Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

54 страницы

532.00 ₽

Купить ГОСТ Р 51365-99 — официальный бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Официально распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль".

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

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

  Скачать PDF

Действие завершено 01.01.2011

Оглавление

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Определения

4 Общие технические требования

4.1 Функциональные и рабочие требования

4.2 Уровень технических требований к изделию

4.3 Требования взаимозаменяемости

4.4 Требования к конструированию

4.5 Требования к климатическому исполнению

4.6 Требования к конструкции фонтанной арматуры

4.7 Требования к конструкции колонных обвязок (колонных головок)

4.8 Требования к конструкции запорной арматуры

4.9 Требования к конструкции обратных клапанов

4.10 Требования к конструкции дросселей

4.11 Требования к конструкции пробоотборника

4.12 Уровень технических требований (УТТ) к рабочим характеристикам

4.13 Температурные характеристики

4.14 Требования безопасности, закладываемые в конструкцию при проектировании оборудования

4.15 Требования к проверке работоспособности конструкции

4.16 Требования к материалам

4.17 Требования к сварке

4.18 Требования к контролю качества

4.19 Специальные требования к оборудованию

4.20 Требования к маркировке

4.21 Требования к хранению и транспортированию

4.22 Требования к документации

Приложение А Рекомендации по определению уровней технических требований (УТТ) к оборудованию

Приложение Б Перевод размеров, выраженных в дюймах, в метрическую систему

Приложение В Основные требования к поверочному расчету на прочность узлов и деталей оборудования

Приложение Г Шаблон для проверки соосности стволовых проходов

Приложение Д Спецификация процесса сварки (СПдС)

Приложение Е Протокол квалификации процедуры сварки (ПКП)

Приложение Ж Определение понятия однотипных сварных соединений

Приложение 3 Библиография

Показать даты введения Admin

ГОСТ Р 51365-99 (ИСО 10423-94)

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ОБОРУДОВАНИЕ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ДОБЫЧНОЕ УСТЬЕВОЕ

Общие технические условия

БЗ 10-99/406


Издание официальное

ГОССТАНДАРТ РОССИИ Москва

ГОСТ Р 51365-99

Предисловие

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

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

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

4    ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

© ИПК Издательство стандартов, 2000

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Госстандарта России

II

ГОСТ Р 51365-99

Оборудование должно соответствовать [1] и [2].

4.2    Уровень технических требований к изделию

Установлены четыре уровня технических требований (У Г Г) к изделию:

-    УТТ1 (PSL 1) — общепринятые правила, характерные для широкого спектра производства.

Требования настоящего стандарта применимы к уровню УТТ1, если нет специальных пометок;

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

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

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

Рекомендации по выбору потребителем соответствующего уровня, которые указывают в

опросном листе при оформлении заявки на изготовление и поставку, приведены в приложении А.

4.3    Требования взаимозаменяемости

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

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

4.4    Требования к конструированию

4.4.1    Расчеты на прочность узлов и деталей оборудования.

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

-    для рабочих условий:    [ст]    =    Min {ат/1,5; Og/2,4};

-    для условий гидроиспытания и монтажа: [о] = ат/1,2,

где стт — минимальный условный предел текучести при расчетной температуре; ав — минимальное временное сопротивление при расчетной температуре.

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

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

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

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

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

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

РГ 2^р(аТ.ф/СТт)-

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

Рг~ 2,5Др.

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

4.4.2 Типовая схема устьевого оборудования приведена на рисунке 1.

7


Колонная обвязка    Фонтанная    арматура


А — буферный фланец под лубрикатор; Б — нерегулируемый дроссель; В — подвеска НКТ в трубной головке (на муфте) 1 — кондуктор, 2 — техническая колонна; 3 — эксплуатационная колонна; 4 — колонна НКТ (лифтовая)


Рисунок 1


8



4.4.3 Основные параметры

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


Таблица 1

Наименование

параметра

Значение

1 Рабочее давление, МПа (PSI)

14,0 (2000); 21,0 (3000); 35,0 (5000); 70,0 (10000); 105,0 (15000); 140,0 (20000)

2 Условный проход в зависимости от работе-го давления, мм

Ствола елки

Боковых отводов елки

Боковых отводов трубной головки

Рабочее давление, МПа

50

14,0; 21,0; 35,0; 70,0; 105,0

65

50, 65

50, 65

80

50, 65, 80

14,0; 21,0; 35,0;

