладает информацией по условиям эксплуатации, а также контролирует нагнетаемые химические реагенты. Покупатель может предоставить изготовителю уточненную информацию об условиях эксплуатации и нагнетаемых химических реагентах с целью выбора производителем материалов с последующей проверкой и утверждением рекомендуемых к применению материалов.

Требования к материалам должны соответствовать таблице 1. Компоненты, работающие под давлением, должны интерпретироваться как "корпуса" при определении требований к материалу из таблицы 1. В настоящем стандарте другое оборудование прохода границ ствола скважины, такое как смазочные и отводные фитинги, должно интерпретироваться как "штоки", как представлено в таблице 1. Металлические уплотнения должны интерпретироваться как детали, регулирующие давление в соответствии с таблицей 1.

Детали, работающие под давлением и подверженные воздействию скважинных флюидов, должны соответствовать классам материалов АА-НН в соответствии с ИСО 15156 (все части) и таблицей 1.

5.1.3 Методы и критерии проектирования

5.1.3.1 Общие положения

В настоящем стандарте дается оценка конструкционной прочности и усталостной прочности. При расчете на усталостную прочность допустимо использование ASME BPVC (раздел VIII, подраздел 2, приложение 5) или другие общепринятые стандарты. Локальные значения напряжения смятия не входят в область применения настоящего стандарта. Влияния на компоновку или компоненты внешних нагрузок (например, изгибающего момента, растяжения, т.д.) подробно не рассматриваются в настоящем стандарте или ИСО 10423. При определении конструкционной прочности оборудования, входящего в область применения настоящего стандарта и подверженного воздействию внешних нагрузок, допустимо использование ИСО 13628-7.

Потребитель должен подтвердить соответствие ожидаемых рабочих нагрузок эксплуатационным ограничениям оборудования для конкретных условий применения.

5.1.3.2 Фланцы, стыковочные втулки и резьбовое оборудование по стандартам ИСО

Фланцы и стыковочные втулки для подводного использования должны быть спроектированы в соответствии с требованиями 7.1, 7.2 и/или 7.3.

5.1.3.3 Компоненты, регулирующие давление

Трубодержатели обсадных колонн и скважинных трубопроводов, а также компоненты, регулирующие давление, за исключением устьевого донного подвесного оборудования, следует проектировать в соответствии с ИСО 10423.

Компоненты, регулирующие давление, для донного подвесного оборудования должны быть спроектированы в соответствии с разделом 10.

5.1.3.4 Компоненты, работающие под давлением

Устьевые оголовки, корпуса, крышки, штоки и другие компоненты, работающие под давлением, должны быть спроектированы в соответствии с ИСО 10423.

5.1.3.5 Запорные и критические болтовые крепления

Запорные болтовые крепления (работающие под давлением) и критические болтовые крепления (несущие высокую нагрузку) требуют предварительного нагружения практически до предела текучести материала, как указано ниже.

Запорные болтовые крепления 6ВХ и 17SS фланцев должны быть выполнены с использованием метода, позволяющего создавать напряжения в диапазоне от 67% до 73% предела текучести материала болтов.

Данный диапазон напряжений необходим для создания предварительной нагрузки, величина которой превышает усилие разделения при давлении испытаний, но создаваемое при этом напряжение не превышает 83% от значения предела текучести материала болтов.

Для запорного болтового крепления, изготавливаемого из углеродистой или легированной стали для использования в подводных условиях, величина твердости примененного материала должна быть ограничена максимальным значением 321 HBN (Роквелл "С" 35) из-за возможности возникновения водородного охрупчивания при применении катодной защиты. Запорное болтовое крепление для классов материала АА-НН, покрываемое изоляцией, должно быть обработано согласно ИСО 15156 (все части) как болтовое крепление, подвергаемое воздействию.

Максимально допустимое напряжение растяжения для запорного болтового крепления необходимо определять с учетом условий первоначального напряжения крепления, номинального рабочего давления и условий испытаний гидростатическим давлением. Напряжения в болтах, определяемые на основании площади поперечного сечения резьбы, не должны превышать ограничения, установленные в ИСО 10423.

5.1.3.6 Первичные конструктивные компоненты

Первичные конструктивные компоненты, такие как донные направляющие плиты, следует проектировать в соответствии с общепризнанными отраслевыми технологиями и документально оформлять в соответствии с 5.1.5. При проектных расчетах должен использоваться расчетный/проектный коэффициент безопасности не менее 1,5, основанный на минимальном пределе текучести материала; также следует использовать требования других отраслевых стандартов. Многие требования включают в себя коэффициенты безопасности. Допустимо использование FEA для подтверждения отсутствия деформаций, вызываемых прикладываемыми нагрузками и приводящих к нарушению каких-либо эксплуатационных требований. В качестве альтернативы для анализа проекта допустимо использование проектных валидационных испытаний под нагрузкой, равной 1,5 номинальной несущей способности. Компонент должен выдерживать испытательное нагружение без деформаций, приводящих к нарушению каких-либо других эксплуатационных требований, при этом необходимо сохранять отчеты испытаний.

Для других условий нагружения применять расчетные коэффициенты (коэффициенты безопасности), приведенные в ИСО 13628-7.

5.1.3.7 Специальное оборудование

См. ИСО 10423. Кроме того, дополнительные требования к проектированию оборудования см. в разделах 6-11. В случае отличия специальных проектных требований разделов 6-11 от общих требований раздела 5 преимущество имеют специальные проектные требования.

5.1.3.8 Конструкции подъемного оборудования

5.1.3.8.1 Общие положения

В зависимости от конструкции и проводимых испытаний подъемное оборудование подразделяется на две категории: стационарное (постоянно установленное) подъемное оборудование и подъемное оборудование многократного применения. К испытаниям подъемного оборудования многократного применения предъявляют более жесткие требования, вследствие многократных циклов использования данного оборудования в течение срока службы. В приложении K приведено руководство по проектированию, испытаниям и техническому обслуживанию как для многократно применяемого, так и для стационарного подъемного оборудования.

Оборудование, используемое только для спуско-подъемных операций в скважину, на скважину или из скважины, должно быть спроектировано в соответствии с требованиями 5.1.3.6 или 5.1.3.7, приложения Н или приложения K, в зависимости от применения.

5.1.3.8.2 Проушины

Проушины необходимо проектировать в соответствии с приложением K. Грузоподъемность на проушинах должна быть промаркирована, как указано в 5.5.2.

5.1.3.8.3 Основные элементы

Части конструкции, испытывающие нагрузки при подъеме, являются основными элементами конструкции. Грузоподъемность основных элементов, работающих под давлением или регулирующих давление, а также спроектированных таким образом, что в процессе спуско-подъемных операций они находятся под давлением, должна учитывать дополнительные напряжения, возникающие при воздействии внутреннего номинального рабочего давления.

5.1.3.8.4 Испытания нагрузкой

Испытания нагрузкой подъемных проушин следует выполнять в соответствии с приложением K.

5.1.4 Прочая проектная информация

5.1.4.1 Дробные и десятичные эквиваленты

В ИСО 10423 (приложение В) приведены эквивалентные дробные и десятичные значения.

5.1.4.2 Допуски

Следует применять следующие допуски, если иное не указано в соответствующих таблицах или на рисунках настоящего стандарта:

a) допуск для размеров формата "" составляет ±0,5 мм ("" составляет ±0,02 дюйма);

b) допуск для размеров формата "" составляет ±0,5 мм ("" составляет ±0,02 дюйма);

c) допуск для размеров формата "" составляет ±0,13 мм ("" составляет ±0,005 дюйма);

d) размеры, представленные как "", рассматривают как максимальный размер ("") и минимальный размер (""), перекрывающие номинальные допуски для удобства представления некоторых геометрических форм.

Размеры менее 10 мм (0,39 дюйма) необходимо представлять с двумя десятичными знаками так, что британский эквивалент будет находиться в пределах допуска на изготовление также с двумя десятичными знаками.

5.1.4.3 Концевые и выпускные болтовые крепления

5.1.4.3.1 Соосность отверстий

Концевые и выпускные отверстия под болты для фланцев по стандарту ИСО должны быть равномерно расположены на общей линии центров (см. таблицу 7).

5.1.4.3.2 Зацепление резьбовых шпилек

Длина зацепления резьбовой шпильки в корпусе фланцев по стандарту ИСО со шпильками должна быть равна как минимум одному НД шпильки.

5.1.4.4 Другие болтовые крепления

Средства анкерного крепления резьбовыми шпильками следует проектировать для выдерживания растягивающей нагрузки, эквивалентной нагрузке, передаваемой шпильке через полностью зацепленную гайку.

5.1.4.5 Испытальные, вентиляционные, нагнетальные и измерительные патрубки

5.1.4.5.1 Уплотнения

Испытальные, вентиляционные, нагнетальные и измерительные присоединительные патрубки (соединительные порты) должны обеспечивать герметичные уплотнения при давлении испытания оборудования, на котором они установлены.

Необходимо предусмотреть средства, обеспечивающие безопасный сброс давления после испытательного, вентиляционного, нагнетательного или измерительного присоединительных патрубков до удаления компонента.

5.1.4.5.2 Испытательные и измерительные соединительные порты

Испытательные и измерительные соединительные порты должны соответствовать требованиям 5.1.2.1.7 и 7.3.

5.1.4.6 Программа контроля наружной коррозии

Защита от наружной коррозии для подводных устьевых елок и оголовков должна быть обеспечена надлежащим выбором материалов, системой покрытий и катодной защитой. Программа защиты от коррозии представляет непрерывную деятельность по испытаниям, мониторингу и замене отработавшего срок службы оборудования. Внедрение программы защиты от коррозии не входит в область применения настоящего стандарта.

5.1.4.7 Наружные покрытия

5.1.4.7.1 Методы

Система покрытий и используемая методика должны соответствовать документально оформленным техническим условиям изготовителя оборудования или изготовителя покрытий и согласована между потребителем/поставщиком и изготовителем. При отсутствии спецификаций допустимо использование приложения I.

5.1.4.7.2 Хранение документации

Изготовитель должен поддерживать актуальность и обеспечивать доступность документации, регламентирующей системы покрытий и применяемые процедуры.

5.1.4.7.3 Цветовая окраска

Выбор цвета для обеспечения подводной видимости выполняется в соответствии с ИСО 13628-1.

5.1.4.8 Катодная защита

5.1.4.8.1 Для проектирования системы катодной защиты необходим учет наружной площади защищаемого оборудования. Документальное оформление и поддержание актуальности информации о площади поверхности, подверженной воздействию морской воды, для всего оборудования, поставляемого в соответствии с требованиями 5.1.5, является обязанностью изготовителя оборудования. Данная документация должна содержать как минимум следующую информацию:

- расположение и размер смачиваемого участка поверхности для конкретных материалов с покрытием или без покрытия;

- участки, где сварка допустима или недопустима;

- материалы конструкции и системы покрытий, прилегающие к наружным смачиваемым поверхностям;

- расположение сопряжений управляющих линий;

- сопряжения выкидных трубопроводов.

5.1.4.8.2 Для катодной защиты необходимо применять следующие стандарты проектирования:

- NACE SP0176;

- DNV RP B401.

5.1.4.8.3 Некоторые материалы чувствительны к водородному охрупчиванию при воздействии катодной защиты в морской воде. Необходимо уделять особое внимание выбору материалов для применения в условиях, требующих высокой прочности, коррозионной стойкости и стойкости к водородному охрупчиванию. К материалам с такой чувствительностью относятся мартенситные нержавеющие стали и большинство высоколегированных сталей, имеющих пределы текучести выше 900 МПа (131000 фунт/дюйм). Другими материалами, соответствующими данным признакам, являются упрочненные низколегированные стали, в частности, с уровнями твердости выше, чем Роквелл "С" 35 [с пределом текучести, превышающим 900 МПа (131000 фунт/дюйм)], дисперсионно-твердеющие медно-никелевые сплавы и некоторые высокопрочные титановые сплавы.

5.1.5 Проектная документация

Проектная документация должна включать методы, допущения, расчеты, протоколы квалификационных испытаний и требования к проверке правильности проектных решений. Требования проектной документации должны включать, но не ограничиваясь этим, критерии размеров, значения испытательного и рабочего давлений, описание материала, требования к окружающей среде и другие необходимые требования, которые должны быть учтены в конструкции. Носитель проектной документации должен быть четким, читаемым, воспроизводимым и восстанавливаемым. Проектную документацию следует хранить как минимум в течение пяти лет после изготовления последней установки данной модели, размера и номинального рабочего давления. Проектные требования должны быть занесены в технические условия изготовителя, которые должны отвечать требованиям настоящего стандарта, техническим условиям покупателя или собственным требованиям изготовителя. Технические условия изготовителя могут содержать текст, чертежи, компьютерные файлы и т.д.

5.1.6 Экспертиза проектной документации

Проектная документация должна быть проверена и подтверждена квалифицированным компетентным специалистом, не участвовавшим в разработке данного проекта.

5.1.7 Валидационные испытания

5.1.7.1 Введение

В настоящем подпункте определяются минимальные процедуры валидационных испытаний, используемые для проверки конструкций изделий в соответствии с таблицей 3. Изготовитель должен устанавливать дополнительные валидационные испытания, применимые и подтверждающие соответствие между конкретными валидационными испытаниями и предполагаемыми условиями эксплуатации и/или сроком службы, а также проводимыми в соответствии с требованиями заказчика.

5.1.7.2 Общие положения

Прототип оборудования (или опытный образец) и приспособлений, используемых для проверки конструкций с помощью процедур валидации, должен представлять собой серийные модели с точки зрения конструкции, производственных размеров/допусков, предусмотренных технологий изготовления, отклонений и материалов. При внесении в конструкцию каких-либо изменений физических, функциональных и эксплуатационных характеристик или материалов изготовитель должен документально описать влияние этих изменений на эксплуатационные свойства изделия. Конструкция, в которую вносятся существенные изменения, становится новой конструкцией, требующей повторных испытаний. Существенным изменением является изменение, влияющее на технические характеристики изделия в предполагаемых условиях эксплуатации. Существенным изменением будет любое изменение уже протестированной конфигурации или выбора материала, которое может повлиять на эксплуатационные свойства изделия или предполагаемое функционирование. Изменение должно быть документально оформлено, и изготовитель должен обосновать необходимость или отсутствие необходимости повторной проверки. Данное требование распространяется на изменения физических, функциональных и эксплуатационных характеристик или материала. При возможности обоснования применимости нового материала другими способами повторное испытание не требуется.

Примечание - Посадка, определяемая как геометрическое соотношение между деталями, включает критерии на допуск, используемые в процессе проектирования детали и сопрягаемых деталей. Посадка как состояние, которое должно быть адаптировано или подогнано, включает критерии на допуск, используемые в процессе проектирования уплотнения и сопрягаемых деталей уплотнения.

Для изделий с первичными и вторичными независимыми уплотнительными механизмами, уплотнительные механизмы должны быть верифицированы отдельно. Оборудование необходимо испытывать с минимальным количеством смазки, требуемым для сборки, за исключением случаев, когда смазку возможно добавлять во время эксплуатации оборудования или обеспечить его эксплуатацию в герметичной камере.

Фактические размеры оборудования, подвергаемого валидационным испытаниям, должны соответствовать допустимому диапазону размеров, указанных для типового эксплуатационного оборудования. Наихудшие параметры для допусков на размеры определяются изготовителем, принимая во внимание такие условия, как функционирование уплотнительной и механической частей оборудования.

5.1.7.3 Рабочая среда для испытаний

При испытании оборудования, работающего под давлением и регулирующего давление, в периоды выдерживания под давлением в качестве рабочей среды для испытаний должен быть использован газ. Для другого оборудования допустимо проведение гидростатических испытаний.

По усмотрению изготовителя могут не проводиться испытания газовой средой в качестве валидационных испытаний под давлением. Процедуры валидационных испытаний и приемочные критерии должны удовлетворять требованиям, установленным в 5.4.

