ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

НАЦИОНАЛЬНЫЙ

СТАНДАРТ

РОССИЙСКОЙ

ФЕДЕРАЦИИ

Нефтяная и газовая промышленность

УСТАНОВКИ СКВАЖИННЫХ ЭЛЕКТРОПРИВОДНЫХ ЛОПАСТНЫХ НАСОСОВ

Общие технические требования

Издание официальное

Москва

Стандартинформ

2016

Предисловие

1    РАЗРАБОТАН рабочей группой, состоящей из членов Экспертного совета по механизированной добыче нефти по заказу ПАО «Газпром нефть» при поддержке ООО «Нефтегазовая вертикаль», ЗАО «Электон», ООО «РЕАМ-РТИ», ООО ПК «Ремэлектропромнефть»

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 15.декабря 2015 г. № 2162-ст

4    ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Правила применения настоящего стандарта установлены в ГОСТ Р 1.0-2012 (раздел 8). 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 ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет (www.gost.ru)

© Стандартинформ, 2016

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

ГОСТ Р 56830-2015

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 27471, ГОСТ 17398, ГОСТ 27.002, ГОСТ 28996 и ГОСТ Р 51365, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1    броня: Внешнее покрытие силового кабеля, защищающее от механического повреждения.

3.2    буферное давление: Давление на устье скважины внутри насосно-компрессорных труб.

3.3    визуальный контроль: Контроль деталей и оборудования на видимые дефекты и отклонения от конструкторской документации.

3.4    газовый сепаратор: Узел или совокупность узлов, обеспечивающих отделение и отвод в за-трубное пространство части свободного газа от пластового флюида, поступающего на прием (в полость) скважинного электроприводного лопастного насоса.

3.5    гидравлическая защита: Устройство, передающее вращающий момент от вала электродвигателя к валу насоса, служащее для защиты приводного электродвигателя от попадания в него пластового флюида с помощью специальных уплотнительных элементов и гидравлического затвора, обеспечивающее компенсацию изменения объема масла в приводном электродвигателе при температурных изменениях его объема и/или утечек и воспринимающее осевую силу от вала насоса.

3.6    главная цепь станции управления: Все токоведущие части станции управления, включенные в цепь, предназначенную для передачи электрической энергии.

3.7    деталь: Отдельные части, используемые в сборке узлов оборудования, например корпус, крышка, шпилька, шибер и т. д.

3.8    диспергатор: Узел или совокупность узлов, обеспечивающих измельчение крупных пузырей свободного газа и их равномерное распределение в пластовом флюиде, поступающем в полость скважинного электроприводного лопастного насоса.

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

3.10    затрубное давление: Давление на устье скважины, в кольцевом пространстве между колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной обсадной колонной.

3.11    интеллектуальная система управления: Система управления УЭЛН, обеспечивающая заданный оператором режим работы УЭЛН без его участия в автономном режиме, используя для этого алгоритмы, позволяющие на основе активной оценки информации, полученной от системы датчиков о состоянии системы, объекта управления (УЭЛН) и окружающей среды, разрабатывать цели для достижения заданного режима работы, сопоставлять различные варианты достижения цели, прогнозировать их результат, принимать решения к действию путем управления исполнительными устройствами (системами частотного преобразователя), оценивать результаты действия объекта управления, сопоставляя их с прогнозируемыми, в зависимости от оценки результата действия производить коррекцию управления, при невозможности достижения цели корректировать цель и организовывать ее достижение.

3.12    кабельная линия: Устройство, состоящее из нескольких отрезков кабеля и кабельного удлинителя, предназначенное для передачи электроэнергии от трансформатора на клеммы погружного эл е кт род в и гателя.

3.13    кабельная муфта: Часть кабельного удлинителя, обеспечивающая герметичное механическое и гальваническое соединение кабельной линии с электродвигателем.

3.14    кабельный удлинитель: Устройство, обеспечивающее герметичное соединение кабельной линии с погружным электродвигателем и являющееся частью кабельной линии.

3.15    капиллярный трубопровод: Независимая последовательность труб, обычно используемая для гидравлического контроля предохранительных клапанов и скользящих муфт или для закачки химреагентов в скважину, находящуюся под давлением.

3.16    колонна гибких (непрерывных труб) — колтюбинг: Длинномерные трубы, не имеющие резьбовых соединений на всем протяжении и транспортируемые к скважине (от скважины) намотанными на специальный барабан.

3.17    колонна насосно-компрессорных труб: Составная или непрерывная труба, соединяющая нагнетательный патрубок установки скважинных электроприводных лопастных насосов и устьевое оборудование.

3.18    компрессионная конструкция насоса: Конструкция лопастного насоса, в котором рабочие колеса ступеней фиксируются на валу в осевом направлении, при этом вся осевая сила насоса передается на осевой подшипник гидрозащиты.

5

3.19    лопастной насос: Насос, в котором происходит преобразование механической энергии привода в гидравлическую энергию жидкости на основе силового взаимодействия лопастной системы и перекачиваемой жидкости.

3.20    мультифазный насос: Насос, состоящий из ступеней специальных конструкций, способных работать при повышенном газосодержании, обеспечивающий диспергирование, сжатие, растворение газа в нефти, поступающей в полость скважинного электроприводного лопастного насоса.

3.21    наземная часть установки электроприводного лопастного насоса: Совокупность оборудования для подъема пластовой жидкости из скважин, состоящая из оборудования устья скважины, станции управления, наземной части системы телеметрии (при ее наличии) и повышающего трансформатора.

3.22    направляющий аппарат: Элемент ступени насосной, служащий для отбора потока жидкости от рабочего колеса, превращения кинетической энергии потока жидкости в потенциальную, подвода потока жидкости к следующему рабочему колесу.

3.23    номинальная подача: Подача, установленная изготовителем, при которой регламентируются все показатели насоса.

3.24    номинальное значение: Значение, при котором обеспечиваются заданные изготовителем технические показатели оборудования.

