Руководство по эксплуатации нефтегазового оборудования

РОССИЙСКИЙ МОРСКОЙ РЕГЙСТР СУДОХОДСТВА

Электронный аналог печатного издания, утвержденного 16.12.09

ПРАВИЛА

ПО НЕФТЕГАЗОВОМУ ОБОРУДОВАНИЮ МОРСКИХ ПЛАВУЧИХ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ КОМПЛЕКСОВ,

ПЛАВУЧИХ БУРОВЫХ УСТАНОВОК И МОРСКИХ СТАЦИОНАРНЫХ ПЛАТФОРМ

Санкт-Петербург

2009

Правила по нефтегазовому оборудованию морских плавучих нефтегазодобывающих комплексов, плавучих буровых установок и морских стационарных платформ утверждены в соответствии с действующим положением и вступают в силу с момента опубликования.

Правила разработаны на основании результатов НИР РС-4/2007 с учетом законодательных актов Российской Федерации, нормативно-правовых и нормативно-технических документов надзорных федеральных органов исполнительной власти, а также с учетом требований ведущих иностранных классификационных обществ, применяемых в международной практике стандартов и стандартов ИСО.

Техническое наблюдение Регистра на соответствие данным Правилам проводится на добровольной основе и не освобождает организации (предприятия) от обязанности выполнения требований национальных надзорных органов.

ISBN 978-5-89331-093-1

Правила по нефтегазовому оборудованию морских плавучих нефтегазодобывающих комплексов, плавучих буровых установок и морских стационарных платформ получили положительное заключение Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору РФ (письмо № 11-10/5549 от 25.12.2007).

© Российский морской регистр судоходства, 2009

5.2 ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПНК/ПБУ/МСП 5.2.1    До начала постройки ПНК/ПБУ/МСП необходимо предъявить Регистру на рассмотрение и одобрение техническую документацию на нефтегазовое оборудование в объеме, указанном в разд. 4 части I «Классификация» Правил ПБУ/МСП, в разд. 3 части I «Классификация» Правил ПНК в той степени, в которой она может быть применена к нефтегазовому оборудованию. 5.2.2    Техническая документация на нефтегазовое оборудование в дополнение к 5.2.1 должна содержать: технические паспорта; технические условия и спецификации; программы и результаты испытаний; планы контроля качества монтажа и испытаний нефтегазового оборудования; руководства по монтажу;

руководства по эксплуатации и техническому обслуживанию; анализ рисков и мероприятий по обеспечению безопасной эксплуатации. 5.2.3    Рассмотрение Регистром технической документации на этапах проектирования нефтегазового оборудования ПНК/ПБУ/МСП подтверждаются письмами-заключениями Регистра по этапам проектирования или проекту нефтегазового оборудования в целом, подтверждающими возможность установления дополнительных словесных характеристик в символе класса ПНК/ПБУ/МСП, с приложением перечня рассмотренной документации. 5.2.4    При необходимости в соответствии с договором о техническом наблюдении может быть оформлено Свидетельство о соответствии проекта ПНК/ПБУ/МСП с приложением перечня рассмотренной документации.

---

6 КЛАССИФИКАЦИЯ И СЛОВЕСНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА В СИМВОЛЕ КЛАССА ПНК/ПБУ/МСП

6.1    Классификация объектов ПНК/ПБУ/МСП осуществляется в соответствии с требованиями разд. 2 части I «Классификация» Правил ПБУ/МСП и разд. 2 части I «Классификация» Правил ПНК. 6.2    Нефтегазовое оборудование ПНК/ПБУ/МСП должно отвечать требованиям Правил и иметь соответствующие Свидетельства и другие документы, подтверждающие их соответствие требованиям Регистра (см. разд. 7). 6.3    При соответствии конструкций, механизмов, устройств и оборудования систем для бурения, добычи, сбора, подготовки и транспортировки пластовой продукции, а также технологических процессов их монтажа и испытаний на ПНК/ПБУ/ МСП требованиям Правил в символ класса ПНК/ ПБУ/МСП вносятся дополнительные словесные характеристики, описывающие основное назначение установленного нефтегазового оборудования: 6.3.1 При изготовлении и монтаже нефтегазового оборудования под техническим наблюдением Регистра, а также при техническом наблюдении Регистра в эксплуатации: drilling (RS) — при наличии бурового комплекса; subsea system (RS) — при получении продукции с подводных добычных комплексов; subsea pipeline (RS) — при получении (отгрузки) продукции по подводному трубопроводу;

