ПНСТ 478-2020 Нефтяная и газовая промышленность. Системы подводной добычи. Подводное устьевое оборудование и фонтанная арматура. Технические условия

ПНСТ 478-2020

ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Нефтяная и газовая промышленность

СИСТЕМЫ ПОДВОДНОЙ ДОБЫЧИ

Подводное устьевое оборудование и фонтанная арматура. Технические условия

Petroleum and natural gas industry. Subsea production systems. Subsea wellhead and christmas tree equipment. Specifications

ОКС 75.020

Срок действия с 2021-08-01

до 2024-08-01

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью "Газпром 335" (ООО "Газпром 335")

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 023 "Нефтяная и газовая промышленность"

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 25 декабря 2020 г. N 94-пнст

Правила применения настоящего стандарта и проведения его мониторинга установлены в ГОСТ Р 1.16-2011 (разделы 5 и 6).

Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии собирает сведения о практическом применении настоящего стандарта. Данные сведения, а также замечания и предложения по содержанию стандарта можно направить не позднее чем за 4 мес до истечения срока его действия разработчику настоящего стандарта по адресу [email protected] и/или в Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии по адресу: 123112 Москва, Пресненская набережная, д.10, стр.2.

В случае отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты" и также будет размещена на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет ()

Введение

Создание и развитие отечественных технологий и техники для освоения шельфовых нефтегазовых месторождений должно быть обеспечено современными стандартами, устанавливающими требования к проектированию, строительству и эксплуатации систем подводной добычи. Для решения данной задачи Министерством промышленности и торговли Российской Федерации и Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии реализуется "Программа по обеспечению нормативной документацией создания отечественной системы подводной добычи для освоения морских нефтегазовых месторождений". В объеме работ программы предусмотрена разработка национальных стандартов и предварительных национальных стандартов, областью применения которых являются системы подводной добычи углеводородов.

Целью разработки настоящего предварительного национального стандарта является установление единых правил и общих требований к проектированию, изготовлению, испытанию, сертификации, маркировке подводного устьевого оборудования и фонтанной арматуры.

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт распространяется на устьевое оборудование систем подводной добычи, а именно на систему подводных колонных головок, подводную фонтанную арматуру, штуцерный модуль и подвеску насосно-компрессорных труб, предназначенное для обустройства подводных скважин.

1.2 Настоящий стандарт устанавливает технические требования, требования безопасности и охраны окружающей среды, правила приемки, методы испытаний, требования по транспортированию, безопасной эксплуатации и хранению, а также гарантии изготовителя устьевого оборудования системы подводной добычи углеводородов.

1.3 При проектировании, строительстве и эксплуатации подводного устьевого оборудования и фонтанной арматуры под техническим наблюдением Российского морского регистра судоходства (РМРС) в дополнение к требованиям настоящего стандарта целесообразно выполнять требования правил [1].

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие документы:

ГОСТ 9.014-78 Единая система защиты от коррозии и старения. Временная противокоррозионная защита изделий. Общие требования

ГОСТ 9.306 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия металлические и неметаллические неорганические. Обозначения

ГОСТ 9.407 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия лакокрасочные. Метод оценки внешнего вида

ГОСТ 12.2.063 Арматура трубопроводная. Общие требования безопасности

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

ГОСТ 15.309 Система разработки и постановки продукции на производство. Испытания и приемка выпускаемой продукции. Основные положения

ГОСТ 17.1.3.02 Охрана природы. Гидросфера. Правила охраны вод от загрязнения при бурении и освоении морских скважин на нефть и газ

ГОСТ 27.002 Надежность в технике. Термины и определения

ГОСТ 356-80 (СТ СЭВ 253-76) Арматура и детали трубопроводов. Давления номинальные, пробные и рабочие. Ряды

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

ГОСТ 7512 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод

ГОСТ 7565 (ИСО 377-2-89) Чугун, сталь и сплавы. Метод отбора проб для определения химического состава

ГОСТ 9012 Металлы. Метод измерения твердости по Бринеллю

ГОСТ 9013 Металлы. Метод измерения твердости по Роквеллу

ГОСТ 9293 (ИСО 2435-73) Азот газообразный и жидкий. Технические условия

ГОСТ 9454 Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах

ГОСТ 9544 Арматура трубопроводная. Нормы герметичности затворов

ГОСТ 10198 Ящики деревянные для грузов массой св. 200 до 20000 кг. Общие технические условия

ГОСТ 14192 Маркировка грузов

ГОСТ 15150 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 17216 Чистота промышленная. Классы чистоты жидкостей

ГОСТ 18442 Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования

ГОСТ 19710 Этиленгликоль. Технические условия

ГОСТ 23170 Упаковка для изделий машиностроения. Общие требования

ГОСТ 24054 Изделия машиностроения и приборостроения. Методы испытаний на герметичность. Общие требования

ГОСТ 24297 Верификация закупленной продукции. Организация проведения и методы контроля

ГОСТ 26828 Изделия машиностроения и приборостроения. Маркировка

ГОСТ 30546.1 Общие требования к машинам, приборам и другим техническим изделиям и методы расчета их сложных конструкций в части сейсмостойкости

ГОСТ 30546.2 Испытания на сейсмостойкость машин, приборов и других технических изделий. Общие положения и методы испытаний

ГОСТ 31446 (ИСО 11960:2014) Трубы стальные обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Общие технические условия

ГОСТ 31993 (ISO 2808:2007) Материалы лакокрасочные. Определение толщины покрытия

ГОСТ 32299 (ISO 4624:2002) Материалы лакокрасочные. Определение адгезии методом отрыва

ГОСТ 33855 Обоснование безопасности оборудования. Рекомендации по подготовке

ГОСТ 34437 Арматура трубопроводная. Методика экспериментального определения гидравлических и кавитационных характеристик

ГОСТ ISO/IEC 15459-1 Информационные технологии. Технологии автоматической идентификации и сбора данных. Идентификация уникальная. Часть 1. Индивидуальные транспортируемые единицы

ГОСТ ISO/IEC 15459-2 Информационные технологии. Технологии автоматической идентификации и сбора данных. Идентификация уникальная. Часть 2. Порядок регистрации

ГОСТ Р 2.601 Единая система конструкторской документации. Эксплуатационные документы

ГОСТ Р 2.610 Единая система конструкторской документации. Правила выполнения эксплуатационных документов

ГОСТ Р 8.568 Государственная система обеспечения единства измерений. Аттестация испытательного оборудования. Основные положения

ГОСТ Р 15.301 Система разработки и постановки продукции на производство. Продукция производственно-технического назначения. Порядок разработки и постановки продукции на производство

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 51876 (ИСО 1496-1:1990) Контейнеры грузовые серии 1. Технические требования и методы испытаний. Часть 1. Контейнеры общего назначения

ГОСТ Р 53526 (ИСО 14732:1998) Персонал, выполняющий сварку. Аттестационные испытания операторов сварки плавлением и наладчиков контактной сварки для полностью механизированной и автоматической сварки металлических материалов

ГОСТ Р 53678-2009 (ИСО 15156-2:2003) Нефтяная и газовая промышленность. Материалы для применения в средах, содержащих сероводород, при добыче нефти и газа. Часть 2. Углеродистые и низколегированные стали, стойкие к растрескиванию, и применение чугунов

ГОСТ Р 53690 (ИСО 9606-1:1994) Аттестационные испытания сварщиков. Сварка плавлением. Часть 1. Стали

ГОСТ Р 54123 Безопасность машин и оборудования. Термины, определения и основные показатели безопасности

ГОСТ Р 56512 Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод. Типовые технологические процессы

ГОСТ Р ИСО 148-1 Материалы металлические. Испытание на ударный изгиб на маятниковом копре по Шарпи. Часть 1. Метод испытания

ГОСТ Р ИСО 5817 Сварка. Сварные соединения из стали, никеля, титана и их сплавов, полученные сваркой плавления (исключая лучевые способы сварки). Уровни качества

ГОСТ Р ИСО 6507-1 Металлы и сплавы. Измерение твердости по Виккерсу. Часть 1. Метод измерения

ГОСТ Р ИСО 8501-1 Подготовка стальной поверхности перед нанесением лакокрасочных материалов и относящихся к ним продуктов. Визуальная оценка чистоты поверхности. Часть 1. Степень окисления и степени подготовки непокрытой стальной поверхности и стальной поверхности после полного удаления прежних покрытий

ГОСТ Р ИСО 9712 Контроль неразрушающий. Квалификация и сертификация персонала

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

ГОСТ Р ИСО 13679-2016 Трубы стальные обсадные и насосно-компрессорные для нефтяной и газовой промышленности. Методы испытаний резьбовых соединений

ГОСТ Р ИСО 15614-1 Технические требования и аттестация процедур сварки металлических материалов. Проверка процедуры сварки. Часть 1. Дуговая и газовая сварка сталей и дуговая сварка никеля и никелевых сплавов

ГОСТ Р ИСО 17637 Контроль неразрушающий. Визуальный контроль соединений, выполненных сваркой плавлением

ГОСТ Р ИСО 17640 Неразрушающий контроль сварных соединений. Ультразвуковой контроль. Технология, уровни контроля и оценки

ГОСТ Р ЕН 13018 Контроль визуальный. Общие положения

СП 14.13330 "СНиП II-7-81* Строительство в сейсмических районах"

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов (сводов правил) в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии 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 документ, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого документа с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого документа с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины, определения, обозначения и сокращения

3.1 В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1 барьер: Конструктивный элемент оборудования, работающего под давлением, обеспечивающий герметичность.

3.1.2

3.1.3 боковой отвод: Месторасположение канальных выходов с боковой стороны основного блока задвижек.

3.1.4 дублер телеуправляемого необитаемого подводного аппарата: Устройство, предназначенное для механического управления арматурой с приводом при помощи манипуляторов телеуправляемого необитаемого подводного аппарата, в случаях, когда привод не используется по каким-либо причинам.

3.1.5

3.1.6

3.1.7

3.1.8

3.1.9

3.1.10 затрубное пространство: Кольцевое пространство между смежными обсадными колоннами, насосно-компрессорными трубами и эксплуатационной колонной.

3.1.11 изготовитель: Организация, независимо от ее организационно-правовой формы, а также индивидуальный предприниматель, осуществляющие производство и/или реализацию оборудования и отвечающие за его соответствие установленным к продукции требованиям.

3.1.12

3.1.13 коренная задвижка затрубного пространства: Шиберная задвижка, расположенная в основном блоке задвижек, являющаяся первичным барьером, перекрывающим затрубное пространство.

3.1.14

3.1.15

3.1.16

3.1.17

3.1.18

3.1.19

3.1.20 номинальный диаметр: Основной размерный параметр соединяемых частей.

3.1.21

3.1.22

3.1.23 обсадная колонна: Система труб, используемых для крепления ствола скважины.

3.1.24

3.1.25

3.1.26 особо ответственный процесс: Специальные процессы, а также те процессы, критическим образом влияющие на качество продукции или услуги.

3.1.27

3.1.28 перепускная линия: Трубопровод, соединяющий блок задвижек выкидной линии устьевой елки с блоком задвижек доступа в затрубное пространство устьевой елки.

3.1.29 подводное противовыбросовое оборудование; ППВО: Подводное оборудование, обеспечивающее герметизацию устья скважины и проведение технологических операций.

3.1.30

3.1.31

3.1.32

3.1.33

3.1.34

3.1.35 система подводных колонных головок; СПКГ: Совокупность оборудования, служащего конструктивным элементом для подвески обсадных колонн в скважине и основанием для крепления на морском дне систем бурения и заканчивания, обеспечивающего изоляцию и герметичность межколонных пространств.

3.1.36 система соединителя выкидного трубопровода/выкидной линии: Оборудование, используемое для соединения подводных трубопроводов и/или шлангокабелей с подводной фонтанной арматурой.

3.1.37 сопряжение с подводным противовыбросовым оборудованием: Соединительный узел в верхней части подводной фонтанной арматуры, обеспечивающий подсоединение спускоподъемного инструмента подводной фонтанной арматуры, подводного противовыбросового оборудования или защитного колпака подводной фонтанной арматуры.

3.1.38

3.1.39 специальные процессы: Процессы производства оборудования, результаты которых не могут быть проверены последующим контролем и/или испытаниями.

Примечание - К специальным процессам относятся все технологические процессы изготовления, недостатки которых становятся очевидными только после начала использования продукции. Перечень специальных процессов включает (но не ограничивается) сварку, наплавку и термическую обработку.

3.1.40

3.1.41

3.1.42

3.1.43

3.1.44

3.1.45

3.1.46

3.1.47 технологические линии подводной фонтанной арматуры: Линии, предназначенные для транспортирования пластового флюида, доступа в затрубное пространство, подачи химических реагентов к узлам подводной фонтанной арматуры.

3.1.48 трубная вставка: Отрезок жесткой трубы с муфтовым соединением на каждом конце для соединения трубопроводов и/или подводного оборудования, например, подводной устьевой арматуры и манифольда.

3.1.49

3.1.50 устьевой соединитель: Механизм, предназначенный для соединения и уплотнения (герметизации) подводной фонтанной арматуры с системой подводных колонных головок.

3.1.51

3.1.52 штуцерный модуль; ШМ: Извлекаемый элемент подводной фонтанной арматуры, предназначенный для размещения регулирующих устройств и измерительного оборудования, подверженных преждевременному износу.

3.1.53 эксплуатационная коренная задвижка: Шиберная задвижка, установленная в основном блоке задвижек и являющаяся первичным барьером, перекрывающим эксплуатационную линию.

3.1.54 эксплуатационная линия: Канал транспортирования пластового флюида от подвески насосно-компрессорной трубы до выкидной линии.

3.1.55

3.2 В настоящем стандарте применены следующие обозначения:

DN - номинальный диаметр;

PN - номинальное давление.

3.3 В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

4 Общие положения

4.1 Общие положения по СПКГ

4.1.1 СПКГ представляет собой систему подвесок обсадных колонн с затрубными уплотнениями для герметизации межколонных пространств, создающую контролируемый безопасный доступ в скважину. СПКГ является опорой для оборудования бурения, заканчивания и добычи углеводородов.

СПКГ состоит из следующих компонентов:

- КН (с индикатором наклона) до первой соединительной муфты;

- КК до первой соединительной муфты;

- ПОК;

- ЗУМ;

- ЗУН;

- УК;

- УКН.

4.1.2 КН является первым конструктивным элементом при обустройстве скважины, служит опорой для КК и крепления верхних слабых слоев донного грунта, а также воспринимает нагрузки в процессе бурения, заканчивания и эксплуатации. КН представляет собой колонну обсадных труб.

КН состоит из кованого корпуса колонной головки КН с приваренной удлинительной трубой и муфтой, обеспечивающей подсоединение к обсадным трубам. К удлинительной трубе приварен кронштейн, необходимый для крепления индикатора наклона. Колонная головка КН передает нагрузку от эксплуатационной колонны и промежуточных колонн обсадных труб на КН. Индикатор угла наклона КН предназначен для определения точного угла установки КН.

4.1.3 КК представляет собой колонну обсадных труб и выполняет функцию барьера высокого давления между пластовым флюидом и окружающей средой при строительстве и эксплуатации скважины.

Колонная головка КК сопрягается с ПФА через устьевой соединитель.

В зависимости от типа сопряжения между колонными головками КК и КН может быть предусмотрен механизм, обеспечивающий жесткую фиксацию колонных головок КК и КН между собой с натягом. Механизм жесткой фиксации позволяет распределить нагрузку от оборудования, установленного на КК, между колоннами.

КК состоит из кованого корпуса колонной головки КК с приваренной удлинительной трубой и соединительной муфтой, приваренной к нижней части удлинительной трубы.

4.1.4 ПОК предназначена для удержания эксплуатационной колонны, а также промежуточных колонн обсадных труб в колонной головке КК.

Наружный диаметр обсадных колонн ПОК следует выбирать в соответствии с размерным рядом согласно ГОСТ Р ИСО 13628-4.

Размерный ряд наружных диаметров обсадных колонн ПОК с указанием соответствующих минимальных размеров вертикальных проходных каналов приведен в таблице 1.

Таблица 1 - Размерный ряд наружных диаметров и вертикальных каналов обсадных колонн ПОК

ПОК необходимо устанавливать в стволовой проход колонной головки КК на опорные заплечики.

ПОК состоит из корпуса подвески и удлинительной трубы. Удлинительную трубу присоединяют к корпусу ПОК при помощи резьбы. Нижняя часть удлинительной трубы соединяется с обсадными трубами при помощи резьбы.

4.1.5 ЗУМ является основным уплотнительным узлом, устанавливаемым между корпусами КК и ПОК. ЗУМ служит для герметизации затрубного пространства обсадной колонны от давления в стволе, а также изоляции затрубных пространств друг от друга.

ЗУМ должно быть предусмотрено для каждой обсадной колонны.

4.1.6 ЗУН является дополнительным уплотнительным узлом и используется в случае повреждения уплотнительных поверхностей колонной головки КК, корпуса ПОК и ЗУМ или невозможности герметизировать пространство при помощи ЗУМ. Данная конфигурация затрубного уплотнения предусматривает использование неметаллического уплотнительного элемента.

ЗУН должно быть предусмотрено для каждой обсадной колонны.

4.1.7 ЗУМ допускается заменить на ЗУН, если зона уплотнения ЗУН находится на участке, отличном от уплотнительного участка ЗУМ, и/или используют другой уплотнительный механизм.

4.1.8 УК предназначено для уплотнения между колонной головкой КК и устьевым соединителем. УК является уплотнением металл по металлу, контактирующим по коническим поверхностям.

4.1.9 УКН представляет собой уплотнение между колонной головкой КК и устьевым соединителем, контактирующее по коническим поверхностям. УКН устанавливают в случае невозможности герметизации посредством УК при повреждении ответной конической поверхности. УКН заменять допускается на дополнительное УК, содержащее уплотнения на участке, отличном от уплотнительного участка основного УК, или использующее другой уплотнительный механизм.

4.1.10 СПКГ в сборе подразделяют по основным классификационным признакам. Классификация СПКГ приведена в таблице 2.

Таблица 2 - Классификация СПКГ

4.1.11 Спуск и установку компонентов СПКГ осуществляют при помощи комплекта инструментов и принадлежностей для выполнения спускоподъемных и сервисных операций.

Комплект инструментов и принадлежностей состоит из следующих компонентов:

- защитной втулки внутреннего профиля колонной головки КК;

- защитной втулки внутреннего профиля ПОК;

- инструмента для спуска и установки КН;

- инструмента для спуска и установки КК;

- инструмента для спуска и установки ПОК;

- инструмента для спуска и подъема защитной втулки ПОК;

- инструмента для спуска и установки затрубного уплотнения;

- инструмента для проведения испытаний с ППВО;

- инструмента для проверки герметичности ЗУМ и ЗУН;

- инструмента для измерения высоты установки ПОК;

- инструмента для удаления цемента;

- инструмента для промывки;

- инструмента для аварийного вывешивания;

- защитной заглушки от шлама;

- заглушки для временной консервации;

- противотраловой защиты СПКГ.

