Межгосударственный стандарт ГОСТ ISO 10417-2014 "Нефтяная и газовая промышленность. Системы скважинных предохранительных клапанов. Проектирование, установка, эксплуатация и восстановление. Общие технические требования" (введен в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 13 августа 2015 г. N 1143-ст)

Межгосударственный стандарт ГОСТ ISO 10417-2014
"Нефтяная и газовая промышленность. Системы скважинных предохранительных клапанов. Проектирование, установка, эксплуатация и восстановление. Общие технические требования"
(введен в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 13 августа 2015 г. N 1143-ст)

Petroleum and natural gas industries. Subsurface safety valve systems. Design, installation, operation and redress. General technical requirements

МКС 75.180.10
Г43

Дата введения - 1 февраля 2016 г.

Предисловие

Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0-92 "Межгосударственная система стандартизации. Основные положения" и ГОСТ 1.2-2009 "Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, применения, обновления и отмены"

Сведения о стандарте

1 Подготовлен Федеральным государственным унитарным предприятием "Всероссийский научно-исследовательский институт стандартизации и сертификации в машиностроении" (ВНИИНМАШ) на основе аутентичного перевода на русский язык стандарта, указанного в пункте 5

2 Внесен Межгосударственным техническим комитетом по стандартизации МТК 523 "Нефтяная и газовая промышленность"

3 Принят Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 30 сентября 2014 г. N 70-П)

За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97	Код страны по МК (ИСО 3166) 004-97	Сокращенное наименование национального органа по стандартизации
Беларусь	BY	Госстандарт Республики Беларусь
Казахстан	KZ	Госстандарт Республики Казахстан
Молдова	MD	Молдова-Стандарт
Россия	RU	Росстандарт
Таджикистан	TJ	Таджикстандарт

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 13 августа 2015 г. N 1143-ст межгосударственный стандарт ГОСТ ISO 10417-2014 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 февраля 2016 г.

5 Настоящий стандарт идентичен международному стандарту ISO 10417:2004 Petroleum and natural gas industries - Subsurface safety valve systems - Design, installation, operation and redress (Нефтяная и газовая промышленность. Системы скважинных предохранительных клапанов. Проектирование, установка, эксплуатация и восстановление).

Международный стандарт разработан техническим комитетом по стандартизации ISO/TC 67 "Материалы, оборудование и морские сооружения для нефтяной, нефтехимической и газовой промышленности", подкомитетом SC 4 "Буровое и добывающее оборудование".

Перевод с английского языка - (en).

Официальные экземпляры международного стандарта, на основе которого подготовлен настоящий межгосударственный стандарт, имеются в ФГУП "Стандартинформ".

Наименование настоящего стандарта изменено относительно наименования указанного международного стандарта в соответствии с наименованием темы по Программе работ технического комитета по стандартизации МТК 523.

Сведения о соответствии межгосударственных стандартов ссылочным международным стандартам приведены в дополнительном приложении ДА.

Степень соответствия - идентичная (IDT)

6 Введен впервые

Введение

Настоящий стандарт был разработан потребителями/заказчиками и поставщиками/изготовителями скважинных предохранительных клапанов (SSSV), предназначенных для применения на нефтяных и газовых промыслах по всему миру. Настоящий стандарт представляет требования и информацию обеим сторонам в отношении проектирования, эксплуатации, установки и испытаний систем скважинных предохранительных клапанов, а также в отношении хранения/транспортирования, технического обслуживания и восстановления функций оборудования SSSV.

Пользователи настоящего стандарта должны знать, что могут потребоваться другие, или отличные от установленных, требования для конкретных задач по установке, хранению/транспортированию и техническому обслуживанию. Настоящий стандарт не имеет цели запретить потребителю/заказчику принимать альтернативные инженерные решения. Это, в частности, применимо в тех случаях, когда имеется инновационная и развивающаяся технология заканчивания скважин.

1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает требования к конфигурации, установке, испытаниям, эксплуатации и ведению документации для систем скважинных предохранительных клапанов (SSSV). Кроме того, настоящий стандарт устанавливает требования и предлагает руководство по выбору, обращению, восстановлению функций и ведению документации по SSSV в составе скважинного добычного оборудования.

Ремонтные работы выходят за рамки настоящего стандарта.

Примечание - ISO 10432 представляет требования к ремонту оборудования SSSV.

2 Нормативные ссылки

Для применения настоящего стандарта необходимы следующие ссылочные документы. Для датированных ссылок применяют только указанное издание ссылочного документа. Для недатированных ссылок применяются последние редакции (с учетом изменений и дополнений) указанных документов.

ISO 9000 Quality management systems - Fundamentals and vocabulary (Системы менеджмента качества. Основные положения и словарь)

ISO 9712 Non-destructive testing - Qualification and certification of NDT personnel (Неразрушающий контроль. Квалификация и аттестация персонала)

ISO 10432:2004 Petroleum and natural gas industries - Downhole equipment - Subsurface safety valve equipment (Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование скважинное. Скважинный предохранительный клапан с оснасткой)

ISO 16070 Petroleum and natural gas industries - Downhole equipment - Lock mandrels and landing nipples (Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование скважинное. Установочная оправка и посадочные ниппели)

ANSI/NCSL Z540-1 Calibration - Calibration Laboratories and Measuring and Test Equipment - General Requirements (Калибровка. Калибровочные лаборатории и измерительное и испытательное оборудование. Общие требования)

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ISO 9000, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 восстановление (функций) (redress): Любая деятельность, включая замену квалифицированной детали (3.4) в рамках описанного в 5.3.3.