5.1.7.4 Испытания с циклическим изменением давления

В таблице 3 представлен перечень оборудования, которое должно быть подвергнуто периодическим гидростатическим (или газовым, если применимо) испытаниям с циклическим изменением давления для моделирования циклического изменения давления при запуске и останове, которое происходит в течение длительного срока эксплуатации. Для данных гидростатических циклических испытаний оборудование необходимо попеременно нагружать давлением до полного номинального рабочего давления и затем полностью разгружать по завершении проведения заданного количества циклов изменения давления. Устанавливать период выдерживания под давлением для каждого цикла нагружения давлением не требуется. До и после гидростатических испытаний с циклическим изменением давления должны быть проведены стандартные гидростатические (или газовые, если применимо) испытания (см. 5.4).

5.1.7.5 Испытания под нагрузкой

Номинальная несущая способность оборудования, указанная изготовителем, в соответствии с настоящим стандартом должна быть подтверждена как валидационными испытаниями, так и инженерным анализом. В процессе испытаний оборудование должно быть нагружено до номинальной грузоподъемности с количеством циклов в соответствии с таблицей 3 без деформации, которая могла бы повлиять на какие-либо другие эксплуатационные требования (если не оговорено иначе). Инженерный анализ должен быть проведен с использованием методов и программ, которые соответствуют документально оформленной отраслевой практике.

Для испытаний под нагрузкой компонентов, регулирующих давление, см. 5.1.3.3, а также 5.1.3.6 - в случае испытаний под нагрузкой основных (первичных) конструктивных компонентов.

5.1.7.6 Испытания с циклическим изменением температуры

Валидационные испытания следует проводить при приложении RWP или в нагруженном состоянии при температуре, которая соответствует или выходит за рамки диапазона номинальной рабочей температуры.

В таблице 3 представлено оборудование, которое должно быть подвержено периодическим испытаниям с циклическим изменением температуры для моделирования циклического изменения температуры запуска и останова, которое будет происходить в течение длительного срока эксплуатации. Для этих циклических температурных испытаний оборудование необходимо попеременно нагревать и охлаждать до верхней и нижней предельных температур номинальной рабочей температуры, как определено в 5.1.2.2. В течение температурного цикла к оборудованию должно быть приложено номинальное рабочее давление при температурных максимумах, при этом не должно быть утечек сверх критериев допустимости, установленных в ИСО 10423. В качестве альтернативы испытаниям, изготовитель должен предусмотреть другие соответствующие отраслевой практике объективные доказательства того, что оборудование будет соответствовать эксплуатационным требованиям при обоих крайних значениях температуры.

5.1.7.7 Ресурсные испытания

Ресурсные испытания, такие как испытания на свинчивание/развинчивание соединителей и эксплуатационные испытания задвижек, дросселей и приводов, предназначены для оценки характеристик долговременного износа испытываемого оборудования. Проведение подобных испытаний допустимо при температурах, указанных изготовителем и документально оформленных, как соответствующие для изделия и температурного диапазона. В таблице 3 представлено оборудование, которое должно быть подвержено продолжительному ресурсному испытанию для моделирования длительного срока эксплуатации. При ресурсных испытаниях оборудование должно быть подвержено воздействию эксплуатационных циклов в соответствии с документально оформленными техническими условиями изготовителя (например, свинчивание с полным крутящим моментом, развинчивание, открытие/закрытие при полном номинальном рабочем давлении). Испытания соединителей, включающих в себя стыковочные устройства, должны включать полное разъединение/подъем как часть цикла испытаний. Дополнительные технические условия для ресурсных испытаний компонентов, приведенных в таблице 3, см. в соответствующих разделах 6-11, относящихся к конкретному оборудованию. В испытания должны быть включены вторичные функции, такие как вторичное разблокирование соединителя. Если возможно подтвердить, что испытания под давлением и/или температуре создают такие же нагрузки на компонент или узел, что и ресурсные испытания, общее количество приложенных циклов испытаний может суммарно соответствовать общему количеству циклов, указанному для ресурсных испытаний.

Пример - 200/3 циклов давления/температуры, приложенных при испытаниях задвижки, могут накопительно квалифицироваться как 203 цикла для 600 суммарных циклов, необходимых для ресурсных циклических испытаний.

Таблица 3 - Минимальные требования к валидационным испытаниям

5.1.7.8 Валидация серии продукции

Допустимо использование изделия одного размера для верификации других размеров в серии продукции при выполнении следующих требований:

a) серией продукции считать группу продукции, для которой одинаковыми являются принципы проектирования, внешние конфигурации и выполняемые функции, но которые имеют разные размеры;

b) геометрические параметры изделия следует моделировать таким образом, чтобы уровни проектных напряжений и отклонения относительно механических свойств материала базировались на одних и тех же критериях для элементов серии продукции для того, чтобы верифицировать конструкции с помощью данного метода;

c) для верификации элементов серии продукции допустимо использование масштабирования в соответствии с ИСО 10423 (приложение F).

5.1.7.9 Документация

Изготовитель должен документально описывать используемые процедуры и результаты валидационных испытаний, используемых для проверки оборудования в соответствии с настоящим стандартом. Требования к документации для валидационных испытаний такие же, как и требования к проектной документации в 5.1.5, но дополнительно устанавливается личность персонала, проводящего и засвидетельствовавшего испытания, а также время и место испытания.

5.2 Материалы

5.2.1 Общие положения

Требования к характеристикам материала, технологические и композиционные требования для деталей, работающих под давлением и регулирующих давление, и указанные в настоящем стандарте, должны соответствовать ИСО 10423. В рамках этой ссылки подводные устьевые оголовки и трубные головки должны рассматриваться как корпуса.

5.2.2 Свойства материала

Дополнительно к материалам, указанным в ИСО 10423, допустимо использование других высокопрочных материалов, обеспечивающих соответствие проектным требованиям, указанным в 5.1, и документально оформленным техническим условиям изготовителя. Значение ударной вязкости по Шарпи, применяемое в ИСО 10423, является минимальным требованием, и для удовлетворения регламентирующих требований законодательства или требований конкретного потребителя допустимо использование более жестких требований.

Для штампованного материала, работающего под давлением и несущего высокие нагрузки, требования к технологии штамповки, термообработке и пробному образцу (QTC или удлинение) необходимо определять в соответствии с API RP 6НТ. Пробный образец также должен сопровождать материал, который он характеризует, в течение выполнения термообработок, за исключением снятия напряжений.

"Нагружение высокими нагрузками" является процедурой нагружения, при которой в компоненте возникают эквивалентные напряжения, превышающие 50% минимального предела текучести базового материала.

5.2.3 Уровни технических требований

Материалы, работающие под давлением и регулирующие давление, используемые в оборудовании, входящем в область применения настоящего стандарта, должны соответствовать УТТ 2 или УТТ 3/3G в соответствии с ИСО 10423. Другие элементы необходимо изготавливать в соответствии с документально оформленными техническими условиями изготовителя.

5.2.4 Требования к защите от коррозии

5.2.4.1 Коррозия от удерживаемых флюидов

Выбор материалов, основанный на результатах анализа скважинных флюидов, должен быть выполнен в соответствии с требованиями 5.1.2.3.

5.2.4.2 Коррозия в морской среде

Антикоррозионная защита путем выбора материалов, основанного на результатах анализа морской среды, должна учитывать как минимум следующие факторы:

- внешние флюиды;

- внутренние флюиды;

- свариваемость;

- щелевую коррозию;

- влияние разнородности материалов;

- влияние катодной защиты;

- покрытия.

5.2.5 Конструкционные материалы

Несущие элементы конструкции, как правило, являются сварными конструкциями из обычных металлоконструкций. Допустимо использование любого класса прочности, соответствующего требованиям проекта.

5.3 Сварка

5.3.1 Компоненты, работающие под давлением/регулирующие давление

Сварные процедуры на компонентах, работающих под давлением/регулирующих давление, должны соответствовать требованиям ИСО 10423 для УТТ 2 или УТТ 3/3G.

5.3.2 Конструкционные компоненты

Конструкционные сварные швы следует рассматривать как сварные швы, не работающие под давлением и соответствующие ИСО 10423 или документально оформленным нормам по сварке конструкций, таким как AWS D1.1. Расположения сварных швов в местах превышения напряжения от нагружения 50% предела текучести основного материала или сварного шва, а также приварные подъемные проушины должны быть идентифицированы как "критические сварные швы" и должны быть рассмотрены в соответствии с 5.3.1, УТТ 3/3G.

5.3.3 Коррозионно-стойкие наплавки

5.3.3.1 Общие положения

Коррозионно-стойкие наплавки следует выполнять в соответствии с требованиями ИСО 10423 с учетом:

a) соответствия требованиям к сварке для наплавки для обеспечения коррозионной стойкости и/или упрочнения поверхности и других поверхностных свойств материала;

b) соответствия требованиям к качеству, как указано в 5.3.3.2-5.3.3.5.

5.3.3.2 Кольцевые канавки

Наплавка кольцевых канавок должна удовлетворять соответствующим требованиям ИСО 10423 с учетом:

a) соответствия требованиям ИСО 10423 к наплавляемым сварным швам для коррозионно-стойких кольцевых канавок;

b) соответствия требованиям ИСО 10423 к качеству для металлических наплавок (кольцевые канавки, штоки, уплотнительные механизмы проходных каналов задвижек и дроссельные насадки).

Примечание - Наплавка кольцевых канавок, как правило, предназначена только для обеспечения антикоррозионной защиты.

5.3.3.3 Штоки, уплотнительные механизмы проходных каналов задвижек и дроссельные насадки

Наплавка штоков, уплотнительных механизмов проходных каналов задвижек и дроссельных насадок должна удовлетворять соответствующим требованиям ИСО 10423 с учетом:

a) соответствия требованиям ИСО 10423 к наплавляемым сварным швам для других коррозионно-стойких наплавок;

b) соответствия требованиям ИСО 10423 к качеству для металлических наплавок (кольцевые канавки, штоки, уплотнительные механизмы проходных каналов задвижек и дроссельные насадки).

Примечание - Наплавка штоков, уплотнительных механизмов проходных каналов задвижек и дроссельных насадок, как правило, предназначена только для обеспечения антикоррозионной защиты и износостойкости.

5.3.3.4 Наплавка CRM смачиваемых поверхностей деталей, работающих под давлением

Наплавка смачиваемых поверхностей деталей, работающих под давлением, должна удовлетворять соответствующим требованиям ИСО 10423 с учетом:

a) соответствия требованиям ИСО 10423 к наплавляемым сварным швам для других коррозионно-стойких наплавок;

b) соответствия требованиям ИСО 10423 к качеству для металлических наплавок коррозионно-стойким сплавом (корпуса, крышки, концевые и выходные соединения).

Примечание - Наплавка CRM смачиваемых поверхностей деталей, работающих под давлением, как правило, предназначена для удовлетворения требований ИСО 10423 класса материалов НН и/или высокой стойкости к морской воде и удерживаемым флюидам. Эта категория включает не только локальные наплавки CRM уплотнительных поверхностей.

5.3.3.5 Другие коррозионно-стойкие наплавки уплотнительных поверхностей

Наплавка уплотнительных поверхностей деталей, работающих под давлением и регулирующих давление, должна удовлетворять соответствующим требованиям ИСО 10423 с учетом:

a) соответствия требованиям ИСО 10423 к наплавляемым сварным швам для других коррозионно-стойких наплавок;

b) соответствия требованиям к качеству, которые должны быть указаны изготовителем и должны удовлетворять как минимум требованиям ИСО 10423 для металлических наплавок (кольцевые канавки, штоки, уплотнительные механизмы проходных каналов задвижек и дроссельные насадки).

Примечание - Локальная наплавка CRM уплотнительных поверхностей деталей, работающих под давлением или регулирующих давление, как правило, предназначена для повышения антикоррозионной стойкости критических уплотнительных сопряжений. Это отличается от полной наплавки CRM смачиваемых поверхностей для удовлетворения требованиям класса материалов.

Требования, устанавливаемые изготовителем, должны учитывать проектные требования для наплавки.

5.4 Контроль качества

5.4.1 Общие положения

Требования к контролю качества для оборудования, указанного в настоящем стандарте, должны соответствовать ИСО 10423.

Для компонентов, не входящих в область применения ИСО 10423, специальные требования к контролю качества оборудования должны соответствовать документально оформленным техническим условиям изготовителя. Потребителю и изготовителю необходимо согласовывать любые дополнительные требования.

5.4.2 Уровни технических требований

Контроль качества и испытания компонентов, работающих под давлением и регулирующих давление, входящих в область применения настоящего стандарта, должны соответствовать УТТ 2 или УТТ 3, как указано в ИСО 10423. Контроль качества для УТТ 3G должен соответствовать требованиям для УТТ 3, за исключением испытаний под давлением, которые должны соответствовать требованиям 5.4.6. Требования для других компонентов должны соответствовать документально оформленным техническим условиям изготовителя.

5.4.3 Конструкционные компоненты

Контроль качества и испытания сварных швов конструкционных компонентов должны быть назначены как для сварных швов, не работающих под давлением, и соответствовать ИСО 10423 или документально оформленным нормам по сварке конструкций, таким как AWS D1.1. "Критические сварные швы" следует рассматривать как сварные швы, регулирующие давление, соответствующие ИСО 10423, УТТ 3, за исключением объемного контроля NDE.

5.4.4 Подъемные устройства

Руководство для подъемных проушин определено в приложении K.

Сварные швы проушин и других подъемных устройств, присоединяемых сваркой, должны удовлетворять требованиям к сварным швам, как указано в 5.3.2 и 5.4.3. Сварные швы проушин и подъемных устройств должны быть обозначены как "критические сварные швы". Подъемные проушины должны быть отдельно испытаны пробной нагрузкой как минимум в два с половиной раза больше документально оформленной допустимой рабочей нагрузки для отдельной проушины (БРН/количество проушин). После испытаний пробной нагрузкой проушины должны быть подвергнуты проверке магнитопорошковым методом и/или методом проникающей жидкости с красителем. Испытания пробной нагрузкой следует повторять после существенных ремонтов или модификаций до ввода в эксплуатацию. Основной металл и сварные швы проушин и других подъемных устройств должны удовлетворять УТТ 3.

5.4.5 Испытания для оборудования УТТ 2 и УТТ 3

5.4.5.1 Гидростатические испытания

Процедуры для испытаний под гидростатическим давлением (гидростатические испытания) оборудования, указанного в разделах 6-11, должны удовлетворять УТТ 2 или УТТ 3, в соответствии с ИСО 10423, за исключением деталей, окрашиваемых до испытаний.

Для всех диапазонов давлений давление гидростатических испытаний корпуса должно быть минимум в 1,5 раза выше номинального рабочего давления. Приемочным критерием гидростатических испытаний является отсутствие видимых утечек в течение периода выдержки под давлением. При использовании для документального оформления манометра, контролирующего давление и/или регистрирующего устройства, необходимо применять регистрирующее устройство со скоростью установления давления, не превышающей 3% давления испытания в час. Окончательное установленное давление не должно падать ниже испытательного давления до окончания периода выдержки под давлением. Начальное давление испытаний не должно превышать указанное давление испытаний более чем на 5%.

5.4.5.2 Испытания оправкой

Испытания оправкой необходимо проводить в соответствии с ИСО 10423 после завершения испытаний давлением. Вертикальные проходы, требуемые для прохождения скважинных инструментов, должны быть подвержены физическому контролю оправкой, как указано в ИСО 10423. Проходы, необходимые для прохождения инструментов системы TFL, должны быть подвержены физическому контролю оправкой, как указано в ИСО 13628-3. Устройства других конфигураций, которые не позволяют применение метода испытаний оправкой из-за допуска или длины прохода, могут быть подтверждены как соответствующие требованиям с помощью других методов, таких как контроль с использованием бороскопа и визуальный контроль.

5.4.6 Испытания для оборудования УТТ 3G

5.4.6.1 Испытания оправкой

См. 5.4.5.2.