4.1.12 Защитные втулки внутренних профилей предназначены для защиты внутренних поверхностей КК и ПОК от повреждений во время проведения операций по строительству скважин.

4.1.13 Инструменты для спуска и установки КН, КК и ПОК позволяют выполнять спуск, установку и цементирование КН, КК и ПОК в процессе строительства скважины.

4.1.14 Инструмент для спуска и подъема защитной втулки ПОК позволяет выполнять спуск, установку и подъем защитной втулки ПОК.

4.1.15 Инструмент для спуска затрубного уплотнения позволяет выполнять спуск, установку и проверку герметичности ЗУМ и ЗУН.

4.1.16 Инструмент для проведения испытаний с ППВО позволяет проводить проверку герметичности узла соединения СПКГ с ППВО и ПФА.

4.1.17 Инструмент для проверки герметичности ЗУМ и ЗУН позволяет проводить испытания на герметичность уплотнительных узлов ЗУМ и ЗУН.

4.1.18 Инструмент для измерения высоты установки ПОК позволяет определять действительную высоту установки ПОК в стволе скважины.

4.1.19 Инструменты для удаления цемента и промывки позволяют выполнять удаление цемента с уплотнительных поверхностей ПОК и КК в местах установки ЗУМ и ЗУН, а также выполнять очистку от шлама.

4.1.20 Инструмент для аварийного вывешивания позволяет осуществлять аварийное вывешивание буровой компоновки в скважине без извлечения КНБК.

4.1.21 Защитная заглушка от шлама предназначена для защиты СПКГ от попадания в скважину посторонних предметов.

4.1.22 Заглушка для временной консервации предназначена для антикоррозионной защиты СПКГ и защиты от попадания в скважину посторонних предметов, когда операции по бурению или заканчиванию временно приостановлены.

4.1.23 Противотраловая защита предназначена для защиты СПКГ от ударного воздействия трала в регионах с рыболовной активностью, антикоррозионной защиты, а также от внешних механических повреждений.

4.2 Общие положения по ПФА

4.2.1 ПФА обеспечивает герметизацию, контроль и регулирование режима работы скважины с подводным заканчиванием устья.

В общем случае в состав ПФА входит следующее оборудование:

- устьевая елка;

- ШМ;

- подвеска НКТ;

- ПМУ.

4.2.2 В общем случае в состав устьевой елки входит следующее оборудование:

- основной блок задвижек;

- блок задвижек выкидной линии;

- блок задвижек доступа в затрубное пространство;

- запорная арматура;

- блок электрических соединителей;

- блок гидравлических соединителей;

- устьевой соединитель;

- несущая рама;

- панель управления;

- выкидная линия;

- перепускная линия;

- трубная обвязка системы управления ЗА и РА;

- многоканальные соединители гидравлических перемычек;

- дроссели подачи химических реагентов.

4.2.2.1 Основной блок задвижек является центральной частью ПФА и предназначен для осуществления запорной и регулирующих функций.

Основной блок задвижек обеспечивает:

- перекрытие потока пластового флюида;

- сопряжение с колонной головкой КК;

- сопряжение с подводным противовыбросовым оборудованием для обеспечения доступа к скважине и установки НКТ;

- сопряжение с подвеской НКТ;

- технологический доступ в затрубное пространство;

- сопряжение с блоками задвижек выкидной линии и доступа в затрубное пространство.

4.2.2.2 Блок задвижек выкидной линии предназначен для отвода пластового флюида в выкидную линию.

Блок задвижек выкидной линии обеспечивает сопряжение с перепускной и выкидной линиями.

4.2.2.3 Блок задвижек доступа в затрубное пространство предназначен для обеспечения доступа через технологические линии в затрубное пространство, а также в область между коренной и боковой задвижками через перепускную линию.

Блок задвижек доступа в затрубное пространство обеспечивает сопряжение с перепускной линией.

4.2.2.4 ЗА предназначена для герметичного перекрытия технологических линий.

4.2.2.5 Блок электрических соединителей предназначен для присоединения подводимых электрических или сигнальных линий, обеспечивающих обмен данными с измерительным внутрискважинным оборудованием.

4.2.2.6 Блок гидравлических соединителей предназначен для присоединения линий подачи гидравлической жидкости к подвеске НКТ и внутрискважинному оборудованию.

4.2.2.7 Устьевой соединитель предназначен для установки ПФА на колонную головку колонны кондуктора СПКГ и обеспечения герметичного соединения с учетом влияния внешних воздействий.

4.2.2.8 Несущая рама представляет собой металлическую конструкцию, предназначенную:

- для монтажа элементов ПФА;

- обеспечения жесткости конструкции ПФА;

- размещения системы ЭХЗ.

4.2.2.9 Панель управления представляет собой элемент ПФА, содержащий интерфейсы управления функциями с помощью ТНПА:

- интерфейсы управления ЗА;

- интерфейс соединения блока электрических интерфейсов;

- интерфейс соединения блока гидравлических интерфейсов;

- интерфейсы управления ЗА для гидравлической системы управления ПФА;

- интерфейсы соединений многоканальных гидравлических перемычек;

- интерфейсы соединений ТНПА;

- интерфейс съемных дросселей для подачи химических реагентов;

- интерфейсы для временного хранения защитных крышек и/или разъемных электрических интерфейсов.

4.2.2.10 Выкидная линия предназначена для транспортирования пластового флюида от блока задвижек выкидной линии до соединительной втулки внутрипромыслового трубопровода или трубной вставки.

4.2.2.11 Перепускная линия предназначена для обеспечения доступа сервисных линий в боковой отвод между коренной и боковой задвижками.

4.2.2.12 Трубная обвязка системы управления ЗА и РА предназначена для передачи гидравлической жидкости между элементами ПФА, а именно:

- соединительным блоком ПМУ;

- приводами ЗА;

- интерфейсами соединительной втулки ШМ;

- многоканальными соединениями гидравлических перемычек;

- интерфейсом и приводом устьевого соединителя;

- блоком гидравлических соединителей внутрискважинного оборудования.

4.2.2.13 Многоканальные соединители гидравлических перемычек предназначены для подключения блока гидравлических соединителей, обеспечивающего подачу гидравлической жидкости и химических реагентов к элементам системы управления и прочим элементам ПФА.

Многоканальные соединители для подключения к системе управления подводной добычей и системе управления оборудованием доступа в скважину устанавливают на панели управления ПФА.

4.2.2.14 Дроссель подачи химических реагентов предназначен для регулировки подачи химических реагентов, поступающих в пластовый флюид через элементы ПФА.

4.2.3 ШМ в общем случае состоит из следующих элементов:

- несущая рама;

- секция выкидной линии;

- узел соединения с ПФА;

- трубная обвязка системы управления;

- эксплуатационный дроссель (штуцер);

- многофазный расходомер;

- КИП;

- ЗА и РА подачи химических реагентов.

4.2.3.1 Трубопровод выкидной линии

Трубопровод выкидной линии представляет собой систему трубопроводов из коррозионно-стойких сплавов с соединительными элементами фланцевого типа (или сварными) с уплотнениями типа "металл по металлу" и местами для установки и подключения КИП, гидравлических линий впрыска и т.д.

В состав трубопровода входят:

- трубы, фланцы и отводы из коррозионно-стойкого сплава;

- уплотнения "металл по металлу".

4.2.3.2 Дроссель эксплуатационный предназначен для регулирования параметров потока флюида при помощи изменения его проходного сечения.

В состав дросселя эксплуатационного входят:

- проточная часть;

- привод;

- регулирующий элемент.

Проточная часть дросселя присоединяется к трубопроводу выкидной линии посредством фланцевых соединений с уплотнениями "металл по металлу" и выполняется из коррозионно-стойких сплавов.

Привод дросселя предназначен для перемещения и фиксации положения регулирующего элемента, а также комплектуется вспомогательными механизмами (системой аварийного управления, механизмом индикации и т.д.) и датчиками положения, для передачи информации в СУ СПД.

Требования к конструированию регулирующего элемента приведены в [2], так как он является компонентом наиболее подверженным воздействию регулируемой среды.

Дроссель допускается изготавливать в неизвлекаемом исполнении, полностью извлекаемом исполнении и исполнении с извлекаемым приводом.

Соединительная втулка предназначена для дистанционного герметичного присоединения и отсоединения ШМ (трубопровода эксплуатационной линии и прочих линий) к ПФА. Соединительная втулка выполняется в хомутовом или цанговом исполнении.

Втулка, как правило, включает в себя гидравлические быстроразъемные интерфейсы и уплотнительные кольца "металл по металлу".

4.2.3.3 МФР предназначен для измерения параметров добываемого флюида и передачи их в СУ. МФР монтируется в разрыв трубопровода выкидной линии посредством фланцевых соединений и уплотнений "металл по металлу".

4.2.3.4 Комплект измерительного оборудования представляет собой датчики давления, температуры, выноса песка, эрозии трубопроводов и т.д., служащих для передачи соответствующей информации в СУ СПД.

4.2.3.5 Комплект электрических соединителей и кабелей предназначен для присоединения подводимых электрических или сигнальных линий, обеспечивающих обмен данными с СУ СПД при помощи интерфейсов, предназначенных для стыковки в подводном положении.

4.2.3.6 Система впрыска химических реагентов включает в себя ЗА, дроссели впрыска химических реагентов, трубную обвязку и предназначена для контролируемой подачи различных химических реагентов в трубопровод эксплуатационной линии (ингибиторы коррозии, МЭГ и т.д.).

4.2.3.7 Рама представляет собой сварную металлоконструкцию для размещения элементов ШМ. Обеспечивает его транспортирование отдельно от ПФА, спуск и подъем. Как правило, включает в себя систему мягкой посадки ШМ, систему ЭХЗ, а также необходимые грузозахватные элементы и защитный чехол.

4.2.3.8 Подвеска НКТ в общем случае состоит из следующих элементов:

- корпус подвески НКТ;

- механизм блокировки подвески НКТ в основном клапанном блоке;

- переводник подвески НКТ;

- блок ориентации подвески НКТ;

- кольцевые уплотнения;

- блок гидравлических соединителей;

- блок электрических соединителей.

4.2.3.9 Корпус подвески НКТ является несущим элементом и предназначен для восприятия нагрузок и размещения остальных элементов подвески НКТ. Корпус подвески НКТ обеспечивает доступ в эксплуатационный канал и затрубное пространство, передачу гидравлической жидкости и электрических сигналов от ПМУ к внутрискважинному оборудованию и сопряжение с основным блоком задвижек устьевой елки.

4.2.3.10 Корпус подвески НКТ включает в себя:

- конструктивные элементы, обеспечивающие жесткость конструкции подвески НКТ при монтаже;

- эксплуатационный канал;

- боковой канал выкидной линии;

- резьбу для присоединения переводника подвески НКТ;

- конструктивные элементы, обеспечивающие доступ в затрубное пространство;

- кольцевой опорный заплечик;

- каналы электрических линий управления;

- каналы гидравлических линий управления;

- интерфейс с внутрискважинными линиями управления и подачи химических реагентов.

4.2.3.11 Механизм блокировки обеспечивает фиксацию подвески НКТ в устьевой елке и подключение сервисного инструмента подвески НКТ. Механизм блокировки подвески НКТ включает в себя:

- конструктивные элементы, обеспечивающие жесткость конструкции;

- профиль для подключения сервисного инструмента подвески НКТ;

- устройство фиксации подвески НКТ в устьевой елке.

4.2.3.12 Блок ориентации подвески НКТ предназначен для позиционирования подвески НКТ в горизонтальной плоскости при монтаже.

4.2.3.13 Кольцевые уплотнения предназначены для герметизации бокового отвода подвески НКТ при установке в устьевую елку и изоляции зоны подключения гидравлических и электрических соединителей.

4.2.3.14 Блок гидравлических соединителей обеспечивает дистанционное подключение к блоку быстроразъемных интерфейсов устьевой елки.

4.2.3.15 Блок электрических соединителей предназначен для передачи электрических сигналов от устьевой елки к внутрискважинному оборудованию. В общем случае включает:

- электрический соединитель для подключения к устьевой елке;

- волоконно-оптический соединитель с устьевой елкой (при наличии);

- кабель;

- интерфейсы подключения внутрискважинного оборудования;

- герметичную распределительную коробку (при наличии).

4.2.3.16 Переводник подвески НКТ предназначен для обеспечения технологических операций по соединению колонны НКТ и корпуса подвески НКТ.

4.2.3.17 Верхние и нижние заглушки предназначены для герметизации эксплуатационного канала подвески НКТ после монтажа.

ПФА подразделяют по основным классификационным признакам, приведенным в таблице 3.

Таблица 3 - Классификация ПФА

5 Технические требования

5.1 Основные параметры и характеристики

5.1.1 СПКГ и ПФА должны соответствовать требованиям настоящего стандарта и ГОСТ Р ИСО 13628-4 (см. также [2] и [3]).

5.1.2 Целесообразно обеспечить соответствие СПКГ и ПФА основополагающим барьерным принципам (см. [4], приложение J).

5.1.3 Требования к разработке и постановке на производство устьевого оборудования определяют согласно ГОСТ Р 15.301.

5.2 Основные параметры и характеристики СПКГ

5.2.1 СПКГ в сборе должна быть спроектирована на номинальное рабочее давление 69 МПа или 103,5 МПа по ГОСТ Р ИСО 13628-4 и при максимальной рабочей температуре с учетом [2].

5.2.2 СПКГ в сборе должна быть спроектирована на УТТ согласно ГОСТ Р ИСО 13628-4-2016 (приложение М) 3 или 3G.

5.2.3 Минимальные вертикальные проходные каналы КК и ПОК следует выбирать в соответствии с ГОСТ Р ИСО 13628-4-2016 (подпункты 7.8.1.2 и 8.6.2.3.2).

5.2.4 Колонная головка КН должна выдерживать нагрузку от веса обсадных колонн КК и ПОК в соответствии с проектными условиями.

5.2.5 Колонная головка КК должна выдерживать нагрузку от веса обсадных колонн и нагрузки, возникающие при бурении и заканчивании скважины, в соответствии с проектными условиями.

5.2.6 Корпус каждой ПОК должен быть рассчитан на нагрузку от обсадных колонн не менее 450 т. Нагрузку подбирают в соответствии с проектными условиями.

5.2.7 КН должна выдерживать изгибающий момент не менее 4000 кНм. Изгибающий момент подбирают в соответствии с проектными условиями.

5.2.8 КК должна выдерживать изгибающий момент не менее 7000 кНм. Изгибающий момент подбирают в соответствии с проектными условиями.

5.2.9 КК должна содержать механизм жесткой фиксации в осевом направлении относительно КН.

5.2.10 КН должна выдерживать внутреннее давление не менее 13,8 МПа. Внутреннее давление подбирают в соответствии с проектными условиями.

5.2.11 Номинальное рабочее давление колонной головки КК должно соответствовать номинальному рабочему давлению СПКГ.

5.2.12 Номинальное рабочее давление ПОК должно соответствовать номинальному рабочему давлению СПКГ.

5.2.13 Номинальное рабочее давление ЗУМ/ЗУН должно соответствовать номинальному рабочему давлению СПКГ.

5.2.14 Устьевой соединитель колонной головки КК с ПФА и ППВО должен обеспечивать герметичность соединения.

5.3 Основные показатели и характеристики ПФА

5.3.1 Элементы ПФА, контактирующие с пластовым флюидом, должны быть выполнены в соответствии с допустимыми номинальными давлениями по ГОСТ Р ИСО 13628-4-2016 (подпункт 5.1.2.1.2.1):

- 34,5 МПа;

- 69,0 МПа;

- 103,5 МПа.

5.3.2 Элементы ПФА, контактирующие с пластовым флюидом, целесообразно изготавливать в соответствии с номинальным рабочим температурным диапазоном U (от минус 18°С до плюс 121°С) (см. [2], подпункт 4.2.2.3).

5.3.3 Элементы ПФА, подверженные влиянию переходных низкотемпературных эффектов охлаждения, должны быть выполнены с учетом расширения нижней границы рабочего диапазона температур в соответствии с требованиями ГОСТ Р ИСО 13628-4-2016 (подпункт 5.1.2.2.1).

5.3.4 Элементы ПФА, указанные в ГОСТ Р ИСО 13628-4-2016 (таблица 3), целесообразно изготавливать в соответствии с УЭТ 2 (см. [2], приложение F).

5.3.5 Для элементов ПФА, работающих под давлением, но не контактирующих с пластовым флюидом, целесообразно обеспечить соответствие требованиям УТТ 3 (см. [2], подпункт 7.4.9.5).

5.3.6 Для элементов ПФА, контактирующих с пластовым флюидом, целесообразно обеспечить соответствие требованиям УТТ 3G (см. [2], подпункты 7.4.9.5.7-7.4.9.5.9).

5.3.7 Номинальное давление гидравлических элементов системы управления ПФА следует выбирать из следующего стандартного ряда:

- 34,5 МПа;

- 69,0 МПа;

- 103,5 МПа.

Исключение составляют элементы обратной линии, номинальное давление которых может иметь прочие значения, но не должно быть менее 5 МПа.

5.3.8 Номинальное давление гидравлических линий управления внутрискважинным оборудованием, линий подачи химических реагентов, включая соединительные элементы, должно быть не ниже 69,0 МПа.

5.3.9 Приводы ЗА и РА должны сохранять работоспособность при отклонении подаваемого давления в пределах от 0,9 до 1,1 номинального давления, в соответствии с ГОСТ Р ИСО 13628-4-2016 (подпункт 5.1.2.1.6).

5.3.10 Запас прочности корпусных и рамных элементов ПФА должен быть не менее 1,5 по ГОСТ Р ИСО 13628-4-2016 (подпункты 5.1.3.6-5.1.3.8).

5.3.11 Защита от коррозии элементов ПФА должна учитывать требования ГОСТ Р ИСО 13628-4-2016 (пункт 5.2.4).

5.3.12 ЭХЗ целесообразно проектировать с учетом требований к обеспечению работоспособности ГОСТ Р ИСО 13628-4-2016 (пункт 5.4.8), (см. также [5]).

5.3.13 ЭХЗ должна быть спроектирована с учетом необходимости обеспечения дополнительной коррозионной защиты СПКГ и ПМУ.

5.3.14 Условный проход технологических линий ПФА (линий блоков задвижек, выкидных линий, линий затрубного пространства, перепускной линии, линий подачи химических реагентов внутри корпусных элементов) следует выбирать из размерного ряда (см. [2], приложение В):

- 46 мм (1 13/16 дюйма);

- 52 мм (2 1/16 дюйма);

- 65 мм (2 9/16 дюйма);

- 78 мм (3 1/16 дюйма);

- 79 мм (3 1/8 дюйма);

- 103 мм (4 1/16 дюйма);

- 105 мм (4 1/8 дюйма);

- 130 мм (5 1/8 дюйма);

- 179 мм (7 1/16 дюйма).

Требование не распространяется на размерный ряд трубной обвязки линий системы управления и подачи химических реагентов.

5.3.15 Коэффициент запаса прочности подвески НКТ должен быть не менее 1,5 согласно ГОСТ Р ИСО 13628-4-2016 (пункт 5.1.3), за исключением переводника подвески НКТ.