oil production/treatment (RS) — при наличии комплекса по добыче и подготовке нефти; gas production/treatment (RS) — при наличии комплекса по добыче и подготовке газа и газового конденсата; oil and gas production/treatment (RS) — при наличии комплекса по совместной добыче и подготовке нефти и газа. 63.2 При изготовлении и монтаже нефтегазового обо-руцования без технического наблюдения Регистра, но при техническом наблюдении Регистра в эксплуатации: drilling — при наличии бурового комплекса; subsea system — при получении продукции с подводных добычных комплексов; subsea pipeline — при получении (отгрузки) продукции по подводному трубопроводу; oil production/treatment — при наличии комплекса по добыче и подготовке нефти; gas production/treatment — при наличии комплекса по добыче и подготовке газа и газового конденсата; oil and gas production/treatment — при наличии комплекса по совместной добыче и подготовке нефти и газа. 6.4 В остальном требования к назначению основного символа, дополнительных знаков и словесных характеристик класса ПНК/ПБУ/МСП должны соответствовать 6.1.

---

Правша по нефтегазовому оборудованию морских плавучих нефтегазодобывающих комплексов, ПБУ и МСП

7 НОМЕНКЛАТУРА ОБЪЕКТОВ ТЕХНИЧЕСКОГО НАБЛЮДЕНИЯ РЕГИСТРА

ЗА НЕФТЕГАЗОВЫМ ОБОРУДОВАНИЕМ

7.1    В Номенклатуре объектов технического наблюдения Регистра за нефтегазовым оборудованием ПНК/ПБУ/МСП (см. табл. 7.1) перечислены объекты, за которыми Регистр осуществляет техническое наблюдение при их изготовлении на предприятии, монтаже и испытаниях на ПНК/ПБУ/ МСП, а также указана необходимость клеймения некоторых элементов оборудования. 7.2    Материалы и изделия нефтегазового оборудования ПНК/ПБУ/МСП, изготавливаемые и монтируемые под техническим наблюдением Регистра, должны поступать на предприятие, осуществляющее постройку ПНК/ПБУ/МСП, со свидетельствами или другими документами, подтверждающими их соответствие требованиям Правил и/или стандартов, признанных Регистром допустимыми к применению.

7.3    Изменение Номенклатуры объектов технического наблюдения Регистра за нефтегазовым оборудованием ПНК/ПБУ/МСП может проводиться только по согласованию с Регистром. По заявке заказчика могут быть освидетельствованы материалы и изделия, не входящие в указанную Номенклатуру. 7.4    В случае технического наблюдения за постройкой ПНК/ПБУ/МСП, на которых используются принципиально новые материалы и комплектующие изделия нефтегазового оборудования, Регистр имеет право в одностороннем порядке вносить изменения в Номенклатуру объектов технического наблюдения Регистра за нефтегазовым оборудованием ПНК/ПБУ/МСП.

---

Таблица 7Л

Номенклатура объектов технического наблюдения Регистра за нефтегазовым оборудованием ПНК/ПБУ/МСП

Номенклатура представлена в форме таблицы, которая состоит из 9 колонок.

В колонке 1 («Код объекта технического наблюдения») указывается идентификационный код материала, изделия, технологического процесса или программного обеспечения, который состоит из восьми знаков.

В колонке 2 («Объект технического наблюдения») указываются наименования материала, изделия, технологического процесса.

В колонках 3 — 9 указываются виды технического наблюдения:

техническое наблюдение инспектора (Р), выдаваемый документ (С);

техническое наблюдение, осуществляемое доверенным предприятием и подтверждаемое Регистром, выдаваемый документ (С3);

техническое наблюдение, осуществляемое посредством типового одобрения объекта, выдаваемый документ (СТО, СОСМ, СОТПС, СТОП).

В колонке 3 («За головным образцом») указывается необходимость технического наблюдения за головным образцом, осуществляемого непосредственно инспектором (Р).

В колонке 4 («Типовое одобрение/Признание изготовителя») указывается обязательность типового одобрения объекта технического наблюдения, которое подтверждается выдачей СТО, а также о признании изготовителя с выдачей СПИ. В отдельных случаях, по усмотрению Регистра, при разовом одобрении на материал или изделие может быть оформлено Свидетельство (С) без оформления документа о типовом одобрении.