5.4.6.2 Испытания давлением

5.4.6.2.1 Гидростатические испытания корпуса и седел задвижек и дросселей

Гидростатические испытания корпуса и седел задвижек следует проводить до испытаний под давлением газа.

Приемочным критерием для гидростатических испытаний под давлением является отсутствие видимых утечек в течение периода выдержки под давлением. При использовании для документального оформления манометра, контролирующего давление и/или регистрирующего устройства, необходимо использовать регистрирующее устройство со скоростью установления давления, не превышающей 3% давления испытания в час. Окончательное установленное давление не должно падать ниже давления испытаний до окончания периода выдержки под давлением. Начальное давление испытаний не должно превышать указанное давление испытаний более чем на 5%.

5.4.6.2.2 Испытания под давлением газа корпуса для собранных задвижек и дросселей

Испытания следует проводить при следующих условиях:

a) температуре окружающей среды;

b) испытательной средой должен быть азот;

c) оборудование должно быть полностью погружено в водяную ванну;

d) задвижки и дроссели должны быть в частично открытом положении;

e) испытания корпуса под давлением газа для собранного оборудования должны состоять из одного периода выдержки под давлением не менее 15 мин, время которого не должно отсчитываться до тех пор, пока не будет достигнуто давление испытаний, а также оборудование и манометр, контролирующий давление, не будут изолированы от источника давления;

f) давление испытаний должно быть равно номинальному рабочему давлению оборудования.

Приемочным критерием для испытаний под давлением газа является отсутствие видимых пузырьков в течение периода выдержки под давлением. При использовании для документального оформления манометра, контролирующего давление и/или регистрирующего устройства, необходимо использовать регистрирующее устройство со скоростью установления давления, не превышающей 3% давления испытаний за 15 мин или 2 МПа (300 фунт/дюйм), используя меньшее из них. Окончательное установленное давление не должно падать ниже давления испытаний до окончания периода выдержки под давлением. Начальное давление испытаний не должно превышать более чем на 5% указанное давление испытаний.

5.4.6.2.3 Испытания под давлением газа седла - задвижки

Допустимо проведение испытаний под давлением газа седла в дополнение к гидростатическим испытаниям седла или взамен него.

Испытания следует проводить при следующих условиях:

a) давление газа следует прикладывать на каждую сторону задвижки или пробки двунаправленных задвижек с одной стороной, открытой в атмосферу. Однонаправленные задвижки должны быть испытаны в направлении, указанном на корпусе, за исключением обратной арматуры, которая будет подвергнута испытаниям в обратную сторону;

b) температура окружающей среды;

c) испытательной средой должен быть азот;

d) оборудование должно быть полностью погружено в водяную ванну;

e) испытания должны состоять из двух контролируемых периодов выдержки под давлением;

f) первоначальное давление испытаний должно быть равно номинальному рабочему давлению;

g) первоначальный контролируемый период выдержки под давлением должен составлять 15 мин;

h) между первоначальным и вторичным периодами выдержки давление должно быть снижено до нуля, но не за счет открытия задвижки;

i) вторичное давление испытаний должно составлять (2±0,2) МПа [300±30 (фунт/дюйм)];

j) вторичный контролируемый период выдержки под давлением должен составлять 15 мин; затем давление со стороны скважины сбрасывается до нуля, но не за счет открытия задвижки;

k) задвижки должны быть полностью открытыми и полностью закрытыми между испытаниями;

I) двунаправленные задвижки следует испытывать на другой стороне задвижки или пробки с использованием аналогичной процедуры.

Приемочным критерием для испытаний под давлением газа должно быть отсутствие видимых пузырьков в течение периода выдержки под давлением.

Для первоначальных испытаний седла под высоким давлением, если для документального оформления используется контролирующий давление манометр и/или регистрирующее устройство, необходимо использовать регистрирующее устройство со скоростью установления давления, не превышающей 3% давления испытаний за 15 мин или 2 МПа (300 фунт/дюйм), которое из них меньшее. Окончательное установленное давление не должно падать ниже испытательного давления до окончания периода выдержки под давлением. Начальное давление испытаний не должно превышать указанное давление испытаний более чем на 5%.

Для повторных испытаний седла низким давлением газа давление испытаний должно составлять (2±0,2) МПа [(300±30) (фунт/дюйм)] в течение периода выдержки под давлением.

5.4.7 Испытания гидравлических систем под давлением

Компоненты, содержащие гидравлические жидкости, должны быть подвергнуты гидростатическому испытанию корпуса/кожуха под давлением в 1,5 раза выше гидравлического RWP соответствующих гидравлических систем с первым и вторым периодами выдержки под давлением в соответствии с 5.4, УТТ 3. Рабочие подсистемы (приводы, соединители, т.д.), работающие под управлением гидравлической системы, должны функционировать при давлении, составляющем 0,9 от гидравлического RWP или менее давления соответствующих систем.

Поскольку гидравлическая система не соединена со скважиной, ее RWP должно быть ограничено наиболее слабым элементом, работающим под давлением, или меньшим, как указано изготовителем. Давление гидростатических испытаний должно быть в 1,5 раза выше гидравлического RWP с первым и вторым периодами выдержки в соответствии с требованиями, указанными в 5.4 УТТ 3. Испытательной средой является гидравлическая жидкость. Приемочным критерием является отсутствие видимой утечки. Регистрация на самописец не требуется.

5.4.8 Катодная защита

Для подтверждения эффективности системы катодной защиты должны быть проведены испытания непрерывности электрического тока. При сопротивлении более 0,10 и отсутствии непрерывности электрического тока необходима установка заземляющего провода на неудовлетворительных участках.

5.5 Маркировка оборудования

5.5.1 Общие положения

Оборудование, удовлетворяющее требованиям настоящего стандарта, следует маркировать "ГОСТ Р ИСО 13628-4", вместо маркировки "ИСО 10423".

Оборудование с маркировкой "ГОСТ Р ИСО 13628-4" следует также промаркировать следующей минимальной информацией: номер детали, наименование изготовителя или торговая марка. Расположение маркировок на металлических изделиях см. в ИСО 10423.

Оборудование следует маркировать с использованием метрической или британской системы единиц измерения там, где информация о размерах применима и полезна. Единицы измерения должны быть указаны вместе со значениями.

5.5.2 Проушины и точки подъема

Проушины, предназначенные для подъема компоновки, необходимо окрашивать в красный цвет и маркировать надлежащим образом для уведомления персонала о возможности осуществления безопасного подъема в данной точке.

Подъемные проушины или точки подъема на каждой соответствующей компоновке должны быть промаркированы документально оформленной общей БРН следующим образом.

Пример 1 - Использование устройства подъема с четырьмя проушинами, каждая из которых со статической БРН 25 т дает общую БРН 100 т, а предельный угол наклона подъемных канатов (90°-) составляет 60° от горизонтали. Статическая маркировка в непосредственной близости к точке подъема следующая:

"100 т общая БРН статическая, 4 точки подъема, 60-90"

Пример 2 - Для морских или подводных условий подъема в дополнение к маркировке статической нагрузки необходимо указывать общую динамическую допускаемую рабочую нагрузку. Уменьшенная БРН грузоподъемность отражает коэффициенты динамической нагрузки (LAF-load amplification factors), которые приведены в приложении K.

"50 т общая БРН динамическая, 4 точки подъема, 60-90"

МЕРЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ - Неокрашенные и/или соответствующим образом непромаркированные проушины на рамах необходимо рассматривать только как вспомогательные средства для работы с канатами (оттяжками) или швартовыми канатами (транспортировка, морское крепление, т.д.). Любую проушину или точку подъема, неокрашенную и/или надлежащим образом непромаркированную соответствующими подъемными маркерами, недопустимо использовать для подъема. Подъем за непромаркированные проушины может привести к серьезным повреждениям или травмам.

Персоналу необходимо обращать особое внимание на вес полезного груза и его маркировку и, в частности, на значение написанного для подтверждения соответствия общих БРН требованиям такелажной оснастки: "tons" относится к стандартной тонне британской системы единиц (2240 фунтов), "s ton" - к "короткой тонне" (2000 фунтов), "tonne" - к метрической тонне (1000 кг или 2200 фунтов).

Компоновки и оборудование, подлежащие перемещению между грузовым морским судном и буровой установкой, могут иметь специальное подъемное оборудование (комплекты строп, т.д.), соответствующее местному законодательству и нормам. Блоки более 100 кН (22500 фунтов) должны иметь проушины для погрузочно-разгрузочных работ и морского крепления. Данные проушины не должны быть окрашены в красный цвет, и их необходимо рассматривать только как вспомогательные средства для работы с канатами (оттяжками) или швартовыми канатами (транспортировка, морское крепление, т.д.). Любую проушину без штампованной или трафаретной маркировки соответствующим подъемным маркером использовать для подъема недопустимо. Подъем за непромаркированные проушины может привести к серьезным повреждениям или травмам. Оборудование, непригодное для транспортировки в сетках или контейнерах, должно быть оборудовано устройствами для морского крепления в установленном порядке.

5.5.3 Другие подъемные устройства

Номинальная грузоподъемность других подъемных устройств, таких как инструменты, указанные в 5.1.3.8, должна быть четко промаркирована согласно 5.5.2 в местах, которые видны, когда подъемное устройство находится в рабочем положении.

5.5.4 Классификация температур

Подводное оборудование, изготавливаемое согласно 5.1.2.2, должно быть промаркировано надлежащей классификацией температур в соответствии с ИСО 10423.

5.6 Хранение и транспортировка

5.6.1 Опорожнение после испытаний

После испытаний перед хранением или отгрузкой оборудование следует опорожнить и смазать в соответствии с документально оформленными техническими условиями изготовителя.

5.6.2 Предупреждение поражения ржавчиной

Перед отгрузкой детали и оборудование, имеющие открытые металлические поверхности (за исключением тех, которые имеют специальное предназначение, такое как аноды или паспортные таблички), должны быть защищены путем покрытия, предупреждающего поражение ржавчиной, которое не разжижается при температуре ниже 50°С (125°F), или путем заполнения совместимым флюидом, содержащим соответствующие ингибиторы коррозии, в соответствии с документально оформленными техническими условиями изготовителя. Для оборудования с нанесенным покрытием, имеющим повреждения после проведенных испытаний, перед размещением на хранение или отгрузкой необходимо выполнить ремонт покрытия, согласно 5.1.4.8.

5.6.3 Защита уплотнительных поверхностей

Открытые уплотнения и уплотнительные поверхности, резьбы и рабочие детали должны быть защищены от механических повреждений в процессе транспортировки. Оборудование или контейнеры должны быть спроектированы таким образом, чтобы оборудование не опиралось на какие-либо уплотнения или уплотнительные поверхности в процессе транспортировки или хранения.

5.6.4 Съемные уплотнения и кольцевые прокладки

Съемные уплотнения, стыковочные переводники и кольцевые прокладки для транспортировки и хранения должны быть отдельно упакованы в коробки или обертываться.

5.6.5 Контроль старения эластомеров

Изготовитель должен иметь документально оформленные инструкции относительно условий хранения, процедур контроля старения и защиты эластомерных материалов.

5.6.6 Гидравлические системы

Перед транспортировкой отгружаемое оборудование, включая гидравлические линии, должно быть промыто и заполнено в соответствии с документально оформленными техническими условиями изготовителя. Открытые гидравлические концевые фитинги должны быть закрыты пробками или накрыты. Давление должно быть сброшено из оборудования, кроме случаев, согласованных между изготовителем и покупателем.

5.6.7 Электрические/электронные системы

Изготовитель должен иметь документально оформленные инструкции, касающиеся правил хранения и транспортировки электрических кабелей, соединителей и электронных блоков (комплектов оборудования).

5.6.8 Транспортировка

Перед транспортировкой блоки и компоновки необходимо надежно упаковать в ящики или установить на грузовые платформы, не допуская их повреждения и упрощая погрузочно-разгрузочные работы с помощью стропов. Металлические поверхности необходимо защитить окраской или нанесением состава для предупреждения поражения ржавчиной. Поверхности фланцев, хомутовые бугели и резьбы необходимо защитить соответствующими покрытиями.

Необходимо учитывать как наземные, так и морские условия транспортировки и погрузочно-разгрузочных работ. В случае необходимости оборудование необходимо поставлять со съемными отбойными брусьями или транспортными ящиками/рамами.

5.6.9 Инструкции по сборке, монтажу и техническому обслуживанию

Изготовитель должен документально оформить инструкции по сборке на месте, монтажу и техническому обслуживанию оборудования. В них должны быть предусмотрены безопасные рабочие процедуры и технологии.

5.6.10 Длительное хранение

Требования по хранению и консервации оборудования после поставки покупателю не входят в область применения настоящего стандарта. Изготовитель должен предоставить покупателю по его запросу рекомендации по хранению.

6 Общие проектные требования для подводных устьевых елок и трубодержателей скважинных трубопроводов

6.1 Общие положения

6.1.1 Введение

В настоящем подпункте указаны специальные требования для оборудования, рассматриваемого в разделах 7 и 9. Конфигурации компоновок подводных устьевых елок различаются по типу устьевых оголовков, эксплуатации, статическому давлению в закрытой скважине, глубине моря, параметрам продуктивного пласта, факторам окружающей среды и эксплуатационным требованиям. В разделе 6 не приводятся требования к конфигурациям подводных устьевых елок, включая расположение и количество USV. Как минимум должны быть удовлетворены основополагающие барьерные принципы, описанные в ИСО 13628-1. При проектировании системы необходимо минимизировать количество потенциальных каналов утечек.

Оборудование, используемое в компоновке подводной устьевой елки и не рассматриваемое в разделах 6, 7 и 9, должно соответствовать документально оформленным техническим условиям изготовителя. Дополнительные требования должны быть согласованы между потребителем и изготовителем.

6.1.2 Погрузочно-разгрузочные и монтажные работы

Пользователю необходимо провести анализ прочности конструкции для подтверждения того, что разрушение конструкции не произойдет ниже катушки повторного ввода, сохраняя устьевую елку в безопасном состоянии в случае ее отсоединения до отсоединения спуско-подъемного инструмента/EDP.

В конструкции компоновки подводной устьевой елки необходимо предусмотреть возможность упрощения проведения погрузочно-разгрузочных и монтажных работ. Оборудование компоновки необходимо сбалансировать в пределах 1°. Необходимо учитывать условия погружения данного оборудования, включая плавучесть или удаление утяжеляющих модулей после установки. Необходимо минимизировать использование балансировочных грузов для минимизации транспортировочного веса, при этом нужно тщательно выбирать места размещения балансировочных грузов, чтобы не затруднять осмотр/доступ водолазу/ДУА.

6.1.3 Ориентация и центрирование

В конструкции необходимо уделять особое внимание ориентации и центрированию оборудования компоновок. Изготовитель должен провести анализ допусков и расположения для обеспечения соединения устьевых елок с трубодержателями НКТ, устьевыми оголовками, направляющими платформами; соединения спуско-подъемного инструмента устьевой елки с катушками повторного ввода; соединения заглушек устьевой елки с катушками повторного ввода и т.д. Данные исследования должны учитывать внешние воздействия, такие как нагрузки от выкидных трубопроводов, температуру, течения, смещение райзера и т.д. Оборудование должно быть надлежащим образом отцентрировано и ориентировано до входа стыковочных переводников в уплотнительные карманы. Там, где возможно, в процессе FAT необходимо подтвердить расчеты проведением испытаний сопряжений, которые будут соединены дистанционно, в условиях, приближенных к реальным условиям эксплуатации.

6.1.4 Номинальные значения

Обозначение УТТ, номинальное давление, номинальная температура и класс материалов, заданный для компоновки устьевой елки, должны быть определены минимальными номинальными значениями соответствующих показателей отдельного компонента, используемого в компоновке устьевой елки, как правило, подверженного воздействию скважинного флюида.

