ПНСТ 627-2022. Предварительный национальный стандарт Российской Федерации. Нефтяная и газовая промышленность. Системы подводной добычи. Подводное оборудование и его компоненты
(утв. и введен в действие Приказом Росстандарта от 31.03.2022 № 30-пнст)
Внимание
Документ утратил силу с 01.07.2025 в связи с истечением срока действия, установленного Приказом Росстандарта от 31.03.2022 № 30-пнст. Документ введен в действие с 01.07.2022 на период до 01.07.2025 (Приказ Росстандарта от 31.03.2022 № 30-пнст).
Утвержден и введен в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 31 марта 2022 г. № 30-пнст
ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
НЕФТЯНАЯ И ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
ПОДВОДНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И ЕГО КОМПОНЕНТЫ
Petroleum and natural gas industry. Subsea production systems. Subsea equipment and components
Срок действия с 1 июля 2022 года до 1 июля 2025 года
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 31 марта 2022 г. № 30-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: inf@gazprom335.ru 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 (www.rst.gov.ru)
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 и предварительных национальных стандартов, областью применения которых являются системы подводной добычи углеводородов.
В настоящем стандарте представлены принципы и технические требования для проектирования и изготовления подводного оборудования и компонентов в целях обеспечения безопасности и работоспособности.
1 Область применения
1.1 Настоящий стандарт применяется для проектирования и изготовления следующего подводного оборудования систем подводной добычи углеводородов:
- подводного оборудования устья скважины и фонтанного оборудования;
- подводной системы управления;
- подводных конструкций и манифольдов.
1.2 При проектировании систем подводной добычи углеводородов под техническим наблюдением Российского морского регистра судоходства в дополнение к настоящим требованиям должны выполняться требования [1].
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 24856 Арматура трубопроводная. Термины и определения
ГОСТ Р 51365 (ИСО 10423:2003) Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование для бурения и добычи. Оборудование устья скважины и фонтанное устьевое оборудование. Общие технические требования
ГОСТ Р 54382 Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования
ГОСТ Р 54483 (ИСО 19900:2013) Нефтяная и газовая промышленность. Сооружения нефтегазопромысловые морские. Общие требования
ГОСТ Р 57123 (ИСО 19901-2:2004) Нефтяная и газовая промышленность. Сооружения нефтегазопромысловые морские. Проектирование с учетом сейсмических условий
ГОСТ Р 57148 (ИСО 19901-1:2015) Нефтяная и газовая промышленность. Сооружения нефтегазопромысловые морские. Проектирование и эксплуатация с учетом гидрометеорологических условий
ГОСТ Р 59304 Нефтяная и газовая промышленность. Системы подводной добычи. Термины и определения
ГОСТ Р 59305 (ИСО 13628-1:2005) Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 1. Общие требования и рекомендации
ГОСТ Р ИСО 9712 Контроль неразрушающий. Квалификация и сертификация персонала
ГОСТ Р ИСО 15614 (все части) Технические требования и аттестация процедур сварки металлических материалов. Проверка процедуры сварки
ГОСТ Р ИСО 13628-4-2016 Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация подводных эксплуатационных систем. Часть 4. Подводное устьевое оборудование и фонтанная арматура
ПНСТ 567-2021 Нефтяная и газовая промышленность. Системы подводной добычи. Взаимодействие траловой оснастки и трубопроводов. Методические указания
ПНСТ 584-2021 Нефтяная и газовая промышленность. Системы подводной добычи. Определение структурной прочности
Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов 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 стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.
3 Термины, определения и сокращения
3.1 Термины и определения
В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р 59304, ГОСТ 24856, а также следующие термины с соответствующими определениями:
3.1.1 барьер (barrier): Элемент подводного оборудования, предназначенный для предотвращения утечки в окружающую среду добываемых или закачиваемых флюидов.
| конструктивная целостность (structural integrity): Способность конструктивных систем, входящих в состав сооружения, сохранять свои прочностные свойства и пространственное положение в пределах, позволяющих сооружению выполнять свое функциональное назначение с заданным уровнем безопасности и надежности. [ГОСТ Р 59266-2020, статья 3.8] |
|---|
3.2 Сокращения
В настоящем стандарте использованы следующие сокращения:
УТТ — уровень технических требований.
4 Принципы проектирования
4.1 Общие положения
Подводное оборудование и компоненты систем подводной добычи углеводородов должны соответствовать предъявляемым к ним требованиям, безопасно выдерживать внутреннее давление скважинной среды и обеспечивать целостность систем подводной добычи углеводородов.
