Национальный стандарт РФ ГОСТ Р 55849-2013 (ИСО 15136-1:2009) "Нефтяная и газовая промышленность. Системы винтовых насосов для механизированной добычи. Часть 1. Насосы. Общие технические требования" (утв. приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 22 ноября 2013 г. N 1888-ст)

Национальный стандарт РФ ГОСТ Р 55849-2013 (ИСО 15136-1:2009)
"Нефтяная и газовая промышленность. Системы винтовых насосов для механизированной добычи. Часть 1. Насосы. Общие технические требования"
(утв. и введен в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 22 ноября 2013 г. N 1888-ст)

Petroleum and natural gas industries. Progressing cavity pump systems for artificial lift. Part 1. Pumps. General technical requirements

Дата введения - 1 июля 2014 г.

Введен впервые

ГАРАНТ:

Курсив в тексте не приводится

Предисловие

1 Подготовлен Обществом с ограниченной ответственностью "ТЕХНОНЕФТЕГАЗ" (ООО "ТЕХНОНЕФТЕГАЗ") на основе собственного аутентичного перевода на русский язык международного стандарта, указанного в пункте 4

2 Внесен Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 "Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа"

3 Утвержден и введен в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 22 ноября 2013 г. N 1888-ст

4 Настоящий стандарт является модифицированным по отношению к международному стандарту ИСО 15136-1:2009 "Нефтяная и газовая промышленность. Системы винтовых насосов кавитационного типа для механизированной добычи. Часть 1. Насосы" (ISO 15136-1:2009 "Petroleum and Natural Gas Industries - Progressing cavity pump systems for artificial lift - Part 1: Pumps").

Дополнительные положения и требования, а также сноски, включенные в текст настоящего стандарта для учета потребностей национальной экономики и особенностей российской национальной стандартизации, выделены курсивом.

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

5 Введен впервые

Предисловие

ИСО (Международная организация по стандартизации) является всемирной федерацией национальных органов по стандартизации (стандартизующих органов членов ИСО). Подготовка международных стандартов обычно проводится в технических комитетах ИСО. Каждый национальный орган по стандартизации, являющийся членом ИСО, и заинтересованный в области, для которой был создан технический комитет, имеет право участвовать в деятельности этого комитета. В этой работе также участвуют международные, правительственные и неправительственные организации, имеющие соответствующие соглашения о сотрудничестве с ИСО. ИСО тесно сотрудничает с Международной электротехнической комиссией (IEC) по всем вопросам стандартизации в электротехнике.

Международные стандарты разрабатываются в соответствии с правилами, приведенными в Директивах ISO/IEC, Часть 2.

Основной задачей технических комитетов является подготовка международных стандартов. Проекты Международных стандартов, принятых техническими комитетами, рассылаются национальным органам по стандартизации стран-членов ИСО для голосования. Публикация в качестве международного стандарта требует его утверждения не менее 75% национальных органов по стандартизации стран-членов ИСО, участвующих в голосовании.

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

ИСО 15136-1 был подготовлен Техническим Комитетом ISO/TC 67, "Материалы, оборудование и морские конструкции для нефтяной, нефтехимической и газовой промышленности", Подкомитет SC 4, "Буровое и эксплуатационное оборудование".

ИСО 15136 состоит из следующих частей:

- Нефтяная и газовая промышленность - Системы винтовых насосов для механизированной добычи - Часть 1: Насосы

- Нефтяная и газовая промышленность - Системы винтовых насосов для механизированной добычи - Часть 2: Системы наземного привода.

Введение

Настоящая часть стандарта является модифицированной по отношению к международному стандарту ИСО 15136-1:2008 "Промышленность нефтяная и газовая. Системы винтовых насосов для механизированной добычи - Часть 1: Насосы", который был разработан потребителями/заказчиками и поставщиками/изготовителями погружных винтовых насосов и предназначен для использования в нефтяной и газовой промышленности всего мира. Настоящая часть стандарта устанавливает требования и содержит информацию по вопросам выбора, производства, проведения испытаний и эксплуатации винтовых насосов и, кроме того, содержит требования к поставщику/изготовителю, устанавливающие минимальные параметры, которые он должен соблюдать, чтобы обеспечить соответствие продукции настоящему стандарту.

Данная часть стандарта предусматривает различные уровни требований к валидации проекта, контролю качества и определению функциональных характеристик, позволяющих потребителю/заказчику выбирать насос для конкретизированных условий эксплуатации, которые задаются в функциональной спецификации. Существует три уровня валидации проектной документации и три уровня контроля качества, а также две категории испытания функциональных характеристик. Уровень валидации V3 распространяется на существующие изделия, V2 - основной уровень, a V1 - высший. Для контроля качества: уровень Q3 - базовый, а уровни Q2 и Q1 устанавливают дополнительные требования. Категория F1 требует обязательного проведения гидравлических испытаний винтовых насосов для оценки функциональных характеристик, а категория F2 не требует гидравлических испытаний. Потребитель/ заказчик может указывать дополнительные требования к данным категориям.

При пользовании этим документом необходимо понимать, что в отдельных случаях могут потребоваться дополнительные (специфические) требования, кроме изложенных. Целью настоящей части стандарта не является запретить или помешать поставщику/изготовителю предлагать или потребителю/заказчику - использовать альтернативное оборудование или инженерные решения. Это особенно применимо в случае, если имеет место внедрение инновационной или усовершенствованной технологии. Если предлагается альтернатива, то именно поставщик/изготовитель ответственен за то, чтобы ясно и полностью изложить любые отклонения от требований данной части стандарта.

1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает требования к проектированию, проверке и оценке проектирования, производству и контролю качества, оценке производительности, определению функциональных характеристик, ремонту, обслуживанию и хранению винтовых насосов (ВН), для использования в нефтяной и газовой промышленности. Настоящий стандарт не распространяется на соединения с приводной колонной и трубами.

В приложениях к настоящему стандарту приведены обязательные требования к описанию характеристик и испытанию статорного эластомера и оценке функциональных показателей. Дополнительно приложения содержат информацию о выборе и испытании эластомеров для винтовых насосов, инструкции по установке, запуску и эксплуатации, выбору оборудования, оценке используемого насоса, выбору и применению приводной колонны, процедуры по ремонту и восстановлению, а также по вспомогательному оборудованию.

Настоящий стандарт не распространяется на системы погружного привода, исключая такие комплектующие для винтовых насосов как приводная колонна и вспомогательное оборудование - стопорные пальцы, газовые сепараторы и якоря. Требования к системам наземного привода установлены в ГОСТ Р 55850-2013.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 262-93 Резина. Определение сопротивления раздиру (раздвоенные, угловые и серповидные образцы)

ГОСТ 270-75 Резина. Метод определения упругопрочностных свойств при растяжении

ГОСТ ИСО 9000-2011 Системы менеджмента качества. Основные положения и словарь

ГОСТ ИСО/ТО 12100-1-2007 Безопасность машин. Основные понятия, общие принципы конструирования. Часть 1. Основные термины, методология

ГОСТ 12329-77 Нефтепродукты и углеводородные растворители. Метод определения анилиновой точки и ароматических углеводородов

ГОСТ 13877-96 Штанги насосные и муфты штанговые. Технические условия

ГОСТ ИСО 15156-3-2012 Нефтяная и газовая промышленность. Материалы для использования в средах, содержащих , при добыче нефти и газа. Часть 3. Трещиностойкие CRAs (коррозионные сплавы) и другие сплавы

ГОСТ ИСО/МЭК 17025-2009 Общие требования к компетентности испытательных и калибровочных лабораторий

ГОСТ 17398-72 Насосы. Термины и определения

ГОСТ 18863-89 Насосы одновинтовые. Основные параметры

ГОСТ 27110-86 Резина. Метод определения эластичности по отскоку на приборе типа Шоба

ГОСТ Р 8.615-2005 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования

ГОСТ Р ИСО 1817-2009 Резина. Определение стойкости к воздействию жидкостей

ГОСТ Р ИСО 2859-1-2007 Статистические методы. Процедуры выборочного контроля по альтернативному признаку. Часть 1. Планы выборочного контроля последовательных партий на основе приемлемого уровня качества

ГОСТ Р ИСО 2859-3-2009 Статистические методы. Процедуры выборочного контроля по альтернативному признаку. Часть 3. Контроль с пропуском партий

ГОСТ Р ИСО 2859-4-2006 Статистические методы. Процедуры выборочного контроля по альтернативному признаку. Часть 4. Оценка соответствия заявленному уровню качества

ГОСТ Р ИСО 2859-5-2009 Статистические методы. Процедуры выборочного контроля по альтернативному признаку. Часть 5. Система последовательных планов на основе AQL для контроля последовательных партий

ГОСТ Р ИСО 2859-10-2008 Статистические методы. Процедуры выборочного контроля по альтернативному признаку. Часть 10. Введение в стандарты серии ГОСТ Р ИСО 2859

ГОСТ Р ИСО 6507-1-2007 Металлы и сплавы. Измерение твердости по Виккерсу Часть 1. Метод измерения

ГОСТ Р ИСО 7619-1-2009 Резина вулканизованная или термопластичная. Определение твердости при вдавливании. Часть 1. Метод с применением дюрометра (твердость по Шору)

ГОСТ Р ИСО 9712-2009 Контроль неразрушающий. Аттестация и сертификация персонала

ГОСТ Р 50779.72-99 Статистические методы. Процедуры выборочного контроля по альтернативному признаку. Часть 2. Планы выборочного контроля отдельных партий на основе предельного качества LQ

ГОСТ Р 51161-2002 Штанги насосные, устьевые штоки и муфты к ним. Технические условия

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

ГОСТ Р 53554-2009 Поиск, разведка и разработка месторождений углеводородного сырья. Термины и определения

ГОСТ Р 53678-2009 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 применению чугунов

ГОСТ Р 53679-2009 Нефтяная и газовая промышленность. Материалы для применения в средах, содержащих сероводород, при добыче нефти и газа. Часть 1. Общие принципы выбора материалов, стойких к растрескиванию

ГОСТ Р 55850-2013 (ИСО 15136-2:2006) Нефтяная и газовая промышленность. Системы винтовых насосов для механизированной добычи. Часть 2. Установки насосные винтовые с наземным приводом. Общие технические требования

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 принять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 17398, ГОСТ 53554, ГОСТ ИСО/ТО 12100-1, ГОСТ ИСО 9000 (относящиеся к Системе качества), а также следующие термины с соответствующими определениями.