6.1.5 Взаимозаменяемость

Компоненты и подузлы для различных конфигураций подводных устьевых елок по возможности должны быть взаимозаменяемыми, если функциональные требования позволяют это.

Пример - Смена соединителя устьевой елки для соответствия различным конфигурациям устьевого оголовка, смена расположения боковых задвижек для различных операций, таких как добыча, нагнетание, т.д. и взаимозаменяемость запасных частей.

Взаимозаменяемость между сопрягаемыми елками, трубодержателями НКТ, заглушками, сопряжениями инструмента, т.д. должна быть обеспечена контролем конструкции и размеров. Рекомендуется обеспечить сопряжение соединяемых под водой элементов или устройств. Компоновочные испытания не входят в область применения настоящего стандарта.

6.1.6 Безопасность

Испытания являются одними из наиболее опасных операций, осуществляемых на нефтепромысловом оборудовании. Испытание под давлением преднамеренно подвергает оборудование более высокому состоянию аккумулирования энергии, чем в реальных условиях эксплуатации, для подтверждения работоспособности конструкции, отсутствия значительных поверхностных дефектов материалов, а также надлежащей сборки оборудования. Обычные средства индивидуальной защиты не обеспечивают безопасность в случае резкого сброса давления. Ниже приведены некоторые минимальные практические рекомендации, которые следует рассматривать для повышения уровня безопасности персонала:

- перед выполнением каких-либо испытаний под давлением и нагрузкой необходимо проводить анализ безопасности работы;

- при испытаниях компонента или сборки под давлением необходимо использовать защитные барьеры, персоналу располагаться в стороне от опасных зон и устанавливать надлежащие расстояния. Это особенно важно при проведении первых испытаний нового оборудования;

- сброс захваченного воздуха перед проведением гидростатических испытаний является определяющим для минимизации потенциального аккумулирования энергии. Проектировщику необходимо учитывать это при расположении испытательных/вентиляционных портов и при определении ориентации оборудования в процессе испытаний;

- там, где это практически возможно, необходимо минимизировать объем аккумулированной энергии давления путем проведения испытаний более высоким давлением отдельных подузлов сборки, а не проведением испытаний всей сборки в целом;

- необходимо указать методы контроля для проверки и подтверждения того, что давление испытаний было полностью сброшено/стравлено;

Пример - Определение нескольких точек сброса, требование, чтобы все задвижки были полностью открыты и т.д.

- испытания под давлением газа необходимо всегда проводить только после гидростатических испытаний и давление испытаний газом не должно превышать номинальное рабочее давление оборудования;

- испытания под давлением газа допустимо проводить только при погружении оборудования на максимальную глубину, которая возможна в испытательной ванне/камере;

- для персонала, участвующего в испытаниях, необходимо предусмотреть безопасные способы контроля утечек, такие как дистанционные регистраторы давления, видеоаппаратура, зеркала/перископы, брызгозащитная ткань/бумага и т.п. для обнаружения брызг/пузырей;

- использование баллистических расчетов для формирования требований и выбора типов экранирующих устройств и безопасных рабочих зон для персонала, участвующего в испытании;

- инструменты, используемые при испытаниях под давлением, в состоянии разрушаться, аналогично разрушению испытываемого оборудования. Испытательное оборудование необходимо подвергать периодическому профилактическому обслуживанию, так как испытательные фланцы, хомуты, шланги, т.д. подвергаются более экстремальным нагрузкам от действия давления, чем любое другое оборудование;

- поскольку линии испытательных шлангов под давлением всегда пересекают барьеры безопасности, их необходимо закрепить/отгородить механическим ограничителем для предупреждения биения в случаях разрушения шланга или концевого фитинга. Предусмотреть заглубление линий под давлением для предотвращения их повреждения от автопогрузчиков и т.д. на участках с интенсивным транспортным движением.

Обеспечение безопасного доступа персонала к блоку оборудования в процессе испытаний, контроля, технического обслуживания, подготовки для установки или других работ необходимо рассматривать как часть проектирования. Там, где необходимо, следует предусмотреть устройства доступа. В устройства доступа необходимо включать предупреждающие надписи, указывающие на необходимость использования устройств, предотвращающих падение, при работах персонала на верхней части блока оборудования. В случае расположения сборок друг над другом необходимо устанавливать устройства доступа с целью облегчения безопасного перехода с одной сборки на другую.

6.2 Задвижки устьевой елки

6.2.1 Коренные задвижки устьевой елки вертикального типа

Любую задвижку на вертикальном проходном стволе устьевой елки между устьевым оголовком и боковым отводом устьевой елки следует определять как коренную (главную) задвижку. Подводная устьевая елка вертикального типа должна иметь одну или несколько коренных задвижек в вертикальном эксплуатационном (нагнетательном) канале и вертикальных кольцевых пространствах (если применимо). Как минимум одна задвижка в каждом вертикальном канале должна быть приводной нормально закрытой.

6.2.2 Коренные задвижки устьевой елки горизонтального типа

Задвижку, установленную на устьевой елке горизонтального типа, расположенную между корпусом елки и трубодержателем НКТ и эксплуатационным (нагнетательным) каналом флюида (стволом), следует определять как эксплуатационную коренную (главную) задвижку. Задвижку, установленную на проходном стволе в кольцевом пространстве ниже трубодержателя НКТ, следует определять как кольцевую коренную (главную) задвижку. Подводная устьевая елка горизонтального типа должна иметь одну или несколько коренных задвижек на каждом из вышеперечисленных каналов. Как минимум одна задвижка на каждом из каналов должна быть приводной нормально закрытой.

6.2.3 Боковые задвижки устьевой елки вертикального типа

Боковой задвижкой является задвижка в компоновке подводной устьевой елки, контролирующая эксплуатационные (нагнетательные) или кольцевые потоки и не находящаяся на вертикальном стволе устьевой елки. Боковой отвод для добычи (нагнетания) должен иметь как минимум одну боковую задвижку. При отсутствии второй кольцевой коренной задвижки кольцевой проходной канал подводной устьевой елки должен иметь как минимум одну боковую задвижку (в зависимости от конфигурации устьевой елки) в соответствии с эксплуатационными/технологическими требованиями и/или требованиями к проведению внутрискважинных работ.

6.2.4 Боковые задвижки устьевой елки горизонтального типа

Подводная устьевая елка горизонтального типа должна иметь боковую задвижку после (до - для нагнетания) коренной задвижки как в эксплуатационном (нагнетательном) канале, так и в кольцевом канале в соответствии с эксплуатационными/технологическими требованиями и/или требованиями к проведению внутрискважинных работ.

6.2.5 Проходные запорные элементы устьевых елок вертикального и горизонтального типов

Канал, проходящий через компоновку подводной устьевой елки, который может использоваться для ремонтных операций в скважине, должен быть оборудован как минимум двумя проходными запорными элементами. Проходной запорный элемент является устройством, обеспечивающим вертикальный доступ в устьевую елку, но не открытым в процессе эксплуатации скважины. Проходными запорными элементами могут быть колпаки, стыковочные устройства, трубные пробки или задвижки. Удаление или открытие проходного запорного элемента не должно приводить к какому-либо ограничению диаметра эксплуатационного канала устьевой елки или трубодержателя НКТ.

Допустимо применение коронных задвижек как с ручным управлением, так и приводных коронных задвижек. Приводные задвижки должны управляться только от системы ремонта скважины.

Задвижки доступа в кольцевое пространство и/или ремонтные задвижки рассматриваются как формы проходных запорных элементов.

6.2.6 Перепускные задвижки

Перепускная задвижка является опциональной, которая в открытом положении обеспечивает связь между кольцевыми и эксплуатационными каналами елки, которые, как правило, изолированы.

6.2.7 Запорные элементы компоновки устьевой елки

В область применения настоящего стандарта входят требования только к запорным элементам, включенным в компоновку подводной устьевой елки. Другие запорные элементы, спроектированные в соответствии с отраслевыми общепризнанными нормами, содержащиеся в общей системе, такие как SCSVV или задвижки выкидных трубопроводов, не входят в область применения настоящего стандарта. Многочисленные требования к запорным элементам подводной компоновки устьевой елки не предполагают отмены использования других системных запорных элементов.

6.2.8 Эксплуатационные (нагнетательные) и кольцевые проходные каналы

Минимальным требованием к расположению задвижек в эксплуатационных (нагнетательных) и кольцевых проходных каналах для поддержания подводной устьевой елки в качестве барьерного элемента является наличие одной приводной нормально закрытой коренной (главной) задвижки в эксплуатационном (нагнетательном) канале и одной приводной нормально закрытой коренной задвижки в кольцевом канале. Допустимо также включение иных задвижек, описанных в 6.2, если это обусловлено требованиями законодательства или проектными требованиями в соответствии с эксплуатационными/технологическими требованиями и/или требованиями к проведению внутрискважинных работ.

Кольцевые проходные каналы следует проектировать для обеспечения возможности управления давлением в обсадной колонне в эксплуатационном кольцевом пространстве и возможности циркуляции в процессе ремонтных работ в скважине и в случаях необходимости контроля скважины с целью уменьшения риска закупоривания.

Принципиальная схема типовой двухствольной подводной устьевой елки вертикального типа представлена на рисунке 1. На рисунке 2 представлены устьевые елки вертикального типа с устьевыми трубными головками. На рисунке 3 показаны подводные устьевые елки горизонтального типа.

6.2.9 Проходки эксплуатационных и кольцевых каналов

Для проходок (пенетраций), ведущих в проходной канал устьевой елки или устьевой трубной головки, должны быть предусмотрены как минимум два нормально закрытых запорных элемента на давление, один из которых должен быть нормально закрытой приводной задвижкой. Допустимо использование коренной задвижки в качестве одного из барьеров для трубопроводных проходок (пенетраций), расположенных после коренной задвижки. Должен быть как минимум один контролепригодный запорный элемент на давление между устьевым оголовком и любой проходкой, ведущей в кольцевой канал устьевой елки или устьевой трубной головки.

Герметизированные сенсорные устройства с двумя или более уплотнительными барьерами, работающими под давлением, могут быть напрямую соединены с проходкой без дополнительных барьерных устройств при условии, что это сенсорное устройство имеет как минимум те же проектные номинальные показатели, что и корпус устьевой елки или трубной головки, к которому оно подсоединено.

Фланцы, хомутовые бугели или другие концевые соединения, соответствующие требованиям раздела 7, в зависимости от применимых требований следует использовать для обеспечения соединений пенетраций с устьевой елкой или устьевой трубной головкой.

На рисунке 4 показана минимальная конфигурация, отвечающая требованиям 6.2.9.

Примечание - Пунктирные присоединения являются опциональными. Если имеется два запорных элемента, возможно применение заглушки устьевой елки, не работающей под давлением.

1 - заглушка устьевой елки; 2 - ASV (ручная или нормально закрытая, или опциональная пробка); 3 - PSV (ручная или нормально закрытая, или опциональная пробка); 4 - AWV; 5 - PWV; 6 - кольцевое пространство; 7 - эксплуатация; 8 - XOV; 9 - опционально; 10 - AMV; 11 - PMV; 12 - опциональная коренная задвижка (ручная или гидравлическая); 13 - устьевой трубодержатель НКТ; 14 - устьевой оголовок; 15 - SCSSV

Рисунок 1 - Пример двухствольной устьевой елки, смонтированной на подводном устьевом оголовке

1 - заглушка устьевой елки; 2 - ASV (ручная или нормально закрытая, или опциональная пробка); 3 - PSV (ручная или нормально закрытая, или опциональная пробка); 4 - AWV; 5 - PWV; 6 - кольцевое пространство; 7 - эксплуатация; 8 - XOV; 9 - опционально; 10 - AMV; 11 - PMV; 12 - опциональная коренная задвижка (ручная или гидравлическая); 13 - устьевой трубодержатель НКТ; 14 - устьевая трубная головка; 15 - устьевой оголовок; 16 - изоляция кольцевого пространства; 17 - опциональная ASV (WOV или AAV) (ручная или гидравлическая); 18 - опциональная XOV; 19 - PSV; 20 - к шлангокабелю или сервисной линии; 21 - задвижки кольцевого пространства; 22 - устьевой оголовок; 23 - эксплуатационная линия

Примечание - Пунктирные присоединения являются опциональными. Если имеется два запорных элемента, возможно применение заглушки устьевой елки, не работающей под давлением.

Рисунок 2 - Пример устьевых елок вертикального типа, смонтированных на устьевых трубных головках

1 - ASV (W

OV или AAV);

2 - XOV;

3 - заглушка устьевой елки; 4 - AWV; 5 - устьевой трубодержатель НКТ; 6 - AWV (гидравлическая или ручная); 7 - AMV; 8 - PMV; 9 - PWV; 10 - корпус устьевой елки; 11 - устьевой оголовок; 12 - SCSSV

Рисунок 3 - Примеры устьевых елок горизонтального типа

а) Примеры проходок (пенетраций) эксплуатационных каналов

Рисунок 4 - Примеры проходок (пенетраций) каналов, лист 1

b) Примеры проходок (пенетраций) кольцевых каналов

Рисунок 4 - Примеры проходок (пенетраций) каналов, лист 2

6.2.10 Проходки управляющей линии SCSSV

Как минимум один запирающий элемент, регулирующий давление, следует применять на всех проходках (пенетрациях) управляющих линий SCSSV, которые проходят через устьевую елку или устьевую трубную головку. Приемлемыми запирающими устройствами являются задвижки с ручным управлением (приводимые в действие водолазом/ДУА).

Любое запирающее устройство с дистанционным приводом, включая соединительные муфты управляющих линий, которые предусматривают для предупреждения проникновения морской воды, используемые в контуре управляющей линии SCSSV, следует проектировать таким образом, чтобы не влиять на запирающий элемент SCSSV. Запрещаются резьбовые соединения напрямую в корпус или блок боковой задвижки для проходок управляющей линии SCSSV.

Недопустимо применение обратной арматуры в контуре SCSSV, если ее закрытие может препятствовать сбросу управляющего давления.

На рисунке 5 показано типовое расположение задвижек подводной устьевой елки для контуров SCSSV, удовлетворяющее требованиям 6.2.

1 - CID; 2 - PSV; 3 - PWV; 4 - PMV; 5 - изоляция SCSSV; 6 - SCSSV

Примечание - Линия SCSSV проектируется для предупреждения открытия гидравлического затвора SCSSV при отсоединении.

Рисунок 5 - Примеры расположения задвижек устьевой елки для нагнетания химических реагентов в скважину и SCSSV

6.2.11 Проходки линии нагнетания химических реагентов в скважину

Линии нагнетания химических реагентов, проходящие через устьевую трубную головку должны содержать две нормально закрытые задвижки. Для линий диаметром 25,4 мм (1,00 дюйм) или менее допустимо использование обратной арматуры, перекрывающей поток, в качестве одной из нормально закрытой задвижки. Как минимум одна из нормально закрытых задвижек должна быть с приводом. На левой части рисунка 5 показано типовое расположение задвижек устьевой елки с учетом вышесказанного. Допустимо применение встроенной или внешней нормально закрытой обратной арматуры. Фланцы, хомутовые бугели или ОЕС, удовлетворяющие требованиям раздела 7, в соответствии с применением следует применять для обеспечения соединения проходок (пенетраций) с устьевой елкой. Запрещены к применению резьбовые соединения напрямую в корпус или блок боковой задвижки для проходок нагнетательных линий при размещении внутри двух запирающих устройств.

6.2.12 Линии испытания/контроля давления и внутренние управляющие линии

В линиях испытания/контроля давления, проходящих в или через устьевую елку или устьевую трубную головку должен быть установлен как минимум один запирающий элемент, регулирующий давление.

Номинальное рабочее давление гидравлических управляющих линий, имеющих потенциальную возможность сообщения со скважиной, должно быть равно или более рабочего давления устьевой елки. Запрещено применение резьбовых соединений напрямую в корпус или блок боковой задвижки для проходок нагнетательных линий при размещении внутри двух запирающих устройств.