3.2 диафрагма (orifice): Отверстие (для впуска и выпуска газа или жидкости), специальное ограничительное приспособление, вызывающее падение давления в SSCSV, срабатывающего при изменении скорости потока.

3.3 изготовитель (manufacturer): Основной агент при проектировании, производстве и оснастке исходного оборудования для системы SSSV.

3.4 квалифицированная деталь (qualified part): Деталь, изготовленная в соответствии с признанной программой обеспечения качества и, в качестве запасной детали, изготовленной в соответствии или с превышением показателей заменяемой (оригинальной) детали, изготовленной основным изготовителем оборудования (OEM).

Примечание - ISO 9000 является примером признанной программы обеспечения качества.

3.5 квалифицированный персонал (qualified personnel): Персонал, знания и навыки которого, полученные в ходе обучения и/или практики и опыта и аттестованные в соответствии с установленными требованиями, стандартами или тестами, позволяют ему выполнять требуемые функции.

3.6 линия управления (передачи сигналов) (control line): Труба (обсадная), применяемая для передачи контрольных сигналов на SCSSV.

3.7 наземная система управления (surface control system): Оборудование на поверхности, включая коллектор, датчики и источник питания для управления SCSSV.

3.8

наземный клапан безопасности (surface safety valve): SSV сборка автоматического клапана оборудования устья скважины, который должен срабатывать на закрытие при отказе в энергоснабжении. Примечание - Этот термин при упоминании в настоящем стандарте означает клапан SSV и исполнительный механизм SSV в сборе. ISO 10423 [1]

3.9 оборудование системы SSSV (SSSV system equipment): Компоненты, которые включают скважинный предохранительный клапан, управляемый с поверхности (3.21), линию управления (3.6), SSSV (3.23), установочную оправку предохранительного клапана (3.11), посадочный ниппель скважинного предохранительного клапана (3.15), муфты и другие регулирующие компоненты в скважине.

3.10

оператор (operator): Пользователь оборудования системы SSSV. [ISO 10432]

3.11 оправка установочная предохранительного клапана (safety valve lock mandrel): Удерживающее приспособление, используемое в оборудовании SSSV.

3.12 отказобезопасная глубина установки (fail-safe setting depth): Максимальная истинная вертикальная глубина, на которой можно установить скважинный предохранительный клапан (SCSSV), который в максимально неблагоприятных гидростатических условиях будет закрываться.

3.13 отказобезопасное устройство (fail-safe device): Устройство, которое при потере регулирующей среды автоматически переключается в безопасное состояние.

3.14

подводный клапан безопасности (underwater safety valve): USV сборка автоматического клапана (установленная в устье скважины под водой), который должен срабатывать на закрытие при отказе в энергоснабжении. Примечание - Этот термин при упоминании в настоящем стандарте означает клапан USV и исполнительный механизм USV в сборе. ISO 10423 [1]

3.15 посадочный ниппель скважинного предохранительного клапана (safety valve landing nipple): Любой приемник, включающий профиль, сконструированный для установки оправки SSSV непроходного типа.

Примечание - Он может иметь выход для связи с наружным источником для работы SSSV.

3.16 пробный дебит (скорость истечения) скважины (well test rate): Стабилизированный дебит скважины, при котором скважина обычно функционирует.

3.17 ремонт (repair): Любая деятельность, выходящая за рамки восстановления функций, которая включает демонтаж, повторную сборку и испытания с заменой или без замены квалифицированных деталей, которая может включать механическую обработку, сварку, термическую обработку или другие производственные операции, которые восстанавливают оборудование до уровня исходных рабочих показателей.

3.18 руководство по эксплуатации (operating manual): Издание, выпущенное изготовителем, которое содержит подробную информацию и инструкции по устройству, установке, эксплуатации и техническому обслуживанию оборудования систем SSSV.

3.19 самоуравнительный элемент (self-equalizing feature): Механизм SSSV, который при включении открытой последовательности SSSV позволяет давлению в скважине автоматически обходить запирающий механизм SCSSV.

3.20 система аварийного отключения (emergency shutdown system): Система устройств, которые в активированном состоянии вызывают отключение оборудования.

3.21 скважинный предохранительный клапан, управляемый с поверхности (surface-controlled subsurface safety valve SCSSV): SSSV, управляемый с поверхности гидравлическими, электрическими, механическими или другими средствами.

3.22 скважинный предохранительный клапан, управляемый из скважины SSCSV (subsurface-controlled subsurface safety valve SSCSV): SSSV, приводимый в действие характеристиками самой скважины.

Примечание - Такие устройства обычно приводятся в действие дифференциальным давлением через SSCSV (срабатывающих при изменении скорости потока) или давлением в насосно-компрессорных трубах у SSCSV (для высокого или низкого давления).