3.1 агрессивная среда (corrosive environment): Среда, в которой происходит разрушение оборудования вследствие воздействия температуры и активных сред.

3.2 валидация проекта (design validation): Проверка правильности проектных решений, проводимая посредством испытаний продукции для подтверждения соответствия проектных параметров насоса требованиям, указанным в функциональной спецификации.

3.3 верификация проекта (design verification): Проверка правильности проектных решений, проводимая посредством вычисления, сравнения или исследования для подтверждения соответствия проектных параметров насоса требованиям, указанным в функциональной спецификации.

3.4 винтовой насос (ВН) (progressing cavity pump): Объемный роторно-вращательный насос с перемещением жидкой среды вдоль оси вращения рабочих органов. [ГОСТ 17398-72, статья 41]

Примечание - В соответствии с ГОСТ 17398 и ГОСТ 18863 рассматриваемые насосы относятся к одновинтовым.

3.5 внутрискважинная производительность (downhole capacity per rpm): Объемная подача насоса при данной частоте вращения, рассчитанная с учетом геометрии рабочих органов насоса и скважинных условий эксплуатации.

3.6 вспомогательное оборудование (auxiliary equipment): Оборудование или компоненты, которые не рассматриваются настоящим стандартом, но предпочтительны для установки потребителем/заказчиком.

Пример - Стопорный палец, газосепаратор, якорь.

3.7 геометрия винтового насоса (РСР geometry): Специфические характеристики насоса: число заходов (причем число заходов ротора и статора отличаются на единицу), шаг винтовой поверхности, эксцентриситет и диаметр рабочих органов.

3.8 гидравлический крутящий момент (hydraulic torque): Крутящий момент, определяемый перепадом давления жидкости внутри насоса.

3.9 годная деталь (qualified part): Деталь, изготовленная для того, чтобы в случае замены соответствовать или превосходить эксплуатационные свойства оригинала.

3.10 деталь/часть (item): Любая часть, компонент, устройство, подсистема, функциональная единица, оборудование или система, которые могут рассматриваться отдельно.

3.11 диаметр обсадной колонны (casing size): Номинальный наружный диаметр в соответствии с ГОСТ Р 53366.

3.12 дифференциальное давление/перепад давления (differential pressure): Разница между давлением жидкости на выходе и входе насоса.

3.13 замена (redress): Действие, заключающееся в снятии оригинальной детали и установке взамен годной детали.

3.14 значительное изменение конструкции (substantial design change): Изменение конструкции, утвержденной поставщиком/изготовителем, оказывающее влияние на эксплуатационные качества изделия при заданных условиях.

3.15 идентификационный номер (unique identifier): Индивидуальная комбинация буквенно-цифровых обозначений для идентификации определенного типоразмера насоса.

3.16 интенсивность искривления ствола скважины (dogleg severity): Локальная кривизна ствола скважины.

3.17 испытательная температура (test temperature): Температура, при которой производится испытание оборудования, определенная на основе соответствующих критериев проекта.

3.18 испытательное давление (test pressure): Давление, при котором производится испытание оборудования, определенное на основе соответствующих критериев проекта.

3.19 квалифицированное лицо (qualified person): Специалист обладающий необходимыми знаниями, приобретенными посредством обучения и опыта в соответствии с установленными требованиями стандартов или тестов.

3.20 максимальная рабочая скорость (maximum operating speed): Максимальная рабочая частота вращения насоса, установленная поставщиком/изготовителем.

3.21 максимально допустимая рабочая температура (maximum operating temperature): Максимально допустимая рабочая температура насоса, установленная поставщиком/изготовителем.

3.22 масштабирование (scaling): Обоснованное распространение действия протоколов испытаний или результатов аналитической проверки на более широкий ряд типов или моделей изделия относительно испытанных/проверенных.

3.23 модель (model): Оборудование с оригинальными комплектующими и эксплуатационными характеристиками, отличающими его от другого оборудования такого же типа.

3.24 момент трения (friction torque): Момент сил сопротивления вращению приводной колонны (или подшипников) и ротора (внутри статора), который зависит от различных факторов, например, глубины и траектории ствола скважины, геометрии рабочих органов насоса, в том числе зазора или натяга между ротором и статором, характеристики сальника и др.

3.25 напор (head rating): Расчетное давление, выраженное в эквиваленте столба жидкости.

3.26 насосно-компрессорные трубы (НКТ) (tubing): Труба, помещенная внутрь скважины и являющаяся каналом для подъема или нагнетания.

3.27 неисправное изделие/деталь (failed item): Любое изделие/деталь, вышедшее из строя.

3.28 несоответствие (non-conformance): Невыполнение заданного требования, например, отклонение параметров оборудования/его частей или несоблюдение процедур производства и эксплуатации, установленных стандартом.

3.29 номинальная производительность (nominal capacity per rpm): Заданная объемная подача насоса при данной частоте вращения, определяемая расчетом по требованию потребителя/заказчика в коммерческих целях.

3.30 номинальное давление (pressure rating): Заданное проектом дифференциальное давление.

3.31 оборудование устья скважины (wellhead equipment): Техническое средство или совокупность технических средств, устанавливаемых на устье скважины нефтяной или газовой залежи при ее строительстве, эксплуатации или ремонте, предназначенных для выполнения одной или нескольких самостоятельных функций, связанных с герметизацией устья. Примечание - К устьевому оборудованию не относятся наземные манифольды и трубопроводы, присоединяемые к оборудованию после его установки на устье. [ГОСТ 28996-91, статья 1]

3.32 обсадная колонна буровой скважины (casing): Конструкция из обсадных труб, составленная путем их последовательного соединения, предназначенная для крепления буровой скважины, а также для изоляции продуктивных горизонтов при эксплуатации или испытании скважины. Примечание - Различают колонны направляющие, кондукторные, промежуточные и эксплуатационные. [ГОСТ Р 53554-2009, статья 47]

3.33 основной отказ детали (primary failed item): Отказ детали внутри насоса, повлекший за собой отказ работы самого винтового насоса.

3.34 отказ/выход из строя (failure): Прекращение способности оборудования или изделия/детали выполнять требуемую функцию.

3.35 оценка характеристики (performance rating): Оценка характеристик и эксплуатационных качеств насоса.

3.36 погружной насос (insertable pump): Насос, устанавливаемый под уровнем подаваемой жидкой среды. [ГОСТ 17398-72, статья 110]

3.37 подача (flow rate): Объем жидкости, перекачиваемый за единицу времени.

3.38 полость заполненная (engaged cavities): Заполненные жидкостью полости камеры, образованные в результате взаимодействия ротора и статора.

3.39 приводная колонна (drive string): Устройство передачи вращения (обычно насосные штанги) между системой наземного привода и винтовым насосом.

3.40 приводной двигатель (prime mover): Двигатель (электрический, гидравлический или внутреннего сгорания), обеспечивающий крутящий момент для вращения ротора насоса.

3.41 признак отказа (failure descriptor): Очевидный, наблюдаемый эффект отказа/выхода из строя.

3.42 приложений крутящий момент (applied torque): Крутящий момент, приложенный системой наземного привода к верхней части приводной колонны.

3.43 приспособление для ориентированной сборки ротора (rotor phasing alignment jig): Короткий сегмент материала, точно повторяющий контур винтового ротора.

3.44 приспособление для ориентированной сборки статора (stator phasing alignment jig): Короткий сегмент материала, точно повторяющий винтовую поверхность статора.

3.45 причина отказа/выхода из строя (failure cause): Обстоятельства, возникающие во время проектирования, производства или применения, являющиеся причиной отказа/выхода из строя.

3.46 причина подъема (reason for pull): Повод для подъема насоса из скважины.

3.47 производство/изготовление (manufacturing): Совокупность действий поставщика/изготовителя оборудования, необходимая для обеспечения потребителя/заказчика готовыми компонентами, сборными деталями и соответствующей документацией, согласно его заявке и отвечающей его запросам.

Примечание - Производство начинается с момента получения поставщиком/изготовителем заявки и заканчивается, когда компоненты, сборные детали или изделие в целом и соответствующая документация переданы перевозчику.

3.48 противоотворотное устройство (no-turn tool): Защищает статор винтового насоса и/или насосно-компрессорные трубы от развинчивания вследствие крутящего момента, вызванного натягом между статором и ротором.

3.49 процесс набухания (swelling process): Увеличение объема эластомера, когда жидкость впитывается в материал вследствие физического взаимодействия между жидкостью и эластомером.

3.50 пульсация (slugging): Работа скважины, характеризующаяся неравномерным потоком жидкости.

3.51 размер (size): Соответствующие размерные характеристики оборудования, установленные поставщиком/изготовителем.

3.52 ремонт (repair): Действие, выходящее за рамки замены деталей, включающее демонтаж, повторную сборку и испытание с/без замены оригинальных деталей; может включать механическую, термическую обработку, сварочные работы и другие технологические операции, которые восстанавливают оборудование до первоначальных эксплуатационных характеристик.

3.53 ротор (rotor): Вал имеющий винтообразный профиль по длине поверхности.

3.54 руководство по эксплуатации (РЭ) (operators manual): Изданное поставщиком/изготовителем пособие, содержащее детальную информацию по проектированию и указания по монтажу, эксплуатации и обслуживанию оборудования.

3.55 система погружного привода (bottom-drive system): Система привода винтового насоса с использованием погружного двигателя.

3.56 система механизированной добычи (artificial lift system): Совокупность оборудования, применяемого для транспортирования жидкости из пласта на поверхность, включающая насос, приводную колонну, приводной двигатель и насосно-компрессорные трубы.

3.57 соединительная труба (orbit tube): Деталь, установленная непосредственно над статором и служащая для соединения насоса и колонны труб.

3.58 статор (stator): Корпус, внутри которого размещена обойма (обкладка), изготовленная из эластомера или другого полимерного материала, внутренняя поверхность которой представляет собой винтовую поверхность, имеющую на один заход больше, чем ротор.

3.59 стопорный палец (tag bar): Приспособление, монтируемое в нижней части статора и ограничивающее углубление ротора.

3.60 технические спецификации (technical specification): Требования, которым должно соответствовать оборудование, чтобы удовлетворять требования функциональной спецификации.

3.61 тип (type): Оборудование со специфическими техническими характеристиками, отличающееся от аналогичного функциональными характеристиками.