В испытательных линиях соединительных полостей в качестве запирающих устройств допускается применение ручной запорной арматуры.

6.2.13 Компенсационный барьер

Размер компенсационного барьера, используемого для предотвращения попадания морской воды к приводному механизму и компенсации гидростатического давления, должен соответствовать не менее 120% вытесняемого объема. Для предупреждения образования гидравлической пробки необходимо включать в контур такие средства, как обратную арматуру. В этот контур следует включить разгрузочное устройство для предотвращения случаев, при которых разрушение уплотнения приводного механизма в состоянии повлиять на эксплуатационные характеристики остальной арматуры. Изготовитель должен документально оформить процедуру.

6.2.14 Проходки скважинных гидравлических управляющих линий для интеллектуальных систем заканчивания скважин

В гидравлических управляющих линиях, проходящих через устьевую елку или устьевую трубную головку и используемых для управления интеллектуальными системами заканчивания скважин, следует применять не менее одного запирающего элемента, регулирующего давление.

Задвижки с ручным управлением (приводимые в действие водолазом/ДУА/ДУИ) или дистанционно управляемые нормально закрытые задвижки являются приемлемыми запирающими устройствами для интеллектуальных систем заканчивания скважин, управляемых источником гидравлической мощности, который соединен с устьевой елкой только с помощью водолаза/ДУА/ДУИ, в процессе проведения внутрискважинных операций.

Дистанционно управляемые нормально закрытые задвижки являются приемлемыми запирающими устройствами для интеллектуальных систем заканчивания скважин, управляемых дистанционно с помощью эксплуатационного управляющего шлангокабеля.

Запирающие устройства должны находиться в закрытом положении, за исключением периода функционирования интеллектуальной системы управления скважиной. При применении дистанционного управляемого подводного манифольда для управления интеллектуальной системой заканчивания скважины управляющие функции должны подаваться через гидравлический контур, отличный от контура, используемого для сброса флюида/давления от других управляющих функций на устьевой елке, включая SCSSV.

В конструкции и эксплуатации интеллектуальных систем заканчивания скважин необходимо учитывать температурное расширение гидравлического флюида в управляющих линиях интеллектуальной системы заканчивания скважины. Контуры управляющих линий интеллектуальных скважин необходимо проектировать с RWP выше давления в закрытой скважине.

Для обеспечения соединения проходок с устьевой елкой при управлении интеллектуальной скважиной следует использовать фланцы, хомутовые бугели или ОЕС, если применимо, удовлетворяющие требованиям раздела 7. Запрещаются резьбовые соединения напрямую в корпус устьевой елки или блок боковой задвижки для проходок управляющих линий интеллектуальной скважины.

Недопустимо применение обратной арматуры в управляющем контуре интеллектуальной скважины в случае препятствования надлежащему функционированию интеллектуальной системы управления скважиной.

6.3 Испытания компоновок подводных устьевых елок

6.3.1 Валидационные испытания

Требования к валидационным испытаниям компоновок подводных устьевых елок не устанавливаются. Детали и оборудование, рассматриваемые в разделе 7 и используемые в компоновке подводных устьевых елок, должны соответствовать применимым требованиям к валидационным испытаниям.

6.3.2 Заводские приемо-сдаточные испытания

Компоновка подводной устьевой елки должна проходить FAT в соответствии с документально оформленными техническими условиями изготовителя, используя фактическое сопрягаемое оборудование или соответствующее испытательное оборудование, которое воспроизводит применяемые сопряжения направляющей плиты (OGB, PGB, GRA, рама устьевой елки и т.д.), а также интерфейсы устьевого оголовка и трубодержателя НКТ. Требования к испытаниям см. в разделе 5.

Из-за различий в конфигурациях подводных устьевых елок в некоторых случаях компоненты могут быть напрямую подвержены воздействию скважинного флюида или, в других случаях, функционировать в качестве вторичного барьера. В связи с этим таблица 4 дает графическое представление, для уточнения места расположения компонентов и значений величины давления гидростатических испытаний, необходимых для испытаний корпуса, сопряжения и запорного удерживающего элемента. Подробные требования к испытаниям для каждого элемента/размещения приведены в соответствующих разделах настоящего стандарта.

Таблица 4 - Графическое представление испытаний под давлением

6.4 Маркировка

Компоновка подводной устьевой елки должна быть снабжена паспортной табличкой, обозначенной "Компоновка подводной устьевой елки", размещаемой на коренной задвижке или блоке задвижек устьевой елки, и содержать как минимум следующую информацию:

- наименование и местоположение сборщика/дата;

- обозначение УТТ компоновки;

- номинальное рабочее давление компоновки;

- номинальная температура компоновки;

- класс материала компоновки (включая максимальное парциальное давление , если применимо);

- уникальный идентификатор (серийный номер);

- "ГОСТ Р ИСО 13628-4".

6.5 Хранение и транспортировка

Разборка, удаление или замена деталей или оборудования после испытаний должны быть согласованы с потребителем.

Отгрузочный вес подводной устьевой елки, включая балансировочные грузы, необходимо минимизировать. Следует установить ограничения максимального подъемного веса в соответствии с предельными значениями грузоподъемных характеристик крана буровой установки согласно местному законодательству и нормам.

7 Специальные требования - оборудование, относящееся к подводной устьевой елке, и компоновки узлов

7.1 Фланцевые концевые и выпускные соединения

7.1.1 Общие положения - типы фланцев

Раздел 7 определяет типы концевых и выпускных фланцев по стандарту ИСО (API), используемых на подводном оборудовании для заканчивания скважин. В таблице 5 приведены типы и размеры фланцев, рассматриваемые в настоящем стандарте.

Таблица 5 - Диапазоны номинального рабочего давления и размеров фланцев по стандарту ИСО (API)

_______________

* Текст документа соответствует оригиналу. - .

Стандартными фланцами подводного оборудования для заканчивания скважин с рабочим давлением 34,5 МПа (5000 фунт/дюйм) и менее, размерами от 52 мм (2 1/16 дюйма) до 346 мм (13 5/8 дюйма) должны быть фланцы типа 17SS, в соответствии с 7.1.2.2. Фланцы типа 17SS основаны на фланцах типа 6В, как определено в ИСО 10423, незначительно модифицированы для использования в соответствии с установившейся практикой подводного применения. Основными модификациями являются замена кольцевых прокладок типа ВХ для подводного использования и незначительное уменьшение диаметров проходных отверстий на некоторых размерах фланцев. Фланцы типа 17SS были разработаны для размеров и рабочих давлений, указанных в таблице 7.

Как определено в ИСО 10423, стандартными фланцами для давления 34,5 МПа (5000 фунт/дюйм) и менее, размерами от 346 мм (13 5/8 дюйма) до 540 мм (21 1/4 дюйма) должны быть фланцы типа 6ВХ.

Как определено в ИСО 10423, стандартными фланцами для заканчивания скважин с подводным расположением устьев с максимальными значениями рабочего давления 69 МПа (10000 фунт/дюйм) или 103,5 МПа (15000 фунт/дюйм) должны быть фланцы типа 6ВХ. Допустимо использование цельных (несъемных), глухих или фланцев приварных встык (воротниковых фланцев) по стандарту ИСО для заканчивания скважин с подводным расположением устьев. Недопустимо использование резьбовых фланцев, определенных в ИСО 10423, на оборудовании для подводного заканчивания скважин, работающего с добываемым флюидом, за исключением указанного в 7.3.

Использование сегментных фланцев недопустимо.

Поворотные фланцы, как правило, используют для упрощения стыковки подводных выкидных трубопроводов, соединяемых под водой. Фланцы типа 17SV, как определено в настоящем стандарте, разработаны как конструкция стандартного поворотного фланца для заканчивания скважин с подводным расположением устьев с размерами и рабочими давлениями, представленными в таблице 5. Поворотные фланцы типа 17SV предназначены для сопряжения со стандартными фланцами по стандарту ИСО типа 17SS и 6ВХ с теми же размерами и номинальными давлениями.

Концевые и выпускные фланцы оборудования для заканчивания скважин с подводным расположением устьев должны иметь кольцевые канавки, изготовленные из коррозионно-стойкого материала или покрытые коррозионно-стойким материалом в соответствии с требованиями 7.1.2.5.5.

7.1.2 Конструкция

7.1.2.1 Общие положения

Фланцы, используемые на оборудовании для заканчивания скважин с подводным расположением устьев, должны быть кольцевого соединительного типа (фланцы с пазом под кольцевое уплотнение), предназначенные для сборки "торец-к-торцу". Усилия от сборки соединения и внешние нагрузки должны главным образом воздействовать на привалочный торец фланца. Как минимум один из фланцев в соединении должен иметь привалочный торец.

Фланцевые соединения, предназначенные для подводной сборки в соответствии с документально оформленными техническими условиями изготовителя, должны быть снабжены средствами для удаления захваченных флюидов. Кольцевые прокладки типа SBX, как указано в таблице 6, являются применимыми средствами для вентиляции фланцев типа 6ВХ, 17SS или 17SV. Кольцевые прокладки типа SBX или ВХ по ИСО 10423 применимы для фланцев 6ВХ, 17SS или 17SV, собранных на воздухе.

Конструкции фланцев и уплотнений, устраняющие проблему захвата флюида, применяемые для подводной сборки, должны быть выполнены в соответствии с 7.4.

Захваченный флюид в состоянии препятствовать надлежащему свинчиванию шпилек или болтов, устанавливаемых под водой в глухие отверстия. Необходимо предусмотреть средства для удаления захваченного флюида из-под шпилек (такие как отверстия или канавки в резьбовом отверстии и/или шпильке).

7.1.2.2 Стандартные подводные фланцы - фланцы типа 17SS с рабочим давлением до 34,5 МПа

7.1.2.2.1 Общие положения

Конструкции фланцев типа 17SS от 52 мм (2 1/16 дюйма) до 279 мм (11 дюймов) основаны на конструкциях фланцев типа 6В, как определено в ИСО 10423, они были модифицированы для возможности применения кольцевых прокладок типа ВХ (установившаяся практика для заканчивания скважин с подводным расположением устьев) вместо прокладок типа R или RX. Дополнительно фланцы типа 17SS должны быть снабжены привалочными торцами для жесткой сборки "торец-к-торцу".

Фланцы типа 17SS для 34,5 МПа (5000 фунт/дюйм) следует применять для фланцев по стандарту ИСО с размерами от 52 мм (2 1/16 дюйма) до 279 мм (11 дюймов) для применения при заканчивании скважин с подводным расположением устьев при рабочем давлении равном или менее 34,5 МПа (5000 фунт/дюйм).

Стандартные подводные фланцы от 346 мм (13 5/8 дюйма) до 540 мм (21 1/4 дюйма) для рабочего давления 34,5 МПа (5000 фунт/дюйм) и менее должны быть типа 6ВХ, как определено в ИСО 10423.

Таблица 6 - Кольцевые прокладки по стандарту API типа SBX, уплотняющиеся под давлением

Окончание таблицы 6

7.1.2.2.2 Размеры

7.1.2.2.2.1 Стандартные размеры

Размеры для фланцев типа 17SS должны соответствовать рисунку 6 и таблицам 7-10.

Размеры для кольцевых канавок должны соответствовать таблицам 6-10.

7.1.2.2.2.2 Исключения для цельных фланцев

Фланцы типа 17SS, используемые как концевые соединения на оборудовании для заканчивания скважин с подводным расположением устьев, могут иметь входные фаски, расточки и расширения для приема спуско-подъемного/испытательного инструмента, пробок, т.д. Размеры таких входных фасок, расточек и расширений не входят в область применения настоящего стандарта и не могут превышать размер В, как указано на рисунке 6, в таблицах 7 и 8. Изготовитель должен обеспечить, чтобы модифицированные конструкции цельных фланцев соответствовали требованиям раздела 5.

7.1.2.2.2.3 Резьбовые фланцы

Резьбовые фланцы не следует использовать на оборудовании для заканчивания скважин с подводным расположением устьев за исключением предусмотренного в 7.1.2.2.2.2 и 7.3.

7.1.2.2.2.4 Воротниковые фланцы - трубы

Необходимо применять следующие условия:

a) проходное отверстие и толщина стенки: диаметр проходного отверстия , не должен превышать значений, указанных в таблице 9. Указанное проходное отверстие не должно приводить к уменьшению толщины стенки приварного конца менее 87,5% толщины стенки трубы, к которой присоединяется фланец;

b) разделка приварного конца: размеры для разделки приварного конца должны соответствовать рисунку 8;

c) конусность: при толщине приварного конца как минимум на 2,3 мм (0,09 дюйма) более толщины трубы и дополнительной толщине, уменьшающей ВД, фланец должен иметь конусную расточку от приварного конца с наклоном, не превышающим 3 к 1.

В настоящем стандарте воротниковые фланцы типа 17SS не предназначены для приварки к корпусам устьевых оголовков или устьевой елки. Их целью является обеспечение сварочного перехода между фланцем и трубой.

7.1.2.2.3 Кольцевые канавки

Кольцевые канавки с коррозионно-стойким покрытием должны соответствовать требованиям таблиц 6 и 10, а также ИСО 10423.

7.1.2.3 Стандартные подводные фланцы - тип 6ВХ с рабочим давлением до 69 МПа (10000 фунт/дюйм) или 103,5 МПа (15000 фунт/дюйм)

Стандартные фланцы для использования в оборудовании для заканчивания скважин с подводным расположением устьев с рабочим давлением 69 МПа (10000 фунт/дюйм) или 103,5 МПа (15000 фунт/дюйм) должны соответствовать требованиям для фланцев типа 6ВХ, как определено в ИСО 10423. Данные фланцы являются фланцами кольцевого соединительного типа, предназначенными для сборки "торец-к-торцу". Усилия от сборки соединения и внешние нагрузки должны главным образом воздействовать на привалочный торец фланца.

7.1.2.4 Подводные фланцы специального назначения - тип 17SS с рабочим давлением 103,5 МПа (15000 фунт/дюйм) или 120,7 МПа (17500 фунт/дюйм)

Подводные фланцы специального назначения 25 мм (1 дюйм) с рабочим давлением 103,5 МПа (15000 фунт/дюйм) или 19 мм (0,75 дюйма) с рабочим давлением 120,7 МПа (17500 фунт/дюйм) для использования в оборудовании для заканчивания скважин с подводным расположением устьев должны соответствовать требованиям для фланцев типа 6ВХ, как определено в таблице 8. Эти фланцы являются фланцами кольцевого соединительного типа, предназначенными для сборки "торец-к-торцу". Усилия от сборки соединения и внешние нагрузки главным образом воздействуют на привалочный торец фланца.

Для профилей кольцевых канавок ВХ-150 и ВХ-149 профиль привалочного торца фланца может быть расположен очень близко к зоне термического влияния (HAZ), возникающей у наиболее удаленного диаметра наплавки CRA в процессе окончательной машинной обработки фланца, что может создавать проблемы при контроле. Для предупреждения проблем сопряжения HAZ может быть использован альтернативный черновой/финишный машинный профиль, показанный на рисунке 7.

Таблица 7 - Базовые размеры фланца и болтов для фланцев типа 17SS для номинального рабочего давления 34,5 МПа (5000 фунт/дюйм)

Окончание таблицы 7

Таблица 8 - Базовые размеры фланца и болтов для фланцев типа 17SS для 19 мм (3/4 дюйма) и 25 мм (1 дюйм)

Таблица 9 - Размеры шейки и проходного отверстия для воротниковых фланцев типа 17SS для номинального рабочего давления 34,5 МПа (5000 фунт/дюйм)

Примечание - Приподнятая втулка , привалочный торец и расточка являются опциональными. Размеры , , и , а также размеры, которые не показаны, см. в таблицах 7 или 8.

_______________

Опциональный входной канал должен иметь проектное номинальное значение, равное или выше RWP фланца.