В колонке 5 («Выдаваемый документ») указывается документ Регистра, выдаваемый при осуществлении такого вида технического наблюдения, который обеспечивает минимально допустимый для данного материала или изделия контроль выполнения требований Регистра.

В отдельных случаях, по усмотрению Регистра, виды технического наблюдения могут быть изменены Регистром.

В колонке 6 («Клеймение») указывается обязательность клеймения объектов технического наблюдения.

В колонках 7, 8, 9 («Монтаж, применение», «Заводские испытания», «Эксплуатационные испытания») указывается необходимость технического наблюдения при монтаже, заводских и эксплуатационных испытаниях, осуществляемого непосредственно инспектором.

Предприятия-изготовители поставляют материалы или изделия согласно колонке 5 с подлинниками выданных Регистром документов (С) и (СЗ) или с копией СТО.

Код объекта техни ческого наблю дения	Объект технического наблюдения	Техническое наблюдение Регистра
За головным образцом	Типовое одобрение/ признание изгото вителя	На предприятии-изготовителе	При постройке ПНК/ПБУ/МСП
Выдав аемый документ	Клеймение	Монтаж, приме нение	Заводские испытания	Эксплуатационные испытания
1	2	3	4	5	6	7	8	9
25000000	НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
25010000	УСТРОЙСТВА, ОБОРУДОВАНИЕ
25010100	Буровая вышка			С		Р	Р	Р
25010200	Факельная стрела			С		Р	Р	Р
25010300	Устройства системы бурового раствора:
25010301	вибросита	Р	СТО	СТО		Р	Р	Р
25010400	Устройства натяжения и компенсации
	перемещений:
25010401	райзеров			с		Р	Р	Р
25010402	бурильных колонн			с		Р	Р	Р

Продолжение табл. 7.1

Код объекта техни ческого наблю дения Объект технического наблюдения Техническое наблюдение Регистра За головным образцом Типовое одобрение/ признание изгото вителя На предприятии-изготовителе При постройке ПНК/ПБУ/МСП Выдав аемый документ Клеймение Монтаж, приме нение Заводские испытания Эксплуатационные испытания 1 2 3 4 5 6 7 8 9 25010500 Устройства крепления по-походному: 25010501 противовыбросового оборудования С Р Р Р 25010502 фонтанной арматуры С Р Р Р 25020000 СИСТЕМЫ И ТРУБОПРОВОДЫ 25020100 Системы обеспечения бурения: 25020101 цементирования скважин — — — — Р Р Р 25020102 сыпучих материалов — — — — Р Р Р 25020103 дросселирования и глушения — — — — Р Р Р 25020104 буровых райзеров — — — — Р Р Р 25020200 Системы бурового раствора: 25020201 хранения — — — — Р Р Р 25020202 сбора, очистки и дегазации — — — — Р Р Р 25020203 высокого давления — — — — Р Р Р 25020204 низкого давления — — — — Р Р Р 25020205 забортной воды — — — — Р Р Р 25020300 Системы подготовки нефти: 25020301 сбора — — — — Р Р Р 25020302 сепарации, стабилизации, обессоливания — — — — Р Р Р и обезвоживания 25020303 сбора, подготовки и утилизации попут- — — — — Р Р Р ного нефтяного газа 25020400 Системы подготовки газа: 25020401 сбора — — — — Р Р Р 25020402 сепарации и осушки газа — — — — Р Р Р 25020403 сбора и подготовки газового конденсата — — — — Р Р Р 25020404 регенерации абсорбента — — — — Р Р Р 25020405 компримирования газа — —- — Р Р Р 25020406 газлифта — — — Р Р Р 25020500 Системы приема, хранения и подачи — — — Р Р Р химических реагентов 25020600 Системы ожижения газа — — — — Р Р Р 25020700 Факельные системы, системы сброса — — — — Р Р Р давления и отвода газов в атмосферу 25020800 Системы технологического нагрева/ — — —- Р Р Р охлаждения 25020900 Системы сжатого воздуха: 25020901 систем КИП — — — — Р Р Р 25020902 транспортировки сухих компонентов — — — Р Р Р 25021000 Системы сбора, подготовки и закачки воды в пласт: 25021001 водоподготовки — — — — Р Р Р 25021002 распределительные — — — — Р Р Р 25021003 закачки — — — — Р Р Р 25021100 Дренажные системы опасных стоков: 25021101 открытые — — — — Р Р Р 25021102 закрытые — — — — Р Р Р 25021200 Системы отгрузки продукции: 25021201 замера продукции — — — — Р Р Р 25021202 перекачки — — — — Р Р Р 25021300 Системы освоения и промывки скважин — — — — Р Р Р 25021400 Шланги буровые: 25021401 высокого давления Р СТО сз — Р — Р 25021500 Манифольды: 25021501 системы цементирования Р СТО сз — Р — Р 25021502 бурового раствора Р СТО сз — Р — Р 25021503 линии дросселирования Р СТО сз — Р — Р