5.3.16 Коэффициент запаса прочности переводника подвески НКТ определяется по ТУ предприятия - изготовителя трубы.

5.3.17 Наружный диаметр НКТ должен соответствовать следующим значениям размерного ряда в соответствии с ГОСТ 31446:

- 127,0 мм (5 дюймов);

- 177,8 мм (7 дюймов).

5.3.18 Толщину стенки переводника подвески НКТ следует выбирать в соответствии с номинальным рабочим давлением подвески НКТ из групп прочности в соответствии с требованиями ГОСТ 31446.

5.3.19 Условный проход канала выкидной линии подвески НКТ должен соответствовать условному проходу устьевой елки, который целесообразно выбирать из следующих значений размерного ряда (см. [2], приложение В):

- 46 мм (1 13/16 дюймов);

- 52 мм (2 1/16 дюймов);

- 65 мм (2 9/16 дюймов);

- 78 мм (3 1/16 дюймов);

- 79 мм (3 1/8 дюймов);

- 103 мм (4 1/16 дюймов);

- 105 мм (4 1/8 дюймов);

- 130 мм (5 1/8 дюймов);

- 179 мм (7 1/16 дюймов).

5.4 Требования к конструкции

5.4.1 Все сварные соединения должны быть подвергнуты 100%-ному неразрушающему контролю. Контроль качества сварных швов проводит ОТК изготовителя на специально подготовленных площадках (участках), обеспечивающих доступ для проведения неразрушающего контроля (визуального, ультразвукового, радиографического и иного) 100%-ной поверхности сварных соединений компонентов.

5.4.2 В сварных соединениях не допускается наличие поверхностных дефектов, оценка уровня дефектности которых определена в ГОСТ Р ИСО 5817.

5.4.3 Внутренние дефекты не должны превышать значений уровня "В" согласно ГОСТ Р ИСО 5817.

5.5 Требования к конструкции СПКГ

5.5.1 Корпуса колонных головок КН и КК должны быть приварены к удлинительным трубам соответствующего типоразмера. Удлинительные трубы должны быть приварены к соединительным муфтам соответствующего типоразмера.

5.5.2 Тип соединительных муфт КН и КК для соединения с обсадными трубами выбирают в соответствии с проектными условиями.

5.5.3 Корпус колонной головки КН и корпус ПОК должны иметь отверстия для выхода цемента. Диаметры отверстий для выхода цемента целесообразно обеспечить не менее гарантированного зазора между скважиной и обсадной колонной либо между обсадными колоннами в соответствии с руководящим документом [6] (таблица 1). Диаметр отверстий для выхода цемента колонной головки КН должен быть не менее 40 мм. Диаметр отверстий для корпуса ПОК должен быть не менее 25 мм. Диаметр отверстий подбирают в соответствии с проектными условиями. Минимальную суммарную площадь поперечного сечения отверстий

вычисляют по формуле

, (1)

где

- диаметр скважины (диаметр предыдущей обсадной колонны);

- наружный диаметр цементируемой обсадной колонны.

5.5.4 Колонная головка КН должна иметь индикатор наклона для определения точного угла установки КН. Границы измерения угла должны находиться в пределах от 0° до 2° в любом направлении (цена деления не более одного градуса). Место установки и количество индикаторов наклона на КН следует выбирать с учетом обеспечения возможности снятия показаний при помощи ТНПА.

5.5.5 Верхняя часть колонной головки КК должна иметь специальный профиль сопряжения с ППВО и ПФА. Характеристики узла сопряжения подтверждаются сертификатом соответствия.

5.5.6 Стыковку корпуса ПОК с удлинительной трубой, а удлинительной трубы с обсадными колоннами следует выполнять при помощи резьбового соединения.

Параметры соединения ПОК с удлинительной трубой эксплуатационной колонны для газовых скважин должны соответствовать требованиям надежности, прочности, температурного воздействия согласно ГОСТ Р ИСО 13679-2016 (пункт 5.1.1) для уровня CAL IV.

5.5.7 ЗУМ и ЗУН должны обеспечивать герметичность между КК и ПОК во всем диапазоне рабочих давлений и температур. Герметичность должна быть обеспечена в обоих направлениях.

5.5.8 Конструкция ЗУМ и ЗУН должна обеспечивать фиксацию ЗУМ и ЗУН в осевом направлении.

5.5.9 ПОК должна быть зафиксирована для предотвращения перемещений от температурных расширений.

5.5.10 В ЗУН должно быть предусмотрено не менее двух уплотнительных поверхностей.

5.5.11 Механизм жесткой фиксации необходимо предусмотреть между колонными головками КН и КК для распределения нагрузки между колоннами.

5.5.12 Система защиты от коррозии компонентов СПКГ должна сочетать использование АКП и электрохимической защиты с целью обеспечения защиты в течение всего срока службы.

5.5.13 Конструктивное исполнение компонентов СПКГ должно обеспечивать возможность дистанционной сборки на морском дне и герметизацию узлов СПКГ с использованием комплекта инструментов и принадлежностей.

5.5.14 Комплект инструментов и принадлежностей должен обеспечивать:

- дистанционную сборку компонентов СПКГ на морском дне без риска развинчивания (раскрепления) бурильной колонны;

- спуск и установку КН;

- спуск и установку КК;

- спуск, установку и извлечение защитных втулок;

- спуск, установку и извлечение затрубных уплотнений;

- спуск и установку ПОК;

- проведение испытаний с ППВО, а также проверку герметичности ЗУМ и ЗУН;

- защиту СПКГ при временной и продолжительной остановках бурения или заканчивания;

- защиту внутренних поверхностей при бурении;

- защиту внутренних поверхностей от коррозии;

- герметизацию вертикального канала корпуса КК для испытания с ППВО;

- герметизацию вертикального канала корпусов ПОК для испытания с ППВО;

- возможность стравливания воздуха из КН и КК в процессе строительства скважины;

- промывку и очистку уплотнительных поверхностей;

- измерение высоты установки ПОК.

5.5.15 Минимально требуемые функциональные возможности комплекта инструментов для спускоподъемных и сервисных операций приведены в таблице 4. Пересечение, дублирование и комбинирование различных функциональных возможностей инструмента допускается.

Таблица 4 - Минимально требуемые функциональные возможности комплекта инструментов

5.6 Требования к конструкции ПФА

5.6.1 Конструкция ПФА должна обеспечивать:

- взаимозаменяемость конструкции в целом и ее элементов;

- сохраняемость в период транспортирования и хранения;

- возможность дистанционного подводного монтажа/демонтажа и эксплуатации;

- герметичность сопрягаемых элементов оборудования.

5.6.2 Расположение ЗА в блоках задвижек должно соответствовать ГОСТ Р ИСО 13628-4.

5.6.3 Доступ в затрубное пространство основного блока задвижек должен обеспечиваться через его верхнюю часть.

5.6.4 Основной блок задвижек должен обеспечивать монтаж и блокировку подвески НКТ.

5.6.5 Основной блок задвижек должен предусматривать наличие опорного заплечика, обеспечивающего размещение подвески НКТ с учетом веса внутрискважинного оборудования, а также монтажных нагрузок.

5.6.6 Основной блок задвижек должен предусматривать наличие блока гидравлических соединителей и блока электрических соединителей, либо блока/блоков комбинированных электрогидравлических соединителей, соединяемых с ответными блоками интерфейсов подвески НКТ при помощи инструментов ТНПА, для управления внутрискважинным оборудованием, подачи химических реагентов и выполнения проверки герметичности.

5.6.7 Основной блок задвижек должен обеспечивать взаимное позиционирование с сопрягаемыми элементами подвески НКТ.

5.6.8 Конструкция ШМ должна обеспечивать взаимное позиционирование с сопрягаемыми элементами ПФА.

5.6.9 Основной блок задвижек должен обеспечивать герметичность бокового отвода и области соединения электрических и гидравлических соединителей.

5.6.10 Основной блок задвижек должен предусматривать линию для проверки герметичности при монтаже подвески НКТ.

5.6.11 Конструктивным исполнением ЗА для перекрытия эксплуатационной линии и затрубного пространства должны быть предусмотрены герметично закрываемые шиберные задвижки, снабженные гидравлическим приводом.

5.6.12 ПФА должна иметь не менее чем по две задвижки для перекрытия эксплуатационной линии и затрубного пространства, а именно коренные и боковые задвижки эксплуатационной линии и затрубного пространства.

5.6.13 Устьевой соединитель должен обеспечивать фиксацию на КК СПКГ при помощи механических фиксирующих элементов, приводимых в действие гидравлическим приводом.

5.6.14 Устьевой соединитель должен обеспечивать герметичность соединения с КК за счет металлического кольцевого уплотнения.

5.6.15 Устьевой соединитель должен обеспечивать возможность управления посредством ТНПА через интерфейс, располагаемый на панели управления.

5.6.16 Устьевой соединитель должен обеспечивать возможность аварийного разъединения посредством инструмента ТНПА.

5.6.17 Устьевой соединитель должен обеспечивать возможность подачи давления на металлическое кольцевое уплотнение для проверки герметичности.

5.6.18 Устьевой соединитель должен снабжаться индикатором положения для обеспечения визуального контроля положения при помощи ТНПА. Индикатор положения выводится на панель управления.

5.6.19 Конструкция блоков задвижек должна обеспечивать подачу химических реагентов между коренной и боковой задвижками эксплуатационной линии.

5.6.20 Для коренных и боковых задвижек целесообразно обеспечить их соответствие требованиям УЭТ 2, класс II (см. [2]).

5.6.21 ПФА должна предусматривать наличие перепускной задвижки, обеспечивающей перекрытие перепускной линии.

5.6.22 Конструкция блоков задвижек должна обеспечивать размещение датчиков давления и температуры в областях между коренной и боковой задвижками эксплуатационной линии и в полости затрубного пространства непосредственно за коренной задвижкой затрубного пространства.

5.6.23 ЗА с гидравлическим приводом управления должны иметь механический дублер управления для ТНПА.

5.6.24 Линии подачи химических реагентов должны содержать интегрированные обратные клапаны и шиберную задвижку с гидравлическим приводом и дублером управления для ТНПА.

5.6.25 Для ЗА, перекрывающей технологические линии, целесообразно обеспечить двустороннюю герметичность в соответствии с требованиями УТТ 3G (см. [2]).

5.6.26 Для ЗА, перекрывающей линии трубной обвязки системы управления, целесообразно обеспечить двустороннюю герметичность в соответствии с требованиями УТТ 3 (см. [2]).

5.6.27 Конструкция ПФА должна обеспечивать возможность регулируемой подачи химических реагентов к узлам ПФА.

5.6.28 Регулирование подачи химических реагентов должно выполняться для каждой линии подачи отдельно посредством РА в съемном исполнении.

5.6.29 Выкидная линия должна иметь минимальное количество фланцевых соединений.

Примечание - Предпочтение должно отдаваться сварным соединениям.

5.6.30 Соединительные втулки для монтажа ШМ и внутрипромыслового трубопровода должны иметь направляющие элементы, обеспечивающие точное позиционирование сопрягаемого оборудования.

5.6.31 Соединительная втулка для монтажа ШМ должна содержать гидравлические интерфейсы линий управления ЗА и РА и линии подачи химических реагентов.

5.6.32 Соединительная втулка выкидной линии должна обеспечивать дистанционное подключение системы соединения внутрипромыслового трубопровода с использованием ТНПА.

5.6.33 Конструкция несущей рамы должна обеспечивать монтаж внутри рамы блоков задвижек, устьевого соединителя, соединительных втулок ШМ и внутрипромыслового трубопровода, ШМ, панели управления, направляющих элементов ПМУ, ответного блока гидравлических и электрических соединителей ПМУ, а также прочих узлов, входящих в конструкцию ПФА.

5.6.34 Конструкция несущей рамы должна предусматривать наличие направляющих элементов для обеспечения правильного позиционирования при монтаже съемного оборудования.

5.6.35 Направляющие элементы несущей рамы должны обеспечивать установку и закрепление съемного оборудования в пределах допускаемого угла отклонения от вертикали 1°.

5.6.36 Узлы ПФА и отдельные компоненты не должны выходить за габаритные размеры несущей рамы в горизонтальной плоскости.

5.6.37 В конструкции несущей рамы целесообразно предусматривать места крепления для транспортирования (см. [7]), а для случаев, когда нагрузка превышает более 50 т (см. [8]).

5.6.38 Конструкция несущей рамы должна предусматривать возможность присоединения (монтажа) протекторов ЭХЗ.

5.6.39 Конструкция несущей рамы должна обеспечивать защиту от повреждений при спуске со скоростью 0,5 м/с.

5.6.40 ПФА должна выдерживать нагрузки, возникающие при монтаже ШМ, ПМУ, съемных дросселей, внутрипромыслового трубопровода, а также прочих съемных элементов ПФА при спуске со скоростью 0,5 м/с.

5.6.41 Несущая рама должна предусматривать наличие панели управления.

5.6.42 Панель управления следует располагать не ниже 1,5 м от уровня дна (см. также [3]).

5.6.43 Для несущей рамы целесообразно предусматривать наличие поручней для стабилизации положения ТНПА (см. также [3]).

5.6.44 Панель управления должна содержать интерфейсы управления ЗА (дублеров управления ТНПА) при помощи инструментов или манипуляторов ТНПА, точки подключения инструментов/интерфейсов ТНПА для управления приводами или проведения контроля герметичности при монтаже, а также прочих органов управления, используемых ТНПА при монтаже, проведении пусконаладочных работ, эксплуатации и техническом обслуживании.

5.6.45 Панель управления должна содержать индикаторы положения "открыто/закрыто" для каждой ЗА.

5.6.46 Интерфейсы ЗА трубной обвязки для линий системы управления и химических реагентов с номинальным диаметром до 26 мм следует изготавливать соответствующими типу А или В (см. [3], пункт 6.5).

5.6.47 Для панели управления следует обеспечить наличие интерфейсов приводов ЗА для подключения инструментов ТНПА:

- классу "4" (см. [3], пункт 6.6) для вращательного исполнения;

- типу А или В (см. [3], пункт 6.7) для линейного исполнения.

5.6.48 Для интерфейсов на панели управления целесообразно обеспечить соответствие типу В (см. [3], пункт 6.10).

5.6.49 Панель управления должна содержать интерфейсы для подключения гидравлической перемычки и шлангокабеля системы обслуживания и ремонта.

5.6.50 Панель управления должна предусматривать места временного хранения защитных крышек интерфейсов многоканальных соединений.

5.6.51 На панели управления должна быть расположена контрольная точка измерения защитного потенциала ПФА.

5.6.52 Элементы трубопроводной обвязки линий системы управления и подачи химических реагентов должны быть закреплены на несущей раме и между собой. Расстояние между точками крепления не должно превышать 1,5 м.

5.6.53 Ответные части интерфейсов гидравлических соединителей должны быть снабжены обратными клапанами.

5.6.54 Конструкция гидравлических приводов элементов ПФА должна обеспечивать работоспособность при классе чистоты гидравлической жидкости не ниже класса 13 по ГОСТ 17216 или 10B-F (см. [9]).

5.6.55 Конструкция гидравлических приводов элементов ПФА должна обеспечивать возможность промывки через трубную обвязку системы управления до требуемого класса чистоты без осуществления разборки.

5.6.56 Фланцевые соединения должны обеспечивать герметичность соединения металлическими кольцевыми уплотнениями типа металл по металлу в соответствии с ГОСТ Р ИСО 13628-4-2016 (подразделы 7.1 и 7.6).

5.7 Требования к конструкции ШМ

5.7.1 ШМ должен предусматривать наличие электрических соединителей, соединяемых с ответными интерфейсами ПМУ при помощи инструментов ТНПА, для управления функциями ШМ и получения информации с датчиков, расположенных на ШМ.

5.7.2 Конструкция трубопровода выкидной линии ШМ должна обеспечивать размещение МФР, датчиков давления и температуры, датчика эрозии и датчика выноса песка и прочих КИП в случае необходимости.

5.7.3 Конструкция трубопровода выкидной линии ШМ должна обеспечивать присоединение линий подачи химических реагентов.

5.7.4 Соединительная муфта ШМ должна обеспечивать фиксацию на ПФА при помощи механических фиксирующих элементов, приводимых в действие приводом (как правило, вращательного типа), управляемым при помощи ТНПА.

5.7.5 Соединительная муфта ШМ должна обеспечивать герметичность соединения трубопровода выкидной линии, а также линий подачи химических реагентов за счет сменных металлических кольцевых уплотнений.

5.7.6 Соединительная муфта ШМ должна обеспечивать герметичность соединения управляющих гидравлических линий ШМ с соответствующими линиями ПФА, как правило, при помощи БРС.

5.7.7 Соединительная муфта ШМ для монтажа ШМ должна содержать гидравлические интерфейсы линий управления ЗА и РА и линии подачи химических реагентов.

5.7.8 Соединительная муфта ШМ должна иметь направляющие элементы, обеспечивающие точное позиционирование сопрягаемого оборудования.

5.7.9 Соединительная муфта ШМ в случае необходимости должна обеспечивать возможность подачи давления на металлические кольцевые уплотнения для проверки их герметичности.

5.7.10 Соединительная муфта ШМ должна быть снабжена индикатором положения для обеспечения визуального контроля положения при помощи ТНПА. Индикатор положения должен быть расположен в непосредственной близости от привода соединительной муфты.

5.7.11 Выкидная линия ШМ должна иметь не менее двух датчиков для контроля давления и температуры флюида, расположенных за эксплуатационным дросселем.

5.7.12 Эксплуатационный дроссель должен располагаться после МФР в трубопроводе эксплуатационной линии ШМ по направлению потока добываемого флюида.

5.7.13 Шиберные задвижки ШМ должны быть снабжены гидравлическим приводом и иметь индикатор положения. По согласованию с заказчиком, задвижки могут иметь иное исполнение.

5.7.14 Конструкция ШМ должна обеспечивать возможность регулируемой подачи химических реагентов в трубопровод выкидной линии.

5.7.15 Регулирование подачи химических реагентов должно выполняться для каждой линии отдельно посредством РА изготовленной в исполнении, позволяющем осуществлять ее дистанционную установку и извлечение посредством ТНПА.

5.7.16 Выкидная линия должна иметь минимальное количество разборных соединений.

Примечание - Предпочтение должно отдаваться сварным соединениям.

5.7.17 Конструкция рамы ШМ должна обеспечивать монтаж внутри рамы трубопровода выкидной линии, соединительной муфты ШМ, КИП, системы мягкой посадки, а также прочих узлов, входящих в конструкцию ШМ.

5.7.18 Конструкция рамы ШМ должна в случае необходимости предусматривать наличие системы мягкой посадки ШМ на ПФА.

5.7.19 Узлы и отдельные элементы ШМ не должны выходить за габаритные размеры рамы ШМ в плане.

5.7.20 В конструкции рамы ШМ следует предусматривать места крепления для транспортирования (см. [7]).

5.7.21 Конструкция рамы ШМ должна предусматривать возможность присоединения (монтажа) элементов ЭХЗ.

5.7.22 Конструкция рамы ШМ должна обеспечивать защиту от повреждений при спуске со скоростью до 0,5 м/с.