Рисунок 6 - Цельный или глухой фланец типа 17SS

Таблица 10 - Детализация черновой машинной обработки для коррозионно-стойких кольцевых канавок по стандарту API

В миллиметрах (дюймах)

_______________

Подрезать при чистовой обработке.

Рисунок 7 - Альтернативная детализация черновой и финишной машинной обработки для коррозионно-стойких кольцевых канавок ВХ-149 и ВХ-150

Применение альтернативной подготовки под сварку допустимо только в местах, где прочность наплавляемого сплава равна или превышает прочность базового материала и объемный NDE выполняется на металле шва и зоне сплавления при сварке с теми же приемочными критериями, что и для базового металла.

Весь наплавляемый материал должен быть совместим со скважинными флюидами, ингибирующими флюидами, нагнетательными флюидами и т.д. в соответствии с документально оформленными техническими условиями изготовителя, а также с базовым металлом фланца и материалом кольцевой прокладки (сварка, задир и коррозия разнородных металлов).

Рисунок 8 - Разделка приварного конца для фланцев с приварными шейками типа 17SS и 17SV

7.1.2.5 Поворотные фланцы - тип 17SV для рабочего давления 34,5 МПа (5000 фунт/дюйм) или 69 МПа (10000 фунт/дюйм)

7.1.2.5.1 Общие положения

Фланцы типа 17SV являются узлами из нескольких деталей, в которых фланцевая тарелка свободна для вращения вокруг втулки фланца. На шейке втулки выполняется удерживающая канавка для установки стопорной проволоки достаточного диаметра для удержания кольца на втулке в процессе хранения, погрузочно-разгрузочных работ и установки. Фланцы типа 17SV могут быть использованы на оборудовании для заканчивания скважин с подводным расположением устьев там, где затруднительно или невозможно поворачивать какую-либо фланцевую втулку для центровки сопрягаемых болтовых отверстий. Фланцы типа 17SV сопрягаются со стандартными фланцами типа 6ВХ и 17SS с теми же размерами и номинальными давлениями.

Поворотные фланцы типа 17SV являются фланцами кольцевого соединительного типа, предназначенными для сборки "торец-к-торцу". Усилия от сборки соединения и внешние нагрузки должны главным образом воздействовать на привалочный торец фланца.

7.1.2.5.2 Размеры

Размеры для фланцев типа 17SV должны соответствовать таблицам 11-14.

Размеры для разделки шейки под сварку должны соответствовать рисунку 8 и таблице 11.

Размеры для кольцевых канавок должны соответствовать таблицам 6-10.

7.1.2.5.3 Поверхность фланца

Поверхности фланцев должны быть полностью обработаны на станке. Опорная поверхность под гайку должна быть параллельна поверхности фланца для прокладки в пределах 1°. Обратная поверхность фланца может быть полностью обработана на станке или частично обработана у болтовых отверстий. Толщина фланцев типа 17SS, втулок типа 17SV и поворотных колец после торцевой обточки должна соответствовать размерам, указанным в таблицах 7-8 и 11-14, в зависимости от конкретного случая. Толщина фланцев типа 6ВХ должна удовлетворять требованиям ИСО 10423.

7.1.2.5.4 Прокладки

Фланцы типа 6ВХ, 17SS и 17SV в оборудовании для заканчивания скважин с подводным расположением устьев должны использовать прокладки типа ВХ или SBX в соответствии с 7.6. При сборке данных фланцев под водой, в соответствии с документально оформленными техническими условиями изготовителя, должны быть использованы кольцевые прокладки типа SBX с внутренним поперечным перепускным отверстием для предупреждения захвата флюида между прокладкой и кольцевой канавкой в процессе сборки фланца.

7.1.2.5.5 Коррозионно-стойкие кольцевые канавки

Концевые и выпускные фланцы, используемые при заканчивании скважин с подводным расположением устьев, должны быть изготовлены из коррозионно-стойких материалов или быть покрыты коррозионно-стойкими материалами с подтвержденной стойкостью к морской воде при заданных условиях эксплуатации. Выбранный материал должен быть также стойким к коррозии от внутреннего флюида. Кольцевые канавки ВХ с коррозионно-стойким покрытием должны соответствовать ИСО 10423.

До нанесения наплавки подготовка кольцевых канавок ВХ должна соответствовать размерам, указанным в таблице 10, в зависимости от применимых требований. Допустимо использование других видов подготовки под сварку при прочности наплавляемого сплава равной или превышающей прочность базового материала, а также объемный NDE выполняется на металле шва и зоне сплавления при сварке с теми же приемочными критериями, что и для базового металла. Наплавляемый материал должен быть совместим со скважинным флюидом, ингибирующим флюидом, нагнетательными флюидами и т.д. в соответствии с документально оформленными техническими условиями изготовителя, а также с базовым металлом фланца и материалом кольцевой прокладки (сварка, задир и коррозия разнородных металлов).

7.1.2.5.6 Материалы фланцев

Материалы фланцев должны соответствовать требованиям раздела 5 в зависимости от применимых требований, и должны быть использованы материалы с минимальным пределом текучести 517 МПа (75000 фунт/дюйм) для фланцев типа 17SV для номинального рабочего давления 69 МПа (10000 фунт/дюйм).

Таблица 11 - Размеры бугеля и проходного отверстия для фланцев типа 17SV для номинального рабочего давления 34,5 МПа (5000 фунт/дюйм)

В миллиметрах (дюймах)

(Техническая поправка 1 к ИСО 13628-4:2010 от 15.06.2011)

Таблица 12 - Базовые размеры тарелок и болтов для фланцев типа 17SV для номинального рабочего давления 34,5 МПа (5000 фунт/дюйм)

В миллиметрах (дюймах)

Окончание таблицы 12

Таблица 13 - Размеры втулки для фланцев типа 17SV для номинального рабочего давления 69 МПа (10000 фунт/дюйм)

Таблица 14 - Базовые размеры тарелок и болтов для фланцев типа 17SV для номинального рабочего давления 69 МПа (10000 фунт/дюйм)

В миллиметрах (дюймах)

7.1.3 Испытания

Свободные фланцы, выполненные в соответствии с 7.1, не требуют гидростатических испытаний до окончательной приемки.

7.2 Хомутовые соединители бугельного типа по стандарту ИСО

Хомутовые соединители бугельного типа по стандарту API для использования на оборудовании для заканчивания скважин с подводным расположением устьев должны соответствовать требованиям соблюдения размеров согласно ИСО 13533. Концевые и выпускные бугельные хомуты, используемые на оборудовании для заканчивания скважин с подводным расположением устьев, должны иметь кольцевые канавки из коррозионно-стойких материалов или быть покрытыми коррозионно-стойкими материалами.

Кольцевые канавки с коррозионно-стойким покрытием для бугельных хомутов должны соответствовать ИСО 13533 (или рисунку 7 и таблице 6, если используются прокладки типа ВХ и SBX). В случае использования базового материала, совместимого со скважинными флюидами, морской водой и т.д., наплавки не требуются.

Примечание - В контексте настоящего положения API Spec 16А является эквивалентом ИСО 13533 (все части).

Для штампованного материала, работающего под давлением и несущего большую нагрузку, требования к технологии штамповки, термообработке и пробному образцу (QTC или удлинение) необходимо определять в соответствии с API RP 6НТ. Дополнительно, пробный образец должен сопровождать материал, который он квалифицирует, через этапы термообработки за исключением снятия напряжений.

7.3 Резьбовые соединения

Не допускается использование свободных резьбовых фланцевых и других резьбовых концевых и выпускных соединений на подводном оборудовании для заканчивания скважин, за исключением устьевых трубодержателей скважинных трубопроводов, работающих с добываемым флюидом. Допускается применение резьбовых фланцев на соединителях, не имеющих непосредственного отношения к процессу добычи, таких как нагнетательные трубопроводы при наличии изолирующих задвижек, а также применение болтового фланца или хомутового соединителя бугельного типа на резьбовом фланце со стороны устьевой елки. Допускается использование цельных резьбовых соединений, таких как присоединительные патрубки для КИП, испытательные порты и нагнетательные/контрольные соединители с размерами до 25,4 мм (1,00 дюйм), при условии соответствия величины номинального рабочего давления значениям, указанным в таблице 2 и ИСО 10423, и их расположения после первой боковой задвижки. При использовании резьбовых соединений, расположенных до первой боковой задвижки, на резьбовом соединителе со стороны устьевой елки должна быть установлена запорная арматура, а также болтовой фланец, хомутовый соединитель бугельного типа, или применяться сварное соединение в соответствии с 7.20.2.6. Допустимо применение резьбовых выпускных/смазочных/нагнетательных фитингов, расположенных до первой боковой задвижки без запорной арматуры и фланцевого/хомутового соединителя бугельного типа при условии обеспечения не менее двух барьеров давления между добываемым флюидом и окружающей средой. Уплотнительные участки должны быть выполнены из коррозионно-стойких материалов.

Резьбовые соединения, применяемые на оборудовании для заканчивания скважин с подводным расположением устьев, рассматриваемые в настоящем стандарте, должны соответствовать требованиям 5.1.2.1.7.

7.4 Другие концевые соединения

На оборудовании для подводного заканчивания скважин допускается использование других нестандартных концевых соединений (соединителей), таких как несоосные соединители, фланцы, не отвечающие требованиям ИСО, шаровые соединения, гибкие шарнирные компоновки или инструментальные/контрольные фланцы, если эти соединители были спроектированы, документально оформлены и испытаны в соответствии с требованиями, установленными в разделе 5.

Материалы ОЕС должны удовлетворять требованиям, как указано в 5.2 и 5.3. В случае использования в основном уплотнении соединителя не типа "металл-к-металлу", должны быть обеспечены дополнительные уплотнения. ОЕС, используемые на оборудовании для заканчивания скважин с подводным расположением устьев, должны иметь уплотнительные поверхности, включающие уплотнения "металл-к-металлу", и быть покрыты коррозионно-стойким материалом, совместимым со скважинными флюидами, морской водой, т.д. В случае использования коррозионно-стойкого базового материала, наплавки не требуются.

Для штампованного материала, работающего под давлением и несущего большую нагрузку, требования к технологии штамповки, термообработке и пробному образцу (QTC или удлинение) необходимо определять в соответствии с API RP 6НТ. Дополнительно пробный образец должен сопровождать материал, который он квалифицирует, через этапы термообработки, за исключением снятия напряжений.

7.5 Шпильки, гайки и болты

7.5.1 Общие положения

При выборе материала шпилек, гаек и болтов, а также покрытий/плакировок, необходимо учитывать хлоридное растрескивание под напряжением в морской воде и коррозионную усталость. Необходимо также учитывать водородное охрупчивание, возникающее из-за применения систем катодной защиты. Необходимо принимать во внимание влияние покрытий на системы катодной защиты.

Некоторые высокопрочные материалы для болтов могут быть непригодными для работы в морской воде (см. 5.1.3.5).

7.5.2 Шпильки и гайки по стандарту ИСО

Требования к шпилькам и гайкам применимы только для используемых в концевых и выпускных соединениях. Такие шпильки и гайки, используемые на оборудовании для заканчивания скважин с подводным расположением устьев, рассматриваемые в настоящем стандарте, должны соответствовать ИСО 10423.

7.5.3 Другие шпильки, гайки и болты

Другие шпильки, гайки и болты, используемые на оборудовании, должны соответствовать документально оформленным техническим условиям изготовителя.

7.5.4 Антикоррозионное покрытие/плакировка

Необходимо избегать использования покрытий, отрицательно воздействующих на окружающую среду или являющихся гальванически активными. Необходимо контролировать соответствие потенциально опасных покрытий требованиям местного законодательства.

7.5.5 Требования к крутящему моменту свинчивания

Требования к свинчиванию должны соответствовать требованиям, указанным в 5.1.3.5.

Шпильки, гайки, а также запорные болтовые крепежные изделия для подводных условий работы, как правило, изготавливают с антикоррозионными покрытиями/плакировкой, что может существенно повлиять на коэффициент трения между шпилькой и гайкой. Изготовители должны документально оформлять рекомендуемое растяжение (или крутящий момент) при свинчивании для их крепежных элементов с использованием таблиц, аналогичных, приведенным в приложении G.

Рекомендуется использование откалиброванного оборудования для приложения крутящего момента или растяжения к болту для гарантии надлежащего растяжения от свинчивания.

7.6 Кольцевые прокладки

7.6.1 Общие положения

В 7.6 рассматриваются кольцевые прокладки типа SBX для применения с фланцевыми соединителями по стандарту ИСО типа 6ВХ, 17SS и 17SV, и с хомутовыми соединителями ИСО 13533, используемыми на оборудовании для заканчивания скважин с подводным расположением устьев. Прокладки типа SBX вентилируются* для предотвращения увеличения давления при подводной сборке соединений.

_______________

* Прокладки снабжены отверстиями (каналами) для предупреждения их деформаций/разрушений в случае увеличения давления.

Допустимо использование невентилируемых прокладок типа ВХ в соединениях, собираемых на суше.

Другие фирменные прокладки должны соответствовать документально оформленным техническим условиям изготовителя.

Несмотря на то что позиционирование кольцевых прокладок в их сопрягаемых канавках зачастую вызывает проблемы при подводной сборке фланцев/хомутовых соединений бугельного типа, не следует использовать смазку для позиционирования кольцевых прокладок в процессе сборки, так как смазка в состоянии помешать надлежащему затягиванию прокладки. Аналогично не допускается использование прихваточных стержней, привариваемых к НД уплотнительных колец (для упрощения позиционирования колец в процессе сборки) на прокладках для подводных работ. Вместо этого, при необходимости удержания прокладки в одном положении в процессе сборки, допустимо использование инструмента для установки прокладок.

7.6.2 Конструкция

7.6.2.1 Размеры

Кольцевые прокладки типа SBX должны соответствовать размерам, качеству обработки поверхности и допускам, представленным в таблице 6 и ИСО 10423.

7.6.2.2 Перепускное отверстие

Каждая прокладка ВХ должна иметь одно перепускное отверстие, просверленное по ее высоте, как указано в ИСО 10423.

Кольцевые канавки типа ВХ непригодны для соединений, которые будут соединять под водой, так как флюид, захваченный в кольцевой канавке, может помешать надлежащей сборке. Должны быть использованы вентилируемые кольцевые прокладки типа SBX вместо прокладок типа ВХ на фланцевых соединениях по стандарту ИСО, собираемых под водой в соответствии с документально оформленными техническими условиями изготовителя. Кольцевые прокладки типа SBX должны соответствовать таблице 6.

В случае использования других концевых соединителей на оборудовании, которое соединяют под водой в соответствии с документально оформленными техническими условиями изготовителя, необходимо использовать средства для обеспечения сброса захваченного давления между прокладкой и соединителем.

7.6.2.3 Повторное использование прокладок

Кольцевые прокладки по стандарту ИСО не допускаются к повторному использованию, за исключением применения при проведении испытаний.

7.6.3 Материалы

7.6.3.1 Материалы кольцевых прокладок

Кольцевые прокладки, используемые для фланцевых соединений, работающих под давлением, и подводных хомутовых соединений должны быть изготовлены из коррозионно-стойких материалов. Материал прокладок должен соответствовать требованиям ИСО 10423.

7.6.3.2 Покрытия и плакировки

Толщина покрытий и плакировок, используемых на кольцевых прокладках по стандарту ИСО для обеспечения уплотнения при минимизации возможности задиров, не должна превышать 0,01 мм (0,0005 дюйма). Необходимо избегать применение покрытий, отрицательно воздействующих на окружающую среду или являющихся гальванически активными. Для покрытий, которые могут быть опасными, необходимо контролировать их соответствие требованиям местного законодательства.