3.25    обратный клапан установки электроприводного лопастного насоса: Узел или совокупность узлов, обеспечивающих удержание пластовой жидкости в полости колонны насосно-компрессорных труб при отключении установки скважинного электроприводного лопастного насоса.

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

3.27    оптимальный режим: Режим работы насоса при подаче, соответствующей максимальному значению КПД.

3.28    пакетная конструкция насоса: Конструкция лопастного насоса, состоящего из нескольких сборок ступеней, в которых рабочие колеса фиксируются между собой в осевом направлении и в сборе могут перемещаться вдоль оси вала между двумя осевыми подшипниками.

3.29    плавающая ступень: Ступень лопастного насоса, в которой рабочее колесо не фиксируется в осевом направлении и может свободно перемещаться по оси в промежутке, ограниченном двумя осевыми подшипниками.

3.30    подшипник осевой: Узел конструкции, обеспечивающий восприятие осевых нагрузок, возникающих при работе установки электроприводного лопастного насоса.

3.31    подшипник радиальный: Узел конструкции, обеспечивающий восприятие радиальных нагрузок, возникающих при работе установки электроприводного лопастного насоса.

3.32    погружная часть установки электроприводного лопастного насоса: Совокупность оборудования для подъема пластовой жидкости из скважин, состоящая из приводного электродвигателя, лопастного насоса, спускного клапана, обратного клапана, погружной части телеметрии, гидравлической защиты, предвключенного устройства, кабельной линии.

3.33    погружной электродвигатель: Герметичный маслозаполненный электродвигатель, входящий в состав установки электроприводного лопастного насоса и служащий приводом скважинного лопастного насоса.

3.34    подшипник радиально-упорный: Подшипник, способный воспринимать радиальные и осевые нагрузки.

3.35    предвключенное газостабилизирующее устройство: Устройство, установленное перед насосом и обеспечивающее условия стабильной работы насоса в газожидкостной среде.

3.36    рабочее колесо: Элемент ступени насосной, служащий для превращения механической энергии, получаемой от приводного электродвигателя, в энергию потока жидкости.

3.37    рабочий диапазон: Часть характеристики, в пределах которой рекомендуется эксплуатировать оборудование.

3.38    режим всплытия рабочего колеса: Режим работы насоса с плавающими ступенями, при котором рабочее колесо отходит от своего нижнего (рабочего) положения из-за изменения знака осевой силы, действующей на колесо.

3.39    режим закрытой задвижки: Режим работы насоса при подаче, равной нулю.

3.40    режим максимальной подачи: Режим работы насоса при напоре, близком к нулю.

3.41    режим работы лопастного насоса: Совокупность рабочих показателей насоса, соответствующих определенной подаче насоса.

6

ГОСТ P 56830—2015

3.42    ресурсные крепежные изделия: Изделия, с высокими усталостными характеристиками, предназначенные для крепления фланцевых соединений.

3.43    система погружной телеметрии: Комплекс электронных устройств, предназначенных для контроля, регистрации и передачи в контроллер станции управления или другим внешним устройствам текущих скважинных параметров, а также параметров работы установки электроприводного лопастного насоса.

3.44    спускной клапан установки электроприводного лопастного насоса: Узел или совокупность узлов, обеспечивающих слив пластовой жидкости из полости колонны насосно-компрессорных труб перед подъемом установки из скважины.

3.45    сросток кабеля: Узел кабельной линии, обеспечивающий герметичное механическое и гальваническое соединение отдельных отрезков кабеля.

3.46    станция управления: Устройство низковольтное комплектное, предназначенное для управления и защиты установки электроприводного лопастного насоса.

3.47    ступень насоса: Основной элемент скважинного лопастного насоса, совокупность деталей, состоящая из рабочего колеса, направляющего аппарата, подшипниковых, защитных и присоединительных элементов и служащая для создания давления и перемещения жидкости.

3.48    установка электроприводного лопастного насоса для добычи нефти: совокупность оборудования для подъема пластовой жидкости из скважин, состоящая из приводного электродвигателя, лопастного насоса, телеметрии, гидравлической защиты, предвключенного устройства, кабельной линии, оборудования устья скважины, станции управления и повышающего трансформатора.

3.49    устройство плавного пуска: Электронное электротехническое устройство, обеспечивающее плавное повышение напряжения на статоре электродвигателя с целью уменьшения электрических и механических нагрузок при его пуске без регулирования скорости его вращения.

3.50    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.

3.51    частотное регулирование: Регулирование частоты вращения асинхронного электродвигателя путем изменения частоты напряжения на его статорной обмотке.

3.52    электрический пенетратор: Электрический соединитель, функцией которого является перемещение или уплотнение силового кабеля и/или монтажного провода через герметизирующий барьер.

4 Обозначения и сокращения

В настоящем стандарте применены следующие обозначения и сокращения:

АПВ — автоматическое повторное включение;

ВН — сторона высокого напряжения;

ЗИП — запасные части, инструменты и принадлежности;

КЛ — кабельная линия;

КМ — кабельная муфта КУ;

КО — основная длина кабеля в КЛ;

КПД — коэффициент полезного действия;

КУ — кабельный удлинитель;

МФН — мультифазный насос;

НКТ — насосно-компрессорные трубы;

НН — сторона низкого напряжения;

ПБВ — переключатель без возбуждения;

ПВЭД — погружной вентильный электродвигатель;

ПЗУ — постоянное запоминающее устройство;

ПК — персональный компьютер;

ПЭД — погружной асинхронный электродвигатель;

СПТ — система погружной телеметрии;

СПТБВ — блок высоковольтный;

СПТН — блок наземный;

СПТП — блок погружной;

СУ — станция управления;

СУ АВ — станция управления универсальная для работы с асинхронными и вентильными погружными электродвигателями;

7

ГОСТ Р 56830-2015

СУ АВ ИС — станция управления универсальная для работы с асинхронными и вентильными погружными электродвигателями с интеллектуальной системой управления;

СУ ВД — станция управления вентильным электродвигателем;

СУ ВД ИС — станция управления вентильными электродвигателями с интеллектуальной системой управления;

СУ ИС — станция управления с интеллектуальной системой управления;

СУ МП — станция управления с плавным пуском электродвигателя;

СУ ПП — станция управления с прямым пуском электродвигателя;

СУ ЧР — станция управления с частотным регулированием асинхронного электродвигателя;

СУ ЧР ИС — станция управления с частотным регулированием с интеллектуальной системой управления;

ТМПН — трансформатор трехфазный масляный для погружных насосов (негерметичный, с мас-лорасширителем);

ТМПНГ — трансформатор трехфазный масляный для погружных насосов (герметичный);

УО — устьевое оборудование;

УЭЛН — установка электроприводного лопастного насоса;

ЭД — электродвигатель;

ЭЛН — электроприводной лопастной насос.