100

65, 80, 100

70,0; 105,0; 140,0 j

150

100

21,0

3 Условный проход присоединительных фланцев в зависимости от рабочего давления, мм

Верхнего фланца трубной головки

Нижнего фланца трубной головки

Условный проход ствола

Рабочее давление, МПа

180

180, 280

50, 65, 80

14,0

280

21,0; 35,0

50, 65

70,0; 105,0

80

70,0; 105,0; 140,0

230

100

14,0; 21,0; 35,0; 70,0; 105,0; 140,0

280

350

150

21,0

Условный диаметр НКТ


4 Предельная осевая нагрузка от массы колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), |т


73


89


114


Рабочее давление, МПа


21,0

35,0

70,0

105

14,0

21,0

35,0

70,0

105

14,0

21,0

30

45

80

100

30

45

65

100

130

35

50

35,0 70,0 75    120


105

150


5 Скважинная среда


6    Температурные характеристики, °С

7    Тип соединения


1    Обычная, содержащая С02*

2    Кислая среда, содержащая С02 и H2S

От минус 60 до плюс 120


8 Уровень требований к рабочим характеристикам


Фланцевый по ГОСТ 28919

УТР 1; УТР 2


* Примечание — Коррозионную агрессивность скважинной среды см. в таблице 9.


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


Таблица 2 — Основные параметры однофланцевых колонных головок

В миллиметрах

Условный

Рабочее

Колонна обсадных труб по ГОСТ 632, на которую устанавливается колонная головка

т

Диаметр стволового прохода Dc полно-проходной колонной головки, не менее

1

1

Условный диаметр труб по ГОСТ 632

проход верхнего

давление Л,

обсадной колонны,

фланца Dy

МПа

Условный

диаметр

Толщина

стенки**

закрепляемой в трубодсрхателе j

1

14

5,9

164

114; 127

\ (180)

21

178

6,9

162

35

159

114

14

7,6

176

114-140

21

194

8,3

175

(230)

35

9,5

173

И4; 127

14

6,7

204

21

8£. _

199

35

219

10,2

197

114-146

14

6,7

204

21

8,9

199

35

10,2

197

280

14

8,9

224

21

245

114-178

1

1

35

12,0

217

1

1

14

8,9

252

1

21

273

114-194

1

1

35

11,4

247

1

1

14

9,5

276

i

21

299

140-219

35

12,4

271

14

9,5

302

|

350

21

324

11,0

299

i

35

12,4

296

140-245

14

9,7

317

21

340

10,9

315

35

13,1

310

1

14

10,0

327

140-273

21

351

11,0

325

35

13,0

321

140-245

14

10

353

194-299

21

377

12,0

349

1АД 474

35

13,0

347

425

14

9,5

383

194-324

21

406

12,6

377

194-299

35

14

10,0

406

21

426

12,0

398

194-340

35

406

12,6

377

219-299

(480)

35

426

12,0

398

219-340

473

1U

447

219-377

10

ГОСТ Р 51365-99

В миллиметрах

Условный проход верхнего фланца Dy

Рабочее давление р МПа Р

Колонна обсадных труб по ГОСТ 632, на которую устанавливается колонная головка

Диаметр стволового прохода Dc полно-проходной колонной головки, ые менее

Условный диаметр труб по ГОСТ 632 обсадной колонны, закрепляемой в трубодержателе

Условный

диаметр

Толщина

стенки**

540

14

473

п,1

447

273-377

21

35

14

508

ц,1

482

21

35

14

530

12,0

502

273-426

35

680

14

560

12,0

531

340-426

21

14

630

12,0

601

340-530

21

14

660

12,0

631

340-560

21

760

14

720

12,0

691

406—630

*)

Колонна обсадных труб с наименьшей толщиной стенки, соответствующей параметрам колонной головки.

Примечания

508 мм, а также 351 и

1    В ГОСТ 632 не предусмотрены обсадные трубы условным диаметром более 377 мм и толщиной стенки 13 мм.