3.23

скважинный предохранительный клапан SSSV (subsurface safety valve SSSV): Устройство, предназначенное для перекрытия скважины в целях предотвращения в ней неконтролируемых проявлений. Примечание - Такие устройства можно спускать в скважину и извлекать с помощью троса или методом откачивания (извлечение с помощью троса), или SSSV являются неотъемлемой частью колонны насосно-компрессорных труб (спуск/извлечение с помощью насосно-компрессорных труб). [ISO 10432]

3.24 техническое обслуживание (maintenance): Обслуживание, выполняемое в отношении оборудования систем SSSV как часть повседневных операций.

3.25 транспортирование (transport): Действия, необходимые для перемещения системы SSSV из одного географического места в другое.

3.26 упаковка (packaging): Оболочка(и), имеющая достаточную структурную целостность, чтобы защитить содержимое от повреждения и загрязнения, включая удары, условия окружающей среды, возникающие во время различных этапов транспортирования.

3.27 уравнительный элемент (equalizing feature): Механизм SSSV, позволяющий давлению в скважине обходить запирающий механизм SCSSV.

3.28 хранение (storage): Сохранение оборудования системы SSSV без повреждений и загрязнения после того, как обработка завершена и до или после использования в поле, включая процесс транспортирования.

4 Сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

ESD - аварийное выключение;

FSSD - отказобезопасная глубина установки;

NDE - неразрушающий контроль;

OEM - основной изготовитель оборудования;

SCSSV - скважинный предохранительный клапан, управляемый с поверхности;

SSCSV - скважинный предохранительный клапан, управляемый (из скважины);

SSSV - скважинный предохранительный клапан;

SSV - наземный клапан безопасности;

SVLN - посадочный ниппель скважинного предохранительного клапана;

TFL - проходной выкидной трубопровод;

TRSV - скважинный предохранительный клапан, извлекаемый с помощью насосно-компрессорных труб;

TR-SCSSV - управляемый с поверхности скважинный предохранительный клапан, извлекаемый с помощью насосно-компрессорных труб;

USV - подводный клапан безопасности.

5 Конфигурация системы

5.1 Общие положения

Системы скважинных предохранительных клапанов при приведении в действие обеспечивают предотвращение неконтролируемого проявления в скважине. Эти системы включают SCSSV и SSCSV, которые позиционируются ниже устья скважины и ниже уровня земли/грязевой линии и устанавливаются/извлекаются с помощью насосно-компрессорных труб, троса, проходных выкидных трубопроводов и их управляющих систем (см. рисунок 1).

1 - плавкие вставки; 2 - напорная линия ESD [207-345 кПа (30-50 фунт/дюйм²)]; 3 - гидравлическая/пневматическая напорная линия к задвижке на отводящей линии; 4 - сигнал высокого давления; 5 - сигнал низкого давления; 6 - контрольная коробка; 7 - гидравлический или пневматический исполнительный механизм задвижки SSV; 8 - гидравлический или пневматический исполнительный механизм главного SSV; 9 - питание к пилотам [172 кПа (25 фунт/дюйм²)]; 10 - гидравлическое/пневматическое давление на главный клапан; 11 - гидравлическая напорная линия к SCSSV; 12 - ручное дистанционное устройство для аварийного отключения; 13 - линия питания; 14 - скруббер в сборе напорного трубопровода; 15 - гидравлическая напорная линия к SCSSV; 16 - панель управления гидравликой/пневматикой; 17 - скважинный предохранительный клапан, управляемый с поверхности (SCSSV)

Рисунок 1 - Пример системы скважинного предохранительного клапана, управляемого с поверхности

5.2 Требования к системе

5.2.1 Общие положения

Потребитель/заказчик при разработке конфигурации системы должен учесть все относящиеся к делу элементы и их совместимость. Эти элементы должны включать следующее: систему управления; линию управления; соединители-каналы устьевого оборудования/трубодержателей; предохранители линии управления; контрольную жидкость (для SCSSV); SSSV; муфты труб и колонн; стопорные и уплотнительные приспособления (для скважинных предохранительных клапанов, спускаемых с помощью троса); посадочные ниппели скважинных предохранительных клапанов; связанные с ними инструменты и среды.

5.2.2 Установка

5.2.2.1 Общие положения

Потребитель/заказчик должен обеспечить условия для выполнения пробной установки системы SSSV и одобрения ее квалифицированным персоналом с использованием документально подтвержденных методик и критериев приемки в соответствии с инструкциями изготовителя и инструкциями оператора по построению систем. Конфигурация системы и результаты пробной установки должны стать частью документации скважины (см. 5.4).

5.2.2.2 Система управления

Система наземного управления должна включать элементы, необходимые для распознавания аномальных условий, которые могут способствовать неконтролируемому проявлению в скважине и должны передавать необходимый сигнал на SCSSV для закрытия.

Все элементы комплексной системы должны быть проанализированы на потенциальные опасности, которые могут сделать систему уязвимой к отказам или помешать безопасному ее использованию. Например, автоматический возврат в исходное положение нельзя включать в систему управления, поскольку этот элемент может вызвать открытие SCSSV в то время, когда он должен оставаться закрытым. Системы должны быть сконструированы так, чтобы работать с учетом потенциальных опасностей и в безопасном режиме.