Продолжение табл. 7.1

Код объекта Объект технического Техническое наблюдение Регистра техни ческого наблю дения наблюдения За головным образцом Типовое одобрение/ На предприятии-изготовителе При постройке ПНК/ПБУ/МСП признание изгото вителя Выдав аемый документ Клеймение Монтаж, приме нение Заводские испытания Эксплуатационные испытания I 2 3 4 5 6 7 8 9 25021504 линии глушения скважины Р СТО СЗ — Р — Р 25021505 системы сбора продукции Р сто сз — Р — Р 25021506 газлифта Р сто СЗ — Р — Р 25021507 закачки воды Р сто сз — Р — Р 25021600 25021601 Блоки ПВО: превенторы плашечные Р сто сто _ _ _ 25021602 превенторы универсальные Р сто сто — — — — 25021603 испытательные стенды ПВО Р сто сто — — — — 25021700 Блоки диверторов Р сто сто — — — — 25021800 25021801 Оборудование устья скважин: колонные головки с системой крепления и Р сто сто _ _ _ _ 25021802 уплотнения фонтанная арматура (елка и трубная Р сто сто _ _ _ _ 25021900 25021901 головка) Арматура технологических систем и систем гидравлики: запорно-регулирующая Р сто сз Р Р 25021902 предохранительная Р сто сз — Р — Р 25022000 25022001 Арматура для сыпучих материалов: запорно-регулирующая Р сто сз _ Р _ Р 25022002 предохранительная Р сто сз — Р — Р 25022100 Типовые технологические процессы — сто — — — — — 25030000 25030100 25030101 МЕХАНИЗМЫ Механизмы для бурения: верхний привод для бурения Р с Р Р 25030102 ротор с приводом Р — с — Р — Р 25030103 трубный ключ Р — с — Р — Р 25030200 25030201 Лебедки: буровые Р сто сз Р Р Р 25030202 буровой площадки Р сто сз — Р Р Р 25030203 подъема людей Р сто сз — Р Р Р 25030204 общего назначения Р сто сз — Р Р Р 25030300 25030301 Механизмы для добычи и подготовки нефти и газа: Компрессоры газоперекачивающие: поршневые Р сто сз Р Р Р 25030302 центробежные/осевые Р сто сз — Р Р Р 25030303 турбодетандеры Р сто сз — Р Р Р 25030304 прочие Р сто сз — Р Р Р 25030400 25030401 Насосы системы бурения: поршневые (плунжерные) Р сто сз _ Р Р Р 25030402 центробежные Р сто сз — Р Р Р 25030403 прочие Р сто сз — Р Р Р 25030500 25030501 Насосы системы цементирования: центробежные Р сто сз Р Р Р 25030502 плунжерные Р сто сз — Р Р Р 25030600 25030601 Шламовые насосы: центробежные Р сто сз Р Р Р 25030602 плунжерные Р сто сз — Р Р Р 25030700 25030701 Насосы систем подготовки и отгрузки продукции: поршневые (плунжерные) Р сто сз Р Р Р 25030702 центробежные Р сто сз — Р Р Р 25030800 Прочие насосы Р сто сз — Р Р Р 25030900 25030901 Гидравлические станции: систем бурения (верхнего привода) Р сто сз Р Р Р