5.7.23 ШМ должен выдерживать нагрузки, возникающие при монтаже ШМ, съемных дросселей, а также прочих съемных элементов ШМ.

5.7.24 Рама ШМ должна предусматривать наличие элементов присоединения инструмента для спуска ШМ.

5.7.25 В конструкции рамы ШМ следует предусматривать наличие поручней для стабилизации положения ТНПА (см. [3], пункт 6.3).

5.7.26 Элементы трубопроводной обвязки линий СУ СПД и подачи химических реагентов должны быть закреплены на несущей раме и между собой. Расстояние между точками крепления трубопроводов не должно превышать 1,5 м.

5.7.27 Ответные части интерфейсов БРС должны быть снабжены обратными клапанами, исключающими свободное истечение рабочей жидкости из трубопроводов и попадание в них морской воды.

5.7.28 Конструкция гидравлических приводов элементов устьевой елки должна обеспечивать работоспособность при классе чистоты гидравлической жидкости не ниже класса 13 по ГОСТ 17216 и 10B-F (см. [9]).

5.7.29 Конструкция гидравлических приводов и трубной обвязки элементов СУ СПД, размещенных на ШМ, должна обеспечивать возможность промывки СУ СПД до требуемого класса чистоты без осуществления разборки.

5.7.30 Конструкция трубной обвязки гидравлической СУ СПД и линий подачи химических реагентов ШМ должна обеспечивать возможность выпуска воздуха при помощи специальных устройств без осуществления разборки системы.

5.7.31 Фланцевые соединения ШМ должны обеспечивать герметичность соединения металлическими кольцевыми уплотнениями типа "металл по металлу" в соответствии с ГОСТ Р ИСО 13628-4-2016 (подразделы 7.1 и 7.6).

5.7.32 Система мягкой посадки ШМ должна включать в себя демпферные устройства (гидроцилиндры), обеспечивающие торможение ШМ при посадке на ПФА с вертикальной скоростью до 0,5 м/с. Рабочая среда - морская вода.

5.7.33 Демпферные устройства системы мягкой посадки должны иметь фиксаторы для закрепления штоков во втянутом положении (транспортном), исключающие возможность их самопроизвольного открытия.

5.7.34 ШМ должен иметь направляющие устройства (помимо направляющих в соединительной муфте ШМ), обеспечивающие его предварительную ориентацию на расположенных на ПФА специализированных ловителях.

5.7.35 Датчик выноса песка должен располагаться на трубопроводе выкидной линии между МФР и эксплуатационным дросселем.

5.7.36 Датчик эрозии трубопровода должен располагаться на трубопроводе выкидной линии после эксплуатационного дросселя.

5.7.37 Эксплуатационный дроссель трубопровода выкидной линии должен быть оснащен диафрагмой с конфигурацией типа d или f по ГОСТ Р ИСО 13628-4-2016 (подпункт 7.21.2.1.3).

5.7.38 Эксплуатационный дроссель должен иметь подтвержденную испытаниями характеристику пропускной способности

в соответствии с ГОСТ 34437.

5.7.39 Привод эксплуатационного дросселя должен иметь гидравлическое управление с механическим дублированием, приводимым в движение посредством ТНПА.

5.7.40 Дроссели подачи химических реагентов должны быть в извлекаемом исполнении для возможности их замены при помощи ТНПА и иметь устройства их дистанционной стыковки с электрогидравлической системой управления и регулируемой линией посредством БРС и специальных интерфейсов подводной стыковки.

5.7.41 Вся РА, используемая в ШМ, должна сохранять текущее положение регулирующего органа в случае отказа системы управления или привода РА.

5.8 Требования к конструкции ПНКТ

5.8.1 Конструкция подвески НКТ должна обеспечивать доступ в затрубное пространство ПФА с ППВО.

5.8.2 Подвеску НКТ следует устанавливать в основной блок задвижек устьевой елки.

5.8.3 Зажимное усилие механизма блокировки подвески НКТ должно обеспечивать жесткость конструкции под действием внутрискважинного давления.

5.8.4 Подвеска НКТ должна предусматривать наличие блока гидравлических соединителей и блока электрических соединителей либо их комбинации, дистанционно соединяемых с ответными блоками на устьевой елке при помощи ТНПА.

5.8.5 Гидравлические соединители блока гидравлических соединителей должны иметь уплотнения со стороны подвески НКТ для обеспечения их замены как отдельно, так и в составе интерфейса, в случае подъема подвески НКТ для ремонта.

5.8.6 Электрический интерфейс должен иметь разъем со стороны подвески НКТ, соответствующий ответной части на устьевой елке.

5.8.7 Заходные элементы должны иметь конусы/фаски, достаточные для обеспечения точной посадки элементов подвески НКТ без заклинивания.

5.8.8 Гидравлические и электрические каналы внутри основного корпуса подвески НКТ должны быть рассчитаны на номинальное рабочее давление не менее чем 69 МПа.

5.8.9 Подвеска НКТ должна иметь опорный заплечик, рассчитанный на удержание массы колонны НКТ и внутрискважинного оборудования с учетом эксплуатационных и монтажных нагрузок.

5.8.10 Корпус подвески НКТ и кольцевые уплотнения подвески НКТ должны обеспечивать герметичность бокового отвода и области соединения электрических и гидравлических соединителей.

5.8.11 Направляющие элементы подвески НКТ должны обеспечивать правильный монтаж при спуске монтируемого оборудования с отклонением от вертикальной оси не более 1°.

5.8.12 Подвеска НКТ должна выдерживать нагрузки, указанные в ГОСТ Р ИСО 13628-4-2016 (пункт 9.2.2), см. также [10].

5.8.13 Блок гидравлических соединителей подвески НКТ должен содержать обратные клапаны для каждой гидравлической линии.

5.8.14 Длина переводника подвески НКТ должна обеспечивать возможность проведения перенарезки резьбы в случае необходимости не менее трех раз.

5.8.15 Заглушки должны быть расположены в эксплуатационном канале по высоте так, чтобы воздействие эрозионного износа от потока пластового флюида было минимальным.

5.8.16 Блок ориентации должен быть рассчитан на удержание крутящего момента, возникающего от вращения колонны НКТ при монтаже.

5.8.17 Внутреннее сечение вертикального эксплуатационного канала корпуса подвески НКТ должно обеспечивать беспрепятственный проход внутрискважинного инструмента.

5.8.18 Блок ориентации подвески НКТ должен состоять из независимых конструктивных элементов грубой и точной ориентации.

5.8.19 Блок ориентации подвески НКТ должен обеспечивать размещение и защиту электрических, волоконно-оптических (при наличии) и гидравлических линий при монтаже.

5.8.20 Кольцевое уплотнение подвески НКТ должно содержать металлическое уплотнение и дублирующее армированное эластомерное уплотнение.

5.8.21 Подвеска НКТ должна включать верхнее, нижнее и вторичное верхнее кольцевые уплотнения для эксплуатационного канала.

5.8.22 Блок гидравлических соединителей должен обеспечивать герметичное подключение к линии подачи химических реагентов, линий управления внутрискважинным оборудованием, линии испытания и других гидравлических линий устьевой елки.

5.8.23 Переводник подвески НКТ должен иметь резьбу для муфт, выполненную в соответствии с требованиями ГОСТ Р ИСО 13679 для CAL IV.

5.8.24 Переводник подвески НКТ должен выдерживать вес НКТ и внутрискважинного оборудования, а также давление в эксплуатационном канале и затрубном пространстве. Класс прочности следует выбирать в соответствии с ГОСТ 31446.

5.8.25 Подвеска НКТ должна содержать верхнюю и нижнюю заглушки.

5.8.26 Корпус подвески НКТ должен обеспечивать возможность проводить перенарезку резьбы под установку переводника два раза.

5.9 Показатели надежности и безопасности

5.9.1 Оценка безопасности ПФА на всех стадиях жизненного цикла должна быть сформирована в обосновании безопасности в соответствии с требованиями ГОСТ 33855.

5.9.2 Контроль и порядок обеспечения показателей безопасности должны соответствовать ГОСТ Р 54123.

5.9.3 Показатели надежности и безопасности оборудования должны быть указаны в ЭД и ТУ.

5.9.4 Компоненты СПКГ должны быть ремонтируемыми и восстанавливаемыми изделиями согласно ГОСТ 27.002 (до момента установки на морское дно с последующим цементированием), если в ТУ и ЭД не указано иное.

5.9.5 Срок службы компонентов СПКГ и ПФА после установки - не менее 30 лет.

5.9.6 Назначенный срок хранения СПКГ и ПФА - не менее трех лет. В случае, когда назначенный срок хранения превышает срок консервационной защиты, необходимо провести переконсервацию в соответствии с требованиями изготовителя.

5.9.7 ПФА является обслуживаемым, восстанавливаемым, ремонтопригодным объектом.

Надежность ПФА должна определяться следующими критериями:

- безотказность (вероятность безотказной работы и средняя наработка до отказа);

- ремонтопригодность (среднее время восстановления);

- долговечность (средний срок службы);

- сохраняемость (средний срок сохраняемости).

5.9.8 Критерии надежности должны соответствовать следующим требованиям:

- наработка на отказ должна составлять не менее пяти лет;

- срок службы ПФА должен составлять не менее 30 лет;

- срок сохраняемости должен составлять не менее пяти лет.

5.9.9 Ремонтопригодность ПФА должна быть обеспечена конструкционными особенностями, позволяющими выполнять техническое обслуживание и ремонт элементов.

5.9.10 Элементы ПФА, требующие технического обслуживания или ремонта в течение срока, устанавливаемого требованиями безотказной работы, должны обладать резервированием и/или конструктивно обладать возможностью замены без демонтажа основной конструкции ПФА и, по возможности, остановки эксплуатации.

5.9.11 Для обеспечения надежности и выявления опасных состояний, в результате которых создается угроза жизни и здоровью, целостности объекта эксплуатации и сопрягаемым с ним объектам, а также окружающей среде, требуется проведение мониторинга технического состояния и проведение технического обслуживания оборудования ПФА. Состав и периодичность необходимых процедур должны указываться в РЭ и содержать, но не ограничиваться следующими процедурами, с периодичностью не менее чем раз в год:

- визуальный осмотр;

- очистка от биологических обрастаний;

- измерение потенциалов протекторной защиты;

- определение планово-высотного положения.

5.9.12 Следующие конструктивные элементы ПФА должны соответствовать требованиям УЭТ 2, перечисленным в ГОСТ Р ИСО 13628-4-2016 (пункт 5.1.7):

- металлические кольцевые уплотнения, подверженные воздействию среды в стволе скважины при эксплуатации;

- неметаллические кольцевые уплотнения, не защищенные в стволе скважины при эксплуатации;

- соединители управления внутрискважинным оборудованием;

- ЗА и РА;

- приводы ЗА и РА;

- соединители заглушки;

- соединители выкидных трубопроводов;

- обратные клапаны;

- соединительные элементы интерфейсов гидравлических и электрических соединителей.

5.9.13 ПФА должна выдерживать смещения грунтов основания, обусловленные сейсмическими условиями площадки установки.

5.10 Требования к покрытиям

5.10.1 Все наружные металлические поверхности компонентов, контактирующие с морской водой, должны быть защищены АКП. Элементы, выполненные из коррозионно-стойких сталей и сплавов со значением коэффициента стойкости к питтинговой коррозии

не менее 40, допускается в морской воде применять без АКП. Трубки с наружным диаметром 25 мм и менее, выполненные из коррозионно-стойких сталей и сплавов со значением

не более 40, допускается в морской воде применять без АКП, при условии наличия ЭХЗ.

5.10.2 При наличии электрохимической защиты АКП должно обеспечивать заданный срок службы (не менее 30 лет) в морской воде соленостью 35‰.

5.10.3 Цвет окраски и маркировки компонентов СПГК должен быть выбран в соответствии с требованиями заказчика.

5.10.3.1 Противотраловая защита, заглушка для временной консервации и защитная заглушка от шлама - желтый цвет, RAL 1004.

5.10.3.2 Интерфейсы и поручни ТНПА, расположенные на противотраловой защите, заглушке временной консервации и заглушке защитной от шлама, - оранжевый цвет, RAL 2004.

5.10.3.3 Текст и символы, нанесенные на компоненты СПКГ, инструмент и принадлежности - черный цвет, RAL 9017.

5.10.3.4 Цвет окраски компонентов, не указанных в 5.10.3.1-5.10.3.3, должен соответствовать ТУ изготовителя.

5.10.4 Покрытие должно соответствовать условиям эксплуатации в районах с холодным морским климатом "М" согласно ГОСТ 15150, с агрессивностью атмосферы Im4 с учетом [11] и обеспечивать срок службы согласно классу В не менее 30 лет.

5.10.5 Количество слоев АКП должно быть не менее двух.

5.10.6 Технические требования к АКП приведены в таблице 4*.

Таблица 5 - Технические требования к АКП

Наименование показателя	Значение показателя
Внешний вид покрытия	Равномерная сплошная пленка без пропусков и видимых дефектов
Диэлектрическая сплошность покрытия (отсутствие пробоя), кВ/мм, не менее	5,0
Адгезионная прочность методом нормального отрыва, МПа, не менее	5,0
Толщина покрытия, мкм	Согласно технической документации, но не менее 350
Прочность покрытия при ударе грузом с высоты, см, не менее	50,0
Величина распространения коррозии от надреза (шириной 2 мм) при погружении в морскую воду в течение 4200 ч, мм, не более	3,0
Снижение адгезионной прочности методом нормального отрыва при погружении в морскую воду в течение 4200 ч, %, не более	50,0
Площадь отслаивания покрытия при катодной поляризации в течение 4200 ч, мм , не более	3,0

5.10.7 Крепежные изделия из углеродистой и легированной стали, используемые в оборудовании ПФА, допускается использовать без покрытия, подвергать химическому фосфатному оксидированию по ГОСТ 9.306, покрывать полимерными составами, содержащими политетрафторэтилен при сохранении электропроводности соединения, либо электролитическим цинком, с учетом [12] (пункт 6.4.2).

5.10.8 При электролитическом цинковании крепежные элементы должны подвергаться дополнительной термообработке для снижения склонности стали к водородному охрупчиванию, если твердость материала превышает 31 HRC.

5.10.9 Крепежные изделия не допускается покрывать кадмиевым покрытием.

5.10.10 Антифрикционные покрытия, применяемые в ПФА, должны быть выбраны с учетом срока службы и эксплуатационных показателей.

5.10.11 Материалы ЛКП ПФА выбирают в соответствии с таблицей 5.

Таблица 6 - Технические требования к ЛКП

Наименование показателя	Значение показателя
Внешний вид покрытия	Равномерная сплошная пленка без пропусков и видимых дефектов
Диэлектрическая сплошность покрытия (отсутствие пробоя), кВ/мм	Не менее 5,0
Адгезионная прочность методом нормального отрыва, МПа	Не менее 5,0
Минимальное количество слоев	2
Толщина покрытия, мкм	В соответствии с технической документацией, но не менее 350
Величина распространения коррозии от надреза (шириной 2 мм) при погружении в морскую воду в течение 4200 ч, мм	Не более 3
Снижение адгезионной прочности методом нормального отрыва при погружении в морскую воду в течение 4200 ч, %	Не более 50
Площадь отслаивания покрытия при катодной поляризации в течение 4200 ч, мм	Не более 3

5.10.12 Покрытия для элементов из коррозионно-стойких сталей и сплавов не должны содержать металлический цинк.

5.10.13 Цветовые решения ЛКП должны быть подобраны в соответствии с требованиями заказчика.

5.11 Требования к сырью, материалам, покупным изделиям

5.11.1 Материалы для изготовления СПКГ и ПФА должны соответствовать требованиям ГОСТ Р ИСО 13628-4 (см. также [2] и [13]). Материалы для изготовления СПКГ и ПФА следует выбирать на основании соответствующих расчетов с учетом заданных условий эксплуатации:

- номинальное рабочее давление;

- минимальная температура окружающей среды;

- максимальная и минимальная температура рабочей среды;

- свойства рабочей среды (например, коррозионная активность - скорость коррозии, взрывоопасность, наличие примесей, приводящих к эрозионному износу);

- химический состав рабочей среды [парциальное давление сероводорода, концентрация метанола, концентрация двуокиси углерода (

), кислотность среды (pH), наличие хлоридов];

- параметры окружающей среды;

- внешние воздействия;

- концентрация ингибитора гидратообразования;

- другие факторы, влияющие на коррозию (электрохимическое воздействие при контакте различных материалов, обрастание микроорганизмами);

- условия хранения.

5.11.2 Класс применяемых материалов с учетом требований ГОСТ Р ИСО 13628-4-2016 (таблица 1), см. также [2], должен быть не ниже:

- АА для колонной головки КН СПКГ (корпус низкого давления);

- DD-1000 для колонной головки КК СПКГ (корпус высокого давления) и ПОК;

- НН для корпусов задвижек ПФА и контактирующих с флюидом поверхностей корпусов ПФА;

- HH-NL для антикоррозийных наплавок.

5.11.3 Предпочтение следует отдавать материалам, имеющим подтвержденный опыт применения в оборудовании СПД.

5.11.4 Для изготовления комплекта инструментов и принадлежностей СПКГ целесообразно обеспечить соответствие материалов (см. [2], приложение Н).

5.11.5 Требования к материалам компонентов СПКГ, не указанных в 5.11.2, устанавливаются в ТУ изготовителя или в техническом задании заказчика.

5.11.6 Для изготовления компонентов СПКГ следует использовать углеродистые, низколегированные стали и коррозионно-стойкие стали и сплавы.

5.11.7 Материалы колонной головки КК, ПОК, ЗУМ, ЗУН в пределах установленных показателей в соответствии с ТУ (при наличии) и КД должны удовлетворять следующим требованиям:

- обеспечивать прочностные характеристики;

- обладать коррозионной стойкостью к рабочей и окружающей среде;

- не иметь внутренних и внешних дефектов, влияющих на свойства материала, работоспособность и долговечность оборудования.

5.11.8 Для материалов корпусов КК, ПОК, а также уплотнительных узлов ЗУМ целесообразно обеспечить соответствие:

- ГОСТ Р 53678-2009 (пункт A.2 приложения А) для углеродистых и низколегированных сталей и наплавки соответственно (см. также [14]);

- для коррозионно-стойких сталей сплавов (см. [14]).

5.11.9 Углеродистые и низколегированные стали, применяемые для изготовления компонентов СПКГ, находящихся под давлением, а также компоненты ПФА, контактирующие с пластовым флюидом, должны иметь максимальную твердость не более 22 HRC.

5.11.10 Материалы компонентов СПКГ и ПФА, находящиеся под электрохимической защитой, должны иметь твердость не более 35 HRC, 330 HB, 350 HV10.

5.11.11 Компоненты инструментов и принадлежностей, находящиеся под электрохимической защитой и предназначенные для механической защиты (например, противотраловая защита, заглушка для временной консервации, защитная заглушка от шлама), а также стальные рамные конструкции ПФА должны быть изготовлены из конструкционной стали с номинальным пределом текучести не более 560 МПа.