5 Общие требования к установкам скважинных электроприводных лопастных насосов

5.1    Условия эксплуатации

5.1.1    Установки электроприводных лопастных насосов предназначены для добычи пластовой жидкости (смесь нефти, попутной воды, минеральных примесей и нефтяного газа) из нефтяных скважин.

Примечание — По согласованию с изготовителем установки могут быть использованы для добычи воды из водозаборных скважин.

5.1.2    Погружная часть УЭЛН эксплуатируется в условиях среды пластовой жидкости (в скважинных условиях). Скважинным условиям присвоены условные обозначения в соответствии с таблицами 1 и 2. Их совокупность для конкретной установки является кодом скважинных условий.

5.1.3    Диапазоны изменений характеристик скважинных условий следующие:

-    плотность жидкости: от 700 до 1400 кг/м³;

-    вязкость жидкости при откачке центробежными и диагональными насосами приведена в приложении А;

-    водородный показатель попутной воды pH: от 5 до 8,5;

-    максимальное содержание попутной воды: 100 %.

5.1.4    Условия эксплуатации наземной части УЭЛН приведены в разделах 9,10 и 12.

Таблица 1 — Структура кода скважинных условий

Порядковый номер элемента кода 1 2 3 4 5 6 7 Элемент кода Код: MX АХ СХ ГХ КХ ТХ

Таблица 2 — Расшифровка элементов кода скважинных условий

Порядковый номер элемента кода Расшифровка элементов кода — условных обозначений показателей скважинных условий 1 Код: 2 Диапазон изменения числа взвешенных твердых частиц (КВЧ), мг/л: М1: 0< КВЧ <200; М2: 200 <КВЧ < 500; М3: 500 <КВЧ < 1000

Окончание таблицы 2

Порядковый номер элемента кода Расшифровка элементов кода — условных обозначений показателей скважинных условий 3 Диапазон изменения концентрации абразивных частиц с твердостью 6 и более баллов по шкале Мооса во взвешенных твердых частицах, мг/л: А1 =0; 0 < А2 < 20; 20 < АЗ < 70; 70<А4< 100 4 Солеотложение, подразделяется на 2 группы: С1 — ранее отсутствовали отказы установок по причине солеотложений; С2 — ранее были зафиксированы отказы установок по причине солеотложений 5 Диапазон изменения содержания газа на входе в насос по объему: 0<Г1 <10%; 10<Г2<25%; 25 < ГЗ < 35 %; 35 < Г4 < 55 %; 55 < Г5 < 75 % 6 Степень агрессивного воздействия среды в зависимости от коррозионного проникновения в миллиметрах в год, в соответствии с [1] подразделяется на 3 группы: К1 <0,1 —слабоагрессивная; 0,1 < К2 < 0,5 — среднеагрессивная; КЗ > 0,5 — сильноагрессивная 7 Диапазон изменения температуры пластовой жидкости в месте подвески УЭЛН, °С: Т1 < 90; Т2<130; Т3<150; Т4<180 Примечание — Элементы 2, 3, 5 определяют по специальным методикам.

Пример — Условное обозначение кода скважинных условий, которые характеризуются следующими показателями: -    КВЧ — от 250 до 300 мг/л; -    концентрация абразивных частиц с твердостью 6 и более баллов по шкале Мооса — от 5 до 10 мг/л; -    слабоагрессивная коррозионная среда; -    содержание газа по объему на входе в насос по расчетам составляет от 25 % до 30 %; -    отказы установок по причине коррозии ранее не наблюдались; -    температура пластовой жидкости в месте подвески установки 107 °С. Код скважинных условий М2 А2 С1 ГЗ K1 Т2.

5.1.5    Код скважинных условий присваивается УЭЛН и ее погружным компонентам в соответствии с ее конструкцией и заданной надежностью.

5.1.6    Исполнение всех погружных компонентов в пределах одной установки должно иметь одинаковый код скважинных условий. Допускается в обоснованных случаях комплектование установки компонентами, имеющими различный код скважинных условий. При этом код скважинных условий УЭЛН должен присваиваться, исходя из минимальной группы параметров скважинных условий, входящих в ее состав погружных компонентов.

5.1.7    Конструктивное исполнение УЭЛН и ее компонентов должно соответствовать скважинным условиям и обеспечивать безотказную эксплуатацию оборудования в пределах гарантийного срока.

5.2 Условные обозначения, конструкция, основные параметры и размеры

5.2.1 Условные обозначения установок должны давать общее представление о ее погружной части и включать в себя следующие обязательные элементы (таблицы 3, 4).