7.7 Направляющая плита для заканчивания скважины

7.7.1 Общие положения

Направляющая плита для заканчивания скважины аналогична по своим функциям PGB, используемой на подводном устьевом оголовке. CGB крепится к корпусу устьевой колонной головки направления (после снятия PGB) или к соединителю устьевой трубной головки (таким же образом, как направляющая рама устьевой елки крепится к соединителю подводной устьевой елки). Это обеспечивает одинаковое направление для бурового оборудования и для оборудования для заканчивания скважин (ВОР, эксплуатационная устьевая елка, спуско-подъемный инструмент), а также обеспечивает посадку и структурную опору для вспомогательного оборудования, такого как дистанционные соединители ОЕС выкидных трубопроводов. CGB обеспечивает направление для ВОР и подводной устьевой елки на подводном устьевом оголовке или устьевой трубной головке, используя методы с направляющими канатами или без них. Оно также не должно препятствовать установке превенторного блока. Должны быть учтены возможности доступа для ДУА и удаления шлама.

Направление и ориентация относительно другого подводного оборудования должны соответствовать требованиям 7.15.2.1.

Руководство по проектированию и соответствующим испытаниям под нагрузкой должно удовлетворять требованиям 5.1.3.6.

7.7.2 Конструкция

7.7.2.1 Нагрузки

При проектировании CGB изготовителю необходимо учитывать и документально оформлять следующие нагрузки:

- натяжение направляющих канатов;

- натяжение выкидных трубопроводов, нагрузки при соединении, установке (монтаже) и эксплуатационные нагрузки (см. 7.18.2.2.1);

- нагрузки при соединении для обеспечения доступа к кольцевому пространству;

- от окружающей среды;

- нагрузки при установке (монтаже) (включая подвешивание кондуктора на спайдерных балках);

- нагрузки от случайного зацепления;

- нагрузки ВОР и устьевой елки;

- ударные нагрузки ДУА;

- нагрузки от подводного крепления (при удержании на спайдерных балках).

7.7.2.2 Размеры

Размеры CGB должны соответствовать размерам, приведенным в 7.15.2.1 и 8.3.2 и показанным на рисунке 9, а), если система ориентации не требует более жестких допусков.

7.8 Соединители устьевой елки и устьевые трубные головки

7.8.1 Общие положения

7.8.1.1 Рассматриваемое оборудование

В 7.8 рассматриваются соединители устьевой елки и катушки устьевой трубной головки, которые соединяют устьевую елку или устьевую трубную головку с подводным устьевым оголовком. Дополнительно в 7.8 рассматриваются устьевые трубные головки.

7.8.1.2 Соединители устьевых елок/катушек устьевых трубных головок

Как правило, применяются три типа соединителей устьевых елок/катушек устьевых трубных головок:

- гидравлические с дистанционным управлением;

- механические с дистанционным приводом;

- механические, приводимые в действие водолазом/ДУА.

Соединители должны быть спроектированы в соответствии с размером, номинальным давлением и типом конфигурации подводного устьевого оголовка, к которому они будут присоединены (см. таблицу 15). Соединители устьевых елок/катушек устьевых трубных головок должны соответствовать максимальным стандартным значениям номинального давления 34,5 МПа (5000 фунт/дюйм), 69 МПа (10000 фунт/ дюйм) и 103,5 МПа (15000 фунт/дюйм), в зависимости от применимых требований. Проверочное испытание корпуса должно быть проведено при давлении, равном 1,5 от значения номинального давления. Для проектных и установочных предварительных нагрузок необходимо учитывать возможность более высокого давления от утечки уплотнительного переводника SCSSV в галерее внутри соединителя устьевой елки.

Соединитель устьевой елки может быть отдельным узлом или может быть выполнен заодно с блоком задвижек XT.

Таблица 15 - Системы устьевого оголовка - стандартные размеры и типы

7.8.1.3 Устьевые трубные головки

7.8.1.3.1 Применение

Устьевые трубные головки обычно применяют для обеспечения:

- перехода между устьевым оголовком и устьевой елкой, изготовленными различными производителями;

- перехода между устьевым оголовком и устьевой елкой, имеющими различные размеры и/или значения номинального давления;

- поверхности для установки и герметизации трубодержателя НКТ, если устьевой оголовок поврежден или не рассчитан на сопряжение с трубодержателем НКТ;

- возможности крепления какого-либо направляющего оборудования к подводному устьевому оголовку.

7.8.1.3.2 Типы, размеры и значения номинального давления

При проектировании устьевой трубной головки следует соблюдать размеры, значения номинального давления и типы профилей в соответствии с ее верхними и нижними соединениями. Верхними соединениями, как правило, являются соединения бугельного или шпиндельного типа, которые должны быть сопряжены с соединителем устьевой елки. Нижнее соединение должно быть сопряжено с устьевым оголовком. Устьевая трубная головка и соединитель могут быть изготовлены как единый узел. Устьевые трубные головки должны соответствовать стандартным значениям номинального давления 34,5 МПа (5000 фунт/дюйм), 69 МПа (10000 фунт/дюйм) или 103,5 МПа (15000 фунт/дюйм), в зависимости от применимых требований. Контрольное испытание корпуса должно быть проведено при давлении, равном 1,5 от значения номинального давления. Когда устьевая трубная головка и соединитель изготовлены как единый узел, значение номинального давления должно быть применено для всего узла в целом.

7.8.2 Конструкция

7.8.2.1 Нагрузки/условия

Как минимум, при проектировании соединителя устьевой елки и устьевой трубной головки изготовитель должен рассматривать и документально оформлять следующие параметры нагружения/условия:

- внутреннее и наружное давление;

- нагрузки от разделения, управляемого давлением, которые должны базироваться на наихудшем случае условий уплотнения (должна предполагаться утечка наибольшего диаметра через дополнительный уплотнитель);

- механические нагрузки от предварительного нагружения;

- нагрузки от растяжения и изгиба райзера (буровой райзер и/или райзер для заканчивания скважин);

- нагрузки от окружающей среды;

- нагрузки от случайного зацепления;

- сопротивление усталости;

- вибрация;

- механические (ударные) нагрузки при монтаже (установке);

- упорные нагрузки и/или нагрузки предварительного нагружения стыковочного соединителя выкидного трубопровода/гидравлической соединительной муфты;

- тепловое расширение (захваченные флюиды, разнородные металлы);

- нагрузки от ВОР;

- нагрузки от устьевой елки;

- нагрузки от выкидных трубопроводов;

- нагрузки от монтажа/ремонтных работ в скважине;

- дополнительное натяжение;

- коррозия.

7.8.2.2 Нагрузка/несущая способность

Изготовитель должен указать нагрузки/условия, на которые было рассчитано оборудование.

7.8.2.3 Давление приводных механизмов

Соединители устьевых елок и устьевых трубных головок с гидравлическими приводными механизмами должны быть способны работать при гидравлическом давлении отсоединения как минимум кратном 1,25 гидравлического RWP в случае, когда значение давления не соответствует величине нормального рабочего давления. Изготовитель должен документально оформить значения нормального и максимального рабочего давления. Конструкция соединителя должна обеспечивать усилия разъединения большее, чем усилие соединения. Обязанностью изготовителя является документальное оформление значений давлений и усилий соединения и разъединения.

7.8.2.4 Устройство вторичного отсоединения

Соединители устьевых елок и устьевых трубных головок с гидравлическими приводными механизмами следует проектировать с гидравлическим или механическим устройством вторичного отсоединения*. Трубопровод гидравлической линии управления открытием и закрытием должен предусматривать ДУА/оперативное стыковочное устройство/ запорную арматуру или располагаться вместе с обводным трубопроводом (для отрезания линий водолазом/ДУА) для сброса давления, если необходимо, для возможности приведения в действие устройства вторичного отсоединения.

_______________

* Дублирующее устройство, которое служит для отсоединения оборудования в случае отказа основного устройства отсоединения.

7.8.2.5 Индикация позиционирования

Дистанционно управляемый соединитель устьевой елки и/или соединители устьевых трубных головок должны быть оборудованы внешним индикатором позиционирования, удобным для наблюдения водолазом/ДУА.

7.8.2.6 Требование к самоблокировке

Гидравлические соединители устьевых елок и устьевых трубных головок следует проектировать таким образом, чтобы не допускать разъединения из-за потери гидравлического давления блокировки. Это может быть достигнуто применением механизма самоблокировки (такого как конструкция блокирующего сегмента под ключ) или дублированием, с применением механического блокирующего устройства или других апробированных средств. Конструкция механического блокирующего устройства должна обеспечивать разблокировку в случае неисправности. Конструкция соединителя и механического устройства блокировки должна обеспечить блокировку в наихудшем случае сочетания допусков на размеры блокирующего механизма.

7.8.2.7 Наплавка уплотнительных поверхностей

Уплотнительные поверхности соединителей устьевых елок и устьевых трубных головок, которые соединяют уплотнения "металл-к-металлу", должны быть покрыты коррозионно-стойким материалом, совместимым со скважинными флюидами, морской водой, т.д. В случае использования базового материала, совместимого со скважинными флюидами, морской водой, т.д., наплавки не требуются, например материал из CRA. Конструкция - в соответствии с техническими условиями изготовителя.

7.8.2.8 Испытания уплотнений

Должны быть предусмотрены средства для испытаний первичных уплотнений в полостях соединителя при номинальном рабочем давлении соединителя устьевой елки/катушки или устьевой трубной головки, учитывая более низкое значение давления.

7.8.2.9 Замена уплотнения

Конструкция должна позволять легко и безопасно заменять первичное уплотнение или стыковочный переводник.

7.8.2.10 Гидравлическая пробка

Конструкция должна обеспечивать предотвращение противодействия захваченного флюида установке соединителя.

7.8.2.11 Материалы

Материалы должны соответствовать требованиям 5.2.

Для штампованного материала, работающего под давлением и несущего большую нагрузку, требования к технологии штамповки, термообработке и пробному образцу (QTC или удлинение) необходимо устанавливать в соответствии с API RP 6НТ. Дополнительно пробный образец должен сопровождать материал, который он квалифицирует, через этапы термообработки за исключением снятия напряжений.

7.8.3 Испытания

7.8.3.1 Общие положения

К механическим и гидравлическим соединителям применяются процедуры испытаний, указанные в 7.8.3.2.

7.8.3.2 Заводские приемо-сдаточные испытания

После окончательной сборки соединитель должен быть испытан на надлежащее функционирование и сопряжение в соответствии с документально оформленными техническими условиями изготовителя с использованием сопрягаемого оборудования или соответствующего испытательного устройства. Функциональные испытания должны быть проведены в соответствии с документально оформленными техническими условиями изготовителя для проверки первичных и вторичных рабочих и разъединительных механизмов, механизмов перехода с автоматического на ручное управление и блокирующих механизмов. Испытания должны подтвердить, что фактические рабочие усилия/давления находятся в пределах документально оформленных технических условий изготовителя.

Гидравлически управляемые соединители должны иметь свой внутренний гидравлический контур, поршень (поршни) и цилиндрическую полость (полости), испытанные на гидростатическое давление для подтверждения их конструктивной целостности. Давление испытаний должно быть не менее 1,5 гидравлического RWP соединителя. Видимые утечки не допускаются. Минимальный период выдержки под давлением для гидростатических испытаний приводного механизма гидравлического соединителя составляет 3 мин.

7.9 Стыковочные/уплотнительные переводники для устьевой елки вертикального типа

7.9.1 Общие положения

Стыковочные/уплотнительные переводники обеспечивают контуры, работающие под давлением и регулирующие давление, между двумя дистанционно сопряженными подводными компонентами в пределах устьевой елки/устьевой трубной головки (например, блок задвижек и трубодержатель НКТ). Стыковочные/уплотнительные переводники используют на эксплуатационном (нагнетательном) канале, кольцевом канале, гидравлических соединительных муфтах, управляющих линиях SCSSV и скважинных линиях нагнетания химических реагентов. Корпус электрического прохода (проходов) должен также быть рассмотрен, как и стыковочный переводник, в отношении проектных требований, описанных в 7.9. Стыковочные/уплотнительные переводники должны быть рассмотрены как работающие под давлением, если разрушение их планируемой уплотнительной способности приводит к проникновению скважинного флюида в окружающую среду. Стыковочные/уплотнительные переводники должны быть рассмотрены как регулирующие давление, если имеется как минимум один дополнительный уплотнительный барьер между стыковочным/уплотнительным переводником и окружающей средой.

Необходимо обеспечить соответствие стыковочных переводников и уплотнительных переводников максимальным значениям номинального давления 34,5 МПа (5000 фунт/дюйм), 69 МПа (10000 фунт/дюйм) и 103,5 МПа (15000 фунт/дюйм), которые рассматриваются в настоящем стандарте, в эксплуатационном и кольцевом канале. Должно также быть учтено влияние наружного давления, воздействующего на стыковочные и уплотнительные переводники, на их конструкцию, вплоть до номинального давления устьевой елки, номинального давления любого уплотнительного переводника в кольцевом пространстве снаружи уплотнительного стыковочного устройства или гипербарического номинального давления, какое из них больше. Стыковочные или уплотнительные переводники, используемые для транспортировки управляющего флюида SCSSV или нагнетаемых химических реагентов, должны быть нормированы на рабочее давление, равное или большее, чем управляющее давление SCSSV или давление нагнетания, соответственно, какое из них выше, и быть ограничены величиной давления, равной 17,2 МПа (2500 фунт/дюйм) плюс RWP устьевой елки. Проверочные испытания следует проводить при 1,0-кратном значении номинального давления стыковочного/уплотнительного переводника, если стыковочный/уплотнительный переводник регулирует давление, и 1,5-кратном значении номинального давления стыковочного/уплотнительного переводника, если стыковочный/уплотнительный переводник работает под давлением. Испытания на рабочее давление следует проводить при номинальном давлении уплотнительного переводника и его флюидного прохода. Галереи снаружи стыковочного/уплотнительного переводника должны быть испытаны при наиболее высоком номинальном давлении стыковочного/уплотнительного переводника в этой галерее, если не предусмотрены средства для сброса давления из галереи, в этом случае галерея должна быть испытана при номинальном значении рабочего давления сопряжения.

7.9.2 Конструкция

7.9.2.1 Нагрузки/условия

При проектировании стыковочных/уплотнительных переводников изготовителем должны быть рассмотрены и документально оформлены как минимум следующие параметры нагружения/условий:

- внутреннее и наружное давление;

- нагрузки при отделении;

- изгибающие нагрузки при установке (монтаже);

- тепловое расширение;

- коррозия;

- задирание.

7.9.2.2 Конструкция уплотнения

Уплотнительный механизм может быть уплотнением типа "металл-к-металлу" или резервным неметаллическим уплотнением. В конструкции необходимо предусмотреть простую и безопасную замену уплотнения. Коррозионно-стойкий материал должен быть использован для конструкций уплотнительных переводников "металл-к-металлу" и рекомендуется к использованию для конструкций резервных неметаллических уплотнений.

7.9.2.3 Исключение попадания шлама в конструкции

В конструкции необходимо предусмотреть влияние или исключить попадание шлама на сопряжение стыковочного/уплотнительного переводника.

7.10 Задвижки, блоки задвижек и приводные механизмы

7.10.1 Обзор

7.10.1.1 Общие положения

В 7.10 рассматриваются задвижки, блоки задвижек и приводные механизмы, используемые на подводных устьевых елках. Здесь приводится информация относительно стандартов, устанавливающих требования к расчетным характеристикам.

7.10.1.2 Задвижки с фланцевыми патрубками

Задвижки, имеющие фланцевые концевые соединения по стандарту ИСО, должны использовать цельные, шпилечные фланцы или фланцы с приварной шейкой, как указано в 7.1.

Для установок, имеющих концевые и выпускные соединения с различными значениями номинального давления, классификация детали, работающей под давлением, с наименьшей величиной номинального давления, должна быть классификацией установки.

7.10.1.3 Задвижки других концевых соединений

Хомутовые соединители должны соответствовать ИСО 13533. ОЕС должны соответствовать 7.4.

Примечание - В контексте настоящего положения API Spec 16А является эквивалентом ИСО 13533 (все части).

