"ГОСТ Р 55288-2012. Национальный стандарт Российской Федерации. Испытатели пластов на трубах. Скважинное и устьевое оборудование. Общие технические требования"
(утв. и введен в действие Приказом Росстандарта от 29.11.2012 N 1469-ст)

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ "О техническом регулировании", а правила применения национальных стандартов Российской Федерации - ГОСТ Р 1.0-2004 "Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения".

1. Разработан Открытым акционерным обществом "Научно-производственная фирма "Геофизика" (ОАО "НПФ "Геофизика").

2. Внесен Техническим комитетом по стандартизации ТК 431 "Геологическое изучение, использование и охрана недр".

3. Утвержден и введен в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 29 ноября 2012 г. N 1469-ст.

4. В настоящем стандарте реализованы нормы Закона Российской Федерации от 21 февраля 1992 г. N 2395-1 "О недрах" (в редакции Федерального закона от 6 декабря 2011 г. N 401-ФЗ) и Федерального закона от 10 января 2002 г. N 7-ФЗ "Об охране окружающей среды".

5. Введен впервые.

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты", а текст изменений и поправок в ежемесячно издаваемых информационных указателях "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет.

Настоящий стандарт распространяется на скважинное и устьевое оборудование для испытания пластов на трубах, предназначенное для вызова притока, отбора проб пластовой жидкости и газа, очистки прискваженной зоны для интенсификации добычи нефти, оценки газонефтеводосодержания, оценки технического состояния обсадных колонн и цементного кольца за колонной и эффективности проведенных геолого-технических мероприятий, определения основных гидродинамических параметров пластов нефтяных, газовых и гидрогеологических скважин. Испытание пластов на трубах проводят как в открытом стволе, так и в скважине, обсаженной колонной.

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ Р 15.201-2000 Система разработки и постановки продукции на производство. Продукция производственно-технического назначения. Порядок разработки и постановки продукции на производство

ГОСТ Р 51365-2009 (ИСО 10423:2003) Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование для бурения и добычи. Оборудование устья скважины и фонтанное устьевое оборудование. Общие технические требования

ГОСТ Р 52901-2007 Картон гофрированный для упаковки продукции. Технические условия

ГОСТ Р 53240-2008 Скважины поисково-разведочные нефтяные и газовые. Правила проведения испытаний

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

ГОСТ Р 53679-2009 (ИСО 15156-1:2001) 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 9.014-78 Единая система защиты от коррозии и старения. Временная противокоррозионная защита изделий. Общие требования

ГОСТ 26.008-85 Шрифты для надписей, наносимых методом гравирования. Исполнительные размеры

ГОСТ 26.020-80 Шрифты для средств измерений и автоматизации. Начертания и основные размеры

ГОСТ 515-77 Бумага упаковочная битумированная и дегтевая. Технические условия

ГОСТ 633-80 Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. Технические условия

ГОСТ 3560-73 Лента стальная упаковочная. Технические условия

ГОСТ 6465-76 Эмали ПФ-115. Технические условия

ГОСТ 7918-75 Замки для геологоразведочных бурильных труб диаметром 50 мм. Технические условия

ГОСТ 10354-82 Пленка полиэтиленовая. Технические условия

ГОСТ 10877-76 Масло консервационное К-17. Технические условия

ГОСТ 14192-96 Маркировка грузов

ГОСТ 28487-90 Резьба коническая замковая для элементов бурильных колонн. Профиль. Размеры. Допуски

ГОСТ 28996-91 Оборудование нефтепромысловое устьевое. Термины и определения.

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 ежегодно издаваемому информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 28996, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1. головка устьевая; ГУ: Устройство с запорным узлом, предназначенное для обвязки устьевых манифольдов, обеспечения безопасных условий проведения работ по гидродинамическому исследованию пластов испытателями пластов на трубах и обеспечения возможности вращения колонны труб без демонтажа устьевого манифольда.

3.2. испытатель пластов; ИП: Клапанный механизм гидравлического типа, включающий в себя впускной и уравнительный клапаны, управляемый осевыми перемещениями бурильных или насосно-компрессорных труб, предназначенный для герметичного разобщения полости бурильных труб от затрубного пространства в процессе спуско-подъемных операций, сообщения полости труб с подпакерным пространством для притока флюида из пласта, выравнивания давления в подпакерной и надпакерной зонах скважины при спуско-подъемных операциях и перед снятием пакера с места.

3.3. клапан впускной; КВ: Сборочная единица испытателя пластов, предназначенная для управляемого сообщения подпакерного пространства с внутренней полостью колонны труб.