5.11.12 Колонные головки КН, КК и корпус ПОК, а также корпусные компоненты ПФА должны быть коваными, использование отливок не допускается. Величина укова должна быть не менее 4:1.

5.11.13 Компоненты из углеродистых и низколегированных сталей, изготовленные с применением ковки, штамповки или вальцовки, подлежат обязательной термообработке.

5.11.14 Минимальный уровень технических требований к материалам и контролю качества поковок целесообразно обеспечить соответствующим УТТ 3 (для нефти) и УТТ 3G (для газа и газового конденсата) (см. [2], разделы 5 и 7).

5.11.15 Минимальный уровень механических свойств материалов поковок компонентов СПКГ и ПФА должен соответствовать требованиям, приведенным в таблице 6.

Таблица 7 - Минимальный уровень механических свойств поковок

Обозначение материала согласно ГОСТ Р 51365	Предел текучести , МПа, не менее	Временное сопротивление , МПа, не менее	Относительное удлинение, %, не менее	Поперечное сужение, %, не менее	Твердость, HB, не более
К248 (36К)	248	483	21	-	140
К310 (45К)	310	483	19	32	140
К414 (60К)	414	586	18	35	174
К517 (75К)	517	655	17	35	194-237
К586 (85К)	655	586	17	35	212-237

5.11.16 Отношение предела текучести к временному сопротивлению для углеродистых и низколегированных сталей компонентов ПФА не должно превышать 0,9.

5.11.17 Фактическое значение предела текучести для всех стальных элементов, находящихся под воздействием ЭХЗ, не должно превышать 950 МПа.

5.11.18 Химический состав углеродистых и низколегированных сталей для поковок компонентов СПКГ (корпусов колонных головок КК, КН и ПОК) должен соответствовать требованиям, приведенным в таблице 7.

Таблица 8 - Требования по химическому составу поковок

Химический элемент	Требование
Углерод	0,45 масс.%
Марганец	1,8 масс.%
Кремний	1 масс.%
Хром	2,75 масс.%
Молибден	1,5 масс.%
Ванадий	0,3 масс.%
Никель	0,99 масс.%*
Сера	0,010 масс.%
Фосфор	0,015 масс.%
Водород	2 ·10 **
Кислород	25 ·10 **
* Для изделий, контактирующих с пластовым флюидом. ** В жидком металле непосредственно перед разливкой.

5.11.19 Среднее значение работы удара при температуре минус 46°С для материалов корпусов колонных головок КК и КН, а также поковок компонентов ПФА должно быть не менее 60 Дж. Каждое отдельное значение должно быть не менее 45 Дж.

5.11.20 Все поверхности деталей, выполненные из углеродистых и низколегированных сталей, а также нержавеющих сталей типа 13Cr, находящиеся в контакте с пластовым флюидом и/или в контакте с уплотнениями, должны быть защищены наплавкой.

Материал наплавки должен иметь коэффициент стойкости к питтинговой коррозии

не менее 40. Коэффициент

вычисляют по формуле

, (2)

где

- массовая доля хрома в сплаве, %;

- массовая доля молибдена в сплаве, %;

- массовая доля вольфрама в сплаве, %;

- массовая доля азота в сплаве, %.

Материалом проволоки для наплавки является ERNiCrMo-3 (см. [15]).

5.11.21 Наплавка должна соответствовать следующим требованиям по 5.11.22-5.11.24.

5.11.22 Число наплавленных слоев должно быть не менее двух.

5.11.23 Толщина наплавки после механической обработки, должна быть не менее 3 мм. Наружные дефекты не допускаются.

5.11.24 Содержание железа на поверхности наплавки после механической обработки не более 5% (по массе).

5.11.25 Твердость поверхности наплавленного коррозионно-стойкого материала не должна превышать 35 HRC.

5.11.26 Нержавеющие сплавы компонентов СПКГ должны иметь твердость не более 35 HRC.

5.11.27 Неметаллические материалы должны быть стойкими к рабочим средам в течение всего срока эксплуатации во всем диапазоне рабочих температур.

5.11.28 Неметаллические материалы для уплотнений, находящиеся в контакте с пластовым флюидом, должны быть стойкими к быстрой декомпрессии и старению в углеводородной среде.

5.11.29 Неметаллические материалы для затрубных уплотнений должны быть стойкими ко всем реагентам, нагнетаемым в СПКГ и ПФА.

5.11.30 Требования к отдельным компонентам ПФА

5.11.30.1 Твердость материала металлических кольцевых уплотнений должна быть ниже твердости материалов поверхностей, соприкасающихся с уплотнением.

5.11.30.2 Металлические кольцевые уплотнения для элементов ПФА, контактирующих с пластовым флюидом и морской водой, должны быть изготовлены из коррозионно-стойких сплавов. Для совместимости с материалом наплавки на уплотнительных поверхностях металлические уплотнения следует изготавливать из сплава на основе никеля со значением

не менее 40.

5.11.30 Материалы труб ПФА должны быть выбраны в соответствии с таблицей 8.

Таблица 9 - Материалы труб ПФА

Область применения стали	Характеристика стали
Материалы трубопроводной обвязки, контактирующей с пластовым флюидом	Углеродистые и низколегированные стали с наплавкой на внутреннюю поверхность коррозионно-стойких сплавов
	Двухфазные феррито-аустенитные стали с содержанием Cr 22%
	Двухфазные феррито-аустенитные стали с содержанием Cr 25%
Материалы трубопроводной обвязки, не контактирующей с пластовым флюидом	Аустенитная коррозионно-стойкая сталь 316L
	Сплавы с более высоким значением , чем у стали марки 316L

5.11.31.1 Элементы трубной обвязки должны соответствовать требованиям 5.11.31.2 и 5.11.31.3.

5.11.31.2 Для изделий, изготавливаемых из двухфазных феррито-аустенитных сталей, целесообразно обеспечить соответствие положениям [16].

5.11.31.3 Значения работы удара при температуре минус 46°С для материалов труб должны соответствовать таблице 9.

Таблица 10 - Значения работы удара

5.11.31.4 Запирающие элементы ЗА и РА должны быть изготовлены из дисперсионно-твердеющего сплава на основе никеля, либо из сплава, обладающего более высокой коррозионной стойкостью, чем материал корпуса арматуры.

5.11.31.5 Применение титановых сплавов в конструкциях, находящихся под ЭХЗ, не допускается.

Применение титановых сплавов для элементов, контактирующих с метанолом с содержанием воды менее 5%, не допускается.

5.11.31.6 Требования к материалам болтов, применяемым в трубопроводных системах и оборудовании, приведены в [13], подраздел 8.9.

5.11.31.7 Материал протекторов ЭХЗ целесообразно подбирать в зависимости от условий эксплуатации в соответствии с [17].

5.11.31.8 Для химического состава и электрохимических характеристик материала протекторов ЭХЗ рекомендуется учитывать требования [17] и положения [5].

5.12 Требования к изготовлению

5.12.1 Все особо ответственные процессы должны быть идентифицированы и отражены изготовителем в соответствующих документах СМК. Перечень особо ответственных процессов должен включать, как минимум, сварку, наплавку, термическую обработку. В указанных документах СМК изготовителя должен быть представлен порядок внедрения, утверждения или аттестации каждого особо ответственного процесса. Изготовитель должен подтвердить обеспечение качества технологических процессов системой производственного контроля.

5.12.2 Контроль качества изготовления и приемку материалов, деталей и сборочных единиц проводит представитель ОТК изготовителя на специально подготовленных площадках, обеспечивающих доступ для проведения визуально-измерительного контроля 100% поверхности СПКГ и ПФА.

5.12.3 Все работы по сварке, наплавке и ремонту целесообразно выполнять в соответствии с процедурами, аттестованными в соответствии с ГОСТ Р ИСО 15614-1 (см. также [18]).

5.12.4 Все работы по сварке, наплавке и ремонту должны выполняться персоналом, аттестованным для проведения таких работ по ГОСТ Р 53690 и ГОСТ Р 53526.

5.12.5 Персонал, выполняющий неразрушающий контроль (кроме визуально-измерительного контроля), должен быть аттестован в соответствии с ГОСТ Р ИСО 9712.

5.12.6 По результатам каждого вида неразрушающего контроля сварных соединений и наплавки выпускается отдельный протокол, содержащий:

- вид испытания;

- ФИО сварщика/оператора, выполнявшего сварку, и инспектора, проводившего контроль;

- список оборудования, использованного при испытании;

- результат испытания;

- дату и подпись.

5.12.7 Поковки из углеродистой или низколегированной стали после сварки/наплавки должны пройти термообработку. Режим термообработки после сварки должен быть задокументирован.

5.12.8 Допускается проведение местной термообработки для сварного шва и прилегающего металла. Процедуры термообработки следует аттестовывать с учетом [19].

5.12.9 Перед началом производства производитель должен разработать процедуру сварки, содержащую эскизы сварных соединений, последовательность сварки, номера процедур сварки и процедур неразрушающего контроля для каждого сварного соединения и наплавки.

5.12.10 АКП наносится в заводских условиях после проведения испытаний. Нанесение АКП следует проводить с учетом [4] (таблица 2). Требования к АКП приведены в таблице 10.

Таблица 11 - Требования к АКП

Материал подложки	Подготовка поверхности
Углеродистые и низколегированные стали	Степень очистки не менее согласно ГОСТ Р ИСО 8501-1
Коррозионно-стойкие стали и сплавы	Абразив при струйной очистке должен быть неметаллическим и не содержать хлоридов. Шероховатость поверхности от 25 до 45 мкм

5.12.11 Минимальный катет угловых сварных швов для элементов рамных конструкций составляет:

- 6 мм для толщины основного металла менее 12 мм;

- 8 мм для толщины основного металла более 12 мм и менее 20 мм;

- 10 мм для толщины основного металла более 20 мм.

5.12.12 Максимально допустимое несовпадение кромок на стыковых сварных соединениях должно быть не более 10% от толщины менее тонкого металла, но не более 3,0 мм.

5.12.13 Минимально допустимое расстояние между швами на трубах гидравлической системы соответствует трем внешним диаметрам трубы, но не менее 50 мм.

5.12.14 Приварка грузоподъемных проушин к несущей раме должна быть выполнена только сварными швами с полным проплавлением. Использование угловых сварных швов без разделки кромок не допускается.

5.12.15 Термическая правка компонентов ПФА не допускается, за исключением рамных конструкций.

5.12.16 Элементы ПФА, выполненные из углеродистой и низколегированной стали, должны иметь наружное ЛКП.

5.12.17 При нанесении ЛКП целесообразно соблюдать положения, приведенные в таблице 11 (см. также [12]).

Таблица 12 - Требования к ЛКП

Материал подложки	Подготовка поверхности
Углеродистые и низколегированные стали	Степень очистки поверхности по ГОСТ Р ИСО 8501-1 не менее
	Шероховатость поверхности: 50-85 мкм
Коррозионно-стойкие стали и сплавы	Абразив при струйной очистке должен быть неметаллическим и не должен содержать хлоридов
	Шероховатость поверхности: 25-45 мкм

5.12.18 Холодная гибка допускается только для бесшовных труб с внешним диаметром не более 60 мм.

5.12.19 Сварочные работы в зоне гиба и на участке протяженностью, равной двум толщинам стенки трубы, но не менее 30 мм, в обе стороны от конца гиба не рекомендуются (см. [20]).

5.13 Комплектность

5.13.1 В комплектность СПКГ должен входить комплект инструментов для выполнения спускоподъемных и сервисных операций, а также принадлежностей, необходимых при строительстве и обустройстве скважины, по 5.13.3.

5.13.2 Номенклатура и функционал комплекта инструментов СПКГ может расширяться в зависимости от проектных условий.

5.13.3 Комплект поставки приведен в таблице 12. Документация должна быть передана в текстовом виде в двух экземплярах и на электронном носителе. Состав документации в соответствии с ГОСТ Р 2.601 и с учетом [21].

Таблица 13 - Комплектация поставки СПКГ и ПФА

5.13.4 Документацию (ФО/ПС и РЭ) разрабатывают согласно ГОСТ Р 2.610.

В ФО/ПС указывают:

- товарный знак предприятия-изготовителя;

- наименование и местонахождение изготовителя, контактную информацию;

- наименование и обозначение;

- назначение;

- дату изготовления;

- заводской (серийный) номер;

- сведения о подтверждении соответствия;

- номинальное рабочее давление СПКГ/ПФА PN, МПа;

- минимальную рабочую температуру, °С;

- максимальную рабочую температуру, °С;

- максимальную глубину установки, м;

- расстояние от уровня морского дна до верха КН и КК;

- рабочую среду;

- сведения о материалах основных деталей (данные по химическому составу, механическим свойствам, неразрушающему контролю основного материала, сварных соединений и наплавки);

- максимальная допустимая концентрация сероводорода в скважинной среде для компонентов СПКГ;

- УТТ СПКГ согласно ГОСТ Р ИСО 13628-4;

- тип и описание сопряжения колонной головки КН с колонной головкой КК, с указанием величины натяга (при наличии);

- тип устьевого соединителя, обозначения соединительного профиля;

- номинальный диаметр устьевого соединителя, мм;

- обозначение присоединительных муфт обсадных колонн КК и КН;

- тип резьбы для нижней части удлинительных труб ПОК;

- проходной диаметр ПОК;

- классы материалов для компонентов СПКГ;

- тип соединения к выкидной линии ПФА;

- номинальный диаметр выкидной линии ПФА, мм;

- номинальный диаметр линии доступа в затрубное пространство клапанного блока ПФА, мм;

- тип подвески НКТ;

- номинальный диаметр подвески НКТ, мм (дюйм);

- технические и функциональные характеристики интерфейсов для сопрягаемого оборудования;

- тип ЗА, РА и их основные технические характеристики;

- габаритные размеры изделия;

- вес в воздухе и морской воде, кг;

- срок эксплуатации под водой, лет;

- коррозионное исполнение;

- класс герметичности по ГОСТ Р ИСО 13628-4;

- сведения о консервации;

- стойкость к внешним воздействиям;

- сейсмостойкость по шкале MSK-64 (для ПФА);

- показатели надежности;

- гарантии изготовителя (поставщика).

В ПС/ФО могут быть приведены другие сведения, обеспечивающие безопасность эксплуатации СПКГ, ПФА и сопрягаемого оборудования.

5.13.5 В РЭ указывают:

- основные показатели назначения;

- маркировку с приведением расшифровки;

- основные геометрические и присоединительные размеры узлов СПКГ и ПФА;

- эскиз узла соединения ПОК с направляющей втулкой НКТ ПФА с указанием присоединительных размеров;

- последовательность установки компонентов СПКГ/ПФА с указанием используемого оборудования для монтажа;

- меры технического обслуживания и ремонта;

- объем входного контроля перед монтажом СПКГ;

- перечень возможных отказов и критерии предельных состояний узлов СПКГ;

- текущий ремонт (для ПФА);

- техническое обслуживание (для ПФА);

- правила транспортирования, хранения и утилизации;

- меры безопасности при эксплуатации, невыполнение которых может привести к опасным последствиям для жизни, здоровья человека и окружающей среды.

В РЭ должен быть приведен рисунок общего вида с габаритными и присоединительными размерами.

5.14 Маркировка

5.14.1 Сведения о маркировке приводят в РЭ.

При маркировке продукции необходимо соблюдать нормы законодательства, действующего в каждом из государств - участников Евразийского экономического сообщества и устанавливающего порядок маркирования продукции информацией на государственном языке.

5.14.2 Потребительскую маркировку наносят на наружную поверхность КК, КН и ПОК. Для остальных компонентов СПКГ маркировку наносят на таблички. Маркировку проводят в соответствии с ГОСТ 26828. Способ нанесения маркировки должен обеспечивать ее качество, нестираемость в процессе эксплуатации, транспортирования и хранения. Предпочтительными способами маркирования для условий подводной эксплуатации являются: литье, прессование; штамповка, гравирование и электрохимическое травление.

5.14.3 Для комплекта инструментов и принадлежностей СПКГ маркировку наносят на наружную поверхность. При невозможности нанесения на оборудование маркировки, ее наносят на табличку.

5.14.4 Потребительскую маркировку для компонентов ПФА наносят на информационную табличку, размещаемую в легкодоступном месте на раме ПФА. Маркировку проводят в соответствии с ГОСТ 26828.

5.14.5 Маркировка должна быть четкой и сохраняться в течение всего срока службы СПКГ и ПФА, комплекта инструментов и принадлежностей СПКГ.

5.14.6 Потребительская маркировка должна содержать:

- условное обозначение СПКГ/ПФА;

- условное обозначение компонента СПКГ;

- обозначение изделия по основному конструкторскому документу;

- заводской (серийный) номер;

- наименование страны-изготовителя;

- наименование предприятия-изготовителя;

- товарный знак предприятия-изготовителя;

- юридический адрес предприятия-изготовителя;

- номинальное рабочее давление СПКГ/ПФА PN, МПа;

- максимальную рабочую температуру, °C;

- минимальную рабочую температуру, °C;

- климатическое исполнение;

- срок эксплуатации под водой, лет;

- класс материалов компонента;

- тип присоединительных муфт обсадных колонн КН и КК (для КН, КК);

- тип устьевого соединителя и название соединительного профиля (для КК);

- номинальный диаметр корпуса колонной головки КК под устьевой соединитель DN (для КК), мм;

- тип сопряжения колонной головки КК с колонной головкой КН (для КК);

- профиль присоединительной резьбы для каждой удлинительной трубы ПОК (для ПОК);

- вертикальный проходной диаметр ПОК;

- номинальный диаметр подвески НКТ, мм;

- перечень сертификатов соответствия полученных на компонент;

- массу нетто;

- дату изготовления;

- обозначение стандарта организации и/или ТУ;

- штриховой код продукции.

5.14.7 Транспортная маркировка должна соответствовать ГОСТ 14192.

5.14.8 Транспортную маркировку компонентов СПКГ и комплекта инструментов наносят на тару любым способом, обеспечивающим сохранность надписи в течение транспортирования. На транспортной таре должен быть размещен ламинированный упаковочный лист.

5.14.9 Транспортную маркировку компонентов ПФА наносят на ламинированный упаковочный лист, прикрепленный к защитному брезентовому чехлу любым способом, обеспечивающим сохранность надписи в течение транспортирования.

5.14.10 Транспортная маркировка должна содержать:

- полное или условное зарегистрированное в установленном порядке наименование грузополучателя;

- наименование пункта назначения с указанием при необходимости места перегрузки;

- наименование пункта отправления;

- массы брутто и нетто грузового места, кг;

- габаритные размеры грузового места, см (например, длина, ширина и высота);

- состав (комплектность);

- дату упаковки;

- уникальный идентификатор транспортируемой единицы по ГОСТ ISO/IEC 15459-1. Порядок присвоения идентификатора должен соответствовать ГОСТ ISO/IEC 15459-2;

- отметку о приемке.

5.14.11 На транспортную тару должны быть нанесены следующие манипуляционные знаки, а также при необходимости другие манипуляционные знаки:

- местоположение центра тяжести;

- места строповки.

5.14.12 Манипуляционные знаки допускается наносить на внешнюю поверхность брезентового чехла.