2    Размеры в скобках менее предпочтительны

Таблица 3 — Основные параметры двухфланцевых колонных головок

В миллиметрах

Фланец колонной головки

Колонна обсадных труб по ГОСТ 632, уплотняемая нижним уплотнителем

Диаметр стволового прохода Dc полнопроходной колонной головки, не менее

Условный диаметр труб по ГОСТ 632 обсадной колонны, закрепляемой в трубодержателе

верхний

нижний

Условный проход Dy

Рабочее давление Рр, МПа

Условный проход Dy

Рабочее давление Рр, МПа

Условный

диаметр

Толщина

стенки*)

280

14

280

14

178

5,9

164

114; 127

194

7,6

176

114-140

350

219

Г 6,7

204

114-146

245

8,9

224

114-178

273

252

114 194

425

299-351

21

280

21

178

6,9

162

114; 127

194

7,6

176

114-140

11

В ш^ташйтрах

Фланец колонной головки

Колонна обсадных труб по

верхний

---------н

НИЖНИЙ |

1

нижним уплотнителем

Диаметр сг-олевого прохода Вс оолнепро-

1

Условный диаметр труб по ГОСТ 632 обсадной

1

|

Условный 1 проход Dy |

I

Рабочее давление Pv, МПа

1

^! S g i

С; X

5 р, I

>. с' [

п

!

а> — 1

о

s

& й0?

1

У СДОБНЫЙ

диаметр

'

Толщина

стенки**

j

ходной колонной головки, не менее

колонны* закрепляемой в трубодерждтеле

219

6,7

204

114-146

14

245

8,9

224

114-178

1

350

273

8,5

252

114-194

21

219

8,9

199

114-146

21

245

8,9

224

114-178

i

273

8,9

252

i

i

425

14

299-351

114-194

280

299-340

|

21

178

6,9

162

114; 127

280

194

8,3

175

114-140

35

178

8,1

160

114; 127

194

9,5

173

35

219

8,9

199

114-146

350

21

245

224

114-178

273

8,9

252

114-194

35

219

10,2

197

114-146

245

12,0

217

114-178

425

21

299-340

114-194

35

273; 299

219

6,7

204

127-146

14

14

245

224

127-178

350

273

8,9

252

127-194

219

199

127-146

21

245

224

127-178

273

252

127-194

350

299

9,5

276

140-219

21

14

324

302

140-245

425

340

9,7

317

140-245

351

299

9,5

276

140-219

21

324

11,0

299

1

340

10,9

315

140-245

540

14

377-426

1

21

351-426

35

350

35

219

10,2

197

127-146

245

12,0

219

127-178

12

ГОСТ Р 51365-99

В миллиметрах

Фланец колонной головки

Колонна обсадных труб по ГОСТ 632, уплотняемая нижним уплотнителем

верхний

нижний

Диаметр стволового прохода Da полнопро-

Условный диаметр труб по ГОСТ 632 обсадной

Условный проход Щ

Рабочее давление Рр, МПа 1

Условный проход Dy

Рабочее давление Рр, МПа

Условный

диаметр

Толщина

стенки*^

ходной колонной головки, не менее

колонны, закрепляемой в трубодержателе

299

9,5

276

140-219

425

21

324

11,0

299

140-245

340

350

35

273

11,4

247

140-194

35

299

12,4

271

140-219

324

296

(480)

340

13,1

310

140-245

351; 377

540

21

351-426

377

377

10,0

353

194-299

21

540

14

406

9,5

383

426

12,0

402

425

680

473-560

351

11,0

325

194-273

35

540

377

12,0

349

194-299

406

12,6

377

21

426

12,0

402

219-340

680

473-560

324-340

351

11,0

325

219-273

(480)

35

540

377

12,0

349

406

12,6

377

219-299

426

12,0

398

219-340

473-560

219-377

473

11 1

447

21

680

14

508

11,1

482

273-377

540

530-560

760

14

600-630

473

11 1

447

971 477

35

680

21

508

11,1

482

530-560

273-426

680

21

760

14

600

19 П

571

340-508

630

601

340-530

Колонна обсадных труб с наибольшей толщиной стенки, соответствующей параметрам колонной головки.

Примечание —В ГОСТ 632 не предусмотрены обсадные трубы условным диаметром свыше 508 мм, а также условными диаметрами 351 и 377 мм, толщиной стенки 13 мм и условными диаметрами 178 и 194 мм, толщиной стенки 13,7 мм.

13

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

1 — корпус; 2 — верхний уплотнитель; 3 — трубо-держатель

Рисунок 2 — Однофланцевая колонная головка типа ГК-1


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

Рисунок 3 — Двухфланцевая колонная головка типа ГК 2


Примечание — Рисунки 2 и 3 не определяют конструкцию.