15

Продолжение табл. 7.1

Код объекта Объект технического Техническое наблюдение Регистра техни ческого наблю дения наблюдения За головным образцом Типовое одобрение/ На предприятии-изготовителе При постройке ПНК/ПБУ/МСП признание изгото вителя Выдав аемый документ Клеймение Монтаж, приме нение Заводские испытания Эксплуатационные испытания I 2 3 4 5 6 7 8 9 25030902 систем автоматического спуска-подъема бурильных труб Р СТО СЗ — Р Р Р 25030903 систем перемещения основания буровой вышки Р сто сз — Р Р Р 25030904 систем перемещения ПВО и ФА Р сто СЗ — Р Р Р 25030905 25031000 трубных манипуляторов и кранов Г идроцилиндры: Р сто сз — Р Р Р 25031001 систем перемещения основания буровой вышки Р сто сз — Р Р Р 25031002 систем перемещения ПВО и ФА Р сто сз — Р Р Р 25031003 гидропневмоприводов Р сто сз — Р Р Р 25031004 25031100 прочие Г идроаккумуляторы: Р сто сз — Р Р Р 25031101 противовыбросового оборудования Р сто сз — Р Р Р 25031102 25031103 25031200 систем натяжения и компенсации перемещений прочие Домкраты: Р сто сз Р Р Р 25031201 25040000 25040100 систем перемещения основания буровой вышки ТЕПЛООБМЕННЫЕ АППАРАТЫ И СОСУДЫ ПОД ДАВЛЕНИЕМ Сепараторы: Р сто сз Р Р Р 25040101 бурового раствора Р спи сз — Р Р Р 25040102 систем подготовки нефти Р спи сз — Р Р Р 25040103 систем подготовки газа/конденсата Р спи сз — Р Р Р 25040200 Разделители многофазные Р спи сз — Р Р Р 25040300 25040400 Электродегидраторы Обессоливатели Р Р спи спи сз ■— Р Р Р 25040500 Массобменные колонны Р спи сз ■— Р Р Р 25040600 25040700 Камеры нриема/зануска очистных и диагностических устройств Теплообменники: Р спи сз Р Р Р 25040701 пластинчатые Р спи сз — Р Р Р 25040702 кожухотрубные Р спи сз — Р Р Р 25040703 емкостные подогреватели Р спи сз — Р Р Р 25040800 Подогреватели Р спи сз — Р Р Р 25040900 Установки водоподготовки технической воды Р спи сз — Р Р Р 25041000 Блочно-модульные технологические установки Р сто сз — Р Р Р 25041100 25050000 Типовые технологические процессы ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ сто 25050100 Системы теленаблюдения технологические Р сто сз — Р Р Р 25050200 25050300 Системы управления электродвигателями Приводы электрические механизмов нефтегазового оборудования: Р сто сз Р Р Р 25050301 электродвигатели мощность более 100 кВт Р сто с К — — — 25050302 электродвигатели мощностью от 20 до 100 кВт Р сто сз — — — — 25050303 электродвигатели мощность до 20 кВт Р сто сто — — — — 25050400 Электроприводы запорно-регулирую-щей арматуры Р сто сз

Продолжение табл. 7.1

Код объекта Объект технического Техническое наблюдение Регистра техни ческого наблюдения За головным образцом Типовое одобрение/ На предприятии-изготовителе При постройке ПНК/ПБУ/МСП дения признание изгото вителя Выдав аемый документ Клеймение Монтаж, приме нение Заводские испытания Эксплуатационные испытания 1 2 3 4 5 6 7 8 9 25050500 Устройства распределительные, пульты Р СТО сз — — — —- 25060000 25060100 25060101 управления и контроля ХОЛОДИЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ Холодильные установки: систем ожижения газа Р С Р Р Р 25060102 систем подготовки нефти и газа Р — с — Р Р Р 25070000 25070100 25070101 МАТЕРИАЛЫ Прокат стальной: для теплообменных аппаратов, сосудов Р спи сз К 25070102 давления и труб трубы для теплообменных аппаратов и Р спи сз к _ _ _ 25070103 сосудов давления трубы для технологических трубопроводов Р спи сз к _ _ _ 25070104 детали технологических трубопроводов Р спи сз к — — —- 25070200 Полуфабрикаты стальные для котлов, сосудов давления и трубопроводов Р спи сз к _ _ _ 25070300 Сварочные материалы Р сосм сосм — — — — 25080000 25080100 25080101 ГРУЗОПОДЪЕМНЫЕ УСТРОЙСТВА Устройства перемещения труб: горизонтальные конвейеры Р сто сз Р Р Р 25080102 вертикальные трубоукладчики Р сто сз — Р Р Р 25080103 подъемники труб Р сто сз — Р Р Р 25080104 краны трубной палубы Р сто сз — Р Р Р 25080105 траверсы для труб Р сто сз — Р Р Р 25080106 системы манипулирования райзером Р сто сз — Р Р Р 25080200 25080201 Мостовые и пьедестальные краны: для монтажа/демонтажа ПВО Р сто сз Р Р Р 25080202 для монтажа/демонтажа фонтанной Р сто сз — Р Р Р 25080203 арматуры палубные пьедестальные Р сто сз _ Р Р Р 25080204 кран-балки Р сто сз — Р Р Р 25080300 25080301 Прочие: люлька буровой вышки Р сто сз Р Р Р 25080302 корзина обслуживания буровой шахты Р сто сз — Р Р Р 25080303 талевый блок Р сто сз — Р Р Р 25080304 элеватор верхнего привода Р сто сз — Р Р Р 25080305 крон-блок со шкивами Р сто сз — Р Р Р 25080306 крюк/крюко-блок Р сто сз — Р Р Р 25080307 механизм крепления неподвижного конца Р сто сз — Р Р Р 25090000 25090100 талевого каната АВТОМАТИЗАЦИЯ АСУ ТП систем подготовки и отгрузки Р сто с Р Р Р 25090200 продукции, включая ПАЗ АСУ ТП бурения, включая АРМ бурового Р сто с — Р Р Р