Проектирование подводного оборудования и компонентов систем подводной добычи углеводородов должно выполняться с учетом требований настоящего стандарта и требований ГОСТ Р 59305, ГОСТ Р ИСО 13628-4, ГОСТ Р 54483, ГОСТ Р 57148, ГОСТ Р 57123, ГОСТ Р 54382.
4.2 Требования к проектированию и расчетам
Подводное оборудование, разработанное по настоящему стандарту, в период эксплуатации должно обеспечивать проектные характеристики и удовлетворять УТТ3 в соответствии с ГОСТ Р 51365. К оборудованию, для которого не требуется указывать УТТ, необходимо предъявлять аналогичные требования.
Компоненты подводного оборудования могут подвергаться пневматическим испытаниям (см. [2]) для соответствия критериям УТТ 3G.
Оборудование должно быть спроектировано для эксплуатации в условиях циклических изменений давления и температуры добываемого флюида и технологических сред, при циклических внешних нагрузках и многократных замыканиях/размыканиях (соединениях/отсоединениях). Возможность использования оборудования при изменении значений температуры и нагрузок в соответствии с заданными циклами должна быть подтверждена в ходе испытаний.
Расчетное давление подводного оборудования не должно быть ниже давления при самой неблагоприятной комбинации внутреннего или внешнего давления и температуры (минимальной или максимальной), ожидаемых в ходе эксплуатации.
Необходимо провести оценку технологических режимов, которые могут привести к импульсным нагрузкам. К таким режимам, например, относятся резкий перепад давления, гидравлический удар, наличие двухфазного потока.
Для всего подводного оборудования необходимо определить последствия теплового воздействия от внутреннего флюида и окружающей среды. Затем оборудование должно быть спроектировано в расчете на определенный температурный диапазон с указанием минимальных и максимальных температур.
Примечание - Тепловой анализ важен для оценки надежности конструкции уплотнительных элементов и внутренних частей клапанов, а также для проектирования системы катодной защиты.
Конструкции уплотнений должны учитывать действие внешнего гидростатического давления в случае, когда оно превышает внутреннее давление проходного канала. Все условия работы (например, ввод в эксплуатацию, испытания, пуск, эксплуатация, промывка) должны учитываться при проектировании.
Подводное оборудование должно быть спроектировано и испытано таким образом, чтобы снизить риск неконтролируемого выброса пластовых флюидов на протяжении всего его жизненного цикла.
4.3 Проектные нагрузки
4.3.1 Общие положения
Необходимо провести оценку природных явлений, которые могут нарушить функциональность системы, привести к нарушению целостности или снижению безопасности системы.
Наиболее неблагоприятный сценарий нагрузки для всех соответствующих фаз и условий, которые могут повлиять на целостность и безопасность подводного оборудования, могут оцениваться в соответствии с ПНСТ 584-2021 (см. также [3]).
Конструкция оборудования должна выдерживать номинальные нагрузки без возникновения такой величины деформации, которая препятствовала бы выполнению любых других требований к эксплуатационным характеристикам при условии непревышения расчетных критериев. Эти критерии могут соответствовать [3].
Нагрузки, которые необходимо учесть в проекте для всего срока эксплуатации подводного оборудования:
- эксплуатационные нагрузки;
- случайные нагрузки;
- нагрузки в ходе опрессовки (на суше и в море);
- нагрузки при разгрузочно-погрузочных операциях и транспортировке;
- нагрузки при установке;
- нагрузки при обслуживании;
- нагрузки извлечения.
4.3.2 Эксплуатационные нагрузки
Эксплуатационные нагрузки охватывают следующие характерные нагрузки для оборудования, работающего под давлением:
- длительные нагрузки (например, расчетное давление, вес и подъемная сила, действующая на погруженное в жидкость тело);
- нагрузки, вызванные перемещением частей конструкции (например, тепловое расширение/сжатие, смещения опор, деформации под действием внешних воздействий);
- внешние воздействия (например, землетрясение, морское течение, волны, гидростатическое давление).
Если нормы или стандарты, используемые для проектирования компонента, не учитывают возможность внутренней утечки вследствие усилий, передаваемых на компонент от соединительных секций, должны выполняться дополнительные расчеты и/или аттестационные испытания. Внешние нагрузки от трубопровода и трубной вставки должны учитываться при проектировании компонента.
Подвеска обсадной колонны должна быть установлена в колонну кондуктора таким образом, который предотвращает повреждение затрубного уплотнения при нормальных эксплуатационных нагрузках и в случае обслуживания скважины.