9

Таблица 3 — Структура условного обозначения установок электроприводных лопастных насосов

Порядковый номер элемента обозначения 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Элемент обозначения XXX УЭЛН XX ХХХХ - ХХХХ - Х.Х XX Код: MX АХ СХ ПХ КХ ТХ

Таблица 4 — Расшифровка элементов обозначения установок электроприводных лопастных насосов

Порядковый номер элемента обозначения Расшифровка элемента обозначения 1 Диаметр окружности, описывающей максимальное поперечное сечение погружной части установки*, мм 2 У — установка; Э — с приводом от погружного электродвигателя; ЛН — лопастной насос 3 Наименование конструкции насоса: Ц — центробежный; ЦВ — центробежно-вихревой; ЦР — центробежно-радиальный (с радиальными направляющими аппаратами); ЦО — центробежно-осевой; ДГ — диагональный; РВ — роторно-вихревой 4 Номинальная подача насоса на воде плотностью 1000 кг/м3 при номинальной частоте вращения, м3/сут 5 Дефис 6 Напор насоса в метрах водяного столба плотностью 1000 кг/м3 при номинальной подаче 7 Дефис 8 Номинальная частота вращения установки, уменьшенная в 1000 раз, об/мин; если номинальная частота вращения 2910 об/мин, то ее не указывают 9 Условный индекс предприятия-изготовителя (комплектовщика) погружной части установки согласно техническим условиям Код Код зашифрованных показателей скважинных условий, для работы в которых предназначена установка * Определяют по формуле Da = ^ +е, Н где Н — максимальное поперечное сечение установки, определяемое по формуле h = Du3R + Dh + 2 2 к де D |-|Эд — диаметр электродвигателя; DH — диаметр насоса; Лк — толщина плоского кабеля удлинителя, в расчете принимается за высоту установленных на насос ребер для защиты кабеля (рисунок 1); b — ширина плоского кабеля; е — толщина защитного устройства плоского кабеля

ГОСТ Р 56830-2015

Рисунок 1 — Сечение погружной части УЭЛН, без защитного устройства плоского кабеля

Условные обозначения могут быть дополнены в соответствии с техническими условиями изготовителя.

Примеры — Условные обозначения:

1)    120УЭЛНЦ80-2500-Х

Код: М3 А2 С1 ГЗ К2 Т2.

Установка погружного лопастного центробежного насоса с приводом от погружного электродвигателя с максимальным диаметром описывающей окружности 120 мм, с подачей насоса 80 м³/сут (на воде плотностью 1000 кг/м³), с напором 2500 м вод. cm. при номинальной частоте вращения 2910 об/мин, изготовитель (комплектовщик установки) — предприятие X, предназначенная для работы в скважинных условиях с КВЧ до 1000 мг/л, концентрацией агрессивных частиц с твердостью более 6 баллов до 20 мг/л, в скважинах без солеотложения, с газосодержанием на приеме насоса до 35 %, в среднеагрессивной среде температурой не более 130 °С.

2)    94УЭЛНЦВ80-2500-6.0Х

Код: М3 А2 С1 Г4 К2 ТЗ.

Установка погружного лопастного центробежно-вихревого насоса с приводом от погружного электродвигателя с максимальным диаметром описывающей окружности 94 мм, с подачей насоса 80 м³/сут (на воде плотностью 1000 кг/м³), с напором 2500 м вод. cm. при номинальной частоте вращения 6000 об/мин, изготовитель (комплектовщик установки) — предприятие X, предназначенная для работы в скважинных условиях с КВЧ до 1000 мг/л, концентрацией агрессивных частиц с твердостью более 6 баллов до 20 мг/л, в скважинах без солеотложения, с газосодержанием на приеме насоса до 55 %, в среднеагрессивной среде температурой не более 150 °С.

5.2.2    Конструкция установок должна обеспечивать их размещение и эксплуатацию в условиях, приведенных в 5.1.

5.2.3    Параметры подачи и напора установок соответствуют параметрам входящих в их состав насосов.

5.2.4    Напряжение питания установок соответствует напряжению питания входящих в их состав двигателей.

5.2.5    Диаметр окружности, описывающей максимальное поперечное сечение погружной части установок (в зоне защитных ребер насоса), должен соответствовать ряду: 55, 85, 90, 95, 110, 115, 120, 125, 130, 135, 140, 145 мм.

5.3 Технические требования

5.3.1 В состав установок в общем случае должны входить:

-    погружной лопастной насос;

-    погружной двигатель (электродвигатель с гидрозащитой);

11

-    кабельная линия с кабельным удлинителем;

-    станция управления;

-    трансформатор;

-    оборудование устья скважины.

При необходимости в состав установки дополнительно включают:

-    предвключенное газостабилизирующее устройство;

-    систему погружной телеметрии.

Комплект поставки конкретной установки определяется договором между покупателем и поставщиком.

5.3.2    Исполнение всех составных частей в пределах одной установки должно, как правило, соответствовать одинаковым условиям эксплуатации, приведенным в 5.1.

5.3.3    Составные части установок должны соответствовать техническим требованиям, приведенным в соответствующих разделах настоящего стандарта и в технических условиях предприятия-изготовителя.

5.3.4    Соединение валов составных частей установок — шлицевое по ГОСТ 6033 или ГОСТ 1139. Для валов с присоединительным диаметром до 30 мм включительно по ГОСТ 6033 должен применяться модуль т = 1, св. 30 мм — т = 2.

5.3.5    Соединение составных частей установок осуществляется с использованием ресурсных крепежных изделий, испытанных в соответствии с приложением Б.

5.3.6    Погружная часть установок должна обеспечивать возможность ее крепления к колонне насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633 или ГОСТ Р 53366.

5.4 Требования безопасности

5.4.1    В силу условий размещения скважинное погружное оборудование, входящее в состав установок, не представляет в процессе работы угрозы для жизни и здоровья обслуживающего персонала.

5.4.2    Для обеспечения безопасного проведения монтажных и демонтажных работ на устье скважины в конструкции составных частей установок: насосов, предвключенных устройств, электродвигателей, гидрозащит должны быть предусмотрены места для надежного закрепления монтажных хомутов-элеваторов.

5.4.3    Все работы, связанные с монтажом и эксплуатацией погружной установки для добычи нефти, необходимо выполнять с соблюдением правил безопасного ведения работ, установленных в [2]-[5].

5.4.4    При стыковке секций электродвигателя, гидрозащиты, предвключенных устройств, секций насоса между собой в процессе монтажа категорически запрещается производить руками сочленение вала со шлицевой муфтой в пространстве между фланцами.