8 ТЕХНИЧЕСКОЕ НАБЛЮДЕНИЕ ПРИ ИЗГОТОВЛЕНИИ МАТЕРИАЛОВ И ИЗДЕЛИЙ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ

8.1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 8.1.1    Требования настоящего раздела применяются при техническом наблюдении за материалами и комплектующими конструктивными элементами, используемыми при изготовлении и ремонте нефтегазового оборудования ПНК/ПБУ/МСП и перечисленными в Номенклатуре объектов технического наблюдения Регистра за нефтегазовым оборудованием ПНК/ПБУ/МСП (см. табл. 7.1). 8.1.2    В отдельных случаях, по усмотрению Регистра, может быть осуществлено техническое наблюдение за материалами и изделиями, не входящими в Номенклатуру объектов технического наблюдения Регистра за нефтегазовым оборудованием ПНК/ПБУ/ МСП, которые являются вновь разработанными или комплектующими изделий, указанных в Номенклатуре объектов технического наблюдения Регистра за нефтегазовым оборудованием ПНК/ПБУ/МСП, и функционально обеспечивающими безопасность объектов технического наблюдения. Для этого образцы материалов, изделий или новые технологические процессы после рассмотрения Регистром технической документации должны быть подвергнуты испытаниям по программе, согласованной с Регистром. 8.1.3    Помимо требований настоящего раздела материалы и изделия нефтегазового оборудования должны отвечать требованиям соответствующих разделов Правил, а также требованиям одобренной Регистром технической документации, технических условий и других принятых для проекта ПНК/ПБУ/ МСП и признанных Регистром нормативнотехнических документов. 8.1.4    Материалы и изделия нефтегазового оборудования, не имеющие Свидетельств и других документов, подтверждающих их соответствие требованиям Регистра, не допускаются к применению при постройке и эксплуатации ПНК/ПБУ/МСП. 8.1.5    Регистр осуществляет техническое наблюдение на предприятии на основании договора о техническом наблюдении или заявки (см. разд. 4 ). При оказании Регистром услуг, указанных в 8.2 и 8.3, при заключении договора предприятие проверяется на соответствие требованиям разд. 7 и 10.2 части I «Общие положения по техническому наблюдению» Правил технического наблюдения за постройкой судов и изготовлением материалов и изделий для судов. 8.1.6    Для оформления результатов технического наблюдения Регистра за материалами и изделиями в соответствии с Номенклатурой объектов технического наблюдения Регистра за нефтегазовым оборудованием