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

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

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

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

4.5    Требования к климатическому исполнению

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

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

4.6    Требования к конструкции фонтанной арматуры

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

Таблица 4

Рабочее давление Рр, МПа

14

21

35

70

105

140

Пробное давление Р , МПа

р

1,5 Рр

14

ГОСТ Р 51365-99

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

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

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

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

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

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

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

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

-    от полного веса скважинного трубопровода;

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

-    по другой методике, используемой изготовителем.

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

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

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

4.6.9    По требованию потребителя конструкция фонтанной арматуры должна обеспечивать:

-    монтаж елки при избыточном давлении среды в скважинном трубопроводе;

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

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

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

4.7 Требования к конструкции колонных обвязок (колонных головок)

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

Таблица 5 — Испытательное давление деталей устьевого и противовыбросового оборудования

Условный диаметр прохода фланцев колонных головок, мм

Рабочее давление, J*, МПа

14 21

35

>70

Пробное давление Рщ, МПа

До 350 вюпоч.

р

1,5Рр

Св. 350

1,5Рр

Р

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

15

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

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

-    от полной массы обсадной колонны;

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

-    по другой методике, используемой изготовителем.

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

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

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

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

4.8 Требования к конструкции запорной арматуры

4.8.1    Общие положения

Запорная арматура включает в себя:

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

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

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

4.8.2    Запорная арматура должна соответствовать общим эксплуатационным требованиям.

4.8.3    Показатели надежности:

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

количество циклов проверки давлением Рр (после каждого седьмого закрытия)    —    78;

количество рабочих циклов: при УТР 1 — 1;

при УТР 2 — 3.

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

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

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

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

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

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

Проверка качества запорной арматуры — по 4.18.

4.8.9    Запорная арматура должна маркироваться в соответствии с требованиями 4.20.

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

4.9 Требования к конструкции обратных клапанов

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

4.9.2    Обратные клапаны должны удовлетворять общим эксплуатационным требованиям.

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

16

ГОСТ Р 51365-99

Содержание

1    Область применения........................................................1

2    Нормативные ссылки.......................................................2

3    Определения..............................................................3

4    Общие технические требования................................................6

4.1    Функциональные и рабочие требования......................................6

4.2    Уровень технических требований к изделию...................................7

4.3    Требования взаимозаменяемости...........................................7

4.4    Требования к конструированию............................................7

4.5    Требования к климатическому исполнению...................................14

4.6    'Требования к конструкции фонтанной арматуры...............................14

4.7    Требования к конструкции колонных обвязок    (колонных головок).................15

4.8    Требования к конструкции запорной арматуры................................16

4.9    Требования к конструкции обратных клапанов................................16

4.10    Требования к конструкции дросселей.......................................17

4.11    Требования к конструкции пробоотборника..................................17

4.12    Уровень технических требований (УТТ) к рабочим характеристикам...............18

4.13    Температурные характеристики...........................................18

4.14    Требования безопасности, закладываемые в конструкцию при проектировании оборудования .............................................................18

4.15    Требования к проверке работоспособности конструкции........................18

4.16    Требования к материалам................................................21

4.17    Требования к сварке....................................................24

4.18    Требования к контролю качества..........................................27

4.19    Специальные требования к оборудованию...................................31

4.20    Требования к маркировке................................................31

4.21    Требования к хранению и транспортированию................................33

4.22    Требования к документации..............................................33

Приложение А Рекомендации по определению уровней технических требований (УТТ) к оборудованию ..................................................... 35

Приложение Б Перевод размеров, выраженных в дюймах, в метрическую систему........... 40

Приложение В Основные требования к поверочному расчету на прочность узлов и деталей

оборудования................................................... 41

Приложение Г Шаблон для проверки соосности стволовых проходов.................... 43

Приложение Д Спецификация процесса сварки (СПдС).............................. 44

Приложение Е Протокол квалификации процедуры сварки (ПКП)...................... 46

Приложение Ж Определение понятия однотипных сварных соединений.................. 48

Приложение 3 Библиография .................................................. 49

III

ГОСТ Р 51365-99

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

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

4.9.6    Материал корпуса и внутренних деталей должен соответствовать требованиям 4.16.

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

4.9.8    Обратные клапаны должны маркироваться в соответствии с требованиями 4.20.