4.3.3 Случайные нагрузки
Дополнительные нагрузки на подводное оборудование в случае аномальных и незапланированных условий, имеющих ежегодную вероятность возникновения меньше чем 10-2, должны быть классифицированы как случайные нагрузки. Типичные случайные нагрузки могут происходить из-за:
- падающих предметов;
- протягивания якоря;
- превышения внутренним давлением расчетного значения;
- смещения морского дна и/или оползней (землетрясения);
- неисправности оборудования;
- ударных нагрузок необитаемого подводного аппарата;
- нагрузки от зацепа шлангокабеля необитаемого подводного аппарата.
Нагрузки от падающих предметов и рыболовных снастей выбираются в соответствии с ГОСТ Р 59305. Траловые нагрузки могут учитываться в соответствии с ПНСТ 567-2021.
4.4 Критерии выбора материала и защиты от коррозии
Материалы должны соответствовать условиям эксплуатации (например, должно учитываться наличие сероводорода в скважинном флюиде), а также должны обладать соответствующими указанными в расчете прочности свойствами: пределом текучести, ударной вязкостью и относительным удлинением при разрыве. Кроме того, в свариваемых конструкциях материалы должны обладать хорошими свойствами свариваемости.
Изменения механических свойств материала в результате следующих за изготовлением заготовок деятельности по обработке и установке, коррозии, термического воздействия или старения должны быть учтены при проектировании.
Материалы должны быть коррозионно-стойкими в рабочих средах или иметь защиту от коррозии, такую как электрохимическая защита, применение защитных покрытий, применение ингибиторов коррозии.
Системы защиты от коррозии должны выбираться с учетом воздействующей среды, методик контроля, частоты контроля и технического обслуживания, а также расчетной долговечности.
Необходимо избегать контактирующих разнородных металлических материалов или защищать их надлежащим образом от гальванической коррозии.
Все оборудование и компоненты не должны содержать асбеста.
5 Изготовление, качество и испытания
5.1 Общие положения
Должны быть выполнены требования к производству, контролю качества, испытаниям и производственным записям для выбранного УТТ, предусмотренные в ссылочных нормах и стандартах. Аналогичная документация, касающаяся контроля качества, испытаний и производства, должна вестись изготовителем также и для оборудования, не требующего указывания УТТ.
Изготовитель должен применять необходимое производственное оборудование, аттестацию, процедуры и персонал, чтобы гарантировать, что изделие будет изготовлено в соответствии с указанными требованиями.
Испытания по контролю качества должны проводиться в соответствии со спецификацией испытаний, в которой определены как методы испытания, так и критерии приемки.
5.2 Изготовление
5.2.1 Общие положения
Изготовление должно быть выполнено согласно карте технологического процесса, подготовленной изготовителем. Карта технологического процесса должна определить, как указанные в спецификации на материал физико-механические свойства могут быть достигнуты и верифицированы по предложенному технологическому маршруту производителя.
Использование откалиброванного оборудования для затяжки болтов (с контролем момента или усилия) требуется для обеспечения контроля затяжки при монтаже. Процедура монтажа резьбового соединения (моментной затяжкой или осевой вытяжкой) должна быть задокументирована.
5.2.2 Сварка
Все сварочные работы должны выполняться в соответствии с аттестованной процедурой сварки. Аттестация процедуры должна проводиться в соответствии с ГОСТ Р ИСО 15614. По результатам проведения аттестации должен быть оформлен отчет об аттестации процедуры сварки.
Если опоры и аналогичные детали, работающие без давления, приваривают непосредственно к деталям, работающим под давлением, должны применяться требования к сварке для деталей, работающих под давлением. При сварке опор или аналогичных деталей, работающих под давлением, опорные элементы должны иметь тот же материал, что и основа.
5.2.3 Термообработка
После формовки/гибки и/или сварки компонент должен быть подвергнут термообработке, если это требуется в соответствии с применяемой нормой или стандартом, для снятия остаточных напряжений и обеспечения заданных механических свойств.
Документация по термообработке должна включать температуру термообработки, параметры нагрева и охлаждения, время выдержки при определенной температуре и охлаждающую среду.
Нормализующая термообработка должна применяться для горячекатаных деталей, если только процесс горячего формования не проводился в соответствующим нормализации диапазоне температур, продолжительности и скорости охлаждения.
Термическая обработка холоднокатаных материалов должна быть выбрана с учетом степени пластической деформации материала.
Необходимость подогрева и/или послесварочной термообработки определяется исходя из габаритов заготовки и ее химического состава.
Послесварочная термообработка должна проводиться в камерной печи. Местная послесварочная термообработка может быть проведена на простых соединениях при выполнении аттестованной процедуры.
Максимальная температура послесварочной термообработки для закаленной и отпущенной низколегированной стали должна быть на 25 °C ниже температуры отпуска материала, указанной в сертификате на материал.
В случае дефектов, выявленных после термообработки, новую термообработку проводят после ремонтной сварки дефектов.