5.15 Упаковка

5.15.1 Упаковка должна обеспечивать сохранность компонентов СПКГ и ПФА при транспортировании и хранении.

5.15.2 Вариант противокоррозионной защиты и вариант упаковки выбирают согласно ГОСТ 9.014 и приводят в ЭД.

5.15.3 Присоединительные резьбы компонентов СПКГ должны быть защищены заглушками, предохраняющими внутренние полости от загрязнения, попадания влаги и кромки от повреждения.

5.15.4 Наружные уплотнительные и посадочные поверхности компонентов СПКГ должны быть защищены специальными заглушками.

5.15.5 ПФА перед упаковкой должна пройти процедуру консервации.

5.15.6 ПФА должна быть полностью закрыта чехлом или защитным брезентом. Брезент должен обеспечивать возможность просмотра маркировки и присоединения грузоподъемного оборудования к крепежным элементам, расположенным на раме.

5.15.7 Соединительные втулки ПФА, наружные уплотнительные и посадочные поверхности должны быть закрыты защитными крышками, предохраняющими внутренние полости от загрязнения, попадания влаги и механических повреждений.

5.15.8 Транспортной тарой для компонентов СПКГ и комплекта инструментов являются ящики согласно ГОСТ 10198 или специальные корзины.

5.15.9 Транспортной тарой для компонентов ПФА являются ящики согласно ГОСТ 10198, контейнеры по ГОСТ Р 51876 или специальные корзины.

5.15.10 На транспортную тару должны быть нанесены манипуляционные знаки в соответствии с 5.14.11.

5.15.11 Способ крепления узлов в транспортной таре определяет изготовитель. Крепление должно исключать повреждение компонентов при транспортировании.

5.15.12 ЭД и другую сопроводительную документацию вкладывают в герметичный пакет из полиэтиленовой пленки толщиной не менее 150 мкм. Упакованную документацию помещают в тару, на этикетке которой делают соответствующую пометку.

6 Требования безопасности и охраны окружающей среды

6.1 При проектировании, изготовлении и испытании СПКГ и комплекта инструментов и ПФА необходимо соблюдать требования ГОСТ 12.2.063, [22]-[24].

6.2 К техническому обслуживанию, эксплуатации, монтажу (демонтажу) и ремонту СПКГ должны допускаться лица, изучившие руководство по эксплуатации, прошедшие аттестацию в соответствии с [25], в том числе в области эксплуатации опасных производственных объектов нефтегазоперерабатывающих производств, в области контроля и управления скважиной при газонефтеводопроявлениях, и прошедшие обучение у изготовителя по установленной программе.

6.3 ПФА должна соответствовать требованиям охраны окружающей среды в соответствии с ГОСТ 17.1.3.02 и правилам безопасности [26].

7 Правила приемки

7.1 Общие правила

7.1.1 Для осуществления контроля качества при приемке СПКГ и ПФА в соответствии с ГОСТ Р 15.301 и ГОСТ 15.309 устанавливают следующие испытания на различных стадиях разработки СПКГ и ПФА:

- приемочные (на опытные образцы);

- приемо-сдаточные и типовые (на серийную продукцию).

7.1.2 ПИ проводят с целью оценки всех характеристик оборудования, подтверждения соответствия требованиям ТЗ и/или ТУ, принятия решения о возможности постановки на производство и использовании их по назначению. Испытаниям подвергают опытные образцы оборудования.

7.1.3 ПСИ проводят в соответствии с ТУ или ПМИ, если программа ПСИ испытаний не включена в ТУ и ГОСТ 15.309.

ПСИ проводят после завершения цикла проверок разрушающими и неразрушающими методами контроля для всех компонентов оборудования в полном объеме.

7.1.4 При положительных результатах испытаний ОТК изготовителя оформляет ПС на единицу изделия или партию одного исполнения.

7.1.5 Требования к организации и методам контроля закупаемой продукции определяют в соответствии с ГОСТ 24297.

7.1.6 Испытательные заглушки высокого давления должны быть предусмотрены для всех требуемых соединительных элементов, работающих под избыточным давлением.

7.1.7 С оборудованием, поставляемым на испытания, должен предоставляться полный пакет документации, подтверждающий качество приобретенных у других компаний-производителей комплектующих и примененных материалов (металл, ЗА, трубы, протекторы, ЛКП, масло и др.), а также результаты контроля качества сварных и болтовых соединений, выполненных службой контроля качества изготовителя до начала проведения ПИ и ПСИ. Качество применяемых материалов должно быть подтверждено соответствующими сертификатами качества и ПС на партию, серию изделия.

7.1.8 Требуется предварительное согласование ТУ и ПМИ и состава пакета документации из 5.13.2.

7.1.9 Подтверждение соответствия ШМ требованиям настоящего стандарта допустимо только в случае проведения контроля в объеме ПИ.

7.1.10 Сертификация оборудования должна осуществляться путем проведения ПИ в полном объеме.

Виды и методы контроля и испытаний приведены в таблице 13.

Таблица 14 - Виды и методы контроля и испытаний СПКГ и ПФА

8 Методы контроля и испытаний

8.1 Требования, предъявляемые к условиям, обеспечению и проведению испытаний, к испытательным стендам и средам, средствам измерений, а также критерии положительной оценки результатов испытаний для PR 2 определяют согласно ГОСТ Р ИСО 13628-4 с учетом [2].

Испытательное оборудование, используемое при процедурах проверки, испытаний и исследований материала или объектов испытаний, должно быть идентифицировано, откалибровано, отрегулировано в соответствии с инструкциями изготовителя, а также аттестовано согласно ГОСТ Р 8.568.

Все испытания следует проводить при нормальных климатических условиях согласно ГОСТ 15150, если не оговорено иное.

Конкретные методы контроля и испытаний и способы их реализации, перечень испытательного оборудования и средств измерения указывают в ТУ, ПМИ и РЭ.

8.2 Контроль твердости материала выполняют согласно ГОСТ 9013, ГОСТ 9012 и ГОСТ Р ИСО 6507-1.

Контроль сварных швов и наплавки осуществляют по 8.9. Методики проведения испытаний и критерии прохождения контроля для сварных швов и наплавки определяют в соответствии с ГОСТ Р 53678.

8.3 Контроль химического состава допускается проводить любым методом определения химического состава, в том числе:

- эмиссионной спектроскопии;

- рентгеновской спектроскопии;

- атомно-адсорбционным;

- сжигания.

Отбор проб для определения химического состава осуществляется в соответствии с ГОСТ 7565.

Контроль химического состава наплавки рекомендуется проводить методом стилоскопирования по [27] либо методом рентгенофлуоресцентной спектроскопии (см. [28]).

8.4 Контроль механических свойств стали проводят с помощью испытания на растяжение в соответствии с ГОСТ 1497.

8.5 Испытания на ударный изгиб следует проводить в соответствии с ГОСТ 9454 или ГОСТ Р ИСО 148-1 не менее чем на трех образцах типа II с острым надрезом по Шарпи.

Среднее значение работы удара при температуре минус 46°С для материалов, работающих под давлением, должно быть не ниже 60 Дж (каждое отдельное значение не должно быть ниже 45 Дж). Среднее значение работы удара должно быть не ниже 20 Дж при температуре на 10°С ниже минимальной расчетной температуры.

8.6 Испытания на стойкость к старению в углеводородной среде и быстрой декомпрессии приведены в [29] для термопластов или для эластомеров - в [30].

Для испытаний на стойкость к быстрой декомпрессии должны быть выбраны кольца с диаметром поперечного сечения, не менее диаметра, используемого в уплотнениях СПКГ и ПФА.

При наличии протоколов ранее проведенных (в рамках испытаний опытного образца) испытаний материала и заключения о его стойкости к старению и декомпрессии допускается не проводить повторные испытания.

Примечание - При условии, что испытывался идентичный материал, изготовленный по той же технологии, что и материал уплотнений.

8.7 Испытания на стойкость материалов неметаллических уплотнений к химическим реагентам приведены в [2] (приложение F). Критерии приемки для термопластов установлены в [29], для эластомеров в [30].

При наличии протоколов ранее проведенных (в рамках испытаний опытного образца) испытаний материала и заключения о его совместимости со средами допускается не проводить повторные испытания.

Примечание - При условии, что испытывался идентичный материал, изготовленный по той же технологии, что и материал уплотнений.

8.8 Контроль сварочных и наплавочных работ осуществляют проверкой документации, подтверждающей:

- аттестацию сварки согласно ГОСТ Р ИСО 15614-1;

- аттестацию наплавки (см. [18]);

- аттестацию процедур по ремонту сварных соединений и наплавки;

- наличие технологии послесварочной термообработки, соответствующей технологии, используемой при аттестации наплавки;

- квалификацию персонала, осуществляющего сварочные и наплавочные работы.

8.9 Перед выполнением неразрушающего контроля сварных соединений и наплавки выполняют проверку документации, подтверждающей квалификацию персонала на проведение неразрушающего контроля в соответствии с ГОСТ Р ИСО 9712.

Сварные швы и прилегающую к ним поверхность основного металла, шириной не менее 20 мм с обеих сторон от шва, очищают от шлака, брызг металла, окалины и других загрязнений.

Сварные соединения и наплавку целесообразно контролировать неразрушающими методами контроля в соответствующем объеме (см. [2], таблица 18):

- визуально-измерительный контроль, который проводят в объеме 100% согласно ГОСТ Р ИСО 17637 для всех сварных соединений;

- капиллярный контроль в объеме 100% согласно ГОСТ 18442 (класс чувствительности II);

- магнитопорошковый контроль*, который проводят в объеме 100% согласно ГОСТ Р 56512;

________________

* Магнитопорошковый контроль допускается заменять на капиллярный контроль, проводимый по ГОСТ 18442.

- ультразвуковой контроль, который проводят по методике согласно ГОСТ Р ИСО 17640, с критериями приемки уровня "В" согласно ГОСТ Р ИСО 5817;

- радиографический контроль, который проводят согласно ГОСТ 7512.

По результатам проведения каждого вида неразрушающего контроля должен выпускаться отдельный протокол, содержащий:

- вид неразрушающего контроля;

- ФИО сварщика/оператора, выполнявшего сварку;

- ФИО инспектора, проводившего контроль;

- список оборудования, использованного при неразрушающем контроле;

- результат неразрушающего контроля;

- дату;

- подпись.

8.9.1 Качество сварных швов должно соответствовать уровню "В" по ГОСТ Р ИСО 5817.

8.10 Контроль качества покрытий выполняется предварительным проведением аттестационных испытаний и контролем качества нанесенного покрытия.

Методика испытания на стойкость покрытия при погружении в морскую воду приведена в [31]. Контрольными параметрами являются:

- распространение коррозии от надреза - см. [32];

- адгезионная прочность по ГОСТ 32299.

Испытания стойкости покрытия к воздействию катодной поляризации приведены в [33] (метод А).

Покрытия, наносимые на элементы устьевой елки с рабочей температурой более 50°С, рекомендуется дополнительно испытывать на стойкость к отслаиванию при катодной поляризации (см. [32]).

Значения контрольных параметров в соответствии с 5.10.11.

Примечание - При наличии протоколов ранее проведенных испытаний материала покрытий и заключения о его применимости в заданных условиях допускается не проводить повторные аттестационные испытания.

Контроль качества нанесенного покрытия включает контроль подготовленной поверхности и контроль показателей нанесенного покрытия. Допускается проведение контроля проверкой актов скрытых работ (подготовки поверхности).

После нанесения АКП проводят контроль качества покрытий согласно нормативным документам, приведенным в таблице 14.

Таблица 15 - Контроль качества покрытий

После нанесения АКП целесообразно провести контроль качества покрытия на диэлектрическую сплошность покрытия (отсутствие пробоя) (см. [34]).

Контроль параметров допускается проводить на тестовой пластине, выполненной из того же класса материала, что и покрываемый элемент устьевой елки.

Нанесение покрытия на тестовую пластину должно осуществляться совместно с нанесением покрытия на компоненты ПФА и СПКГ.

Контроль колеровки покрытия проводят методом визуального сравнения цвета лакокрасочного покрытия с эталоном (контрольным или специально подготовленным).

Проверка колеровки покрытия проводится методом визуального сравнения цвета ЛКП с эталоном (контрольным или специально подготовленным).

8.11 Полностью изготовленные компоненты подводного устьевого оборудования должны быть проверены на соответствие спецификациям, сертификатам на материалы, протоколам и актам операционного контроля производственных процессов их изготовления.

8.12 Контроль целостности объекта испытаний (визуальный контроль) проводят в соответствии с ГОСТ Р ЕН 13018. Положительным критерием прохождения контроля является отсутствие вмятин, задиров, механических повреждений и коррозии на внешних поверхностях объекта испытаний.

8.13 Контроль геометрических размеров объекта испытаний осуществляют измерением с помощью универсальных или специальных измерительных средств и приборов, обеспечивающих необходимую точность по соответствующей нормативной и технической документации.

Критерием прохождения контроля является соответствие фактических размеров объекта испытаний размерам, указанным в технической документации.

8.14 Контроль диаметра проходного канала проводят жестким шаблоном, который пропускается по всей длине объекта испытаний.

Объект испытаний считается прошедшим контроль при отсутствии заклинивания шаблона при проведении контроля и отсутствия на поверхности шаблона механических повреждений.

8.15 Для проведения гидравлических испытаний изготовитель должен разработать ПМИ, инструкцию по безопасному проведению работ и обеспечить наличие испытательных стендов и приспособлений для проведения гидростатических испытаний.

8.15.1 Гидравлические испытания корпусов проводят до пневматических испытаний азотом и нанесения покрытий.

Перед проведением гидравлических испытаний проходные каналы объектов испытаний должны быть промыты технической водой и полностью просушены. Поверхности уплотнительных элементов осматривают для проверки отсутствия повреждений перед сборкой заглушек.

Испытательной средой является смесь, состоящая из 60% воды по ГОСТ 9544 и 40% моноэтиленгликоля по ГОСТ 19710. Использование испытательной среды другого состава допускается при условии, что она является нейтральной и к металлическим и неметаллическим материалам объекта испытаний.

Пробное давление корпусов при гидравлических испытаниях вычисляют по формуле

, (3)

где PN - номинальное давление корпуса ПОК, МПА, определяемое по документации изготовителя.

Пробное давление

должно соответствовать значениям, приведенным в таблице 15.

Таблица 16 - Значение пробного давления

для гидравлических испытаний корпусов

Показатель	Значение
Номинальное давление PN, МПа	34,5	69,0	103,5
Пробное давление , МПа	51,8	103,5	156,0

Процедура гидравлических испытаний должна состоять из следующих периодов:

- первичная выдержка под давлением;

- снижение давления до нуля;

- вторичная выдержка под давлением.

Продолжительность периодов выдержки под давлением составляет не менее 3 мин для первичной выдержки и не менее 15 мин для вторичной выдержки. Отсчет времени выдержки под давлением начинается при достижении уровня не меньше пробного давления

. Давление выдержки не должно превышать

более чем на 5%.

Давление должно считаться установившимся, если скорость его изменения не превышает 5% от

в час.

Приемочными критериями гидростатических испытаний являются выполнение следующих условий:

- отсутствие видимых утечек в течение периода выдержки под давлением;

- давление, зафиксированное в конце периода выдержки, не ниже уровня пробного давления испытаний;

- изменение давления во время периода выдержки не превышает 1,5% от пробного давления испытаний.

При наличии расчета на прочность от внутреннего давления корпуса КН испытания не проводят.

Поставщик должен обеспечить наличие испытательного оборудования и технической документации по подключению к устройству нагнетания давления. Испытательное оборудование (крышки, заглушки, установочные тумбы), необходимое для гидростатических испытаний, должно точно воспроизводить интерфейсы ПФА, СПКГ и прочего сопрягаемого оборудования СПД.

8.15.2 Гидравлические испытания корпусов элементов ШМ, работающих под давлением, проводят в соответствии с требованиями 8.15.1.

Пробное давление испытания должно быть не менее чем в 1,5 раза выше номинального рабочего давления.

Герметичность области металлического уплотнительного кольца между эластомерным и металлическим контурами уплотнения следует контролировать через испытательное отверстие при проведении приемочных испытаний.

8.15.3 Гидравлические испытания уплотнений ЗА проводят в соответствии с требованиями 8.15.1, с дополнительным периодом выдержки 15 мин.

Пробное давление испытания должно быть не менее, чем номинальное рабочее давление.

При проведении испытания ЗА должна находиться в закрытом положении.

Для двунаправленной ЗА необходимо последовательно прикладывать давление на каждую сторону запирающего элемента. Обратная сторона ЗА должна быть открытой в атмосферу во время периода выдержки под давлением.

Однонаправленная ЗА должна быть испытана в направлении, указанном на корпусе, за исключением обратной арматуры, которая подвергается испытаниям с противоположной стороны.

8.15.4 Испытания трубопроводной обвязки линий управления приводами проводят в соответствии с требованиями 8.15.1.

Испытательной и промывочной средой для проведения гидростатических испытаний элементов гидравлической линии управления должна быть гидравлическая жидкость требуемого класса чистоты согласно 8.16.

Пробное давление испытаний должно соответствовать номинальному рабочему давлению соответствующей линии.

Процедура проведения испытания должна соответствовать 8.15.3.

8.15.5 Гидростатические испытания трубной обвязки линий подачи химических реагентов выполняют в соответствии с требованиями 8.15.1.

8.15.6 Испытания собранных трубопроводов, концевых фитингов, соединителей и плит соединителей и собранной ПФА проводят в соответствии с 8.15.1. При наличии в сборке элементов с различными значениями номинальных рабочих давлений пробное давление испытания не должно превышать наименьшее значение номинального рабочего давления элемента сборки.

8.16 Промывка трубопроводной обвязки линий управления выполняется для обеспечения требуемого класса чистоты, указанного в РЭ.

Промывка осуществляется циклами по 15 мин турбулентным потоком гидравлической жидкости до достижения требуемого класса чистоты.

Контроль чистоты выполняется при помощи автоматического счетчика частиц либо путем отбора проб при помощи микроскопа.

8.17 Для проведения пневматических испытаний изготовитель оборудования должен обеспечить наличие испытательных заглушек (например, дополнительной глухой заглушки проходного канала ПОК) и техническую документацию по подключению к устройству нагнетания давления.

Испытания должны включать один период подачи давления и выдержки под давлением. Отсчет времени не начинают до достижения значения подаваемого давления, равного пробному давлению.

Значение пробного давления

контроля герметичности соединения в период выдержки должно быть не менее номинального рабочего давления СПКГ

PN

и не должно превышать

PN

более чем на 10%.

В течение времени выдержки под давлением пробное давление

должно поддерживаться в пределах 5%.

Испытание проводят последовательной сборкой КК, ЗУМ (ЗУН) и ПОК с выдержкой под давлением каждой подсборки не менее 15 мин. Давление подают внутрь корпуса КК.

Объекты испытания считаются выдержавшими контроль герметичности соединения, если утечка в контрольном резервуаре в течение периода удержания не превышает 20 см

/ч.