ПНК/ПБУ/МСП предусматриваются три вида свидетельств о соответствии: свидетельство, заполняемое и подписываемое Регистром (С); свидетельство, заполняемое и подписываемое должностным лицом предприятия и оформляемое (заверяемое) Регистром (СЗ); свидетельство о типовом одобрении (СТО). 8.1.7    Содержание свидетельств (С, СЗ, СТО) должно обеспечивать идентификацию материала или изделия, их типов, главных характеристик, а также предприятия, изготовившего эти материалы и изделия. Срок действия СТО — до 5 лет, а срок действия С и СЗ не устанавливается. 8.1.8    Для получения свидетельства о соответствии предприятие должно обратиться в Регистр с заявкой. С заявкой представляется техническая документация на материалы или изделия в объеме, регламентируемом правилами Регистра. 8.1.9    По результатам рассмотрения технической документации Регистром направляется предприятию письмо-заключение. При необходимости предприятие представляет Регистру для согласования программу испытаний. 8.1.10    Предприятие обеспечивает все необходимые условия для осуществления Регистром технического наблюдения на предприятии: предоставляет необходимую для работы техническую документацию, в частности, заводские документы о контроле качества продукции; подготавливает объекты технического наблюдения для проведения освидетельствования в необходимом объеме; обеспечивает безопасность проведения освидетельствований; обеспечивает присутствие должностных лиц, уполномоченных для предъявления объектов технического наблюдения к освидетельствованиям и испытаниям; своевременно оповещает Регистр о времени и месте проведения освидетельствований и испытаний объектов технического наблюдения. При несоблюдении предприятием условий обеспечения проведения технического наблюдения Регистр вправе отказаться от освидетельствований и присутствия при испытаниях. 8.1.11    В остальном общие положения о техническом наблюдении за изготовлением материалов и изделий нефтегазового оборудования должны соответствовать требованиям разд. 5 — 12 части I Общие положения по техническому наблюдению», разд. 1 части III «Техническое наблюдение за

---

Правша по нефтегазовому оборудованию морских плавучих нефтегазодобывающих комплексов, ПБУ и МСП

изготовлением материалов» и разд. 1 части IV «Техническое наблюдение за изготовлением изделий» Правил технического наблюдения за постройкой судов и изготовлением материалов и изделий для судов.

конструкций технологический процесс сварки прошел испытания и одобрен Регистром для применения. СОТПС выдается на срок до 5 лет при условии его подтверждения не реже одного раза в 2,5 года.

---

8.2 ОДОБРЕНИЕ ТИПОВЫХ МАТЕРИАЛОВ, ИЗДЕЛИЙ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ 8.2.1    Свидетельство о типовом одобрении (СТО) — документ Регистра, удостоверяющий, что установленные путем освидетельствований и зафиксированные в одобренной технической документации конструкция, свойства, параметры, характеристики типового материала или изделия удовлетворяют требованиям Регистра для применения на объектах технического наблюдения по установленному назначению. 8.2.2    СТО на типовой технологический процесс удостоверяет, что объект технического наблюдения, изготовленный по данному технологическому процессу с зафиксированными в согласованной технической документации характеристиками и параметрами, удовлетворяет требованиям Регистра и может быть использован по назначению. 8.2.3    Для получения СТО предприятие должно представить в Регистр заявку с технической документацией на материал, изделие или технологический процесс, а также программу и график проведения испытаний. При рассмотрении и одобрении данной документации устанавливается объем освидетельствований в процессе изготовления и испытания образцов. 8.2.4    СТО выдается Регистром после одобрения технической документации и при положительных результатах освидетельствований предъявляемых материалов, изделий или технологических процессов. На материал или изделие с установившейся технологией производства СТО выдается с учетом данных о ранее проведенных испытаниях, опыта производства и эксплуатации. Может быть принято во внимание наличие СТО другой классификационной или компетентной организации или результаты испытаний типового образца, проведенных при участии данных организаций. 8.2.5    На сварочные материалы выдается Свидетельство об одобрении сварочных материалов (СОСМ), которое одновременно является документом, удостоверяющим признание Регистром указанного в нем предприятия в качестве изготовителя сварочных материалов в соответствии с требованиями правил Регистра. СОСМ выдается на срок до 5 лет при условии его ежегодного подтверждения. 8.2.6    Свидетельство об одобрении технологического процесса сварки (СОТПС) — документ Регистра, удостоверяющий, что применяемый на верфи или предприятии-изготовителе сварных