3.4. клапан уравнительный; КУ: Вспомогательная сборочная единица испытателя пластов, предназначенная для выравнивания давления в подпакерной и надпакерной зонах скважины в процессе спуско-подъемных операций с комплексом оборудования для испытания пластов на трубах.

3.5. испытатель пластов на трубах; ИПТ: Совокупность скважинного и устьевого оборудования, предназначенного для вызова притока, отбора проб пластовой жидкости и газа, оценки газонефтеводосодержания и определения основных гидродинамических параметров пластов нефтяных, газовых и гидрогеологических скважин.

3.6. манифольд: Система трубопроводов с необходимым набором запорно-регулирующих устройств, аппаратуры и арматуры, собранная по схеме, определяемой требованиями конкретного технологического процесса.

3.7. растрескивание под действием сероводорода: Повреждение металлических материалов под воздействием газожидкостных смесей, содержащих сероводород.

3.8. хвостовик: Часть колонны бурильных труб, расположенных ниже фильтра испытательной компоновки, служащая для обеспечения упора колонны с ИПТ на забой и подгонки места установки пакера.

3.9. штуцер: Устройство для ограничения потока пластовой жидкости через впускной клапан ИП или запорное устройство.

4.1. ИПТ в зависимости от наружного диаметра его основных функциональных сборочных единиц подразделяются на следующие типоразмеры: 65, 80, 95, 110, 116, 127 и 146 мм.

4.2. В зависимости от геолого-технических условий исследуемого объекта и решаемых задач ИПТ могут применяться как с устройством для опоры на забой (башмак опорный), так и с устройством для опоры на стенки скважины (якорь с соответствующими техническими характеристиками).

4.3. В зависимости от конструкции впускного клапана ИП и других сборочных единиц скважинного оборудования ИПТ подразделяются на неполнопроходные и полнопроходные.

4.4. Неполнопроходные ИПТ предназначены для проведения гидродинамических исследований пластов без возможности пропуска геофизических приборов ниже ИП.

4.5. Полнопроходные ИПТ предназначены для проведения комбинированных исследований с обеспечением пропуска геофизических приборов по всей длине внутренней полости ИПТ начиная от головки устьевой до хвостовика или воронки.

4.6. Внутренний диаметр полнопроходного канала скважинного оборудования ИПТ должен обеспечить пропуск геофизических скважинных приборов с наружным диаметром не более 42 мм в подпакерную зону скважины.

4.7. Конструкция головки устьевой ИПТ должна исключать открытое фонтанирование в процессе исследования пластов и проведения технологических операций по обеспечению замены скважинной жидкости путем прокачки и циркуляции, а также открытия циркуляционного клапана в составе ИПТ и пропуска геофизических приборов через головку устьевую до хвостовика компоновки.

4.8. В головке устьевой ИПТ должна быть предусмотрена возможность определить устьевое давление в колонне труб при закрытом шаровом затворе.

4.9. ИПТ в зависимости от геолого-технических условий исследуемого объекта должен быть оборудован головкой устьевой с шаровым затвором, обеспечивающим герметичность по отношению к окружающей среде при значениях рабочего давления 21, 35, 50, 70, 105 и 140 МПа согласно ГОСТ Р 51365. Технические характеристики головок устьевых представлены в Приложении А.

4.10. При значениях рабочего давления на устье выше 50 МПа рекомендуется применять технически более совершенную головку устьевую вертлюжного типа, снабженную встроенным узлом, позволяющим обеспечивать вращение колонны труб с дополнительной динамической осевой нагрузкой не менее 1500 кН без разборки или отсоединения головки устьевой вертлюжного типа от блока манифольда высокого давления или блока дроссельных задвижек противовыбросового оборудования.

4.11. Допускается приводить в исполнение головку устьевую с дополнительными сборочными единицами, обеспечивающими дистанционное управление ее работой с сохранением технических характеристик, приведенных в Приложении А.

4.12. Для применения в условиях рабочих давлений на устье свыше 70 МПа головка устьевая обязательно должна быть изготовлена со встроенным вертлюжным механизмом и снабжена гидравлическим дистанционным затвором и предохранительным клапаном, срабатывающим при давлении, превышающем рабочее давление в 1,5 раза.

4.13. Для обеспечения возможности выполнения работ по исследованию скважин с применением ИПТ в условиях высокой пластовой температуры и высокого давления, а также наличия в пласте углекислого газа и сероводорода должно быть предусмотрено исполнение скважинного и устьевого оборудования и труб из коррозионно-стойких и термобаропрочных материалов.