3.62 требуемая функция (required function): Функция или совокупность функций, необходимые для выполнения поставленных задач.

3.63 уровень (grade): Категория или класс, присваиваемый различным наборам требований в области оценки качества или проектирования.

3.64 условия эксплуатации (operating environment): Совокупность условий, воздействию которых подвергается продукция в течение всего жизненного цикла.

3.65 установленная производительность (validated capacity per rpm): Объемная подача насоса при данной частоте вращения, определяемая в результате испытаний, проведенных с целью валидации проекта.

3.66 установленный на НКТ (tubing deployed): Система винтового насоса, при которой статор спускается в скважину на нижней части колонны НКТ.

3.67 фактическая производительность (actual capacity per rpm): Объемная подача насоса при данной частоте вращения, определяемая в результате функциональных испытаний определенного ВН.

3.68 функциональная спецификация (functional specification): Документ, содержащий информацию о свойствах и характеристиках ВН, условиях работы, ограничениях и исключениях, определенных условиями скважины.

Примечание - Допускается называть "опросный лист", "заявка".

3.69 функциональные испытания (functional test): Испытания продукции с целью определения способности выполнять заданные функции.

3.70 функция (function): Работа изделия в период эксплуатации.

3.71 эксцентриситет (core deflection): Радиальное смещение оси ротора относительно оси статора.

3.72 якорь противоотворотный (torque anchor): Приспособление, обеспечивающее надежную фиксацию насоса в обсадной колонне и тем самым предупреждающее произвольное вращение НКТ в процессе работы насоса.

4 Сокращения и обозначения

4.1 Сокращения

В настоящем стандарте использованы следующие сокращения:

- углеводородные фракции с более чем 30 углеродными атомами на молекулу;

СР - граница разрушения между первым связующим покрытием и основным металлом;

М - граница разрушения между первым связующим покрытием и металлом;

R - повреждение резины (повреждение резиновой обкладки);

RC - граница разрушения между первым связующим покрытием и резиновым покрытием;

(MD) - замеренная глубина (по стволу скважины);

(TVD) - глубина по вертикали;

об/мин (rpm) - обороты в минуту;

АСПО - асфальтосмолопарафиновые отложения;

ВН (РСР) - винтовой насос;

(GOR) - газовый фактор;

- количество взвешенных частиц;

КПД - коэффициент полезного действия;

МУН - методы увеличения нефтеотдачи;

(NPSH) - высота столба жидкости над всасывающим патрубком насоса (допустимый кавитационный запас);

НК (NDE) - неразрушающий контроль;

НКТ - насосно-компрессорные трубы;

(PIP) - давление на входе в насос;

РЭ - руководство по эксплуатации;

сут (d) - сутки;

(ВНТ) - температура на забое скважины.

4.2 Обозначения

В настоящем стандарте использованы следующие обозначения:

- диаметр приводной колонны;

- дифференциальное давление (перепад давления);

D - диаметр сечения ротора;

е - эксцентриситет;

- осевая нагрузка приводной колонны;

- осевая сила, растягивающая резьбу;

- осевая сила, действующая на заплечик при скручивании;

Р - шаг статора (приложение G);

V - объемная подача;

- подача при заданном дифференциальном давлении;

- подача при < 350 кПа;

- теоретическая подача (приложение G);

- крутящий момент приводной колонны;

- крутящий момент на заплечике;

- крутящий момент в резьбовом соединении;

- общий коэффициент полезного действия насоса;

- объемный КПД;

- механический КПД насоса при заданном давлении и подаче;

- гидравлическая мощность;

- мощность насоса (на валу);

- фазовый угол или угол потерь;

- эффективное напряжение;

- крутящий момент на валу;

- угловая скорость вала.

5 Функциональная спецификация

5.1 Общие положения

Потребитель/заказчик должен подготовить функциональную спецификацию для заказа продукции, соответствующей настоящему стандарту, и установить конкретные требования (включая условия эксплуатации) и/или указать конкретную продукцию поставщика/изготовителя. Данная информация используется поставщиком/изготовителем для рекомендаций потребителю/заказчику конкретного типа винтового насоса. Эти требования и условия эксплуатации могут быть представлены в виде таблицы Н.1 (приложение Н), а затем установлены в инструкции по эксплуатации (приложение F). Потребитель/заказчик должен указать единицы измерений для предоставляемых данных.

ВН должны разрабатываться для конкретных условий эксплуатации. С целью использования ВН в других отличающихся условиях требуется детальное изучение со стороны потребителя/заказчика для гарантии того, что насос будет работать должным образом. Приложение Е и приложение F содержат руководства по установке и эксплуатации ВН, которые потребуются в данном случае. Процесс оценки новых условий должен быть не менее строгим, чем тот, который проводится при разработке изделия.

5.2 Определение типа винтового насоса

При выборе ВН потребитель/заказчик должен учитывать следующие условия:

a) рабочие характеристики насоса;

b) свойства перекачиваемой жидкости;

c) комплектация наземного оборудования;

d) способ установки статора, при помощи приводной колонны, лифтовой колонны, каната или кабеля, НКТ малого диаметра.

5.3 Функциональные требования

5.3.1 Параметры применения

5.3.1.1 Общие положения

После установки ВН должен работать в соответствии с функциональными требованиями, которые определены на основе условий применения. Основные требования перечислены в 5.3.1.2 - 5.3.3.4, но ими не ограничиваются.

5.3.1.2 Информация о скважине

Должна быть указана следующая информация о скважине:

a) эксплуатационные условия - температурный режим, , коррозийная среда, осложненная или обычная добыча нефти, угольные пласты. Величины скорости коррозии и виды сред должны определяться в нормативной документации изготовителя;

b) тип скважины - вертикальная, наклонно направленная, субгоризонтальная или горизонтальная;

c) инклинометрия скважины;

d) расположение устья скважины - на суше, на морской платформе или подводное;

e) тип коллектора - карбонатная горная порода, сцементированный песчаник, рыхлый песчаник, уголь или сланец;

f) способ добычи - водонапорный режим, фонтанный способ, механизированная добыча, заводнение, тепловые МУН, создание депрессии на пласт, вторичный метод добычи, например, нагнетание , циклическое закачивание воды и газа, полимерное заводнение;

g) тип заканчивания скважины - перфорированная обсадная колонна, открытый ствол, хвостовик с щелевидными продольными отверстиями, гравийная набивка или противопесочный фильтр;

n) информация о предыдущих процессах добычи - с использованием ВН, других видов механизированной добычи и/или фонтанирования;

i) ожидаемый эксплуатационный ресурс - общий объем производительности, число циклов, дней, лет.

5.3.1.3 Информация о заканчивании

Должна быть указана следующая информация о заканчивании:

a) глубина спуска насоса от устья скважины до приема насоса, выраженная в и ;

b) глубина залегания продуктивного пласта, выраженная в и ;

c) глубина текущего забоя скважины до уровня цементного стакана, выраженная в и ;

d) в случае, когда инклинометрия скважины не производилась:

1) угол наклона или изгиб ствола скважины на глубине подвески насоса;

2) максимальный изгиб ствола скважины (максимальная интенсивность естественного искривления) между устьем скважины и глубиной подвески насоса, через которое должен пройти насос во время установки;

е) параметры обсадной колонны, включая внешний и внутренний диаметр, массу, тип соединения и материал исполнения;

f) минимальный проходной диаметр между устьем скважины и диаметром погружного насоса;

g) минимальный проходной диаметр между устьем и ВН;

h) параметры НКТ, включая внешний и внутренний диаметры, массу, тип соединения и материал исполнения;

i) тип и толщина внутреннего покрытия НКТ;

j) предпочтения по типу всасывающего отверстия - открытый прием, щелевой, селективный, статический газовый сепаратор, хвостовик, сетчатый фильтр;

k) наличие/отсутствие противоотворного якоря и его тип;

I) измеренная глубина до верха противоотворного якоря;

m) другие параметры скважины, которые могут повлиять на установку или эксплуатацию насоса.

5.3.1.4 Информация об эксплуатации и добыче

Должна представляться следующая информация об эксплуатации и добыче:

a) производительность скважины по жидкости (дебит) при нормальных условиях по ГОСТ Р 8.615 или при условиях, соответствующих температуре 15°С и давлению 760 мм рт. ст.;

b) процентное содержание воды от общего объема добытой жидкости (обводненность);

c) объемное содержание песка;

d) максимальная и минимальная эксплуатационные частоты вращения, выраженные в об/мин;

е) устьевое давление;

f) температура жидкости на устье скважины;

g) давление на головке обсадной колонны;

h) статическое давление или давление в закрытой скважине на всасывающем отверстии насоса;

i) статическое давление или давление в закрытой скважине на заданной глубине;

j) статическая температура или температура на приеме насоса в закрытой скважине;

k) статическая температура или температура в закрытой скважине при заданной глубине;

I) рабочий ГФ или измеренный уровень газа при нормальных условиях по ГОСТ Р 8.615 или при условиях, соответствующих температуре 15°С и давлению 760 мм рт. ст.;

m) соотношение скоростей истечения газа в обсадной колонне и колонне НКТ при нормальных условиях по ГОСТ Р 8.615 или при условиях, соответствующих температуре 15°С и давлению 760 мм рт. ст. и/или эффективность свободного внутрискважинного газоотделения;

n) выражается как одно из нижеследующих:

1) рабочее давление на приеме насоса;

2) рабочий уровень жидкости (в метрах), кольцевой градиент/плотность и давление устья обсадной колонны;

3) пластовое давление и индекс продуктивности;

4) статический уровень жидкости и индекс продуктивности;

о) тенденция к пульсации - газ, вода, механические примеси, пар.

5.3.2 Условия перекачиваемой среды

Потребитель/заказчик должен указать требования, определяемые перекачиваемой средой. Учитываются следующие параметры:

a) для нефти:

1) плотность при нормальных условиях по ГОСТР 8.615 или при условиях, соответствующих температуре 15°С и давлению 760 мм рт. ст.;

2) состав, включая, но не ограничиваясь:

- типом и концентрацией ароматических веществ;

- анилиновой точкой;

3) вязкость при испытательных и/или рабочих условиях;

4) давление насыщения при температуре пласта;

b) для воды:

1) рН;

2) плотность;

3) тип воды;

c) для газа:

1) состав:

- мольная доля (в процентах) ;

- мольная доля (в процентах) ;

- температура закипания, давление и характерные особенности;

2) удельная плотность;

d) для механических примесей:

1) содержание ;

2) проблемы, связанные с механическими примесями: эрозия, закупоривание пор пласта, износ;

3) морфология - твердость, размер, структура, кривизна, состав;

4) шкала отложений;

5) вероятность АСПО;

е) другие:

1) эмульсионные свойства, такие как:

- точка инверсии обращения (процент обводненности);

- вязкость эмульсии при эксплуатационных условиях в скважине за предполагаемый срок службы насоса;

- тенденция формирования эмульсии;

2) вероятность вспенивания нефти;

3) типы других жидкостей и концентратов - понизитель вязкости, ингибитор коррозии и солевых отложений, раствор для глушения (заканчивания) скважины, диспергенты и др.