5.4.5    Требования безопасности к составным частям установок приведены в соответствующих разделах настоящего стандарта.

5.5    Экологические требования

Экологические требования к установкам установлены как экологические требования к составным частям установок в соответствующих разделах настоящего стандарта.

5.6    Правила приемки

5.6.1    Составные части установок подлежат испытаниям и приемке ОТК согласно правилам, установленным в соответствующих разделах настоящего стандарта и технических условиях предприятий — изготовителей составных частей.

5.6.2    Приемка установок серийного производства заключается в проверке комплектности каждой установки, проверке обеспечения стыковки составных частей конкретной установки между собой и проверке документов составных частей установки, подтверждающих их приемку.

5.7    Методы испытаний

5.7.1    Методы испытаний составных частей установок должны соответствовать методам, установленным в соответствующих разделах настоящего стандарта и в технических условиях предприятий — изготовителей составных частей.

5.7.2    Комплектность установки при ее приемке проверяется на соответствие заказу покупателя.

5.7.3    Проверка обеспечения стыковки составных частей конкретной установки между собой осуществляется по технологическим процессам предприятия-изготовителя.

ГОСТ P 56830—2015

5.7.4 Документы составных частей установок при приемке проверяются визуально по комплектности и наличию установленных подписей лиц, ответственных за испытания и приемку составных частей.

5.8 Гарантии изготовителя (комплектовщика)

5.8.1    Предприятие — изготовитель (комплектовщик) установок устанавливает гарантийные обязательства (в том числе конкретную продолжительность и порядок исчисления гарантийного срока) о соответствии установок требованиям настоящего стандарта.

5.8.2    Гарантийный срок эксплуатации конкретной установки определяется по минимальному сроку эксплуатации компонента, входящего в состав установки.

5.8.3    Гарантийный срок эксплуатации установок исчисляется с момента ввода установки в эксплуатацию.

5.8.4    Гарантийный срок эксплуатации установок устанавливается в пределах гарантийного срока хранения, который исчисляется с момента отгрузки установки потребителю или должен определяться контрактом между предприятием-изготовителем (комплектовщиком) и покупателем.

5.8.5    Гарантийные обязательства предприятия — изготовителя (комплектовщика) установок действуют только в случае эксплуатации установок с сохранением комплекта поставки.

5.8.6    Гарантийные сроки эксплуатации и хранения составных частей установок устанавливаются в соответствующих разделах настоящего стандарта и технических условиях предприятия-изготовителя.

5.9 Транспортирование и хранение

Оборудование, входящее в состав установок, должно транспортироваться и храниться в соответствии с требованиями, изложенными в соответствующих разделах настоящего стандарта и технических условиях предприятия-изготовителя на это оборудование.

5.10 Указания по эксплуатации

5.10.1    Эксплуатация установок электроприводных лопастных насосов должна осуществляться в соответствии с условиями, описанными в 5.1 и с учетом кодов осложняющих факторов, для эксплуатации в которых предназначены все элементы установки.

5.10.2    МонтажУЭЛН на скважине производится при температуре не ниже минус 30 °С, если другое не указано в эксплуатационной документации изготовителя.

5.10.3    Угол отклонения ствола скважины от вертикали в зоне работы УЭЛН должен быть не более

60°.

5.10.4    Допустимый темп набора кривизны ствола скважины в зоне спуска УЭЛН не должен превышать 2° на 10 м.

5.10.5    Допустимый темп набора кривизны ствола скважины в месте подвески УЭЛН, сг₁₀ ^в Ф^аДУ^-сах на 10 м, не должен превышать значения, определяемого по формуле

275160s

^а10 “-J2-

где s — зазор между внутренним диаметром обсадной колонны и максимальным диаметральным габаритом УЭЛН, м;

L — длина УЭЛН от нижнего торца погружного электродвигателя (СПТ) до верхнего торца ловильной головки насоса плюс 9 м трубы НКТ, м.

5.10.6 Для определения зазора между внутренним диаметром обсадной колонны и максимальным диаметральным габаритом УЭЛН, необходимо провести расчет диаметрального габарита УЭЛН с учетом примененных конкретных типов оборудования, кабеля и труб НКТ. Необходимо провести расчет нескольких сечений по приведенным ниже формулам и выбрать минимальное значение для применения в формуле (5.1).

Сечение в районе муфты НКТ:

Для круглого кабеля

^si = °мин ~(Ом ^+с/к)-    (⁵-²)

Если кабель плоский, то вычислять следует по формуле

(5.3)

13

ГОСТ P 56830—2015

Содержание

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

2    Нормативные ссылки..................................................................1

3    Термины и определения...............................................................5

4    Обозначения и сокращения............................................................7

5    Общие требования к установкам скважинных электроприводных    лопастных насосов.............8

5.1    Условия эксплуатации.............................................................8

5.2    Условные обозначения, конструкция, основные параметры и    размеры.....................9

5.3    Технические требования..........................................................11

5.4    Требования безопасности.........................................................12

5.5    Экологические требования........................................................12

5.6    Правила приемки................................................................12

5.7    Методы испытаний...............................................................12

5.8    Гарантии изготовителя (комплектовщика)............................................13

5.9    Транспортирование и хранение....................................................13

5.10    Указания по эксплуатации........................................................13

5.11    Оценка показателей надежности по эксплуатационным данным.........................16

6    Общие требования к электроприводным лопастным насосам

и предвключенным газостабилизирующим устройствам.....................................16

6.1    Условные обозначения, конструкция, основные параметры и размеры....................16

6.2    Технические требования..........................................................20

6.3    Требования безопасности.........................................................23

6.4    Экологические требования........................................................23

6.5    Правила приемки................................................................23

6.6    Методы испытаний...............................................................26

6.7    Гарантии изготовителя............................................................29

6.8    Транспортирование и хранение....................................................29

7    Общие требования к погружным электродвигателям и гидрозащитам.........................29

