Статус документа

ГОСТ Р 51365-99 (ИСО 10423-94) Оборудование нефтепромысловое добычное устьевое. Общие технические условия

4.4 Требования к конструированию

4.4.1 Расчеты на прочность узлов и деталей оборудования.

4.4.1.1 Требования к расчету на прочность узлов и деталей оборудования, работающих под давлением, приведены в приложении В. При этом допускаемые напряжения для узлов и деталей оборудования (), за исключением болтов и шпилек, принимают равными:

- для рабочих условий: ;

- для условий гидроиспытания и монтажа: ,

где - минимальный условный предел текучести при расчетной температуре; - минимальное временное сопротивление при расчетной температуре.

Прочность и плотность резьбовых и фланцевых соединений, включая назначение допускаемых напряжений для болтов и шпилек, рассчитывают в соответствии с нормативной документацией.

4.4.1.2 В качестве альтернативы расчету на прочность может быть использовано подтверждение допускаемого расчетного давления для рассматриваемых узлов и деталей экспериментальными методами при проведении гидроиспытания.

Деформации при определении допускаемого расчетного давления для рассматриваемых узлов и деталей экспериментальными методами контролируют с помощью тензометрических датчиков любого типа, позволяющих измерять относительные деформации с точностью не менее 0,005%. Относительные деформации измеряют в направлении максимального напряжения, при этом тензометрические датчики должны располагаться как можно ближе к наиболее напряженным местам конструкции.

Давление гидроиспытания следует увеличивать постепенно до значения, равного половине ожидаемого расчетного давления. После достижения этого значения давление должно увеличиваться ступенчато, причем приращение давления на каждой ступени не должно превышать 0,1 ожидаемого расчетного давления. После каждого приращения давления должны быть сняты и записаны показания тензометрических датчиков.

4.4.1.3 Допускаемое расчетное давление считается подтвержденным проведенным гидроиспытанием, если при достижении давления наибольшие измеренные относительные деформации не превышают 0,2%.

Если известен фактический средний предел текучести образцов, выполненных из того же материала, что и испытываемая деталь, давление определяют по формуле

Если фактический средний предел текучести образцов, выполненных из того же материала, что и испытуемая деталь, не определялся, давление вычисляют по формуле

4.4.1.4 Результаты испытаний, включая результаты испытаний образцов для определения фактического среднего предела текучести, методику, используемую для определения мест размещения тензометрических датчиков, и средства термокомпенсации, программу нагружения и величину деформации на каждой ступени нагружения и после снятия нагрузки, фиксируют и прилагают к документации на испытуемый узел или деталь.

4.4.2 Типовая схема устьевого оборудования приведена на рисунке 1.

А - буферный фланец под лубрикатор; Б - нерегулируемый дроссель; В - подвеска НКТ в трубной головке
(на муфте) 1 - кондуктор; 2 - техническая колонна; 3 - эксплуатационная колонна;
4 - колонна НКТ (лифтовая)

Рисунок 1

4.4.3 Основные параметры

4.4.3.1 Основные параметры фонтанной арматуры приведены в таблице 1. Типовые схемы фонтанных арматур - по ГОСТ 13846.

Таблица 1


Наименование параметра	Значение
1 Рабочее давление, МПа (PSI)	14,0 (2000); 21,0 (3000); 35,0 (5000); 70,0 (10000); 105,0 (15000); 140,0 (20000)
2 Условный проход в зависимости от рабочего давления, мм	Ствола елки				Боковых отводов елки					Боковых отводов трубной головки				Рабочее давление, МПа
	50													14,0; 21,0; 35,0; 70,0; 105,0
	65				50, 65					50, 65
	80				50, 65, 80									14,0; 21,0; 35,0; 70,0; 105,0; 140,0
	100				65, 80, 100
	150				100									21,0
3 Условный проход присоединительных фланцев в зависимости от рабочего давления, мм	Верхнего фланца трубной головки				Нижнего фланца трубной головки					Условный проход ствола				Рабочее давление, МПа
	180				180, 280					50, 65, 80				14,0
					280									21,0; 35,0
										50, 65				70,0; 105,0
										80				70,0; 105,0; 140,0
	230									100				14,0; 21,0; 35,0; 70,0; 105,0; 140,0
	280				350					150				21,0
4 Предельная осевая нагрузка от массы колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), т	Условный диаметр НКТ
	73						89						114
	Рабочее давление, МПа
	14,0	21,0	35,0	70,0		105	14,0	21,0	35,0		70,0	105	14,0	21,0	35,0	70,0	105
	20	30	45	80		100	30	45	65		100	130	35	50	75	120	150
5 Скважинная среда	1 Обычная, содержащая СО* 2 Кислая среда, содержащая СО и HS
6 Температурные характеристики, °С	От минус 60 до плюс 120
7 Тип соединения	Фланцевый по ГОСТ 28919
8 Уровень требований к рабочим характеристикам	УТР 1; УТР 2
* Примечание - Коррозионную агрессивность скважинной среды см. в таблице 9.