5.3.3 Совместимость насоса с оборудованием скважины

5.3.3.1 Общие положения

Потребитель/заказчик должен определить тип привода, требования к материалам, ограничения габаритных размеров, необходимые для обеспечения соответствия изделия предполагаемому применению.

5.3.3.2 Система привода

Должны устанавливаться следующие характеристики:

a) тип привода - наземный или погружной;

Примечание - Системы наземного привода рассматриваются в ГОСТ Р 55850-2013.

b) крутящий момент, частота вращения и осевая нагрузка;

c) для систем погружного привода указывают:

- тип привода - электрический или гидравлический;

- эксплуатационные ограничения - теплогенерация, максимальная температура перегрева электродвигателя, допускаемые скорости жидкости на входе и выходе;

- максимальный внешний диаметр, длина и расположение относительно ВН;

- предаточное отношение редуктора.

5.3.3.3 Приводная колонна

Рассматриваются следующие параметры и характеристики:

a) тип - стандартная, непрерывная, полая;

b) материал исполнения;

c) диаметр;

d) тип и описание соединения;

e) крутящий момент и осевая нагрузка;

f) центратор, описание и количество установленных колонн;

g) тип направляющего устройства, описание и количество установленных колонн.

5.3.3.4 Условия эксплуатации и комплектующие к насосу Должна быть определена следующая информация:

a) внешний диаметр обсадной колонны и точка перфорации - расположение относительно насоса, кольцевое пространство, колонна НКТ;

b) внешний диаметр внутрискважинного оборудования, длина и расположение относительно насоса;

c) внешний и внутренний диаметры внутрискважинного контрольно-измерительного оборудования, идентификатор, длина, расположение насоса и комплектующие к насосу, такие как стопорные пальцы, противоотворотные устройства, газосепараторы, хвостовики, арматура;

d) требования к размерам, определяемые скважиной, такие как минимальная длина полированного штока, длина насоса, максимальный диаметр насосно-компрессорных труб.

5.4 Валидация проекта

Потребитель/заказчик должен установить один из трех перечисленных далее уровней валидации проекта, определенных настоящим стандартом:

- V1: высший;

- V2: основной;

- V3: унаследованный.

Основные требования к каждому уровню представлены в приложении В.

5.5 Оценка функциональных характеристик

Потребитель/заказчик должен установить одну из двух категорий оценки функциональных характеристик изделия, указанных в настоящем стандарте.

F1 - гидравлическое испытание насосов: потребитель/заказчик должен установить диапазон объемного КПД, испытательную жидкость, частоту вращения насоса, температуру и давление жидкости для проведения функционального испытания.

F2 - функциональная оценка без проведения стендовых испытаний: потребитель/заказчик должен установить диапазон объемного КПД, жидкость, частоту вращения насоса, температуру и давление жидкости в соответствии с нормами, применяемыми для функциональной оценки без проведения испытаний.

Основные требования к каждой категории оценки функциональных характеристик представлены в приложении С.

5.6 Уровни контроля качества

Потребитель/заказчик должен установить один из следующих уровней контроля качества, рассматриваемых в разделе 7:

Q1 - высший;

Q2 - повышенный;

Q3 - базовый.

5.7 Дополнительная документация

Потребитель/заказчик может запросить руководство по эксплуатации, сертификат соответствия, паспорт изделия и иные документы, не требуемые для определенного уровня контроля качества.

5.8 Дополнительные требования

Потребитель/заказчик может установить дополнительные требования для верификации, валидации проекта и/или оценки эксплуатационных характеристик изделия. Эти требования будут дополнением к указанным в приложениях В и С.

Испытания упрочненного слоя ротора и оценка соответствия эластомера статора должны проводиться по приложению D. Эти требования являются дополнением к указанным в приложении А.

6 Технические требования

6.1 Общие положения

Поставщик/изготовитель должен подобрать технические характеристики, необходимые для обеспечения работы насоса в условиях, описанных в функциональной спецификации. Поставщик/изготовитель должен предоставить потребителю/заказчику документацию на изделие согласно разделу 7.

6.2 Технические характеристики

Должны соблюдаться следующие условия:

- винтовой насос должен перекачивать жидкость из забоя скважины на поверхность при определенном дифференциальном давлении и продолжать до тех пор, пока намеренно не будет остановлен. Исключением считают ограничение срока службы, связанное с естественным износом и повреждением оборудования;

- после установки ВН должен работать в соответствии с характеристиками, установленными в функциональной спецификации;

- ВН должен быть совместим с соответствующим скважинным оборудованием и соответствовать условиям эксплуатации.

6.3 Критерии проектирования

6.3.1 Материалы

Перечень металлических и неметаллических материалов должен определяться поставщиком/изготовителем и должен соответствовать требованиям, указанным в функциональной спецификации. У поставщика/изготовителя должны быть письменные спецификации для всех материалов, и все используемые материалы должны отвечать данным спецификациям.

Замена материалов, утвержденных в проектной документации, допускается после проведения дополнительных испытаний или при условии, что критерии выбора материала поставщиком/изготовителем документированы, соответствуют всем требованиям настоящего стандарта и выбор будет проводиться квалифицированным лицом. Поставщик должен информировать заказчика о проведенной замене материалов.

6.3.2 Металлы

6.3.2.1 Общие положения

В ВН основными стальными элементами являются корпус статора и ротор с упрочняющим покрытием.

Спецификации поставщика/изготовителя должны определять выбор материалов для ротора и трубы статора, соответствующих функциональной спецификации, принимая во внимание следующие аспекты:

a) химический состав;

b) механические свойства:

1) предел прочности на разрыв;

2) предел текучести;

3) удлинение при растяжении;

4) твердость.

Материал ротора должен быть достаточно прочным, чтобы профиль или соединения могли выдержать суммарную скручивающую и осевую нагрузки в процессе эксплуатации в диапазоне нагрузок для указанной модели насоса. При возникновении изгибающей нагрузки подлежит учету эффект усталостности. При высокотемпературном применении свойства материала должны быть пересмотрены в соответствии с заданным применением. Окончательное утверждение проекта должно проводиться квалифицированным лицом.

Отчеты об испытании материала, предоставленные его поставщиком/изготовителем, могут быть использованы для подтверждения соответствия материала техническим требованиям.

6.3.2.2 Сварные швы

Сварные швы в компонентах ротора и статора должны соответствовать техническим требованиям поставщика/изготовителя, указанным в 7.6.3. Идентификация и проверка шва должна производиться в соответствии с указанным уровнем качества.

6.3.3 Покрытие ротора или обработка поверхности

Тип и толщина покрытия ротора должны учитывать характеристики рабочей среды, указанные в функциональной спецификации, в частности, абразивность и химический состав. Требования поставщика/изготовителя определяют характеристики и критерии приемки покрытия и обработки ротора, включая:

a) основное покрытие или состав покрытия;

b) фактическую твердость поверхности;

c) минимальную и максимальную толщины покрытия на выступах и впадинах ротора;

d) шероховатость поверхности.

6.3.4 Эластомер статора и система соединения с корпусом

Эластомер статора и соединения с корпусом (адгезия) должны соответствовать приложению А, которое содержит подробную информацию о классификации эластомеров, их характеристиках и процедурах испытания.

Поставщик/изготовитель должен иметь документально оформленные результаты испытаний и вычислений, которые подтверждают, что применяемый материал эластомера статора и системы соединения соответствуют особенной конфигурации ВН, факторам окружающей среды и техническим особенностям применения, заданным функциональными требованиями. Эти расчеты должны производиться с согласованием результатов квалифицированным лицом и учитывают данные испытаний, архив показателей работы эластомера и систем соединения в сочетании с давлением, температурой и жидкостями, сходных с теми, что указаны в функциональной спецификации.

6.4 Размеры

6.4.1 Посадка ротора в статоре

Поставщик/изготовитель должен иметь документально оформленные процедуры, представленные квалифицированным персоналом, по выбору необходимого натяга (зазора) в паре "ротор-статор" для обеспечения соответствия функциональным требованиям. В приложении G представлена информация по выбору посадки ротора в статоре.

6.4.2 Размерные ограничения

Компоненты ВН должны быть нужного размера для обеспечения прокачки через них рабочих агентов и возможности эксплуатации в искривленных скважинах. Диаметральный размер статора должен обеспечивать кольцевое пространство для инструментов (приспособлений) - овершота или промывной трубы, отделяемого газа и промывочной жидкости в случаях, когда ВН спускается ниже перфорационных отверстий. Если функциональные требования предусматривают наличие такого оборудования как дополнительные насосно-компрессорные колонны для закачивания/промывки или кабели управления, то статор в сборе должен обеспечивать необходимое кольцевое пространство.

Поставщик/изготовитель должен указать:

a) внешний диаметр статора и статора в сборе; узел статора спускаемого на НКТ должен проходить через обсадную колонну и другие устройства, являющиеся ее частью; узел статора вставного погружного насоса должен проходить через НКТ и другие устройства, являющиеся ее частью;

b) максимальный диаметр ротора и ротора в сборе; ротор должен проходить через НКТ и все остальные устройства, которые являются их частью;

c) орбитальный диаметр профиля ротора и роторного соединения; эксцентриковая передача ротора и роторное соединение должны быть меньше, чем внутренний диаметр насосно-компрессорной колонны или орбитальной трубы непосредственно над статором;

d) общую длину и массу ротора и статора.

6.5 Оценка характеристики насоса

6.5.1 Производительность

Поставщик/изготовитель должен предоставлять номинальную и фактическую объемную подачу для каждой базовой конфигурации насоса. Эти параметры должны выражаться в пересчете на заданную частоту вращения ()/(100 об/мин).