Несколько послесварочных термообработок должны быть аттестованы для подтверждения того, что свойства материала после таких обработок остаются в указанных пределах.
5.2.4 Гибка трубы
Процедура гибки должна быть такой, чтобы изменение формы поперечного сечения трубы и утонение стенки находились в пределах допусков, указанных в применяемых нормах и стандартах.
Процедура гибки должна быть аттестована для обеспечения требуемых механических свойств после гибки независимо от наличия термообработки после гибки.
5.3 Проведение испытаний
5.3.1 Неразрушающий контроль
Процедуры НК, их количество и критерии приемки должны выполняться по соответствующим нормам, стандартам или другим независимо согласованным спецификациям.
НК должен выполняться операторами, аттестованными по схеме сертификации согласно ГОСТ Р ИСО 9712.
Когда требуется послесварочная термообработка, окончательный НК должен быть выполнен после термообработки.
Окончательный НК должен быть выполнен до любого возможного процесса, который сделал бы требуемый НК невозможным или мог привести к ошибочным результатам (например, покрытие поверхностей за исключением нанесения термическим методом).
Если при дефектоскопии обнаружен дефект, требующий ремонта, должны проводиться расширенные испытания (на большей выборке) в соответствии с применяемой нормой или стандартом.
Все проведенные освидетельствования и результаты должны систематически регистрироваться и полностью отслеживаться.
5.3.2 Подтверждающие испытания
Оценка эффективности УТР 2 в соответствии с определением в ГОСТ Р 51365 должна применяться к подводному оборудованию, спроектированному в соответствии с настоящим стандартом.
Результаты испытаний должны удовлетворять требованиям соответствующих норм и стандартов. Кроме того, для подводного фонтанного и устьевого оборудования в соответствии с приложением L ГОСТ Р ИСО 13628-4-2016.
Если требование к циклическим испытаниям в соответствии с таблицей 3, приведенной в ГОСТ Р ИСО 13628-4-2016, выбирается изготовителем, эти испытания должны быть проведены для демонстрации пригодности оборудования.
Примечание - Например, спуско-подъемный инструмент, требующий инспекции после 100 применений, следует подвергнуть испытанию как минимум на 100 циклов.
Должны проводиться записи подтверждающих испытаний, доказывающих, что изделие имеет надлежащую аттестацию.
Информацию о размерах необходимо записывать до и после подтверждающих испытаний, которые проводятся с использованием методов, достаточно чувствительных для обнаружения величины ожидаемой постоянной деформации.
Компонент должен быть разобран и подвергнут контролю для выявления любых повреждений и деформаций, которые могут влиять на работу.
5.3.3 Заводские приемочные испытания
Заводские приемочные испытания охватывают испытания компонентов по отдельности и в сборе.
Все оборудование, включая соответствующие системы управления, мониторинга и безопасности, должно быть, насколько это возможно, подвергнуто испытаниям перед установкой.
Оборудование должно быть подвергнуто испытанию в рабочих условиях в соответствии с программой и методикой испытаний. Кроме того, необходимо провести функциональные испытания всех систем безопасности.
Испытания должны как минимум включать настройку контроллеров, калибровку датчиков и аварийных сигналов, функциональное испытание обычных систем и систем безопасности и т.д. Для моделирования подводной работы должна использоваться система управления испытаниями.
Результаты испытаний должны заноситься в протокол, должна быть создана система контроля исправительных и незавершенных работ.
Если какие-либо клапаны предназначены для функционирования в качестве аварийных запорных клапанов, время закрытия этих клапанов должно быть измерено и зарегистрировано в ходе заводских приемочных испытаний. В данном случае необходимо, чтобы клапан испытывался совместно с соответствующими частями системы управления.
Любой процесс испытания давлением должен документироваться. Скорость роста давления не должна превышать 3% от испытательного давления в час. Фактическое давление испытаний не должно падать ниже испытательного давления до окончания периода выдержки. Фактическое давление испытаний до начала выдержки не должно отличаться от испытательного давления более чем на 5%. Утечка не допускается, стабилизация давления должна быть связана с колебаниями температуры.
Примечание - Опрессовка систем трубопроводов может включать более жесткие требования к скорости роста давления. Дополнительные требования, касающиеся скорости роста давления и периода выдержки, могут быть определены проектом.
Испытания целостности электрической цепи должны проводиться для подтверждения электрического контакта между частями системы катодной защиты.
БИБЛИОГРАФИЯ
| УДК 622.276.04:006.354 | ОКС 75.020 |
| Ключевые слова: нефтяная и газовая промышленность, системы подводной добычи, подводное оборудование и компоненты | |