Желательно включить систему наземного управления SCSSV в наземную систему аварийной защиты, чтобы избежать дублирования. Элементы должны быть скомпонованы в интегральную систему, чтобы обычные производственные сбои не приводили к закрытию SCSSV.

Если используются системы гидравлического или пневматического управления, пробное давление этих систем должно быть равно или выше самого высокого рабочего давления этой системы, когда она будет установлена. Компоненты системы должны проверяться на соответствие всем ожидаемым условиям окружающей среды, включая температуру.

При установке в нескольких скважинах манифольд систем управления должен включать оборудование для каждой отдельной скважины и отдельного SSSV.

Регуляторы ESD должны устанавливаться в стратегических местах в соответствии с применяемыми регламентами и техническим обоснованием. Чтобы избежать закрытия SCSSV в условиях полного проявления в скважине, необходимо ввести задержку между закрытием клапанов елки, управляемых ESD, и SCSSV. Последовательность открытия должна быть обращена к возвращению производственных мощностей в нормальный режим функционирования. Такой механизм задержки должен быть тщательно проанализирован, и анализ подтвержден документально, чтобы проверить отсутствие риска дополнительных опасностей, которые приводят систему в состояние, уязвимое в отношении отказов.

В отношении дополнительной информации см. [2].

5.2.2.3 Линия управления

Перед установкой линия управления должна быть проверена заполнением установленной рабочей жидкостью, заданной чистоты. Во время установки необходимо следить, чтобы после окончательной установки на линии управления не было заметных физических повреждений, которые могут ограничивать поток, концентраторов напряжений или мест возникновения коррозии. См. 5.3.1.7 в отношении критериев выбора линий управления.

5.2.2.4 Переходники-соединители устьевого оборудования и трубодержателей

Переходники/соединители должны иметь следующие характеристики/свойства:

a) поверенное номинальное давление должно быть равно или больше, чем самое высокое ожидаемое в системе управления рабочее давление;

b) особое внимание необходимо уделить минимальным проходам, диаметр которых равен или выше чем диаметр линии управления;

c) материалы должны быть совместимы с производственным окружением и другими текучими средами, с которыми могут соприкасаться;

d) особое внимание необходимо уделить применению уплотнений при рабочих давлениях, равных или превышающих 68,9 МПа (10000 фунт/дюйм²);

e) конструкция и расположение выхода устья скважины для линии управления может включать клапан для закрытия и изоляции отдельной скважины от системы управления. Этот клапан должен удерживаться в открытом положении во время обычной работы. Однако его закрытие должно быть немедленно обнаружено, поскольку закрытие этого клапана приводит SCSSV во внерабочее состояние.

5.2.2.5 Предохранители линии управления

Предохранители линии управления рекомендуется использовать для защиты управления от возможного повреждения (истирание, уплощение и т.д.), которое может возникнуть во время операций спуска/подъема после присоединения линии управления. Рекомендуется использовать не менее одного предохранителя на каждое трубное соединение. Для защиты предохранителя от перемещения по соединительной муфте (для насосно-компрессорных труб) рекомендуется применять перекрестные соединения. Предохранители должны иметь размеры, совместимые с размерами трубы и соединения, с размером и типом линии управления и диаметрами обсадных труб.

5.2.2.6 Флюид для управления давлением в скважине

Для выбора флюида применяются требования 5.3.1.6.

5.2.2.7 SSSV

SSSV должны выбираться после проверки совместимости с размерами и конфигурациями насосно-компрессорных труб и соединений вспомогательного трубопровода, проходными диаметрами насосно-компрессорных и обсадных труб, соответствующим устьевым оборудованием и инструментами для эксплуатации скважины, флюидом для управления давлением в скважине и другими средами, контактирующими с оборудованием.

Жидкость и газ, притекающие к скважине и характеристика продуктивности скважины являются основными факторами при выборе и конструировании.

Отложение твердых осадков, парафина и гидратов влияют на функцию закрытия и их необходимо учесть при определении глубины установки, особенно для SSCSV.

5.2.2.8 Гидромуфты

Эффекты входа потока могут повлиять на работу SSSV. Чтобы уменьшить результирующее воздействие турбулентности во время добычи, гидромуфты следует считать неотъемлемой частью насосно-компрессорной колонны, как перед, так и за SSSV. Гидромуфты должны быть совместимы с ID SSSV по свободной длине до входа SSSV и у выхода. В обычной производственной практике эта длина составляет минимум 0,9 м (3 фута), при условии, что эта длина превышает в 8-10 раз внутренний диаметр насосно-компрессорных труб. В случае установки TR-SCSSV длина гидромуфты должна учитывать будущую установку вставных клапанов.

5.2.2.9 Оправки для посадочных ниппелей, посадочные ниппели предохранительных клапанов, уплотнители и относящиеся к ним инструменты

Оправки для посадочных ниппелей, посадочные ниппели предохранительных клапанов, уплотнители и спускные инструменты и соответствующее оборудование необходимо проверять на совместимость с размерами и конфигурациями соответствующего стационарного оборудования скважины и инструментов для обслуживания скважины. Установка и извлечение должны выполняться в соответствии с требованиями, указанными в руководстве по эксплуатации изготовителя и, по обстоятельствам, в документации на методики потребителя/заказчика в соответствии с ISO 16070.