Фактическая объемная подача определяется испытаниями в соответствии с 6.7 и приложением В. Дополнительная информация приведена в приложении G.

6.5.2 Давление и напор

Поставщик/изготовитель должен представить нормы давления на приеме насоса, уровень напора, развиваемого насосом, давление на одну камеру и число камер.

Нормы давления подтверждаются при испытаниях, указанных в 6.7 в соответствии с приложением В. Дополнительная информация по нормам давления приведена в G.5 (приложение G).

6.5.3 Рабочие характеристики

Поставщик/изготовитель должен подготовить графики рабочих характеристик для каждой модели, которые отражают уровень объемной подачи жидкости как функцию дифференциального давления и скорости насоса. Эти графики должны иллюстрировать расчетные данные, начиная с нулевого давления до расчетного давления насоса при скоростях 100 об/мин, 200 об/мин и 300 об/мин с номинальной посадкой ротора в статоре.

6.5.4 Объемный КПД

Поставщик/изготовитель должен представить графики расчетных эксплуатационных показателей, представляющих собой прогнозируемую производительность при условиях, предусмотренных функциональной спецификацией.

Примечание - Фактические показатели могут значительно изменяться в зависимости от разнообразия потенциальных условий эксплуатации скважины. Объемный КПД представляет собой рассчитанный коэффициент наполнения насоса с учетом потерь энергии, которая происходит из-за различий между мультифазным уровнем жидкости на всасывающем отверстии насоса и уровнем поверхностной жидкости. Более подробная информация представлена в приложении G.

6.5.5 Частота вращения, крутящий момент и мощность

Поставщик/изготовитель должен определить расчетные гидравлические показатели, значения крутящего момента и мощности ВН как функцию дифференциального давления и частоты вращения ротора насоса. Также поставщик/изготовитель должен указать значение максимального крутящего момента, минимальной и максимальной частоты вращения.

Примечание - Дополнительная информация о частоте вращения ротора насоса, крутящем моменте и мощности представлена в приложении G. Необходимо, чтобы расчетные гидравлические показатели и значения крутящего момента использовались с осторожностью, так как они могут быть нетипичны для внутрискважинных условий. Данные показатели должны интерпретироваться только как ожидаемые эксплуатационные показатели для внутрискважинных условий.

6.5.6 Максимальное объемное газосодержание на приеме насоса

Поставщик/изготовитель должен предоставить информацию о максимальной объемной доле газа на приеме насоса. Поставщик/изготовитель должен иметь доказательства работы насоса при значениях максимального газосодержания всасывающего отверстия насоса.

Примечание - Несмотря на способность ВН отбирать газ, это их свойство приводит к неравномерному распределению давления внутри насоса и сокращает способность удалять создающееся при трении внутреннее тепло. Возникающая таким образом механическая нагрузка и температурный режим внутри насоса могут снизить эксплуатационный срок службы ВН.

6.6 Верификация проекта

Верификация проекта должна производиться для того, чтобы убедиться, что каждое проектное решение ВН соответствует техническим требованиям поставщика/изготовителя. Верификация проектной документации должна включать в себя экспертизу проекта, расчеты при проектировании, физические испытания, сравнение с аналогичными проектами и архивными записями определенных рабочих состояний. Эмпирические методы и физические испытания, применяемые при проверке соблюдения проектного задания, должны быть полностью документированы и подтверждены чертежами и спецификациями материалов.

Результаты верификации должны быть задокументированы и включать анализ способности соответствовать требованиям по объему и давлению, размерным ограничениям, силовым характеристикам и допустимым отклонениям с тем, чтобы отвечать техническим требованиям. Все документы по верификации проекта должны быть включены в дело разработки изделия и одобрены квалифицированным лицом, но не разработчиком изделия.

6.7 Валидация проекта

Валидационные испытания проекта должны проводиться для каждой модели ротора и статора ВН и комбинации эластомера для обеспечения гарантии соответствия техническим требованиям поставщика/изготовителя. Уровни валидации проектной документации определяют алгоритм валидации, перечень процедур и испытания, необходимые для каждого уровня в соответствии с приложением В. Потребитель/заказчик вправе установить дополнительные требования к валидации проекта.

Примечание - Для особых условий применения необходимы дополнительные валидационные испытания. Примеры включают испытания производительности или продолжительности работы насоса с альтернативными средствами и мультифазными жидкостями, испытания минимального давления насоса на входе, максимальной газовой доли, оценку усовершенствованного эластомера (устойчивость к взрывной декомпрессии, остаточная деформация, теплостойкость, динамическая характеристика или устойчивость к сероводороду).

6.8 Оценка функциональных характеристик

Оценка функциональных характеристик должна производиться в соответствии с приложением С и согласовываться квалифицированным лицом для подтверждения, что каждый произведенный ВН отвечает задокументированным требованиям поставщика/изготовителя, техническим требованиям и функциональным характеристикам. Результаты оценки должны быть официально оформлены и являться частью документации по качеству изделия.

6.9 Допустимые изменения проекта.

Все изменения проекта должны быть задокументированы и проанализированы поставщиком/изготовителем в части соблюдения утвержденного проекта и определения, являются ли изменения существенными. Существенное изменение определяется как изменение проекта поставщиком/изготовителем, которое воздействует на работу устройства в рабочих условиях. Проект, который подвергается существенному изменению, является новым проектом, требующим верификации согласно 6.6 и валидации согласно 6.7.

Все изменения и модификации должны быть идентифицированы, документированы, пересмотрены и согласованы до момента их ввода в действие и отвечать требованиям соответствующих валидационных испытаний настоящего стандарта. Обоснование изменений проекта, признанные несущественными, должны быть документированы. При внесении каких-либо изменений в проект поставщик/изготовитель принимает во внимание:

a) уровни напряжений в модифицированных или изменяемых изделиях;

b) изменения материала;

c) функциональные изменения.

6.10 Масштабирование валидации проекта

Масштабирование может применяться для валидации новых проектов и вариаций на основе ранее утвержденных моделей со следующими ограничениями:

a) масштабирование применяется только к моделям, отнесенным к уровням V1 и V2;

b) валидация эластомера и соединяющего вещества в соответствии с приложением А применяется только к конкретным составам эластомера, прошедшим испытания. Масштабирование данной валидации не разрешается для других эластомерных компаундов. Масштабирование этой валидации разрешается для любых проектов, использующих идентичные эластомерные компаунды;

c) валидация износоустойчивости в соответствии с приложением В может сводиться к вариациям конструкций, включая компаунды, применяющие такие же габариты статора, как и испытанный образец, при условии, что применяемый в вариативной конструкции эластомерный компаунд был предварительно испытан на износоустойчивость на какой-либо конфигурации статора;

d) валидация гидравлических испытаний в соответствии с приложением В применима только к проверенной комбинации особенного эластомерного компаунда и конфигурации статора. Гидравлические испытания могут применяться к любой вариативной конструкции, использующей такой же эластомер и конфигурацию статора, как и испытуемый продукт.

7 Требования поставщика/изготовителя

7.1 Общие положения

Требования к изготовлению изделий, удовлетворяющих требованиям функциональных и технических спецификаций и настоящего стандарта, содержатся в разделе 7.

7.2 Документация и контроль данных

7.2.1 Общие положения

Поставщик/изготовитель должен определить и утвердить задокументированные процедуры контроля всех документов и данных, которые имеют отношения к настоящему стандарту. Эти документы и данные необходимо сохранять, чтобы подтвердить соответствие установленным требованиям. Все документы и данные должны быть представлены в четко читаемом виде, понятными и доступными для проверки потребителем/заказчиком. Необходимо обеспечить подходящие условия хранения в целях избежания повреждения, износа и потери документов и данных, а также для их быстрого восстановления с помощью технических средств.

Документы и данные могут храниться на любом носителе, на бумажной копии или на электронном носителе. Проектные документы и данные должны храниться в течение 5 лет после момента последнего изготовления.

7.2.2 Проектная документация

Документация процесса проектирования для каждого типа, размера и модели насоса должна включать, как минимум, следующее:

a) критерии проектирования;

b) функциональные и технические требования;

c) технические чертежи и спецификации материалов;

d) применяемые спецификации и стандарты;

e) методики проведения валидационных испытаний, критерии приемки и утвержденные результаты;

f) процедуры оценки функциональных характеристик и критерии принятия;

g) изменения конструкции и обоснование изменений конструкции (при необходимости).

7.2.3 Сопроводительная документация

Документация, предоставляемая потребителю/заказчику вместе с изделием, должна включать в себя:

a) наименование и адрес поставщика/изготовителя;

b) полное название и маркировку изделия поставщика/изготовителя;

c) документацию с функциональными характеристиками в соответствии с указанной функциональной категорией;

d) документы по качеству в соответствии с указанным уровнем качества.

7.2.4 Руководство по эксплуатации

В соответствии с уровнем качества или по требованию поставщика/изготовителя ему предоставляется руководство по эксплуатации, содержащее следующую информацию:

a) наименование и адрес поставщика/изготовителя;

b) полное название и маркировка изделия поставщика/изготовителя;

c) чертеж или схема изделия, содержащие основные детали, значимые размеры, конфигурации и схему соединений;

d) инструкции по обслуживанию и хранению;

e) процедура проверки перед установкой и обслуживанием;

f) инструкции по установке, включая корректировочные процедуры, для всех деталей насоса и подгона длины ротора согласно приложению Е;

g) инструкции по эксплуатации и выявлению неисправностей, включая меры предосторожности для безопасной и экологически безопасной эксплуатации;

n) инструкция по технологии ремонта оборудования;

i) информация по критериям списания оборудования.

7.2.5 Сертификат соответствия

В соответствии с уровнем качества или по требованию поставщика/изготовителя ему предоставляются сертификаты соответствия, указывающие соответствие изделия, как минимум, следующим требованиям:

a) уровень качества;

b) категория оценки функциональных характеристик;

c) уровень валидации проекта.

Сертификат должен включать обозначение изделия и быть утвержден квалифицированным лицом поставщика/изготовителя.