4.14. Скважинное оборудование ИПТ должно иметь варианты исполнения для следующих максимальных значений температуры 120, 150, 180, 200 и 220 °C и для сред с содержанием - до 6, и - до 6 и и - до 25%.

4.15. Для изготовления сборочных единиц ИПТ, предназначенных для работы в сероводородсодержащей среде, при выборе материалов, стойких к растрескиванию под действием сероводорода, рекомендуется руководствоваться стандартами ГОСТ Р 53678 и ГОСТ Р 53679.

Допускается использовать в качестве материала для изготовления сборочных единиц ИПТ марки стали, не регламентируемые указанными стандартами. При этом поставщик оборудования несет ответственность за соответствие технических характеристик продукции условиям ее применения.

4.16. Геолого-технические условия исследуемого объекта должны соответствовать параметрам ИПТ, указанным в таблице 1.

4.17. Основные технические характеристики ИПТ представлены в таблице 2.

5.1. Скважинное и устьевое оборудование ИПТ должно быть изготовлено в соответствии с требованиями настоящего стандарта к конструкторской документации, разработанной по ГОСТ Р 15.201.

5.2. Составные части скважинного оборудования ИПТ в условиях перепада давления и температуры, указанных в таблицах 1 и 2, должны сохранять прочность и герметичность.

5.3. Составные части скважинного оборудования ИПТ, воспринимающие осевые многократные сжимающие и растягивающие усилия, а также одновременно крутящие моменты, должны выдерживать без механических повреждений нагрузки, значения которых приведены в таблице 2.

5.4. В составе скважинного оборудования ИПТ должны быть предусмотрены функциональные сборочные единицы, обеспечивающие открытие и закрытие притока пластовой жидкости в каждом цикле испытания как дозированными осевыми перемещениями колонны труб, так и ее вращением на необходимое количество оборотов согласно техническим характеристикам сборочной единицы. Допускается использовать в конструкции ИП устройства, позволяющие осуществлять управление впускным клапаном ИП затрубным давлением.

5.5. Величина рабочего хода телескопического устройства управления осевыми движениями (раздвижной механизм) колонны труб должна быть не менее 1,0 м.

5.6. ИП гидравлического типа, входящие в состав скважинного оборудования ИПТ, должны быть снабжены гидротормозным устройством, позволяющим регулировать время задержки открытия впускного клапана до 30 мин.

Рабочая жидкость, применяемая в гидротормозных устройствах ИПТ, должна обеспечивать достижение параметров работы оборудования в условиях, приближенных к скважинным.

5.7. Конструкция пакера ИПТ в зависимости от состояния ствола должна обеспечивать проходимость по стволу при значениях коэффициента пакеровки в пределах от 1,06 до 1,18. Коэффициент пакеровки определяется соотношением:

где - коэффициент пакеровки;

- диаметр скважины, мм;

- диаметр резинового уплотнителя пакера, мм.

Для указанных пределов значений коэффициента пакеровки должна обеспечиваться герметичность пакеровки при максимальном перепаде давления на резиновый уплотнитель пакера. Величина перепада давления на резиновый уплотнитель пакера зависит от коэффициента пакеровки и должна соответствовать таблице 3.

При перепаде давления более 20 МПа рекомендуется использовать в составе ИПТ двухпакерную компоновку, дополненную распределительным устройством.

Примечание. В открытом стволе сложной конфигурации допускается применять механические пакеры цилиндрического типа с металлическими раздвижными опорами и гидравлические пакеры с надувными резиновыми элементами. Коэффициент пакеровки таких пакеров может достигать значения 1,3 и более. При этом значении пакеры должны обеспечить герметичность перекрытия интервала исследования при перепадах давления свыше 25 МПа.

5.8. Величина эффективного сечения каналов циркуляционных клапанов ИПТ, предназначенных для обеспечения гидравлической связи трубного и затрубного пространств в скважине, должна составлять не менее 0,05 от внутреннего проходного сечения колонны бурильных или насосно-компрессорных труб, используемых для работы с ИПТ. При работе в скважинах, заполненных раствором повышенной плотности (более 1400 кг/м3), рекомендуется использовать клапан с увеличенным каналом для циркуляции.

5.9. В состав ИПТ, используемого для работы в скважинах глубиной более 2000 м, обязательно должен включаться ясс закрытого типа, в конструкции которого предусмотрено применение маслонаполненного гидротормозного устройства.

5.10. Конструкция устройства для отбора глубинной пробы независимо от типа управляющего механизма должна обеспечивать отбор пробы объемом не менее 0,5 л в один контейнер.

5.11. В состав скважинного оборудования ИПТ любого типоразмера должны входить основные и вспомогательные сборочные единицы. В Приложениях Б и В приводятся перечни основного и вспомогательного оборудования в соответствии с [1].