5.2.2.10 Проверка при получении

Система SSSV должна проходить контроль при получении.

После получения на месте оборудование SSSV, документация, например, отчет о получении (приемке), руководство по эксплуатации, технический паспорт, должны быть проверены в следующем отношении:

a) проверяют, чтобы номер детали и серийный номер на оборудовании SSSV соответствовали указанным в сопроводительных документах;

b) убеждаются, чтобы все видимые уплотнители и резьбы не имели повреждений и чтобы все другие видимые элементы не имели повреждений, которые помешали бы работе SSSV.

Перед установкой гидравлические давления открытия и закрытия (или рабочие нагрузки) должны проверяться в соответствии с конкретным руководством по эксплуатации изготовителя изделия. Проверяют, чтобы SCSSV надежно функционировал на запланированной глубине перед установкой путем расчета FSSD в соответствии с руководством по эксплуатации изготовителя.

Рекомендуется, чтобы компоненты системы SSSV перед установкой проходили функциональное испытание. Приложение В предлагает руководство для осуществления этого процесса.

5.2.3 Испытание системы

5.2.3.1 Общие положения

Когда система SSSV установлена, оборудование должно быть испытано квалифицированным персоналом, чтобы гарантировать надлежащую его работу. Процедуры оценки системы должны включать методики испытания, критерии приемки и требования документации.

5.2.3.2 Система наземного управления

Чтобы обеспечить работу системы наземного управления в пределах, установленных при проектировании, необходимо четко следовать предписанным изготовителем/оператором рабочим методикам. В отношении рекомендаций и указаний по операциям см. приложение С.

Система наземного управления должна проходить испытания не реже одного раза в полгода с рассмотрением условий без потока, если местные регламенты, условия и/или документированное свидетельство накопленных данных не предполагает других интервалов.

Чтобы испытать систему, включают клапан ESD. Испытания системы проходят успешно, если SCSSV закрывается после предписанной требованием задержки.

5.2.3.3 SCSSV

Гидравлические давления закрытия и открытия, механическое приведение в действие, целостность запирающего механизма и других элементов должны проверяться в соответствии с руководством по эксплуатации изготовителя, прежде чем устанавливать скважинный предохранительный клапан.

После установки SCSSV в скважину SCSSV должен быть закрыт в условиях малого или нулевого потока с помощью системы наземного управления. Верификация операции закрытия может сопровождаться испытанием под давлением и в потоке. SCSSV должен быть испытан на утечку путем открытия наземных клапанов для проверки в потоке. SCSSV снова открывают в соответствии с методиками, приведенными в руководстве по эксплуатации изготовителя.

SCSSV должны испытываться при работе запирающего механизма, чтобы проверить скорость утечки через запирающий механизм, не реже одного раза в полгода, если местные регламенты, условия и/или документированное свидетельство накопленных данных не предполагает других интервалов. Скорость утечки, превышающая 400 см³/мин (13,5 унций/мин) для жидкости, или 0,43 м³/мин (15 фунт²/мин) для газа, должна стать показателем неблагоприятного исхода испытания и необходимости корректирующих действий для удовлетворения требований настоящего стандарта. Методы, отличающиеся от объемного определения утечки, можно использовать, при условии, что эти методы можно проверить и результаты будут повторяемыми. В приложении Е приведены примеры методов испытания SCSSV на месте, которые соответствуют сохранению работоспособности при отказе отдельных элементов.

Более частое включение SCSSV, как показывает опыт работы на промысле, может способствовать сохранению свободной подвижности и надлежащего функционирования всех деталей, а также раннему выявлению дефектов.

5.2.3.4 SSCSV

Перед установкой SSCSV должны быть испытаны квалифицированным персоналом в соответствии с руководством по эксплуатации изготовителя, чтобы проверить механическое приведение в действие и удержание давления запирающим механизмом. Для испытания приводного механизма можно использовать механическое устройство.

В приложении D приведено руководство по определению размеров управляемых из скважины предохранительных клапанов.

Испытания SSCSV в скважине рекомендуется только для тех систем, которые сконструированы для испытания на месте.

Установленные (переправленные без помощи насосно-компрессорных труб) SSCSV должны извлекаться, проверяться, испытываться и снова устанавливаться в существующие условия скважины в соответствии с рекомендациями изготовителя через интервалы, не превышающие 12 месяцев. Более частый контроль, если предполагается накопленным опытом работы скважины, может потребоваться для раннего выявления засорения или износа деталей в процессе эксплуатации.

Испытание под давлением запирающего механизма следует проводить при дифференциале давления 1,38 МПа  5 % (200 фунт/дюйм² 5 %). Скорость утечки, превышающая 400 см³/мин (13,5 унций/мин) для жидкости, или 0,43 м³/мин (15 кв. фунтов/мин) для газа, должна стать показателем неблагоприятного исхода испытания.