7.2.6 Паспорт изделия

В соответствии с уровнем качества или по требованию поставщика/изготовителя на каждое изделие должен быть предоставлен паспорт, содержащий следующую информацию:

a) обозначение изделия;

b) наименование и адрес поставщика/изготовителя;

c) метод спуска;

d) номинальная производительность;

е) частота вращения;

f) расчетное давление;

g) давление в каждой камере полости;

h) число камер;

i) диаграмма рабочих характеристик;

j) диаграмма крутящего момента;

k) максимальное объемное газосодержание на приеме насоса;

I) минимальная и максимальная частоты вращения;

m) длина и масса ротора;

n) длина и масса статора в сборе;

о) наибольший, наименьший и орбитальный диаметры ротора;

р) наружный диаметр статора и максимальный наружный диаметр статора в сборе;

q) концевые соединения ротора и статора;

r) тип и толщина покрытия ротора;

s) обозначение руководства по эксплуатации.

7.2.7 Паспорт эластомера

В соответствии с уровнем качества или по требованию поставщика/изготовителя ему предоставляется паспорт эластомера, содержащий следующие показатели в соответствии с приложением А:

a) классификация эластомера статора;

b) физические свойства жидкости;

c) механические свойства;

d) максимальная температура эксплуатации;

е) адгезия обкладки статора и его корпуса. Величина силы отрыва эластомера от специально обработанной внутренней поверхности металлического корпуса статора должны указываться в конструкторской документации изготовителя.

7.3 Идентификация изделия

Каждый укомплектованный ротор и статор должны быть идентифицированы с указанием типа и условий применения, в соответствии с требованиями поставщика/изготовителя. Каждая модель, должна иметь маркировку со следующей информацией:

a) обозначение поставщика/изготовителя;

b) индивидуальное обозначение;

c) месяц и год производства статора, указанные как "мм-гггг";

d) на каждый статор наносится маркировка "ппп-нннн-эээ", расположенная не более чем на 1 м от конца статора, где:

- ппп означает номинальную подачу, выраженную в (при 100 об/мин);

- нннн означает напор, выраженный в метрах;

- эээ означает код эластомера;

e) на каждой головке ротора обозначается "ппп-нннн-ррр", где:

- ппп означает номинальную подачу, выраженную в (при 100 об/мин);

- пппп означает напор, выраженный в метрах;

- ррр означает код размера ротора;

f) отремонтированное оборудование маркируется согласно индивидуальному обозначению поставщика/изготовителя для указания каждого капитального ремонта, где:

- Р означает повторное нарезание резьбы;

- П означает повторное нанесение покрытия;

- В означает выправление.

7.4 Качество

7.4.1 Общие положения

Поставщик/изготовитель должен иметь документально оформленные процедуры по контролю качества, которые будут осуществляться квалифицированным персоналом для обеспечения соответствия каждого изготовленного изделия применяемым спецификациям и стандартам.

Как правило, уровни контроля качества применяют к изделию в сборе.

В таблице 1 указаны объем продукции, подлежащей проверке, и метод контроля в зависимости от уровня контроля качества. Там, где процентное соотношение проверяемого продукта менее 100%, поставщик/изготовитель и потребитель/заказчик должны согласовать процесс отбора образцов.

Методы испытаний, указанные в таблице 1, рассматриваются как минимальные требования, отвечающие указанному уровню контроля качества. Соответствие требованиям более высокого уровня контроля качества автоматически гарантирует соответствие изделия более низким уровням контроля качества. Эти процедуры включают критерии определения готовности к эксплуатации для всех произведенных продуктов, описанных в настоящем стандарте. Указанные в таблице 1 требования должны осуществляться в соответствии со ссылками на пункты и подпункты настоящего стандарта.

Таблица 1 - Объем проверок, необходимый для каждого уровня контроля качества

Проверка	Ссылка	Объем проверок
		Q3	Q2	Q1
Наличие сертификатов на материалы (металлы и неметаллы)	7.5	По спецификации поставщика/изготовителя	100% роторы, 100% статоры	100% роторы, 100% статоры
Испытание на твердость эластомера статора	7.9.2	То же	20%	100%
Испытание связующего вещества эластомера	7.9.3	-"-	20%	100%
Фазовая синхронизация статора	7.9.4	- " -	По спецификации поставщика/изготовителя	100%
Фазовая синхронизация ротора	7.9.7	- " -	То же	100%
Визуальный контроль дефектов на поверхности статора	7.9.8	- " -	Обычный, 100%	Подробный, 100%
Визуальная проверка дефектов на поверхности ротора	7.9.8	- " -	100%	100%
Проверка на отклонение от центра	7.9.10	- " -	Успешно/неуспешно, 100%	Количественная, 100%
Осмотр сварных швов статора неразрушающим методом	Q3: 7.9.9.2; Q2: 7.9.9.5 или 7.9.9.6; 01:7.9.9.3 или 7.9.9.4	Визуально	Метод магнитного порошка или капиллярная дефектоскопия, 100%	Рентгенографический или ультразвуковой, 100%
Осмотр сварных швов ротора неразрушающим методом	Q3: 7.9.9.2; Q2: 7.9.9.5 или 7.9.9.6; Q1: 7.9.9.3 или 7.9.9.4	То же	То же	То же
Проверка размеров детали	7.9.11	По спецификации поставщика/изготовителя	Общие размеры ротора и статора, 100%, размеры профиля ротора, 50%	Общие размеры ротора и статора, 100% размеры профиля ротора, 100% размеры профиля статора, 100%
Документация	от 7.2.4 до 7.2.7	То же	Сертификат соответствия, проспект изделия, проспект эластомера	Сертификат соответствия, руководство по эксплуатации, проспект изделия, проспект эластомера

7.5 Сертификация материалов

Согласно уровню контроля качества или по требованию поставщика/изготовителя материалы, используемые при производстве, должны иметь документ об испытаниях для подтверждения соответствия условиям, указанным в документации поставщика/изготовителя по материалам.

7.6 Дополнительные процессы

7.6.1 Документация

Документация по процедурам, описанным в 7.6.2, 7.6.3 и 7.6.4, после одобрения квалифицированного лица должна иметь один из следующих документов:

a) сертификат соответствия, подтверждающий, что материалы и применяемые процедуры отвечают документально оформленным спецификациям поставщика/изготовителя и критериям приемки;

b) отчет об испытаниях материала, подтверждающий, что материалы и процедуры отвечают спецификациям поставщика/изготовителя и критериям приемки.

7.6.2 Покрытия

Процесс нанесения покрытий и накладок должен осуществляться в соответствии с документально оформленными процедурами, гарантирующими соответствие изделия критериям поставщика/изготовителя по приемке.

Когда это требуется уровнем качества, твердость поверхности ротора должна измеряться с помощью контрольных пластинок на основе отборочной программы поставщика/изготовителя или в соответствии с ГОСТ Р ИСО 2859 и ГОСТ Р 50779.72. Испытание на твердость и преобразование в другие единицы измерения проводится в соответствии с ГОСТ Р ИСО 6507-1, [1], [2] или [3], с исключениями, обозначенными в ГОСТ ИСО 15156-3, ГОСТ Р 53678 и ГОСТ Р 53679 для материалов, предполагаемых к использованию в скважинах, где коррозийные вещества могут вызвать растрескивание трубопроводов.

7.6.3 Сварка

Сварочные и спаечные процедуры, а также квалификация персонала должны соответствовать действующим государственным стандартам, нормативным документам по стандартизации и международным стандартам, например, [4] или [5]. Материалы и технологии, не перечисленные в двух этих стандартах, применяют с использованием сварочных процедур, квалифицированных в соответствии с [4] или [6].

Поставщик/изготовитель должен гарантировать, что процедуры по сварке и пайке соответствуют особенностям скважины и учитывают такие аспекты как восприимчивость к коррозии и водородная хрупкость.

Поставщик/изготовитель должен располагать документами по критериям приемки.

7.6.4 Тепловая обработка

Тепловую обработку производят согласно документально оформленным процедурам, обеспечивающим соответствие продукта критериям поставщика/изготовителя по приемке.

7.7 Отслеживаемость

Возможность контроля должна обеспечиваться согласно документированным процедурам поставщика. Для всех деталей должна быть предусмотрена возможность отследить информацию о материалах: номер партии, отчет об испытании материала и др., используя индивидуальный идентификатор. Возможность контроля оборудования считается достаточной, если отвечает требованиям настоящего стандарта, после того как оно выходит из учета поставщика/изготовителя.

7.8 Поверка средств измерений

Оборудование, используемое для испытаний, должно быть идентифицировано, калибровано, поверено и настроено в соответствии с требованиями ГОСТ ИСО/МЭК 17025 и настоящего стандарта. Оборудование для проверки, измерения и испытания должно быть использовано только в рамках калибровочного диапазона.

Технологии проверки, измерения и испытания с точностью, соразмерной или превосходящей указанную в настоящем стандарте, можно применять с соответствующей документацией и после одобрения квалифицированным персоналом.

Поверочные интервалы должны быть установлены с учетом частоты использования оборудования и диапазона измерений. Максимально поверовочные интервалы могут составлять три месяца, до тех пор, пока не будут установлены регистрируемые данные калибровки. Интервалы могут быть длиннее или короче в зависимости от повторяемости, уровня эксплуатации и записываемых данных калибровки. Калибровочный интервал не может быть увеличен более чем в два раза по сравнению с предыдущим интервалом, который не должен превышать один год.

7.9 Контроль и испытания

7.9.1 Общие положения

Согласно требованиям поставщика/изготовителя или потребителя/заказчика НК и проверки следует проводить и утверждать в соответствии с документально оформленными спецификациями поставщика/изготовителя, включающими требования согласно 7.9 и критерии приемки.

Инструкции по проведению НК должны быть детально описаны в документально оформленных процедурах поставщика/изготовителя и соответствовать настоящему стандарту. Все инструкции НК должны утверждаться компетентным лицом с квалификацией III уровня согласно ГОСТ Р ИСО 9712 и осуществляются квалифицированным персоналом. Проводящий и принимающий НК персонал должен иметь квалификацию в соответствии с процедурами поставщика/изготовителя, как минимум, необходимую для оценки и интерпретации. Персонал, проводящий визуальные испытания, должен в обязательном порядке проходить ежегодное обследование зрения в соответствии с ГОСТ Р ИСО 9712. В качестве альтернативы допускается проводить оценку зрительных способностей персонала специалистом по качеству, основываясь на заранее определенных критериях.

7.9.2 Твердость эластомера статора

Твердость эластомера статора следует измерять согласно приложению А с использованием одного характерного образца эластомера, взятого из статора, а также должна соответствовать диапазону твердости эластомера, указанному в технических требованиях.