8.18 Для проведения пневматических испытаний газом изготовитель оборудования должен обеспечить наличие испытательных заглушек (например, дополнительной заглушки проходного канала ПОК) и техническую документацию по подключению к устройству нагнетания давления.

8.18.1 Перед испытаниями на герметичность должны быть проведены гидростатические испытания компонентов СПКГ и ПФА.

Допустимо применение механического вытеснителя для уменьшения объема требуемой испытательной среды.

Испытательной средой должен быть азот по ГОСТ 9293.

Испытание проводят пузырьковым методом, компрессионным способом согласно ГОСТ 24054. Для обеспечения визуального контроля утечек контролируемое оборудование полностью погружают в резервуар с водой.

Испытание состоит из одного периода выдержки пробным давлением, равным номинальному рабочему давлению, в течение не менее 15 мин.

Начальное давление испытаний не должно превышать испытательное давление более чем на 5% в соответствии с требованиями ГОСТ 3560-80 (пункт 3). Отсчет периода выдержки начинается после стабилизации давления испытания и изолирования источника давления.

Испытание проводят с непрерывной записью показаний устройств регистрации давления и температуры.

Приемочными критериями гидростатических испытаний являются:

- отсутствие видимых пузырьков в течение периода выдержки под давлением;

- давление, зафиксированное в конце периода выдержки не ниже уровня пробного давления испытаний;

- падение давления испытаний не более чем на 3% или 2 МПа (учитывая меньшее из них) за контрольное время выдержки под давлением.

8.18.2 Пневматические испытания газом уплотнений ЗА проводят в соответствии с требованиями 8.17 с дополнительной выдержкой под давлением, равным 2 МПа. Вторичный период выдержки давления должен составлять не менее 15 мин, затем давление со стороны скважины сбрасывается до нуля, но не за счет открытия запирающего элемента. Запирающие элементы должны сохранять свое положение между периодами выдержки.

Для двунаправленной ЗА и РА необходимо прикладывать давление к каждой стороне запирающего элемента. Обратная сторона ЗА и РА должна быть открытой в атмосферу во время периода выдержки под давлением.

8.18.3 Испытание сборки СПКГ проводят согласно 8.17 при последовательной сборке КК, ЗУМ (ЗУН) и ПОК с выдержкой под давлением каждой подсборки не менее 15 мин. Давление подают внутрь корпуса КК.

Объекты испытания считаются выдержавшими контроль герметичности соединения, если утечка в контрольном резервуаре в течение времени выдержки не превышает 20 см

/ч.

8.19 Контроль работоспособности механизма жесткой фиксации при изгибе проводят только для СПКГ с механизмом жесткой фиксации.

Изготовитель должен предоставить результаты расчета прочности на изгиб сборки КК и КН.

Дополнительное испытание работоспособности проводят путем приложения изгибающего момента к колонной головке КК, соединенной с колонной головкой КН. Нагрузку прикладывают плавно с записью тензометрии до 2000 кНм и выдержкой не менее 5 мин.

Объект испытаний считается прошедшим испытание при отсутствии остаточной деформации (например, загибов, задиров, вмятин и т.д.), влияющей на работоспособность механизма жесткой фиксации, включая ответные части КК и КН. Остаточная деформация, приводящая к уменьшению внутреннего диаметра объекта испытаний, не должна препятствовать прохождению через него шаблона для проверки диаметра вертикального проходного канала.

8.20 Контроль фиксации КК, ПОК и ЗУМ/ЗУН в осевом направлении осуществляют проведением функциональных испытаний механизма фиксации, выполняемых по ПМИ изготовителя, и предоставления расчетов прочности механизма фиксации в осевом направлении КК относительно КН, ПОК относительно КК и ЗУМ/ЗУН относительно ПОК и КК, выполненных методом конечно-элементного моделирования (см. [10], приложение D).

8.21 Контроль фиксации ЗУМ и ЗУН в затрубном пространстве осуществляют путем подачи номинального рабочего давления ниже уплотнения. Испытание проводят в специализированном стенде, предоставляемым изготовителем.

Испытательная среда должна соответствовать требованиям по 8.15.

Объекты испытаний признаются выдержавшими испытания при сохранении герметичности и отсутствии перемещений объектов испытаний.

8.22 Фиксация ПОК проверяется на испытательном стенде изготовителя путем приложения расчетной нагрузки от температурного расширения при максимальной рабочей температуре на ПОК.

Объекты испытаний признаются выдержавшими контроль при отсутствии перемещений ПОК.

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

- испытаниями с циклическим изменением температуры компонентов с учетом требуемой минимальной температуры в соответствии с ГОСТ Р ИСО 13628-4-2016 (пункт 5.1.7);

- контролем компонентов в стандартном рабочем температурном диапазоне с проверкой материала с V-образным надрезом по Шарпи при минимальной переходной рабочей или более низкой температуре в соответствии с требованиями ГОСТ Р ИСО 13628-4-2016 (пункт 4.1.3) и 8.5;

- контролем компонентов в стандартном рабочем температурном диапазоне при наличии документации, подтверждающей применимость материала для работы в диапазоне переходных температур.

8.23 Несущую способность корпусов колонных головок КК, КН и ПОК, указанную изготовителем в ПС или ТУ, подтверждают испытаниями и расчетом на прочность.

Испытание проводят плавным нагружением объекта испытаний до максимальных значений несущей способности. Приложение нагрузок осуществляют ступенчато по 20% от максимальной нагрузки с записью тензометрии и с выдержкой приложенной нагрузки. Нагрузку выдерживают в течение 1 мин на каждой ступени не менее трех полных циклов приложения нагрузки.

Объект испытаний считается прошедшим испытание при отсутствии остаточной деформации (например, загибов, задиров, вмятин и т.д.), влияющей на работоспособность, которая могла бы повлиять на какие-либо эксплуатационные требования. Остаточная деформация, приводящая к уменьшению внутреннего диаметра объекта испытаний, не должна препятствовать прохождению через него шаблона для проверки диаметра вертикального проходного канала.

Расчет на прочность, выполненный методом конечно-элементного моделирования (см. [10], приложение D), предоставляют до проведения испытаний.

8.24 Точность индикатора наклона определяют путем установки КН в вертикальном положении и поочередном наклоне КН на угол 2° по восьми независимым направлениям. Измерение угла наклона осуществляют при помощи независимых откалиброванных приборов с погрешностью не более 0,05°.

Объект испытаний считается прошедшим испытание, если расхождение в значениях измеренного угла наклона по индикатору наклона и независимым прибором находится в пределах 0,5°.

8.25 Испытания ЗУМ и ЗУН на герметичность следует проводить в сборе с ПОК при максимальной и минимальной рабочих температурах (см. также [2], пункт F.2.25, приложение F).

Для проверки герметичности ЗУН рекомендуется провести дополнительные испытания, приведенные в [2] (пункт F.1.13).

8.26 Контроль функциональности объектов испытаний выполняют согласно требованиям ПМИ изготовителя оборудования. При контроле должны быть проверены режимы работы, описанные в эксплуатационной документации.

Контроль функционирования устьевой елки выполняется проведением функционального испытания каждого управляемого элемента устьевой елки в соответствии с ПМИ изготовителя.

8.27 Контроль ресурса

8.27.1 Контроль ресурса наработки до усталостного разрушения касательно компонентов СПКГ выполняется путем проведения испытаний или расчета усталостной прочности СПКГ с применением метода конечно-элементного моделирования.

Контроль выявляет эксплуатационные ограничения и усталостные проектные нагрузки на сопряжениях, а также оценивает срок службы при знакопеременных нагрузках.

Испытание проводят циклическим нагружением СПКГ, соответствующим эксплуатационным нагрузкам при бурении и заканчивании скважины. Испытания следует проводить по ПМИ изготовителя (см. также [10]).

При проведении расчета усталостной прочности СПКГ результаты должны содержать срок наработки СПКГ до усталостного разрушения и накопленное усталостное разрушение критических областей конструкции.

В расчет следует учитывать нагрузки, передаваемые на СПКГ от ППВО, ПФА и водоотделяющей колонны при бурении и заканчивании скважины, а также:

- характеристики буровой установки;

- глубину установки скважины;

- геологические свойства почвы;

- условия окружающей среды (например, высота, частота и направление волн, скорость и направление морского течения, скорость и направление ветра);

- компоновку и физические свойства системы ППВО, системы доступа в скважину и ПФА;

- компоновку и физические свойства системы обсадных колонн;

- физические свойства почвы и цемента, заполняющего затрубное пространство обсадных колонн.

Расчет следует выполнять с учетом [10], [35] и [36].

Нагрузки, учитываемые в расчете, передаваемые на СПКГ от ППВО, ПФА и водоотделяющей колонны, формируются как результат глобального расчета оборудования бурильной компоновки, водоотделяющей колонны и компоновки системы заканчивания и капитального ремонта скважины. Глобальный расчет позволяет определять максимально допустимые условия (например, высота волны, погодные условия, смещение плавучего морского нефтегазопромыслового сооружения относительно устья скважины и т.д.) для проведения операций по строительству скважины, а также определять ресурс наработки до усталостного разрушения всех соединительных узлов соответствующих компоновок.

8.27.2 Для контроля ресурса компонентов ПФА проводят следующие испытания в соответствии с ГОСТ Р ИСО 13628-4-2016 (пункт 5.1.7):

- испытания с циклическим изменением давления/испытания под нагрузкой;

- испытания с циклическим изменением температуры;

- ресурсные испытания.

Объектами контроля ресурса являются элементы ПФА, перечисленные в ГОСТ Р ИСО 13628-4-2016 (таблица 3). Дополнительные испытания в соответствии с требованиями ГОСТ Р ИСО 13628-4-2016 (таблица 3) проводят для кольцевых уплотнений и заглушек подвески.

8.28 Контроль гибки труб ПФА выполняют проверкой документации, подтверждающей аттестацию технологии гибки по 7.7.20, проверкой документации, подтверждающей квалификацию персонала на проведение неразрушающего контроля, и проведением неразрушающего контроля. Критерии приемки при аттестации гибки и проведении неразрушающих испытаний при выполнении работ приведены в [20] (спецификация элементов трубопроводов холодной гибки EDS NBE1 и спецификация элементов трубопроводов индукционной гибки EDS NBE2).

8.29 Контроль соответствия КД осуществляют по сборочным чертежам и чертежам общего вида с возможным дополнительным измерением, с помощью универсальных или специальных измерительных средств и приборов.

Критерием положительного прохождения контроля является полное соответствие размеров КД.

8.30 Проходные диаметры ЗА следует подвергать физическому контролю шаблоном (см. [2], подпункты 7.4.9.3.1 и 7.4.9.3.2). Контроль проводят с помощью жесткого шаблона, через технологические каналы блоков задвижек и ЗА в открытом положении. Размеры шаблона приведены в [2] (таблица 30).

Проходные каналы подвески НКТ должны быть подвержены физическому контролю шаблоном. Размеры элементов шаблона приведены в [10] (таблица 5).

Объект испытаний считается прошедшим контроль при отсутствии заклинивания шаблона во время контроля и отсутствия на поверхности шаблона механических повреждений.

Проходы, которые не позволяют провести контроль шаблоном из-за конструктивных особенностей, могут быть подвержены контролю с использованием бороскопа или визуальному контролю.

8.31 Подтверждением работоспособности ЭХЗ является контроль непрерывности электрической цепи между элементами устьевой елки и протекторами с помощью омметра. Электрическая непрерывность ЭХЗ должна быть подтверждена замерами для всех элементов и частей, не имеющих сварного соединения с анодами.

Значение сопротивления не должно превышать 0,1 Ом.

Допускается использование электрической шины, в виде сварной металлической планки с нанесением защитного покрытия, на участках, не соответствующих критериям приемки, и повторное проведение контроля.

8.32 Для контроля грузоподъемных обухов проводят испытания в соответствии с ГОСТ Р ИСО 13628-4-2016 (пункт К.4 приложения K) для основного оборудования СПКГ или ПФА либо для грузоподъемных устройств или крышек, предназначенных для операций с основным оборудованием.

8.33 Для контроля обеспечения доступа ТНПА и его манипуляторов к органам управления элементами ПФА проводят модельные испытания, с учетом:

- расположения поручней горизонтальной и вертикальной стабилизации ТНПА;

- расположения защитных конструкций;

- высоты размещения панели управления;

- расположения органов управления элементами ПФА;

- возможности извлечения съемного оборудования.

8.34 Контроль точек сопряжения выполняется для подтверждения конструктивной целостности и герметичности систем соединений.

8.34.1 Контроль сопряжения удлинительной трубы КК и КН с соединительной муфтой обсадной колонны КК и КН возможен с использованием макета соединительной муфты КК и КН. Макет должен полностью повторять геометрию соединительной муфты обсадной колонны.

Контроль сопряжения нижнего резьбового соединения удлинительной трубы с обсадными колоннами возможен с использованием макета резьбового соединения. Проверку проводят согласно требованиям для уровня CAL IV ГОСТ Р ИСО 13679-2016 (пункт 5.1.1). Подтверждением проверки может являться наличие документации о прохождении испытаний.

8.34.2 Контроль сопряжения ПФА выполняется для следующих систем соединений:

- устьевого соединителя и СПКГ;

- ПФА и ППВО;

- выкидной линии основного блока задвижек;

- основного блока задвижек и подвески НКТ;

- ПФА и ШМ;

- основания ПМУ и ПМУ;

- многоканальных быстроразъемных интерфейсов ПФА;

- штепсельных соединителей ПФА;

- инструментов ТНПА и элементов управления ПФА;

- спускоподъемных инструментов ПФА и инструментов для технического обслуживания.

8.34.3 Контроль сопряжения ШМ выполняется для следующих систем соединений:

- ШМ и устьевой елки в целом;

- системы мягкой посадки ШМ с направляющими элементами устьевой елки;

- соединительной втулки ШМ и выкидных трубопроводов с ответной частью устьевой елки;

- электрических интерфейсов ШМ с соответствующим оборудованием;

- инструментов ТНПА и элементов управления оборудования ШМ (ЗА, дросселей и пр.);

- спускоподъемных инструментов ШМ и инструментов для его технического обслуживания.

8.34.4 Подтверждение конструктивной целостности ПНКТ и устьевой елки следует выполнять проведением испытаний в соответствии с ПМИ изготовителя, в которых должны быть учтены следующие эксплуатационные факторы:

- нагрузки от спускоподъемного инструмента;

- нагрузки от натяжения, провисания или бокового изгиба сопрягаемого оборудования, возникающие в процессе монтажа и эксплуатации;

- возможность замены кольцевых уплотнений;

- функциональные испытания требуемого спускоподъемного инструмента и инструмента для проведения технического обслуживания;

- максимально допустимая несоосность.

8.34.5 Подтверждение герметичности, при необходимости, выполняется проведением испытаний в соответствии с 8.15 или 8.17 в зависимости от УТТ.

Испытания проводят с применением сопрягаемого оборудования. Возможно проведение испытаний с использованием макетов сопрягаемого оборудования.

8.34.6 Дополнительно должны осуществляться:

- проверка герметичности металлических и неметаллических уплотнений при контроле сопряжения подвески НКТ с ПФА;

- проверка сопряжения линий электрогидравлического соединителя при контроле сопряжения подвески НКТ с ПФА.

8.35 Контроль качества изготовления протекторов следует осуществлять в соответствии с [17] (приложение Б). Для протекторов следует проводить аттестационные испытания по соответствующей методике (см. [37], приложение B, или [38], приложение E) для подтверждения электрохимических характеристик сплава.

Примечание - При наличии протоколов ранее проведенных аттестационных испытаний протекторов (в рамках испытаний опытного образца или при проведении периодических испытаний - каждые 15 т продукции) допускается не проводить повторные испытания.

8.35.1 Контроль функционирования инструментов для спуска, подъема и аварийного разъединения должен проводиться в соответствии с требованиями 9.20.

8.35.2 Функционирование запорной, регулирующей, предохранительной и обратной арматуры:

- измерение крутящего момента на дублере ТНПА ЗА, при дифференциальных давлениях на затворе;

- измерение давления изменения положения затвора ЗА, подаваемого от системы управления к гидравлическому приводу ЗА;

- функционирование РА;

- функционирование обратной арматуры.

8.35.3 Проверка функционирования контрольно-измерительных приборов:

- датчиков измерения давления и температуры;

- многофазного расходомера;

- датчика выноса песка.

8.35.4 Контроль совместной работы с системой управления СПД осуществляется проверкой совместного функционирования электрической и гидравлической систем ПФА и ПМУ при сценариях, имитирующих эксплуатационные режимы:

- сценарий штатного пуска скважины;

- сценарий штатной остановки скважины;

- сценарий аварийной остановки скважины;

- проверка остановки скважины по сценарию высокого давления в линиях системы управления (высокого и низкого давления);

- проверка остановки скважины по сценарию низкого давления в линиях системы управления (высокого и низкого давления);

- проверка сценария остановки скважины при низком давлении на устье;

- проверка сценария остановки скважины при высоком давлении на устье;

- проверка сценария остановки скважины при высоком давлении в затрубном пространстве;

- проверка сценария остановки скважины при высоком давлении перед регулирующим клапаном;

- проверка сценария остановки скважины при высоком давлении после регулирующего клапана.

8.36 Контроль сейсмостойкости выполняется проведением расчета в соответствии с требованиями ГОСТ 30546.1 и СП 14.13330. Вибрационные испытания отдельных элементов ПФА необходимо проводить в соответствии с требованиями ГОСТ 30546.2.

9 Указания по транспортированию и хранению

9.1 Устьевое оборудование должно быть подготовлено к морской перевозке и хранению на морских платформах.

9.2 Устьевое оборудование должно храниться при температуре окружающей среды от минус 40°С до плюс 50°С и относительной влажности до 98%.

9.3 Указания по транспортированию и хранению СПКГ

9.3.1 СПКГ подлежит перевозке различными видами транспорта в соответствии с правилами перевозки грузов, действующими на соответствующем транспорте. Условия транспортирования и хранения СПКГ:

- по климатическим факторам "1" в соответствии с ГОСТ 15150;

- по механическим факторам "Ж" в соответствии с ГОСТ 23170.

9.3.2 При поставке комплекта СПКГ совместно с инструментом и принадлежностями допускается укладывать колонны с соответствующим инструментом в одну тару.

9.3.3 Все компоненты СПКГ должны быть надежно закреплены в таре. Оборудование необходимо располагать в таре так, чтобы центр масс компоновки был как можно ближе к центру масс самой тары.

9.3.4 Транспортировочная тара СПКГ и комплекта инструментов должна обеспечивать возможность транспортирования узлов СПКГ, инструментов и принадлежности различными видами транспорта.

9.3.5 Перед постановкой на хранение и во время хранения СПКГ необходимо проводить техническое обслуживание, в которое может входить промывка, очистка от излишков смазки, продувка воздухом, внутренняя инспекция, замена поврежденных частей, ремонт, а также нанесение консервирующих составов в соответствии с рекомендациями изготовителя.

9.3.6 Техническое обслуживание проводит изготовитель или эксплуатирующая организация.