7.1    Условные обозначения, конструкция, основные параметры и размеры....................29

7.2    Технические требования..........................................................33

7.3    Требования безопасности.........................................................38

7.4    Экологические требования........................................................38

7.5    Правила приемки................................................................38

7.6    Методы испытаний...............................................................44

7.7    Гарантии изготовителя...........................................................47

7.8    Транспортирование и хранение....................................................48

8    Общие требования к кабельным линиям и кабельным удлинителям..........................48

8.1    Условные обозначения, конструкция, основные параметры и размеры....................48

8.2    Технические требования..........................................................50

8.3    Требования безопасности.........................................................52

8.4    Экологические требования........................................................52

8.5    Правила приемки................................................................52

8.6    Методы испытаний...............................................................54

III

ГОСТ P 56830—2015

Таблица 5 — Минимальные диаметральные зазоры между УЭЛН и обсадной колонной В миллиметрах

Диаметр окружности, описывающей максимальное поперечное сечение погружной части установок (в зоне защитных ребер насоса) Минимально допустимый диаметральный зазор между УЭЛН и обсадной колонной в месте максимального сечения УЭЛН Рекомендуемый условный диаметр обсадной трубы с максимальной толщиной стенки 55 4 73 х 7,0 85 4 102 х 6,5 90 4 114 х Ю,2 95 4 127 х Ю,2 110 4 140 х Ю,5 115 5 140 х Ю,5 120 6 146 х 9,5 125 6 146 х 7,7 168 х 12,1 130 6 168 х 12,1 135 6 168 х 12,1 140 6 168 х Ю,6 145 6 178 х 13,7 Примечание — Выбор установки для эксплуатации в скважине должен учитывать размеры эксплуатационной колонны конкретной скважины и комплектацию УЭЛН.

Рисунок 2 — Схема монтажа УЭЛН при эксцентричной установке труб НКТ

15

8.7    Гарантии изготовителя...........................................................55

8.8    Транспортирование и хранение....................................................56

9    Общие требования к станциям управления..............................................56

9.1    Условные обозначения, конструкция, основные параметры и размеры....................56

9.2    Технические требования..........................................................58

9.3    Требования безопасности.........................................................64

9.4    Экологические требования........................................................64

9.5    Правила приемки................................................................64

9.6    Методы испытаний...............................................................67

9.7    Гарантии изготовителя............................................................69

9.8    Транспортирование и хранение....................................................70

10    Общие требования к трансформаторам................................................70

10.1    Условные обозначения, конструкция, основные параметры и размеры...................70

10.2    Технические требования.........................................................72

10.3    Требования безопасности........................................................74

10.4    Экологические требования.......................................................74

10.5    Правила приемки...............................................................74

10.6    Методы испытаний..............................................................75

10.7    Гарантии изготовителя...........................................................76

10.8    Транспортирование и хранение...................................................76

11    Общие требования к системам погружной телеметрии....................................77

11.1    Условные обозначения, конструкция, основные параметры и размеры...................77

11.2    Технические требования.........................................................80

11.3    Требования безопасности........................................................83

11.4    Экологические требования.......................................................83

11.5    Правила приемки...............................................................83

11.6    Методы испытаний..............................................................85

11.7    Гарантии изготовителя...........................................................89

11.8    Транспортирование и хранение....................................................89

12    Общие требования к оборудованию устья скважин.......................................90

12.1    Условные обозначения, конструкция, основные параметры и размеры...................90

12.2    Технические требования.........................................................96

12.3    Требования безопасности........................................................96

12.4    Экологические требования......................................................100

12.5    Правила приемки..............................................................101

12.6    Методы испытаний.............................................................103

12.7    Гарантии изготовителя..........................................................106

12.8    Транспортирование и хранение..................................................106

Приложение А (справочное) Влияние вязкости на оптимальную подачу

центробежных и диагональных насосов.....................................107

Приложение Б (справочное) Методика проведения контрольных испытаний

ресурсных крепежных деталей на усталость.................................109

Приложение В (справочное) Методика оценки показателей надежности установки электроприводного лопастного насоса

по эксплуатационным данным.............................................112

Приложение Г (обязательное) Габаритные и присоединительные размеры

лопастных насосов и предвключенных устройств.............................115

ГОСТ P 56830—2015

Приложение Д (обязательное) Методика измерения вибрации элементов установки электроприводного лопастного насоса

при приемо-сдаточных испытаниях.........................................117

Приложение Е (справочное) Методика проведения испытаний насоса

на масле и пересчета характеристик насоса с масла на воду...................119

Приложение Ж (обязательное) Методика испытаний предвключенных устройств:

газосепараторов, диспергаторов и газосепараторов-диспергаторов..............122

Приложение И (обязательное) Габаритные и присоединительные

размеры электродвигателей..............................................126

Приложение К (обязательное) Габаритные и присоединительные размеры гидрозащит..........128

Приложение Л (справочное) Проверка правильности чередования фаз нижних выводных концов верхних и средних секций

секционных электродвигателей............................................130

Приложение М (обязательное) Присоединительные размеры кабельной муфты

кабельного удлинителя..................................................131

Библиография.......................................................................132

V

Введение

Настоящий стандарт разработан пользователями и поставщиками установок скважинных электро-приводных лопастных насосов для добычи нефти и предназначен для использования в нефтегазовой отрасли. Стандарт устанавливает характеристики, предъявляемые к установкам электроприводных лопастных насосов, узлам входящим в состав установки, условиям их эксплуатации, оценке надежности оборудования, информации в технических условиях на конкретные изделия, объему и методам испытаний элементов установки, а также к оборудованию устья скважины. В стандарте приведены правила к технической и экологической безопасности установок.

Настоящий стандарт устанавливает правила и характеристики к стыковочным размерам оборудования и их параметрам. Стандарт не ограничивает поставщика или пользователя в применении альтернативного оборудования и альтернативных технических решений.