7.9.3 Адгезия эластомера статора

Способность сцепления эластомера статора с металлом должна быть проверена в соответствии с А.4.5.1 (приложение А) с использованием, одного характерного образца эластомера, взятого из статора, и демонстрирующим 100%-ное повреждение эластомера, на основе визуального осмотра, проведенного квалифицированным лицом.

7.9.4 Ориентированная сборка статора

Выверка фазировки статорных модулей должна осуществляться вводом приспособления для ориентированной сборки статора внутрь собранного статора. Статор признается негодным в случае, когда приспособление не может беспрепятственно пройти в область фазировки.

7.9.5 Толщина покрытия ротора

Толщина покрытия ротора измеряется прямым методом или расчетами, используя измерения до и после процесса покрытия. Эти измерения включают замеры на расстоянии 1 м от каждого конца ротора и в середине. В каждой точке измерения проводятся по два замера, в точке минимума и в точке максимума, как показано на рисунке 1.

"Рисунок 1 - Определение минимальной и максимальной точки для измерения покрытия"

Все измерения должны находиться в рамках диапазона минимальной и максимальной толщины изделия, указанного в технических требованиях.

7.9.6 Защитное покрытие ротора

Защитное покрытие ротора должно проверяться методом визуального сравнения или другими методами, обеспечивающими точность оценки.

Примечание - Данные проверки проводятся в соответствии с действующими государственными стандартами или [7] и [8].

7.9.7 Ориентированная сборка ротора

Выверка фазировки роторных секций должна производиться размещением сборного ротора в приспособление для ориентированной его сборки. Сварной ротор должен проходить сквозь приспособление с усилием, не превышающим величину, необходимую для прохождения бессварных секций.

7.9.8 Визуальный контроль

7.9.8.1 Ротор

Визуальный контроль роторов состоит в сравнении следующих характеристик с документально оформленными техническими требованиями поставщика/изготовителя:

a) трещины на поверхности (кроме тепловых повреждений близ зон сварного шва) и окалины;

b) точечные дефекты на поверхности ротора;

c) механические повреждения поверхностного слоя;

d) изгибы.

7.9.8.2 Статор

В соответствии с уровнем качества изделия указывают два вида визуального контроля статоров:

a) обычный визуальный контроль статора, заключающийся в осмотре внешней части статора и внутренней поверхности у хвостовой части статора;

b) подробный визуальный контроль, включающий визуальный осмотр плюс применение оптических приборов или других технологий для исследования всей внутренней поверхности статора.

При визуальном контроле статора выявляют недопустимые явления:

- трещины эластомера, окалины и другие повреждения поверхности;

- отделение эластомера от корпуса статора;

- механические повреждения корпуса статора или заглушек;

- искривления.

7.9.9 Сварка

7.9.9.1 Общие положения

Проверка сварного шва должна проводиться в соответствии с уровнем контроля качества. Сварные швы основного металла (например, исходного материала ротора) не входят в область применения настоящего стандарта. Все остальные виды сварочных работ по статору или ротору входят в настоящий стандарт.

7.9.9.2 Визуальный контроль

Все видимые швы должны быть визуально проверены и зафиксированы в соответствии с уровнем качества. При визуальном контроле сварного шва не допускаются:

- трещины основного или присадочного металла;

- наличие примесей;

- поверхностные дефекты.

7.9.9.3 Рентгенодефектоскопия

Процедура проведения рентгенодефектоскопии должна производиться согласно требованиям [9] или других государственных либо международных стандартов. Критерии приемки должны соответствовать [10], [11] или другим государственным либо международным стандартам.

7.9.9.4 Ультразвуковая проверка

Процедура ультразвуковой проверки должна проводиться в соответствии с требованиями [12] или других государственных либо международных стандартов. Критерии приемки должны соответствовать [10] или другим государственным либо международным стандартам.

7.9.9.5 Магнитопорошковый метод исследований

Магнитопорошковый метод исследования должен проводиться в соответствии с [13], [14] или другими государственными либо международными стандартами.

7.9.9.6 Проверка методом проникающей жидкости

Проверка методом проникающей жидкости должна проводиться в соответствии с [15], [16] или другими государственными либо международными стандартами.

7.9.10 Прямолинейность

Поставщик/изготовитель должен проверить каждый статор на наличие осевого отклонения в соответствии с уровнем контроля качества. Для количественной характеристики эксцентриситет будет выражен как величина максимального радиального смещения осевой линии полости статора от осевой линии статорной трубы. Величина осевого отклонения статора должна указываться в конструкторской документации изготовителя в зависимости от эксцентриситета.

7.9.11 Проверка соответствия размеров деталей

Размеры деталей проверяют согласно уровню качества для обеспечения соответствия проектным критериям и требованиям поставщика/изготовителя. Проверку можно проводить во время или после изготовления детали, но до момента монтажа, кроме случаев, когда монтаж необходим для проведения измерений. Все измерения эластомера статора корректируют на 15°С и фиксируют в соответствии с задокументированными процедурами поставщика/изготовителя. Результаты проверки должны быть документально оформлены.

Проверка размеров компонентов включает:

а) основные размеры:

1) для ротора:

- общая длина;

- длина винтовой поверхности (см. рисунок 2);

- тип и размер верхнего резьбового соединения;

"Рисунок 2 - Изображение ротора"

2) для статора:

- общая длина;

- длина непокрытых концов эластомером на каждом конце (см. рисунок 3);

- внешний и внутренний диаметры трубы;

- тип и размер верхнего резьбового соединения;

- тип и размер нижнего резьбового соединения.

"Рисунок 3 - Изображение статора"

b) профильные размеры, фиксируемые до требуемой для каждого измерения точности:

1) для ротора:

- наибольший и наименьший диаметры минимум в пяти точках, равномерно расположенных по длине ротора. Точки измерений должны находиться на расстоянии не более 1 м друг от друга по длине ротора;

- размеры округляются до ближайших 0,02 мм;

2) для статора:

- минимальный диаметр профиля статора минимум в пяти точках, равномерно расположенных по длине статора. Точки измерений должны находиться на расстоянии не более 1 м друг от друга по длине статора;

- размеры округляются до ближайших 0,02 мм;

- наружная температура.

7.10 Несоответствие производственных процессов

Поставщик/изготовитель должен устанавливать и осуществлять документально оформленные процедуры, согласно которым детали или комплектующие, не соответствующие техническим требованиям, не будут отгружаться или устанавливаться. Указанный контроль должен предусматривать идентификацию, классификацию, оценку, документирование и способ распоряжения изделиями, не соответствующими техническим требованиям. Не соответствующие техническим требованиям комплектующие и детали, повторно перенаправленные на производство, должны быть отправлены на повторную проверку и проконтролированы в соответствии с требованиями, предъявляемыми к первоначальной проверке. Ответственность за проверку и дальнейшее перераспределение несоответствующих техническим требованиям комплектующих и деталей определяется поставщиком/изготовителем.

7.11 Претензии потребителя/заказчика

Если изделие не отвечает функциональным характеристикам, поставщик/изготовитель должен нести ответственность за выдачу номера претензии потребителю/заказчику в целях дальнейшего контроля и отчетности. Потребитель/заказчик должен предоставить соответствующие данные о характеристиках скважины и условиях работы, а также предоставляет для проверки и изучения несоответствующий техническим требованиям ВН.

7.12 Функциональные испытания

Определение функциональных характеристик изделия должно проводиться поставщиком/изготовителем для каждого ВН, изготовленного согласно настоящему стандарту. Результаты функциональных испытаний должны быть зафиксированы, датированы и подписаны компетентным персоналом, проводившим испытания. Детали проведения испытания и критерии приемки должны определяться задокументированными процедурами поставщика/изготовителя. Функциональные испытания ВН должны включать положения в соответствии с приложением С.

8 Ремонт

Ремонт ВН должен вернуть изделие в состояние, отвечающее или превосходящее требования, отраженные в настоящем стандарте. Отремонтированное изделие должно отвечать или превосходить требования по уровню функциональной оценки изделия, принятые потребителем/заказчиком.

К крупному ремонту, который может повлиять на функциональные свойства изделия, относятся замена покрытия, резьбы и выпрямление. В случаях, когда проводится крупный ремонт, изделие должно быть идентифицировано, и каждый его ремонт маркирован согласно 7.3 в целях отслеживания всей процедуры ремонта изделия.

Поставщик/изготовитель должен располагать документированным процессом фиксирования и отслеживания ремонта. Документация по ремонту должна включать, как минимум, наименование ремонтного цеха, дату и тип ремонта, записи по проверке и испытаниям.

В приложении К приведены рекомендации по ремонту роторов, статоров и стопорных пальцев.

9 Транспортировка, погрузка и хранение

9.1 Общие положения

Транспортировка, погрузка и хранение ВН должны осуществляться в соответствии с указаниями поставщика/изготовителя, изложенными в паспорте ВН и РЭ, направленными на недопущение порчи оборудования и нанесения ущерба от предполагаемых типичных нагрузок.

9.2 Подготовка к транспортировке

Для подготовки к транспортировке или хранению статоры ВН должны быть очищены и осушены от всех жидкостей.

Роторы и статоры насосов должны быть подготовлены для транспортировки с опорными точками, расположенными максимум в 3 м друг от друга.

Защита резьбовых соединений должна включать в себя предохранительные крышки для соединений наружной резьбы или защитные заглушки для соединений внутренней резьбы. Защитные механизмы должны быть плотно закреплены с резьбовым соединением во избежание повреждения или случайного срыва самой резьбы во время транспортировки.

Защита целостности покрытия ротора должна включать в себя, защитное покрытие контура ротора, например, нейлоновой сеткой. Защитное покрытие должно прилагаться к ротору во избежание случайного повреждения во время транспортировки.

9.3 Погрузка

9.3.1 Ротор

Перед погрузкой ротора на него должен быть установлен предохранитель резьбы.

Для подъема ротора должны использоваться защищающие от повреждений подъемные ремни и поддерживающие устройства. Использование стальных цепей, гаечных ключей и крючков при отгрузке не допускается.

При перемещении ротора в горизонтальном положении поддерживающие устройства должны быть установлены на расстоянии не более 3 м.

При вертикальном подъеме не допускается постоянный прогиб ротора. Необходимо поддерживать ротор во время перемещения из горизонтального положения в вертикальное.

Во время погрузки ротора не допускаются удары о другие объекты.

Примечание - Наиболее подвержены повреждениям резьба и выступы винтовой поверхности ротора.