9.3.7 До постановки на хранение СПКГ необходимо провести консервационные мероприятия для защиты неокрашенных частей оборудования, уплотнительных и резьбовых поверхностей от коррозии. Консервационные мероприятия выполняет изготовитель или эксплуатирующая организация для 11-3 группы изделий в соответствии с ГОСТ 9.014.

9.3.8 Компоненты СПКГ консервируются согласно ГОСТ 9.014-78 (таблица 5) на срок не менее трех лет.

9.3.9 При хранении допускается располагать СПКГ, комплект инструментов и принадлежности, как в соответствующих транспортировочных корзинах и ящиках, так и отдельно на паллетах. На все компоненты должны быть установлены защитные крышки и заглушки.

9.4 Указания по транспортированию и хранению ПФА

9.4.1 Транспортирование и хранение ПФА осуществляется в упакованном виде.

9.4.2 ПФА подлежит перевозке автомобильным, воздушным, железнодорожным и морским транспортом в соответствии с правилами перевозки грузов, действующими на соответствующем транспорте, с учетом массогабаритных характеристик.

9.4.3 Условия транспортирования и хранения:

- по климатическим факторам в части хранения в соответствии с ГОСТ 15150: "ОЖ3";

- по механическим факторам в соответствии с ГОСТ 23170: "С".

9.4.4 Допускаются другие условия транспортирования и хранения ПФА в соответствии с требованиями, указанными в РЭ.

9.4.5 ПФА упаковывают в защитный чехол для снижения воздействия климатических факторов и защиты повреждений при транспортировании и хранении.

9.4.6 ПФА должна быть надежно закреплена во время транспортирования.

9.4.7 Перед постановкой ПФА на хранение необходимо провести консервацию, в соответствии с РЭ и ГОСТ 9.014.

9.4.8 Безопасность проведения погрузочно-разгрузочных работ должна быть обеспечена в соответствии с требованиями ГОСТ 12.3.009 и [39].

9.4.9 Консервацию оборудования и комплектующих следует проводить методами и средствами, не требующими последующей разборки оборудования при монтаже и расконсервации.

9.5 Срок действия консервации должен быть не менее 36 мес со дня отгрузки, без дополнительной переконсервации. Окончание срока действия консервации следует определять по формулярам, ПС или по промаркированной предупредительной надписи: "Законсервировано до ..." на упаковке.

9.6 Все интерфейсы должны быть закрыты крышками или заглушками во время хранения. Все не защищенные от внешней среды металлические наружные и внутренние поверхности (без антикоррозионного покрытия) должны иметь антикоррозионную обработку.

9.7 Регулярное техническое обслуживание оборудования, находящегося на консервации, следует выполнять по процедурам, установленным в РЭ (ТУ), с учетом сроков консервации и с периодичностью не менее одного раза в год. Техническое обслуживание должно выполняться квалифицированными специалистами, прошедшими соответствующее обучение и имеющими подтверждающие документы о прохождении обучения.

10 Указания по эксплуатации, монтажу и утилизации

10.1 Указания по эксплуатации, монтажу СПКГ

10.1.1 Эксплуатация СПКГ, инструментов и принадлежностей должна осуществляться согласно РЭ.

10.1.2 Техническое обслуживание проходят все извлекаемые компоненты СПКГ, а также комплект инструментов и принадлежности.

10.1.3 Техническое обслуживание должно включать операции по подготовке оборудования к выполнению работ, контроль, снятие излишков смазки. Мероприятия, выполняемые после использования комплекта инструментов и принадлежностей, должны включать промывку, продувку воздухом, визуальный контроль, замену расходных частей и ремонт.

10.1.4 Результаты контроля после обслуживания компонентов СПКГ, комплекта инструментов и принадлежностей должны быть оформлены в виде протокола с указанием выявленных несоответствий ТУ изготовителя и РЭ. Работоспособность оборудования должна быть восстановлена после проведения мероприятий по устранению несоответствий.

10.1.5 Техническое обслуживание и ремонт компонентов СПКГ, комплекта инструментов и принадлежностей должны осуществляться согласно методикам изготовителя.

10.1.6 Визуальный контроль при монтаже должен осуществляться при помощи ТНПА.

10.1.7 При монтаже СПКГ должен осуществляться контроль положения КН при помощи индикатора угла наклона.

10.1.8 Во время бурения стволов под последующую обсадную колонну, внутренний профиль колонной головки КК должен быть защищен соответствующей защитной втулкой.

10.1.9 При выполнении операций по монтажу СПКГ с использованием ППВО необходимо проводить контроль герметичности соединения ППВО с ответным компонентом СПКГ и приложением давления.

10.1.10 Монтаж компонентов СПКГ должен осуществляться соответствующим инструментом бурильной колонны, обеспечивающим спуск, установку, промывку, цементацию или испытание на герметичность. Комплект инструментов и принадлежностей приведен в 5.13.1.

10.1.10.1 Защитная втулка внутреннего профиля колонной головки КК должна обеспечивать защиту внутренней поверхности корпуса КК от воздействия бурильного инструмента во время строительства скважины. Защитная втулка устанавливается в проходной канал колонной головки КК, а также удерживается на месте во время проведения испытаний внутренним давлением ППВО.

10.1.10.2 Защитная втулка внутреннего профиля ПОК должна обеспечивать защиту внутренних поверхностей ПОК и КК от повреждений во время проведения операций по строительству скважин. Защитная втулка ПОК соответствующего типоразмера должна быть предусмотрена для каждой ПОК.

10.1.10.3 Комплект инструментов для спуска и установки компонентов СПКГ следует выбирать с учетом проектных условий:

- давления цементирования;

- нагрузки от веса обсадных колонн;

- точности позиционирования.

Комплект инструментов для спуска, установки, проведения испытаний с ППВО и проверки герметичности определен в 5.13.1.

10.1.10.4 Инструмент для измерения высоты установки ПОК должен определять действительную высоту установки ПОК в стволе скважины.

10.1.10.5 Инструмент для удаления цемента должен осуществлять удаление цемента с уплотнительных поверхностей в местах установки затрубных уплотнений.

10.1.10.6 Инструмент для промывки должен осуществлять очистку от шлама внутренних поверхностей КК и ПОК.

10.1.10.7 Инструмент для аварийного вывешивания должен обеспечить аварийное вывешивание бурильной колонны в стволе скважины без извлечения КНБК и необходимости прерывания операций по бурению.

10.1.10.8 Защитная заглушка от шлама должна осуществлять защиту СПКГ от попадания в скважину посторонних предметов, а также от повреждений колонной головки КК от падающих объектов во время проведения работ. Заглушку следует использовать в течение непродолжительного времени.

10.1.10.9 Заглушка для временной консервации должна осуществлять защиту СПКГ от попадания в скважину посторонних предметов, от повреждений колонной головки КК от падающих объектов, а также коррозионную защиту колонных головок и уплотнительных поверхностей, когда операции по бурению или заканчиванию скважин временно приостановлены.

10.1.10.10 Противотраловая защита предназначена для защиты СПКГ от ударного воздействия трала в регионах с рыболовной активностью, а также от механических повреждений извне. Противотраловая защита должна воспринимать ударную нагрузку от компонентов трала, а также обеспечить защиту от вырывания СПКГ из грунта. Установку электрохимической защиты на элементы конструкции противотраловой защиты, а также возможность подачи ингибитора коррозии в стволовой проход СПКГ необходимо предусмотреть.

10.1.11 Установленная СПКГ должна быть защищена от повреждений и/или коррозии защитной заглушкой от шлама, заглушкой для временной консервации или противотраловой защитой в зависимости от этапа строительства скважины, на котором работы по строительству были прекращены.

10.1.12 Утилизация СПКГ включает в себя демонтаж, бетонирование ствола скважины с последующим срезанием компонентов СПКГ, находящихся выше уровня морского дна, отсыпку грунта для скрытия недемонтируемой части.

10.1.13 Утилизацию и демонтаж СПКГ следует проводить с привлечением средств, судов и оборудования, аналогичных применяемым при монтаже.

10.2 Указания по эксплуатации, монтажу ПФА

10.2.1 Следует выделять следующие режимы эксплуатации ПФА:

- подготовки к спуску (стендовых испытаний) на береговой базе;

- погрузки/разгрузки/морского транспортирования;

- режим монтажа/демонтажа (включая предпусковые испытания);

- режим пусконаладки;

- режим нормальной эксплуатации;

- режим аварийной эксплуатации;

- режим технического обслуживания и ремонта (в том числе обслуживания и ремонта скважины).

10.2.2 Эксплуатация ПФА в каждом режиме должна осуществляться согласно требованиям соответствующих разделов РЭ.

10.2.3 Эксплуатация ПФА в режимах пусконаладочных работ и нормальной эксплуатации должна осуществляться в пределах температурного класса при давлениях, не превышающих номинальное рабочее давление.

10.2.4 Техническое обслуживание ПФА проводят согласно ФО (РЭ) изготовителя.

10.2.5 К техническому обслуживанию, эксплуатации, монтажу (демонтажу) и ремонту ПФА должны допускаться лица, изучившие РЭ и прошедшие аттестацию в соответствии с требованиями [25], в том числе в области эксплуатации опасных производственных объектов нефтегазоперерабатывающих производств, а также в области контроля и управления скважиной при газонефтеводопроявлениях.

10.2.6 Монтаж ПФА должен предусматривать возможность проведения операции установки с помощью инструмента для спуска на бурильной трубе.

10.2.7 Монтаж ПФА должен осуществляться при помощи ТНПА и специализированного инструмента.

10.2.8 При монтаже должен осуществляться контроль за положением устьевой елки по азимуту.

10.2.9 При монтаже ПФА средства ориентации должны обеспечивать точность позиционирования по азимуту не более 1°.

10.2.10 При выполнении морских операций с применением ППВО необходимо проводить проверку герметичности соединения ППВО с устьевой елкой.

10.2.11 Управление ПФА в режиме нормальной эксплуатации производится дистанционно с береговой станции управления.

10.2.12 Режим аварийной эксплуатации ПФА должен предусматривать применение ТНПА для контроля и управления.

10.2.13 Установленная ПФА должна быть защищена от повреждений защитной конструкцией.

10.2.14 Демонтаж ПФА рекомендуется по возможности производить с привлечением таких типов судов, технических средств и оборудования, какие использовались при ее монтаже. Допускается применение иных типов, если это ускоряет выполнение работ без ущерба для их безопасности и качества.

10.2.15 Требуется периодическая проверка герметичности ЗА в процессе эксплуатации ПФА. Периодичность проверки герметичности указывается в РЭ. Методы и периодичность выполнения проверки приведены в [40] и [41].

11 Гарантии изготовителя

11.1 Гарантия изготовителя о соответствии продукции и комплектующих ее изделий требованиям ТУ устанавливается в договоре на поставку продукции в соответствии с [42].

11.2 Условия применения гарантий изготовителя целесообразно определять в соответствии с [43] и заключенным договором на поставку продукции.

11.3 Гарантийный срок должен составлять не менее 60 мес с момента приемки оборудования грузополучателем.

11.4 Гарантийный срок эксплуатации оборудования должен составлять не менее 18 мес с момента ввода в эксплуатацию.

Библиография

[1]	Правила классификации и постройки подводных добычных комплексов. РМРС - СПб, 2017
[2]	ИСО 10423:2009*	Нефтяная и газовая промышленность. Буровое и эксплуатационное оборудование. Устьевое и фонтанное оборудование (Petroleum and natural gas industries - Drilling and production equipment - Wellhead and christmas tree equipment)
[3]	ИСО 13628-8:2002	Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 8. Интерфейсы дистанционно управляемых аппаратов (ROV) на системах подводной добычи (Petroleum and natural gas industries - Design and operation of subsea production systems - Part 8: Remotely Operated Vehicle (ROV) interfaces on subsea production systems)
[4]	ИСО 13628-1:2005	Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 1. Общие требования и рекомендации (Petroleum and natural gas industries - Design and operation of subsea production systems - Part 1: General requirements and recommendations)
[5]	DNVGL-RP-B401	Дизайн катодной защиты (Cathodic protection design)
[6]	Руководящий документ РД 39-00147001-767-2000	Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин
[7]	DNVGL-ST-E273:2016	Морское оборудование, доставляемое морским транспортом (Portable offshore units)
[8]	DNV-OS-H205	Подъем операций (стандарт VMO - часть 2-5) [Lifting Operations (VMO Standard - Part 2-5)]
[9]	SAE AS 4059:2013	Классификация чистоты гидравлической жидкости (Cleanliness Classification for Hydraulic Fluids)
[10]	ИСО 13628-7:2005	Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 7. Системы райзера для заканчивания/ремонта скважин (Petroleum and natural gas industries - Design and operation of subsea production systems - Part 7: Completion/workover riser systems)
[11]	ИСО 12944-2:2017	Материалы лакокрасочные. Защита стальных конструкций от коррозии при помощи защитных лакокрасочных систем. Часть 2. Классификация окружающих сред (Paints and varnishes - Corrosion protection of steel structures by protective paint systems - Part 2: Classification of environments)
[12]	ИСО 13628-1:2005/Amd 1:2010	Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 1. Общие требования и рекомендации (Petroleum and natural gas industries - Design and operation of subsea production systems - Part 1: General requirements and recommendations - Amendment 1: Revised Clause 6)
[13]	ИСО 21457:2010	Нефтяная, нефтехимическая и газовая промышленности. Выбор материалов и коррозионный контроль систем добычи нефти и газа (Petroleum, petrochemical and natural gas industries - Materials selection and corrosion control for oil and gas production systems)
[14]	ИСО 15156-3:2015	Промышленность нефтяная и газовая. Материалы для применения в средах, содержащих сероводород, при нефте- и газодобыче. Часть 3. Трещиностойкие (коррозионно-стойкие) и другие сплавы (Petroleum and natural gas industries - Materials for use in -containing environments in oil and gas production - Part 3: Cracking-resistant CRAs (corrosion-resistant alloys) and other alloys)
[15]	AWS A5.14	Сварочные электроды и стержни из никеля и никелевых сплавов. Технические условия (Specification for Nikel and Nikel-Alloy Bare Welding Electrodes and Rods)
[16]	DNVGL-RP-F112:2018	Методические указания по проектированию оборудования из дуплексной нержавеющей стали для предотвращения водородного растрескивания (Duplex Stainless Steel - design against hydrogen induced stress cracking)
[17]	Временные технические требования к протекторам (утверждены ОАО "Газпром" 22 апреля 2011 г.)
[18]	ИСО 15614-7:2016	Технические требования и аттестация процедур сварки металлических материалов. Проверка процедуры сварки. Часть 7. Наплавка (Specification and qualification of welding procedures for metallic materials - Welding procedure test - Part 7: Overlay welding)
[19]	ИСО 17663:2009	Сварка. Требования к качеству термической обработки в процессе сварки и смежных процессов (Welding - Quality requirements for heat treatment in connection with welding and allied processes)
[20]	NORSOK M-630:2013	Трубопроводная обвязка, перечень материалов и элементов [Material data sheets for piping. Surface preparation and protective coating (Edition 6, October 2013)]
[21]	DNVGL-RP-O101:2016	Техническая документация для подводных проектов (Technical documentation for subsea projects)
[22]	Технический регламент Таможенного союза ТР ТС 032/2013	О безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением
[23]	Технический регламент Таможенного союза ТР ТС 010/2011	О безопасности машин и оборудования
[24]	Технический регламент Таможенного союза ТР ТС 012/2011	О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах
[25]	Области аттестации (проверки знаний) руководителей и специалистов организаций, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору (принят Приказом Ростехнадзора от 6 апреля 2012 г. N 233)
[26]	Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила безопасности морских объектов нефтегазового комплекса" (утверждены приказом от Ростехнадзора 18 марта 2014 г. N 105)
[27]	Руководящий документ РД 26.260.15-2001		Стилоскопирование основных и сварочных материалов и готовой продукции
[28]	АСТМ E1476-2004 (R 2014)		Стандартное руководство по идентификации металлов, проверке качества и сортировке (Standard Guide for Metals Identification, Grade Verification, and Sorting)
[29]	ИСО 23936-1:2009		Нефтяная, нефтехимическая и газовая промышленность. Неметаллические материалы, контактирующие со средами при добыче нефти и газа. Часть 1. Термопласты (Petroleum, petrochemical and natural gas industries - Non-metallic materials in contact with media related to oil and gas production - Part 1: Thermoplastics)
[30]	ИСО 23936-2:2011		Нефтяная, нефтехимическая и газовая промышленность. Неметаллические материалы, контактирующие со средами при добыче нефти и газа. Часть 2. Эластомеры (Petroleum, petrochemical and natural gas industries - Non-metallic materials in contact with media related to oil and gas production - Part 2: Elastomers)
[31]	ИСО 2812-2:2007		Краски и лаки. Определение устойчивости к воздействию жидкостей. Часть 2. Метод погружения в воду (Paints and varnishes - Determination of resistance to liquids - Part 2: Water immersion method)
[32]	ИСО 12944-9:2018		Материалы лакокрасочные. Защита стальных конструкций от коррозии при помощи лакокрасочных систем. Часть 9. Защитные лакокрасочные системы и лабораторные методы проверки рабочих характеристик морских и аналогичных сооружений (Paints and varnishes - Corrosion protection of steel structures by protective paint systems - Part 9: Protective paint systems and laboratory performance test methods for offshore and related structures)
[33]	ИСО 15711:2003		Краски и лаки. Определение сопротивления катодному разрушению покрытий, подвергаемых воздействию морской воды (Paints and varnishes - Determination of resistance to cathodic disbonding of coatings exposed to sea water)
[34]	АСТМ D5162-2015		Стандартная методика контроля несплошности (пропусков) непроводящих защитных покрытий на металлических подложках [Standard Practice for Discontinuity (Holiday) Testing of Nonconductive Protective Coating on Metallic Substrates]
[35]	DNVGL-RP-C203		Усталостная прочность стальных конструкций морских сооружений (Fatigue design of offshore steel structures)
[36]	DNVGL-RP-0142		Расчет усталостной прочности устья скважины (Wellhead fatigue analysis)
[37]	DNVGL-RP-F401:2012		Электрических силовых кабелей в подводных приложений (Electrical power cables in subsea applications)
[38]	ИСО 15589-2:2012		Промышленность нефтяная и газовая. Катодная защита систем транспортирования по трубопроводам. Часть 2. Морские трубопроводы (Petroleum, petrochemical and natural gas industries - Cathodic protection of pipeline transportation systems - Part 2: Offshore pipelines)
[39]	Правила по охране труда при погрузочно-разгрузочных работах и размещении грузов (утверждены приказом Министерства труда и социальной защиты Российской Федерации от 17 сентября 2014 г. N 642н)
[40]	ISO/TS 16530-2:2014		Целостность скважины. Часть 2. Целостность скважины на этапе эксплуатации. (Well integrity - Part 2: Well integrity for the operational phase)
[41]	NORSOK STANDARD D-010:2013		Целостность скважин при бурении и сервисных операциях (Well integrity in drilling and well operations)
[42]	Закон Российской Федерации от 7 февраля 1992 г. N 2300-1 "О защите прав потребителей"
[43]	Федеральный закон от 30 ноября 1994 г. N 51-ФЗ "Гражданский кодекс Российской Федерации"