VI

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Нефтяная и газовая промышленность

УСТАНОВКИ СКВАЖИННЫХ ЭЛЕКТРОПРИВОДНЫХ ЛОПАСТНЫХ НАСОСОВ

Общие технические требования

Petroleum and natural gas industries. Electrical submersible pump units.

General technical requirements

Дата введения — 2016—07—01

1    Область применения

Настоящий стандарт устанавливает общие правила и характеристики установок электропривод-ных лопастных насосов, условий их эксплуатации, оценки надежности, обозначения, определения эксплуатационных и функциональных характеристик, показателей энергетической эффективности, правил приемки, хранения и перемещения систем, входящих в установку, указания по размещению установки в скважине, применяемому устьевому оборудованию. Данный стандарт распространяется на установки электроприводных скважинных лопастных насосов для добычи нефти, лопастные насосы, предвклю-ченные газостабилизирующие устройства, электродвигатели, гидрозащиты, кабельные линии, кабельные удлинители, системы погружной телеметрии, станции управления, электрические трансформаторы для питания погружных электродвигателей и оборудование устья скважин.

В настоящем стандарте не представлены иные виды вспомогательных узлов, приспособлений и оборудования, предназначенные для работы установок электроприводных лопастных насосов.

Стандарт не устанавливает правил и характеристик к ремонту и ремонтному оборудованию, обеспечивающему восстановление работоспособности узлов установки электроприводного лопастного насоса и установки в целом.

2    Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 9.032-74 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия лакокрасочные. Группы, технические требования и обозначения

ГОСТ 9.302-88 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия металлические и неметаллические неорганические. Методы контроля

ГОСТ 12.0.003-74 Система стандартов безопасности труда. Опасные и вредные производственные факторы. Классификация

ГОСТ 12.1.003-2014 Система стандартов безопасности труда. Шум. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.1.004-91 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.2.007.0-75 Система стандартов безопасности труда. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности.

ГОСТ 12.2.007.2-75 Система стандартов безопасности труда. Трансформаторы силовые и реакторы электрические. Требования безопасности

Издание официальное

ГОСТ 12.2.007.11-75 Система стандартов безопасности труда. Преобразователи электроэнергии полупроводниковые. Требования безопасности

ГОСТ 12.2.007.14-75 Система стандартов безопасности труда. Кабели и кабельная арматура. Требования безопасности

ГОСТ 12.2.024-87 Система стандартов безопасности труда. Шум. Трансформаторы силовые масляные. Нормы и методы контроля

ГОСТ 12.3.009-76 Система стандартов безопасности труда. Работы погрузочно-разгрузочные. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.3.019-80 Система стандартов безопасности труда. Испытания и измерения электрические. Общие требования безопасности

ГОСТ 15.309-98 Системы разработки и постановки продукции на производство. Испытания и приемка выпускаемой продукции. Основные положения

ГОСТ 20.39.312-85 Комплексная система общих технических требований. Изделия электротехнические. Требования по надежности

ГОСТ 20.57.406-81 Комплексная система контроля качества. Изделия электронной техники, квантовой электроники и электротехнические. Методы испытаний

ГОСТ 25.502-79 Расчеты и испытания на прочность в машиностроении. Методы механических испытаний металлов. Методы испытаний на усталость

ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения ГОСТ 27.301-95 Надежность в технике. Расчет надежности. Основные положения ГОСТ 162-90 Штангенглубиномеры. Технические условия ГОСТ 632-80 Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия ГОСТ 633-80 Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. Технические условия ГОСТ 1139-80 Основные нормы взаимозаменяемости. Соединения шлицевые прямобочные. Размеры и допуски

ГОСТ 1516.1-76 Электрооборудование переменного тока на напряжения от 3 до 500 кВ. Требования к электрической прочности изоляции

ГОСТ 2479-79 Машины электрические вращающиеся. Условные обозначения конструктивных исполнений по способу монтажа

ГОСТ ISO 2954-2014 Вибрация. Контроль состояния машин по результатам измерений вибрации на невращающихся частях. Требования к средствам измерений

ГОСТ 3484.1-88 Трансформаторы силовые. Методы электромагнитных испытаний ГОСТ 3484.2-88 Трансформаторы силовые. Испытания на нагрев

ГОСТ 3484.3-88 Трансформаторы силовые. Методы измерений диэлектрических параметров изоляции

ГОСТ 3484.4-88 Трансформаторы силовые. Испытания баков на механическую прочность ГОСТ 3484.5-88 Трансформаторы силовые. Испытания баков на герметичность ГОСТ 5151-79 Барабаны деревянные для электрических кабелей и проводов. Технические условия

ГОСТ 6033-80 Основные нормы взаимозаменяемости. Соединения шлицевые эвольвентные с углом профиля 30°. Размеры, допуски и измеряемые величины

ГОСТ 6134-2007 (ИСО 9906:1999) Насосы динамические. Методы испытаний ГОСТ 6581-75 Материалы электроизоляционные жидкие. Методы электрических испытаний ГОСТ 6827-76 (МЭК 59 (1938)) Электрооборудование и приемники электрической энергии. Ряд номинальных токов

ГОСТ 7217-87 Машины электрические вращающиеся. Двигатели асинхронные. Методы испытаний

ГОСТ 10354-82 Пленка полиэтиленовая. Технические условия

ГОСТ 11828-86 Машины электрические вращающиеся. Общие методы испытаний

ГОСТ 11677-85 Трансформаторы силовые. Общие технические условия

ГОСТ 12821-80 Фланцы стальные приварные встык на Ру от 0,1 до 20 МПа (от 1 до 200 кгс/см²). Конструкция и размеры

ГОСТ 13846-89 Арматура фонтанная и нагнетательная. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции ГОСТ 14192-96 Маркировка грузов

ГОСТ Р 56830-2015

ГОСТ 14254-96 (МЭК 60529:89) Степени защиты, обеспечиваемые оболочками (код IP)

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 15171-78 Присадка АКОР-1. Технические условия