5.2.4 Качество системы

5.2.4.1 Общие положения

В данном подразделе приведены минимальные требования контроля качества для соответствия настоящему стандарту. Все функции контроля качества должны контролироваться документально подтвержденными инструкциями, которые включают критерии приемки и результаты испытания.

5.2.4.2 Квалификация персонала

Весь персонал, осуществляющий установку, восстановление, испытания и контроль для приемки, должен быть аттестован в соответствии с требованиями документации.

Персонал, выполняющий визуальный контроль, должен проходить проверку зрения ежегодно, применительно к выполняемой работе, в соответствии с ISO 9712.

Персонал, выполняющий NDE должен проходить аттестацию в соответствии с ISO 9712 для уровня II или равноценного.

Примечание - Применительно к этим положениям документ [3] равноценен ISO 9712.

5.2.4.3 Системы калибровки

5.2.4.3.1 Измерительное и испытательное оборудование, используемое для приемки, должно быть идентифицировано, проходить через установленные интервалы контроль, калибровку и наладку в соответствии с техническими условиями, ANSI/NCSL Z540-1 и настоящим стандартом.

5.2.4.3.2 Средства измерения давления должны:

a) считываться до не менее  0,5 % от полной шкалы;

b) иметь калибровку, чтобы поддерживать точность в пределах  2 % от полной шкалы.

5.2.4.3.3 Средства измерения давления должны применяться только в диапазоне калибровки.

5.2.4.3.4 Средства измерения давления должны поверяться по образцовому средству измерения давления или грузопоршневому манометру. Частота калибровки для средства измерения давления должна быть не реже одного раза в 3 месяца, пока не будет собрано достаточно данных. После этого интервалы калибровки устанавливают на основе повторяемости (сходимости), интенсивности использования прибора и документированной истории калибровки.

5.3 Требования к оборудованию

5.3.1 Выбор

5.3.1.1 Материалы

Потребитель/заказчик должен убедиться, что материалы, используемые в оборудовании системы SSSV, пригодны для этого оборудования, например, для эксплуатации в коррозионно-агрессивных условиях, условиях растрескивания под действием напряжений (см. ISO 10432 в отношении класса соответствия SSSV условиям эксплуатации), и соответствуют давлению, скорости потока, нагрузкам и температуре.

5.3.1.2 Поверхности контакта

Оборудование должно выбираться таким образом, чтобы при проверке продемонстрировать совместимость по размерам и конфигурации с насосно-компрессорными трубами и соединениями вспомогательных трубопроводов; проходными диаметрами насосно-компрессорных и обсадных труб; соответствующим стационарным скважинным оборудованием и обслуживающим скважину инструментарием; а также с флюидом для управления давлением в скважине и другими средами, контактирующими с оборудованием.

5.3.1.3 Давление/температура/скорость потока/нагрузки

Оборудование должно выбираться так, чтобы можно было проверить соответствие или превышение ожидаемого диапазона давления, диапазона температуры, максимальной/минимальной скорости потока и условий нагружения.

5.3.1.4 SSSV

5.3.1.4.1 Характеристики

Потребитель/заказчик должны учитывать для выбора следующие функциональные характеристики: выравнивание/самовыравнивание/невыравнивание; избирательный/неизбирательный профили; вторичная связь; временное/постоянное запирание/открытие. Для более широкого перечня требований см. функциональные технические требования, приведенные в ISO 10432.

5.3.1.4.2 Определение глубины установки SCSSV

При определении глубины установки SCSSV необходимо учесть следующее:

a) максимальную надежную глубину установки согласно руководству по эксплуатации изготовителя;

b) градиент и давление затрубного и управляющего флюида;

c) давления закрытия и открытия SSSV из отчета об отгрузке;

d) расчетное максимальное давление в насосно-компрессорных трубах у SCSSV;

e) требуемые коэффициенты надежности;

f) температуру текучести, ожидаемые давления и температуры на глубине установки клапана (отложение гидратов, парафинов, вечная мерзлота и т.д.).

5.3.1.5 Система управления

5.3.1.5.1 Датчики

Каждую установку необходимо проанализировать для определения применяемых датчиков. Типы датчиков, используемых для подачи сигналов на SCSSV, могут включать тепловые датчики, датчики давления, датчики уровня жидкости и другие датчики, по обстоятельствам.

Датчик высокого/низкого уровня можно поместить в подающий резервуар гидравлических систем для предупреждения об аномальных условиях эксплуатации, а именно фонтанирование скважины через линию управления или утечка в линии управления. В нагнетательное отверстие насоса можно также установить контрольный сигнализатор низкого давления.

5.3.1.5.2 Мощность

Систему рекомендуется проектировать с достаточным запасом мощности, чтобы она работала с минимальным питанием.

В пневматических и гидравлических системах необходимо вставить предохранительный клапан, чтобы предотвратить создание избытка давления в системе.

В гидравлических системах резервуар с рабочей жидкостью должен иметь адекватный слив, чтобы можно было сбрасывать давление для возвращающейся жидкости при закрытии SCSSV или в случае противотока из скважины через трубопровод управления.

Системы пневматического и гидравлического управления должны выполнять стандартные рекомендации поставщика/изготовителя оборудования в отношении промывки.