9.3.2 Статор

Перед погрузкой статора на него должен быть установлен предохранитель резьбы.

При перемещении статора в горизонтальном положении поддерживающие устройства должны быть установлены на расстоянии не более 3 м.

При вертикальном подъеме не допускается постоянный прогиб статора.

Во время погрузки ротора не допускаются удары о другие объекты.

Не допускаются удары, опрокидывание или иное воздействие на статор при температурах, близких к точке хрупкости эластомера. Это может повредить эластомер статора, что вызовет быструю поломку насоса.

Примечание - Точка хрупкости эластомера зависит от нескольких факторов и может варьироваться в температурном диапазоне от 4°С до минус 50°С.

9.4 Хранение

Для предотвращения повреждения ВН должны храниться в соответствии с инструкциями, указанными в паспорте и в РЭ.

Ранее не обработанные изделия из металла при получении должны быть обработаны ингибитором коррозии, одобренным поставщиком/изготовителем. Открытые резьбовые соединения ротора должны быть обработаны антикоррозийным ингибитором и закрыты предохранительными крышками соединений наружной резьбы ротора или защитными заглушками соединений внутренней резьбы. Защитные механизмы должны быть плотно закреплены с резьбовым соединением во избежание повреждений или случайного снятия защитных механизмов во время хранения.

Должны быть приняты меры по уменьшению воздействия окружающей среды на эластомер (солнечный свет, соленая вода, температурные перепады и др.) винтовых поверхностей статора. Концы статора должны быть оснащены защитными заглушками для соединений внутренней резьбы статора и предохранительными крышками для соединений наружной резьбы.

Роторы насосов должны храниться на плоской поверхности или на подъемных конструкциях с поддерживающими механизмами на расстоянии максимум 3 м друг от друга. Не допускается хранение роторов внутри статоров.

По требованию поставщик/изготовитель должен предоставлять рекомендации по продолжительности хранения при определенных условиях окружающей среды.

Если статор хранится при низких температурах, то прежде чем поместить его в ротор, необходимо разогреть ротор и статор до температуры, как минимум, 0°С. Перед гидравлическими испытаниями насоса необходимо удостовериться в том, чтобы статор был достаточно нагрет.

Для изделий, хранившихся продолжительное время или подвергавшихся повреждению во время хранения, потребителю/заказчику перед установкой изделия необходимо проконсультироваться с поставщиком/изготовителем в отношении проведения дополнительной проверки.

_______________________________

* Здесь и далее термином "оператор" обозначают пользователя оборудования.

Библиография

[1]	ISO 6506-1	Материалы металлические. Определение твердости по Бринеллю. Часть 1. Метод испытания (Metallic materials - Brinell hardness test - Part 1: Test method)
[2]	ISO 6508-1	Материалы металлические. Испытание на твердость по Роквеллу. Часть 1. Метод испытаний (шкалы А, В, С, D, E, F, G, H, K, N, T) (Metallic materials -Rockwell hardness test - Part 1: Test method (scales А, В, С, D, E, F, G, H, K, N, T))
[3]	ISO 18265	Материалы металлические. Преобразование величин твердости (Metallic materials - Conversion of hardness values)
[4]	ASME BPVC-IX	Свод стандартов на котлы и сосуды, работающие под давлением. Раздел IX. Правила аттестации технологий сварки, сварщиков и операторов сварки (ASME Boiler and Pressure Vessel Code Section IX: Welding and Brazing Qualifications)
[5]	ANSI/AWS D1.1/D1.1M	Структурные правила по сварке. Сталь (American Welding Society D1.1M Structural Welding Code - Steel)
[6]	ANSI/AWS B2.1/B2.1M	Спецификации для процедуры сварки и оценка исполнения (Specification for Welding Procedure and Performance Qualification)
[7]	ISO 1302	Геометрические характеристики изделий (GPS). Обозначение текстуры поверхности в технической документации на продукцию (Geometrical Product Specifications (GPS) - Indication of surface texture in technical product documentation
[8]	ANSI B46.1	Рельеф поверхности. Поверхностные неровности. Микронеровности и слои (Surface Texture, Surface Roughness, Waviness and Lay)
[9]	ASTM E94	Стандартное руководство по ультразвуковой дефектоскопии (Standard Guide For Radiographic Examination)
[10]	ASME BPVC-VIII	Свод стандартов на котлы и сосуды, работающие под давлением. Раздел VIII. Правила аттестации технологий сварки, сварщиков и операторов сварки (ASME Boiler and Pressure Vessel Code Section VIM: Welding and brazing qualifications)
[11]	ASME B31.3	Технологические трубопроводы (Process Piping Code)
[12]	ASME BPVC-V	Свод стандартов на котлы и сосуды, работающие под давлением. Раздел V Неразрушающий контроль (ASME Boiler and Pressure Vessel Code Section V: Nondestructive Examination)
[13]	ASTM E709	Стандартное руководство по исследованию магнитными частицами (Standard Guide for Magnetic Particle Examination)
[14]	ISO 10893-5	Неразрушающий контроль стальных труб. Часть 5. Метод магнитопорошкового контроля бесшовных и сварных труб из ферромагнитной стали для обнаружения поверхностных дефектов
[15]	ASTM E165	Стандартный метод испытаний жидкими пенетрантами (Standard Test Method For Liquid Penetrant Examination)
[16]	ISO 10893-4	Неразрушающий контроль стальных труб. Часть 4. Контроль методом проникающих жидкостей стальных бесшовных и сварных труб для обнаружения поверхностных дефектов (Non-destructive testing of steel tubes - Part 4: Liquid penetrant inspection of seamless and welded steel tubes for the detection of surface imperfections)
[17]	ASTM D1418	Стандартная методика для резины и резинового латекса. Терминология (Standard Practice for Rubber and Rubber Latices - Nomenclature)
[18]	ASTM D471	Метод стандартного испытания для свойств резины - Влияние жидкости (Standard Test Method for Rubber Property - Effect of Liquids)
[19]	ASTM D412	Стандартные методы испытаний вулканизированной резины и термопластичных эластомеров - Прочность (Standard Test Methods for Vulcanized Rubber and Thermoplastic Elastomers)
[20]	ASTM D429-08	Стандартные методы испытаний свойств резины - Соединение с жесткими основаниями (Standard Test Methods for Rubber Property - Adhesion to Rigid Substrates)
[21]	ISO 815-1:2008	Каучук вулканизованный или термопластичный. Определение остаточной деформации сжатия. Часть 1. Определение при стандартной или повышенной температурах
[22]	ASTM D2240-05	Стандартные методы испытания свойств резины - Твердость по дюрометру (Standard Test Method for Rubber Property - Durometer Hardness)
[23]	ASTM D624	Стандартные методы испытания прочности на разрыв вулканизированной резины и термопластичных эластомеров (Standard Test Method for Tear Strength of Conventional Vulcanized Rubber and Thermoplastic Elastomers)
[24]	ASTM D5963	Стандартный метод испытания свойств резины. Сопротивление истиранию (Вращающийся барабан для испытания на истирание или износ) (Standard Test Method for Rubber Property - Abrasion Resistance (Rotary Drum Abrader))
[25]	ISO 4649	Каучук вулканизированный или термопластичный. Определение сопротивления истиранию с применением вращающегося цилиндрического барабана (Rubber, vulcanized or thermoplastic - Determination of abrasion resistance using a rotating cylindrical drum device)
[26]	ISO 7743	Резина вулканизированная или термопластичная. Определение деформационно-прочностных свойств при сжатии
[27]	ASTM D575	Стандартные методы испытаний свойств резины при сжатии (Standard Test Methods for Rubber Properties in Compression)
[28]	NORSOK M-710	Квалификация неметаллических уплотнительных материалов и изготовителей (Qualification of non-metallic sealing materials and manufacturers)
[29]	NACE TM 0192	Стандартный метод испытания. Оценка эластомерных материалов в декомпрессионной среде двуокиси углерода (Standard Test Method - Evaluating Elastomeric Materials in Carbon Dioxide Decompression Environments)
[30]	ASTM D5992	Стандартное руководство для динамического испытания вулканизированной резины и резиноподобных материалов с применением методов вибрации (Standard Guide for Dynamic Testing of Vulcanized Rubber and Rubber-Like Materials Using Vibratory Methods)
[31]	ISO 4666	Резина вулканизированная. Определение повышения температуры и усталостной прочности при испытании на флексометре
[32]	ASTM D623	Стандартные методы испытаний свойств резины - Теплогенерация и усталость при изгибе в сжатии (Standard Test Methods for Rubber Property - Heat Generation and Flexing Fatigue In Compression)
[33]	ASTM D3239	Стандартный метод испытания для анализа ароматических соединений газойлевой ароматической фракции путем массовой спектрометрии с высокоионизирующим напряжением (Standard Test Method for Aromatic Types Analysis of Gas-Oil Aromatic Fractions by High Ionizing Voltage Mass Spectrometry)
[34]	ASTM D5790	Стандартный метод испытания для измерения летучих органических соединений в воде с помощью каппилярной# колонки газовой хроматографии/массовой спектрометрии (Standard Test Method For Measurement Of Purgeable Organic Compounds in Water by Capillary Column Gas Chromatography/Mass Spectrometry)
[35]	ASTM D611-07	Стандартные методы испытаний для анилиновой точки, смешанной анилиновой точки нефтепродуктов и углеводородных растворителей (Standard Test Methods for Aniline Point and Mixed Aniline Point of Petroleum Products and Hydrocarbon Solvents)
[36]	ASTM D2887	Стандартный метод испытания для определения точек кипения нефтяных фракций методом газовой хроматографии (Standard Test Method for Boiling Range Distribution of Petroleum Fractions by Gas Chromatography)
[37]	ANSI/API RP 11 BR	Рекомендованная практика по применению насосных штанг (Recommended Practice for the Care and Handling of Sucker Rods)
[38]	API Spec 11В	Спецификации для насосной штанги. Соответствует ГОСТ 13877 (Specification for Sucker Rods, Polished Rods and Liners, Couplings, Sinker Bars, Polished Rod Clamps, Stuffing Boxes, and Pumping Tees - Twenty-Seventh )
[39]	API Spec 5B	Спецификации для нарезания, шаблонирования и контроля резьбы обсадных, насосно-компрессорных труб и труб для трубопроводов (Specification for Threading, Gauging and Thread Inspection of Casing, Tubing, and Line Pipe Threads)