7.10.2 Конструкция

7.10.2.1 Задвижки и блоки задвижек

7.10.2.1.1 Общие положения

Задвижки и блоки задвижек, используемые в проходных каналах подводных устьевых елок и трубной обвязке устьевой елки, должны соответствовать применимым требованиям к размерам проходного канала ИСО 10423. Другие размеры задвижек и блоков задвижек должны соответствовать требованиям 7.1-7.6.

Если нижнее концевое соединение устьевой елки, которое сопрягается с соединителем устьевой елки, герметизирует управляющие линии SCSSV, которые имеют более высокое значение номинального давления, чем значение номинального давления устьевой елки, то конструкция должна учитывать влияние линии, контролирующей утечку, или уплотнительного переводника, если только не предусмотрен предохранительный сброс, как указано в 5.1.2.1.1. Проверочное испытание концевых соединений и корпуса должно быть проведено при 1,5-кратном RWP.

Для задвижек и блоков задвижек, используемых при операциях системы TFL, конструкция должна соответствовать ИСО 13628-3 для систем TFL.

Следует учитывать необходимость включения систем водолазного/ДУА перехода с автоматического на ручное управление, в частности в вертикальном проходе для облегчения работ в скважине в случае нарушения гидравлического управления.

Устройства сальниковой набивки/смазки, если включены, должны удовлетворять требованиям 7.3.

7.10.2.1.2 Задвижки

Для всех типов задвижек применимо следующее:

a) задвижки должны иметь свою эксплуатационную классификацию, как указано в разделе 5, относительно номинального давления, температуры и класса материала. Дополнительно USV должны быть классифицированы для работы в условиях пескопроявления (PR2 класс II), как определено в ИСО 10423;

b) задвижки для работы под водой должны быть спроектированы с учетом влияния наружного гидростатического давления и окружающей среды, а также условий внутреннего флюида;

c) изготовители подводных задвижек должны документально оформлять проектные и рабочие параметры задвижек, как указано в таблице 16;

d) должны быть выполнены измерения для обеспечения того, чтобы исключить наличие заусенцев или высадок у проходных отверстий задвижек и седел, которые могут повредить поверхности задвижек и седел или препятствовать прохождению инструмента на кабеле или инструмента системы TFL.

Таблица 16 - Проектные и рабочие параметры задвижек и приводных механизмов

7.10.2.1.3 Блоки задвижек

Блоки задвижек должны удовлетворять проектным требованиям, как указано в 6.1 и ИСО 10423.

Двухствольный блок задвижек должен удовлетворять требования к проектированию, приведенным в ИСО 10423. В таблице 17 указаны расстояния между центрами для двухствольных параллельных блоков задвижек, спроектированных в соответствии с настоящим стандартом. Для этих блоков задвижек отсутствуют конкретные требования к размерам "торец-к-торцу" или выходным каналам.

Другие конфигурации многоканальных блоков задвижек должны удовлетворять проектным требованиям, приведенным в ИСО 10423.

Таблица 17 - Расстояние между центрами проходных каналов для двухствольных параллельных блоков задвижек

Центры расположения подготовок под уплотнения каналов должны находиться в пределах 0,13 мм (0,005 дюйма) их номинального положения относительно центра корпуса блока или уплотнения концевого соединения корпуса блока. Каналы должны быть в пределах 0,25 мм (0,010 дюйма) полного показания индикатора относительно центров подготовки под уплотнение канала.

7.10.2.1.4 Материалы

Материалы должны соответствовать требованиям 5.2. Уплотнительные поверхности, которые соединяют уплотнения "металл-к-металлу", должны быть покрыты коррозионно-стойким материалом, совместимым со скважинными флюидами, морской водой и т.д. Наплавки не требуются, если базовый материал совместим со скважинными флюидами, морской водой и т.д. Требования к обработке уплотнительных поверхностей, работающих под давлением, описаны в 7.1.2.5.5.

Для штампованного материала, работающего под давлением и несущего большую нагрузку, требования к технологии штамповки, термообработке и пробному образцу (QTC или удлинение) необходимо устанавливать в соответствии с API RP 6НТ. Дополнительно пробный образец должен сопровождать материал, который он квалифицирует, через этапы термообработки за исключением снятия напряжений.

7.10.2.2 Приводные механизмы

7.10.2.2.1 Рассматриваемое оборудование

В 7.10.2.2 рассматриваются механические и гидравлические приводные механизмы.

7.10.2.2.2 Общие положения

К конструкциям приводных механизмов подводных задвижек применяют следующие требования:

a) конструкция должна учитывать обрастание морскими организмами, загрязнение, гидравлический рабочий флюид и, если контактирует, скважинный флюид;

b) усилие открытия и закрытия подводного приводного механизма должно быть достаточным для управления подводной задвижкой, когда задвижка находится в наиболее тяжелых расчетных рабочих условиях без превышения 90% гидравлического рабочего давления, как определено в перечислении с) 7.10.2.2.2. Данное требование предназначено для обеспечения того, чтобы приводной механизм был рассчитан для надлежащей работы с источником гидравлической мощности при FAT и SIT без давления (внешней окружающей среды и гидростатического напора), связанного с глубиной моря;

c) подводные приводные механизмы, рассматриваемые в настоящем стандарте, должны быть спроектированы изготовителем для обеспечения соответствия значения номинального гидравлического управляющего давления техническим условиям изготовителя;

d) в дополнение к требованиям, указанным в перечислении с) 7.10.2.2.2, подводный приводной механизм должен быть спроектирован для управления подводной задвижкой, когда задвижка находится в наиболее тяжелых проектных условиях и при гидравлическом давлении (давлениях), связанном с наиболее тяжелой планируемой последовательностью операций задвижки (задвижек), который соединен с обычным питающим шлангокабелем. Это подразумевает, что приводной механизм должен быть способным обеспечить, чтобы нормально закрытые (или нормально открытые, или в рабочем положении при отказе) задвижки сохраняли свое положение (возврат в исходное положение) при отказе и, соответственно, выполняли команду установить задвижку в заданное положение на всем диапазоне подаваемого гидравлического давления, создаваемого тяжелой последовательностью рабочих операций из-за очень большого удаления (между источником гидравлической мощности и приводным механизмом), снижения подачи аккумулятора или многочисленных функциональных операций т.д.

7.10.2.2.3 Приводные механизмы с ручным регулированием

К приводным механизмам с ручным регулированием применяют следующие требования:

a) при проектировании приводного механизма должна быть учтена возможность для работы водолазов, ADS и/или ДУА. Задвижки должны быть пригодными для эксплуатации водолазами и/или ДУА. Задвижка должна быть защищена от приложения чрезмерного крутящего момента;

b) изготовители приводных механизмов с ручным регулированием или устройств перевода с автоматического на ручной режим управления для подводных задвижек должны документально оформлять требования по техническому обслуживанию, количеству оборотов для открытия, рабочему крутящему моменту, максимальному допустимому крутящему моменту или соответствующему линейному усилию для привода;

c) задвижки должны поворачиваться против часовой стрелки для открытия и по часовой стрелке для закрытия, если смотреть со стороны конца штока для нормально закрытых задвижек;

d) приспособления для работы с приводными механизмами задвижек должны соответствовать требованиям ИСО 13628-8 или ИСО 13628-9 в зависимости от предполагаемого использования.

7.10.2.2.4 Гидравлические приводные механизмы

К гидравлическим приводным механизмам применяют следующие требования:

a) гидравлические приводные механизмы должны быть спроектированы для определенной задвижки или определенной группы задвижек;

b) гидравлические приводные механизмы должны иметь систему отверстий для промывки гидравлического цилиндра;

c) гидравлические приводные механизмы должны быть спроектированы для работы без повреждения задвижки или приводного механизма (в рамках, когда какое-либо другое функциональное требование не выполняется), когда давление гидравлического приводного механизма (в пределах его номинального рабочего давления) прикладывается или сбрасывается при любых условиях давления проходного канала задвижки, или остановки движения уплотнительного механизма проходного канала задвижки в любом промежуточном положении;

d) в конструкции приводного механизма следует учитывать влияние наружного гидростатического давления при максимальной номинальной глубине моря, определенной изготовителем, и RWP задвижки;

e) ручные устройства перевода с автоматического на ручное управление, если имеются, должны соответствовать следующим требованиям:

- устройство перевода с автоматического на ручное управление поворотного типа должно поворачиваться против часовой стрелки для открытия, если смотреть со стороны конца штока для нормально закрытых задвижек;

- устройство перевода с автоматического на ручное управление вытягивающе-нажимного типа должно открывать задвижку при нажатии на устройство для нормально закрытых задвижек;

f) для нормально закрытых задвижек изготовитель должен документально оформить метод и процедуры для перевода с автоматического управления на ручное;

g) во все типы приводных механизмов необходимо включать индикаторы положения, кроме случаев, отдельно согласованных с покупателем. Они должны четко показывать положение задвижки (открыта/закрыта и полный ход) для наблюдения водолазом/ДУА. Там, где приводной механизм содержит устройства перевода с автоматического управления на ручное с применением ДУА, необходимо обеспечивать возможность видимости индикатора положения из работающего ДУА;

h) механизм закрытия при отказе системы управления привода должен быть спроектирован и подтвержден для обеспечения минимального среднего срока службы пружины 5000 циклов;

i) изготовитель приводного механизма должен документально оформлять проектные и рабочие параметры, как показано в таблице 16.

7.10.2.3 Компоновка задвижка/приводной механизм

7.10.2.3.1 Усилие закрытия/открытия

Конструкция компоновки подводной задвижки и гидравлического приводного механизма должна использовать давление проходного канала задвижки и/или усилие пружины для содействия при закрытии нормально закрытой задвижки (или открытия - для нормально открытой задвижки).

7.10.2.3.2 Защита приводного механизма от скважинного давления

Для случая, когда скважинное давление проникает в приводной механизм, должны быть предусмотрены средства защиты поршня приводного механизма от избыточного давления и компенсационные камеры.

7.10.2.3.3 Номинальные значения глубин моря

Изготовитель должен указать максимальное номинальное значение глубины моря для компоновки задвижки/приводного механизма. Компоновки подводных задвижек и приводных механизмов, спроектированные на нахождение в нормально закрытом (нормально открытом) положении, должны быть спроектированы и изготовлены таким образом, чтобы полностью закрывать (открывать) задвижку при максимальной номинальной глубине моря при следующих условиях:

a) от 0,10 МПа (14,7 фунт/дюйм) абсолютного до максимального рабочего давления задвижки в проходном канале задвижки;

b) дифференциальное давление, равное номинальному давлению в проходном канале, через уплотнительный механизм проходного канала задвижки во время функционирования;

c) наружное давление на компоновку задвижка/приводной механизм при максимальной номинальной глубине моря, принимая плотность морской воды 1,03;

d) отсутствие содействия приводному механизму в направлении закрытия (открытия), кроме гидростатического давления на глубине функционирования;

е) для гидравлических приводных механизмов с давлением 0,69 МПа (100 фунт/дюйм) плюс гидростатическое давление морской воды в окружающей среде при максимальной величине номинальной глубины нахождения компоновки, которое воздействует на поршень приводного механизма в направлении открытия (закрытия).

Изготовитель может указать другие эксплуатационные критерии приводного механизма, такие как проектные критерии срезания кабеля/гибкой НКТ, но это должно быть рассмотрено отдельно от вышеприведенного основного перечня критериев.

Примечание - Номинальное значение максимальной глубины моря рассчитывается с использованием вышеприведенного перечня условий "наихудшего случая" в контексте стандартного сравнения, но необязательно представляет эксплуатационное ограничение. Дополнительная информация относительно рабочей глубины моря для конкретных условий применения по возможности должна быть представлена и согласована между изготовителем и потребителем как наиболее реально представляющая предполагаемые условия эксплуатации.

7.10.3 Материалы

Материалы должны соответствовать требованиям 5.2. Уплотнительные поверхности, которые соединяют уплотнения "металл-к-металлу", должны быть покрыты коррозионно-стойким материалом, совместимым со скважинными флюидами, морской водой, т.д. Наплавки не требуются, если базовый материал совместим со скважинными флюидами, морской водой, т.д.

Для штампованного материала, работающего под давлением и несущего большую нагрузку, требования к технологии штамповки, термообработке и пробному образцу (QTC или удлинение) необходимо устанавливать в соответствии с API RP 6НТ. Дополнительно пробный образец должен сопровождать материал, который он квалифицирует, через этапы термообработки за исключением снятия напряжений.

7.10.4 Испытания

7.10.4.1 Валидационные испытания

7.10.4.1.1 Общие положения

Для квалификации конкретных конструкций задвижки и приводного механизма задвижки, изготовленных в соответствии с настоящим стандартом (см. 5.1.7), требуется проведение валидационных испытаний.

7.10.4.1.2 Эксплуатация в условиях пескопроявления

Для работы в условиях пескопроявления подводные предохранительные задвижки должны быть испытаны в соответствии с ИСО 10423 дополнительно к испытаниям, указанным в разделе 5.

7.10.4.1.3 Испытания компоновки задвижки и приводного механизма

Подводные компоновки задвижек и приводных механизмов должны быть испытаны для демонстрации пределов эффективности эксплуатации компоновки. Однонаправленные задвижки должны быть испытаны под давлением, приложенным в предназначенном направлении. Двунаправленные задвижки должны быть испытаны под давлением, приложенным в обоих направлениях в отдельных испытаниях.

Для нормально закрытой (нормально открытой) задвижки с компоновкой, подверженной воздействию наружного гидростатического давления (фактического или имитируемого) от максимальной номинальной глубины моря и полного номинального давления проходного канала, прикладываемого как дифференциальное, через задвижку, задвижка должна продемонстрировать полное открытие (закрытие) из его предшествующего закрытого (открытого) положения с максимум 90% гидравлического RWP выше фактического, или имитируемого давления окружающей среды, или минимального гидравлического давления, как определено в 7.10.2.2, приложенного к приводному механизму.

Для гидравлической нормально закрытой (нормально открытой) задвижки с компоновкой, подверженной воздействию наружного гидростатического давления (фактического или имитируемого) от максимальной номинальной глубины моря и атмосферного давления в полости корпуса, задвижка должна продемонстрировать полное открытие (закрытие) от его предшествующего закрытого (открытого) положения при гидравлическом давлении в приводном механизме, сниженном до минимального давления, значение которого выше давления окружающей среды на 0,69 МПа (100 фунт/дюйм).

Для задвижки, остающейся в рабочем положении при отказе управляющего сигнала, с компоновкой, подверженной воздействию наружного гидростатического давления (фактического или имитируемого) от максимальной номинальной глубины моря, задвижка должна продемонстрировать полное открытие или закрытие от его предшествующего закрытого или открытого положения с максимум 90% рабочего давления гидравлического флюида выше фактического, или имитируемого давления окружающей среды, или минимального гидравлического давления, как определено в 7.10.2.2, приложенного к приводному механизму. Гидравлическая задвижка, остающаяся в рабочем положении при отказе управляющего сигнала, должна оставаться в рабочем положении при гидравлическом давлении в приводном механизме, сниженном до минимального давления, значение которого выше давления окружающей среды на 0,69 МПа (100 фунт/дюйм).

7.10.4.2 Заводские приемо-сдаточные испытания

7.10.4.2.1 Общие положения

Каждая подводная задвижка и приводной механизм задвижки должны быть подвергнуты гидростатическим и функциональным испытаниям для того, чтобы продемонстрировать конструкционную целостность, надлежащую сборку и функционирование каждой изготовленной задвижки и/или приводного механизма. В таблицах 18 (а-с) и 19 приведены примеры документального оформления испытаний.

7.10.4.2.2 Подводная задвижка

Каждая подводная задвижка должна пройти заводские приемо-сдаточные испытания в соответствии с УТТ 2 или УТТ 3, или УТТ 3G, как определено в 5.4.5 или в 5.4.6.

Таблица 18а - Пример документального оформления заводских приемо-сдаточных испытаний задвижки УТТ 2

Таблица 18b - Пример документального оформления заводских приемо-сдаточных испытаний задвижки УТТ 3