5.12. Количество сменных деталей и расходных материалов, входящих в состав запасных частей и приспособлений, скважинного и устьевого оборудования ИПТ должно быть достаточным для проведения не менее пяти операций по исследованию скважин с применением ИПТ.

6.1. Сборка, наладка и ремонт ИПТ (составных частей) должны производиться в соответствии с инструкцией по эксплуатации ИПТ конкретного типа.

6.2. Эксплуатация ИПТ должна осуществляться только квалифицированными специалистами в соответствии с [1].

6.3. При проведении работ с ИПТ должны соблюдаться правила безопасности в соответствии с ГОСТ Р 53240 (раздел 12).

6.4. Меры по предупреждению осложнений при испытании скважины и охране окружающей среды должны соответствовать ГОСТ Р 53240 (раздел 13).

6.5. При профилактическом ремонте ИПТ со сборкой и с разборкой деталей рекомендуется использовать средства малой механизации и грузоподъемные механизмы.

6.6. Погрузку и разгрузку ИПТ следует выполнять грузоподъемными механизмами в соответствии с инструкциями по эксплуатации.

7.1. ИПТ по требованию заказчика могут поставляться в полнокомплектном виде, включающем основные и вспомогательные сборочные единицы и устьевое оборудование.

В зависимости от геолого-технических условий применения ИПТ заказчик вправе изменить комплектность поставки по основным и вспомогательным сборочным единицам и запасным частям.

7.2. Допускается поставлять отдельные сборочные единицы для восполнения вышедшего из строя оборудования.

7.3. Независимо от типоразмера должна быть предусмотрена поставка оборудования, предназначенного для эксплуатации при указанных заказчиком термобарических условиях за счет применения соответствующих материалов.

7.4. Маркировку наносят на сборочные единицы ИПТ шрифтом 8-Пр3, наносимым с помощью метода гравирования или ударным способом по ГОСТ 26.008. Маркировка должна быть отчетливой и должна содержать:

1) наименование предприятия-изготовителя и (или) его товарный знак;

2) шифр изделия;

3) заводской номер;

4) размер присоединительной резьбы;

5) дату выпуска.

7.5. Транспортная маркировка, наносимая на тарный ящик, должна быть выполнена в соответствии с ГОСТ 14192 по трафарету эмалью ПФ-115 черного цвета по ГОСТ 6465, шрифтом 3О-Пр3 по ГОСТ 26.020 и должна содержать основные, дополнительные и информационные надписи.

Основные надписи:

- полное наименование грузополучателя;

- пункт назначения.

Дополнительные надписи:

- полное наименование грузоотправителя;

- пункт отправления.

Информационные надписи:

- масса брутто в кг;

- масса нетто в кг.

7.6. Манипуляционные знаки:

- Осторожно;

- Не бросать;

- Беречь от влаги;

- Верх.

8.1. Для хранения и транспортирования металлические поверхности ИПТ, комплекты запасных частей и инструментов подлежат временной противокоррозионной защите изделий по ГОСТ 9.014, применяя консервационное масло К-17 по ГОСТ 10877.

Допускается применять другие консервационные масла, качество которых не ухудшает консервацию в целом.

8.2. Каждую сборочную единицу ИПТ с комплектом сменных и запасных частей должны упаковать в деревянный ящик по ГОСТ 9.014. Внутренняя поверхность каждого тарного ящика должна выстилаться битумированной бумагой по ГОСТ 515.

8.3. Каждую сборочную единицу ИПТ при транспортировании должны укрепить внутри тарного ящика от перемещения картоном гофрированным по ГОСТ Р 52901.

Каждую сборочную единицу ИПТ следует закреплять в тарном ящике неподвижно.

8.4. Все запасные части каждой сборочной единицы должны быть обернуты битумированной бумагой по ГОСТ 515.

8.5. Резиновые детали (кроме резиновых элементов пакера) и эксплуатационные документы следует укладывать в отдельный отсек тарного ящика.

8.6. Эксплуатационная документация должна быть помещена во влагонепроницаемый пакет из полиэтиленовой пленки по ГОСТ 10354. Края пакета следует герметично заваривать и укладывать пакет в тарный ящик вместе с каждой сборочной единицей ИПТ.

8.7. В тарный ящик должен быть вложен упаковочный лист, в котором указывают:

1) наименование изделия;

2) условное обозначение;

3) заводской номер;

4) подпись контролера и упаковщика;

5) дату упаковки.

8.8. Тарный ящик после закрепления крышки обивают лентой стальной упаковочной по ГОСТ 3560.