ГОСТ 16110-82 Трансформаторы силовые. Термины и определения

ГОСТ 16350-80 Климат СССР. Районирование и статистические параметры климатических факторов для технических целей

ГОСТ 16962.1-89 Изделия электротехнические. Методы испытаний на устойчивость к климатическим внешним воздействующим факторам

ГОСТ 16962.2-90 Изделия электротехнические. Методы испытаний на стойкость к механическим внешним воздействующим факторам

ГОСТ 17398-72 Насосы. Термины и определения

ГОСТ 17516.1-90 Изделия электротехнические. Общие требования в части стойкости к механическим внешним воздействующим факторам

ГОСТ 18321-73 Статистический контроль качества. Методы случайного отбора выборок штучной продукции

ГОСТ 18620-86 Изделия электротехнические. Маркировка

ГОСТ 18690-82 Кабели, провода, шнуры и кабельная арматура. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение

ГОСТ 20243-74 Трансформаторы силовые. Методы испытаний на стойкость при коротком замыкании

ГОСТ 20799-88 Масла индустриальные. Технические условия

ГОСТ 21023-75 Трансформаторы силовые. Методы измерений характеристик частичных разрядов при испытаниях напряжением промышленной частоты

ГОСТ 21130-75 Изделия электротехнические. Зажимы заземляющие и знаки заземления. Конструкция и размеры

ГОСТ 21878-76 Случайные процессы и динамические системы. Термины и определения ГОСТ 22483-2012 (МЭК 60228:2004) Жилы токопроводящие для кабелей, проводов и шнуров ГОСТ 22756-77 (МЭК 722—86) Трансформаторы (силовые и напряжения) и реакторы. Методы испытаний электрической прочности изоляции

ГОСТ 23170-78 Упаковка для изделий машиностроения. Общие требования ГОСТ 23207-78 Сопротивление усталости. Основные термины, определения и обозначения ГОСТ 23216-78 Изделия электротехнические. Хранение, транспортирование, временная противокоррозионная защита, упаковка. Общие требования и методы испытаний

ГОСТ 24607-88 Преобразователи частоты полупроводниковые. Общие технические требования ГОСТ 24683-81 Изделия электротехнические. Методы контроля стойкости к воздействию специальных сред

ГОСТ 26118-84 Преобразователи электроэнергии полупроводниковые мощностью 5 кВ А и выше. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение

ГОСТ 26567-85 Преобразователи электроэнергии полупроводниковые. Методы электрических испытаний

ГОСТ 27471-87 Машины электрические вращающиеся. Термины и определения ГОСТ 28759.1-90 Фланцы сосудов и аппаратов. Типы и параметры

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

ГОСТ 28996-91 Оборудование нефтепромысловое устьевое. Термины и определения ГОСТ 30296-95 Аппаратура общего назначения для определения основных параметров вибрационных процессов. Общие технические требования

ГОСТ 30804.6.2-2013 Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к электромагнитным помехам технических средств, применяемых в промышленных зонах. Требования и методы испытаний

ГОСТ 30804.6.4-2013 Совместимость технических средств электромагнитная. Электромагнитные помехи от технических средств, применяемых в промышленных зонах. Нормы и методы испытаний

з

ГОСТ 32144-2013 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения

ГОСТ IEC 60034-2А—2012 Машины электрические вращающиеся. Часть 2. Методы определения потерь и коэффициента полезного действия вращающихся электрических машин при испытаниях (исключая машины для тяговых транспортных средств). Измерение потерь калориметрическим методом

ГОСТ IEC 60034-5-2011 Машины электрические вращающиеся. Часть 5. Классификация степеней защиты, обеспечиваемых оболочками вращающихся электрических машин

ГОСТ Р 8.568-97 Государственная система обеспечения единства измерений. Аттестация испытательного оборудования. Общие положения

ГОСТ Р 50779.22-2005 (ИСО 2602:1980) Статистические методы. Статистическое представление данных. Точечная оценка и доверительный интервал для среднего

ГОСТ Р 51320-99 Совместимость технических средств электромагнитная. Радиопомехи индустриальные. Методы испытаний технических средств — источников индустриальных радио-помех

ГОСТ Р 51321.1-2007 (МЭК 60439-1:2004) Устройства комплектные низковольтные распределения и управления. Часть 1. Устройства, испытанные полностью или частично. Общие технические требования и методы испытаний

ГОСТ Р 51365-2009 (ИСО 10423:2003) Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование для бурения и добычи. Оборудование устья скважины и фонтанное устьевое оборудование. Общие технические требования

ГОСТ Р 51402-99 (ИСО 3746—95) Шум машин. Определение уровней звуковой мощности источников шума по звуковому давлению. Ориентировочный метод с использованием измерительной поверхности над звукоотражающей плоскостью

ГОСТ Р 51777-2001 Кабели для установок погружных электронасосов. Общие технические условия

ГОСТ Р 51906-2002 Соединения резьбовые обсадных и насосно-компрессорных и трубопроводных труб и резьбовые калибры для них. Общие технические условия

ГОСТ Р 52719-2007 Трансформаторы силовые. Общие технические условия ГОСТ Р 52776-2007 (МЭК 60034-1—2004) Машины электрические вращающиеся. Номинальные данные и характеристики

ГОСТ Р 52931-2008 Приборы контроля и регулирования технологических процессов. Общие технические условия

ГОСТ Р 53228-2008 Весы неавтоматического действия. Часть 1. Метрологические и технические требования. Испытания

ГОСТ Р 53365-2009 Трубы обсадные и насосно-компрессорные и муфты к ним. Основные параметры и контроль резьбовых соединений. Общие технические требования

ГОСТ Р 53366-2009 (ИСО 11960:2004) Стальные трубы, применяемые в качестве обсадных или насосно-компрессорных труб для скважин в нефтяной и газовой промышленности. Общие технические условия

ГОСТ Р 56624-2015 Энергетическая эффективность. Погружные лопастные насосы и электродвигатели для добычи нефти. Классы энергоэффективности

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.