5.3.1.6 Руководство по выбору флюида для управления давлением в скважине

Флюид для управления давлением в скважине должен соответствовать рекомендациям изготовителя оборудования, а также необходимо учесть следующее:

a) воспламеняемость;

b) температуры вспышки;

c) способность к герметизации;

d) смазывающую способность;

e) физическую/химическую совместимость; флюид не должен способствовать разрушению уплотнителей, которое происходит при их затвердевании, размягчении, набухании и усадке;

f) стабильность характеристик флюида в ожидаемых диапазонах температуры/давления и сроке годности;

g) чистоту флюида (содержание твердого материала);

h) подавление вспенивания;

i) токсичность (включая воздействие на окружающую среду);

j) низкую коррозионную активность;

k) хорошую устойчивость к окислителям;

l) вязкость при всех рабочих температурах.

5.3.1.7 Руководство по выбору линии управления

При выборе линии управления следует учитывать следующее:

a) температуру вблизи SCSSV;

b) раствор для заканчивания скважины (в затрубном (кольцевом) пространстве);

c) максимальное ожидаемое рабочее давление;

d) рабочее давление надводного устья скважины;

е) глубину установки скважинного предохранительного клапана;

f) материал линии управления и толщину;

g) рабочую жидкость в линии управления;

h) конструкцию и материал соединителя линии управления;

i) технологию изготовления линии управления;

j) непрерывность линии управления;

k) среду скважины;

l) герметизацию/защиту линии управления.

5.3.2 Обращение (погрузочно-разгрузочные работы)

5.3.2.1 Общие положения

Оборудование SSSV необходимо транспортировать и хранить таким образом, чтобы сохранить целостность оборудования до установки в скважине.

5.3.2.2 Упаковка

Оборудование SSSV необходимо упаковывать таким образом, что избежать повреждения при транспортировании и порчи в процессе хранения. Оборудование SSSV, в котором применяются эластомерные уплотнители, должно быть защищено от прямого солнечного света или других источников УФ-излучения и должно быть защищено от контакта с загрязнителями, таких как масла, пары, растворители и т.д.

5.3.2.3 Хранение

Оборудование SSSV необходимо хранить в условиях (температура и т.д.), которые соответствуют требованиям изготовителя, изложенным в руководстве по эксплуатации. Оборудование обычно хранят в вертикальном положении в ненапряженном состоянии. Оборудование должно быть защищено от воздействия абразивных материалов и химических веществ, которые могут вызвать их повреждение.

Оборудование SSSV, содержащее эластомерные материалы, нельзя хранить в местах, где образуется озон при работе электрооборудования или вблизи излучающего оборудования. При хранении эластомерных материалов должно учитываться влияние срока годности этого материала.

5.3.2.4 Транспортирование

Регламенты по транспортированию, регулирующие размеры, массу, опасные материалы и т.д. в изложении государственных, региональных или национальных стандартов и рекомендации поставщика/изготовителя должны соблюдаться при отгрузке-транспортировании оборудования систем SSSV.

5.3.3 Восстановление функций

5.3.3.1 Общие требования

После восстановления функций оборудование системы должно поверяться на наличие характеристик, эквивалентных характеристикам оборудования в его оригинальном (исходном) состоянии. Восстановленное оборудование должно, как минимум, соответствовать изданию настоящего стандарта или эквивалентного действующего национального стандарта во время производства. Восстановленное оборудование представляет собой оборудование, которое восстановлено с помощью квалифицированных деталей, которые установлены квалифицированным персоналом (см. 3.5), прошедшее надлежащие испытание и документирование.

5.3.3.2 Скважинный предохранительный клапан SSSV

Восстановление предохранительных клапанов, управляемых из скважины и извлекаемых с помощью насосно-компрессорных труб, должно быть ограничено заменой уплотнителей, таких как уплотнительные кольца для резьб насосно-компрессорных труб, концевых муфт, фитингов линии управления или переходников, которая не включает разрушение соединения корпус-муфта. Если какое-либо соединение корпус-муфта, включающее гидравлические или рабочие секции клапана разрушены, то восстановление превращается в ремонт и должно выполняться в соответствии с ISO 10432.

Восстановление предохранительных клапанов, управляемых с поверхности и извлекаемых с помощью троса/выкидного трубопровода должно быть ограничено заменой эластомерных и неэластомерных уплотнителей, уплотнительных запасных частей, грязесъемных колец, и обычных компонентов аппаратного обеспечения, таких как шпильки и болты в рамках требований для восстановления, определенных в руководстве по эксплуатации изготовителя. Если любое соединение, удерживающее давление и включающее гидравлические или рабочие секции клапана, разрушено, это соединение необходимо испытать при номинальном рабочем давлении. Если выполняется любое другое действие, то восстановление превращается в ремонт и должно выполняться в соответствии с ISO 10432.

5.3.3.3 Замки

Восстановление замков SSSV должно ограничиваться заменой соответствующих квалифицированных деталей и обычных компонентов аппаратного оборудования в рамках требований руководства по эксплуатации изготовителя.