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

4.10 Требования к конструкции дросселей

4.10.1    Общие положения

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

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

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

4.10.2    Дроссели должны удовлетворять общим эксплуатационным требованиям.

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

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

4.10.5    Требования к рабочим характеристикам регулируемых дросселей

Количество рабочих циклов: при УТР 1 — 1;

при УТР 2 — 3.

Количество циклов при уплотнении между седлом и корпусом:

при УТР 1 - 1; при УТР 2 — 3.

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

4.10.6    Штуцеры нерегулируемого дросселя должны иметь фиксированный проход отверстия.

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

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

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

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

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

Проверка качества дросселей — по 4.18.

4.10.11    Дроссели должны маркироваться в соответствии с требованиями 4.20.

4.10.12    Транспортирование и хранение дросселей в соответствии с требованиями 4.21.

4.11 Требования к конструкции пробоотборника

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

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

17

Введение

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

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

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

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

IV

ГОСТ Р 51365-99 (ИСО 10423-94)

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ОБОРУДОВАНИЕ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ДОБЫЧНОЕ УСТЬЕВОЕ

Общие технические условия

Control head oil field equipment.

General specifications

Дата введения 2001—01—01

1 Область применения

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

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

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

а)    Оборудование устья скважины:

-    корпуса и катушки колонных головок;

-    катушки-переходники;

-    корпуса моноблочных колонных головок.

б)    Фонтанное оборудование:

-    катушки трубных головок;

-    соединители-переходники (адаптеры трубных головок);

-    колпаки-соединители;

-    тройники и крестовины;

-    устройство отбора проб жидкости;

-    переходные катушки и катушки-проставки.

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

г)    Задвижки, дроссели и клапаны:

-    задвижки полнопроходные и с приводом;

-    обратные клапаны;

-    регулируемые (нерегулируемые) дроссели;

-    клапан ы - отсскатс л и.

д)    Фланцы и фланцевые соединения:

-    фланцы проходные глухие, резьбовые и под сварку;

-    резьбовые соединители;

е)    Прочее оборудование:

-    приводы;

-    кольцевые прокладки;

-    шпильки, гайки.

Издание официальное

ГОСТ Р 51365-99

2 Нормативные ссылки

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

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

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

ГОСТ 632-80 Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия ГОСТ 633-80 Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. Технические условия ГОСТ 977-88 Отливки из конструкционной нелегированной и легированной стали. Технические условия

ГОСТ 1497-84 (ИСО 6892—84) Металлы. Методы испытания на растяжение ГОСТ 2246-70 Проволока стальная сварочная. Технические условия ГОСТ 3242-79 Соединения сварные. Методы контроля качества ГОСТ 4543-71 Сталь легированная конструкционная. Технические условия ГОСТ 5264-80 Ручная дуговая сварка. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 6996-66 Соединения сварные. Методы определения механических свойств ГОСТ 7512-82 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод ГОСТ 8479-70 Поковки из конструкционной углеродистой и легированной стали. Общие технические условия

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

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

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

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

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

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

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

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

ГОСТ 14782-82 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

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

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

ГОСТ 18442-80 Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования ГОСТ 21105-87 Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод ГОСТ 24507-80 Контроль неразрушающий. Поковки из черных и цветных металлов. Методы ультразвуковой дефектоскопии

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

ГОСТ 28996-91 Оборудование нефтепромысловое устьевое. Термины и определения

2

ГОСТ Р 51365-99

3 Определения

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

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

3.2    монограмма API: Зарегистрированный знак Американского нефтяного института.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3.25    испытательная организация: Любая независимая третья сторона, которая располагает

3

испытательным комплексом и проводит программу испытаний, соответствующую классу 2 требований контрольных испытаний.

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

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

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

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

3.30    калибровка: Сравнение и регулировка по стандарту известной точности.

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

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

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

3.34    критические компоненты: Специальные требования к деталям.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

4

ГОСТ Р 51365-99

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

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

3.52    оборудование: Любой единичный комплект оборудования.

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

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

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

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

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

3.58    протокол: Зарегистрированная информация.

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

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

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

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

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

3.64    поковка: Деталь, изготовленная методом ковки.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5

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

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

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

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

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

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

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

3.84    комнатная температура: Температура до 50 “С.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

4 Общие технические требования

4.1 Функциональные и рабочие требования

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

6