5.3.3.4 Контроль и оценка

Все оборудование системы SSSV, подвергающееся операциям восстановления, должно контролироваться и оцениваться в отношении ухудшения состояния и функциональности. Любое оборудование, нуждающееся в восстановлении, выходящем за пределы, описанные выше, должно подвергаться ремонту в соответствии с требованиями настоящего стандарта или эквивалентного национального стандарта, действующего на момент производства оборудования, или настоящего издания.

5.3.3.5 Повторная сборка

Повторная сборка восстановленного оборудования системы SSSV должна осуществляться в соответствии с требованиями изготовителя исходного оборудования и инструкциями, включающими применение всех специализированных инструментов и оборудования для сборки.

5.3.3.6 Испытание

Перед повторным спуском в скважину все восстановленное оборудование системы SSSV должно пройти испытания на механическую и/или гидравлическую функциональность в соответствии с руководством по эксплуатации OEM.

5.4 Документация и управление данными

5.4.1 Общие положения

Потребитель/заказчик должен создать и вести документально оформленные методики, чтобы управлять всеми документами по оборудованию систем SSSV и данными, относящимися к требованиям настоящего стандарта. Эти документы и данные должны вестись для демонстрации соответствия установленным требованиям. Все документы и данные должны быть удобочитаемыми. Их необходимо рассортировать и хранить таким образом, чтобы они были легкодоступны, обеспечив необходимое окружение для предотвращения повреждения, порчи и утери. Документы и данные могут храниться на любом носителе, таком как бумага или электронные файлы.

5.4.2 Сохраняемая документация

Потребитель/заказчик (оператор) должен сохранять документацию, которая обеспечивает объективное подтверждение соответствия требованиям настоящего стандарта к конфигурации системы. Как минимум, документация должна включать руководство по эксплуатации; спецификации на изделия; записи о техническом обслуживании; протоколы испытаний (до и после установки и системы в целом) и все записи, касающиеся качества изделий.

Вся документация должна сохраняться и предоставляться в течение не менее одного года с даты вывода из эксплуатации оборудования.

Все записи должны быть подписаны квалифицированным персоналом и включать, как минимум, следующее:

- дату;

- наименование и расположение скважины;

- описание выполненных операций и затраченного на это времени, включая глубину установки, давление и использованное оборудование;

- все оборудование системы, которое было установлено, перемещено, заменено и/или восстановлено;

- все оборудование, утерянное или оставленное в скважине и все ограничения, о которых ранее не сообщалось;

- информацию, необходимую для завершения отчета по анализу отказов.

5.4.3 Документация по восстановлению функций SSSV

Чтобы поддержать требования прослеживаемости восстановленного оборудования SSSV, документация должна включать серийный номер компонента SSSV, перечень замененных частей, прослеживаемость восстанавливаемых частей, Ф.И.О. персонала или наименование компании, выполнявшей восстановление, а также дату восстановления функций. Форма протокола восстановления, включая минимальные данные в соответствии с приложением А, должна заполняться для восстановления каждого изделия.

5.4.4 Документация об отказах

Сообщения об отказах должны оформляться в соответствии с приложением F.

Библиография

[1]	ISO 10423	Petroleum and natural gas industries - Drilling and production equipment - Wellhead and christmas tree equipment (Промышленность нефтяная и газовая. Бурильное и производственное оборудование)
[2]	ISO 13628-6	Petroleum and natural gas industries - Design and operation of subsea production systems - Part 6: Subsea production control systems (Промышленность нефтяная и газовая. Конструкция и работа систем подводной добычи. Часть 6. Системы контроля подводной добычи)
[3]	SNT-TC-1A	Personnel qualification and certification in nondestructive testing (Квалификация и сертификация в области неразрушающего контроля)
[4]	ISO 10418	Petroleum and natural gas industries - Offshore production installations - Basic surface process safety systems (Промышленность нефтяная и газовая. Эксплуатационные морские основания. Основные системы обеспечения безопасности поверхности)
[5]	ISO 13703	Petroleum and natural gas industries - Design and installation of piping systems on offshore production platforms (Промышленность нефтяная и газовая. Проектирование и установка системы трубопроводов на морских эксплуатационных платформах)
[6]	API RP 14F	Design and Installation of Electrical Systems for Fixed and Floating Offshore Petroleum Facilities for Unclassified and Class I, Division 1, and Division 2 Locations (Проектирование и монтаж электрических систем для стационарных и плавучих морских нефтяных объектов. Неклассифицированные и Класс 1, Раздел 1 и Раздел 2)
[7]	Vogel, J. V. Inflow Performance Relationships for Solution Gas Drive Wells. J Petroleum Technol., January, 1968, pp. 83-92 (Вогель Д.В. Приток производительности в отношении решений привода газовых скважин. Д. Нефтяные технологии. Январь 1968, сс. 83-92)
[8]	Rawlins, Е. L. and М. A. Schellardt: Back-Pressure Data on Natural Gas Wells and Their Application to Production Practices; Bureau of Mines Monograph 7, 1935, p. 168 (Роулинг И.Л. и М.Э. Шеллардт. Обратное давление. Данные о газовых скважинах и их применение в производственной практике. Горное бюро. Монография 7, 1935, с. 168)