8.3 ПРИЗНАНИЕ ПРЕДПРИЯТИЙ-ИЗГОТОВИТЕЛЕЙ 8.3.1    Предприятия, изготавливающие материалы и изделия, которые перечислены в Номенклатуре объектов технического наблюдения Регистра за нефтегазовым оборудованием ПНК/ПБУ/МСП (см. табл. 7.1) и указаны в 8.3.2, должны быть признаны Регистром. Под признанием предприятия-изготовителя понимается подтверждение документом Регистра его способности производить материалы и изделия в соответствии с требованиями Регистра. 8.3.2    В соответствии с Номенклатурой объектов технического наблюдения Регистра за нефтегазовым оборудованием ПНК/ПБУ/МСП (см. табл. 7.1) признанию Регистра подлежат предприятия, производящие следующие материалы и нефтегазовое оборудование: .1 прокат из стали для теплообменных аппаратов и сосудов под давлением, работающих при давлении более 0,07 МПа или температуре на 10 °С выше температуры насыщения рабочей жидкости при атмосферном давлении; .2 стальные трубы и детали трубопроводов для теплообменных аппаратов, сосудов под давлением и трубопроводов, работающих при давлении более 0,07 МПа или температуре на 10 °С выше температуры насыщения рабочей жидкости при атмосферном давлении; .3 полуфабрикаты стальные (поковки, отливки, заготовки), если они изготавливаются для теплообменных аппаратов, сосудов под давлением и трубопроводов на отдельном от прокатного производства предприятии; .4 теплообменные аппараты, работающие при давлении более 0,07 МПа или температуре на 10 °С выше температуры насыщения рабочей жидкости при атмосферном давлении; .5 сосуды под давлением, работающие при давлении более 0,07 МПа или температуре на 10 °С выше температуры насыщения рабочей жидкости при атмосферном давлении. 8.3.3    Признание предприятий-изготовителей материалов и изделий нефтегазового оборудования должно вьшолняться в соответствии с положениями разд. 7 и 10 части I «Общие положения по техническому наблюдению» Правил технического наблюдения за постройкой судов и изготовлением материалов и изделий для судов и указаниями настоящего раздела. 8.3.4    Процедура признания предприятия выполняется на основании заявки, которую предприятие

---

19 направляет в подразделение Регистра. Признание изготовителя Регистром подтверждается оформлением Свидетельства о признании изготовителя (СПИ). 8.3.5    Признание предприятия Регистром включает: рассмотрение документов, подтверждающих соответствие предприятия требованиям Регистра; освидетельствование предприятия. 8.3.6    Рассмотрение документации предприятия осуществляется в целях определения соответствия документов предприятия требованиям Регистра — предприятие должно иметь действующие нормативные и технические документы, необходимые для осуществления деятельности в заявленной области. 8.3.7    Целью освидетельствования предприятия является непосредственное определение соответствия предприятия требованиям Регистра. В присутствии представителя Регистра предприятием должны быть выполнены контрольные испытания образцов материалов и изделий из заявленной области по одобренной Регистром программе. В процессе испытаний должно подтвердиться соответствие параметров производства и продукции требованиям документации и настоящих Правил, а также установлен надлежащий уровень стабильности качества. 8.3.8    Участие предприятия в изготовлении материалов и оборудования, указанного в 8.3.2.1 — 8.3.2.5, без признания его Регистром является предметом специального рассмотрения. 8.4 ПРИЗНАНИЕ ЛАБОРАТОРИЙ 8.4.1 Испытательные лаборатории неразрушающего контроля, разрушающих и других видов испытаний при изготовлении, монтаже, ремонте, переоборудовании, эксплуатации и техническом

диагностировании нефтегазового оборудования ПНК/ПБУ/МСП должны быть признаны Регистром. 8.4.2    Процедура признания испытательной лаборатории (ИЛ) выполняется на основании заявки, которую ИЛ направляет в подразделение Регистра. 8.4.3    Требования Регистра к испытательным лабораториям установлены в разд. 7 и 9 части I «Общие положения по техническому наблюдению» Правил технического наблюдения за постройкой судов и изготовлением материалов и изделий для судов. 8.4.4    Признание испытательных лабораторий Регистром включает: рассмотрение документов, подтверждающих соответствие лаборатории требованиям Регистра; освидетельствования испытательной лаборатории, в том числе путем выполнения контрольных испытаний. 8.4.5    Признание испытательной лаборатории Регистром подтверждается Свидетельством о признании испытательной лаборатории (СПЛ), которое выдается с учетом требований 3.4 — 3.7 части I «Общие положения по техническому наблюдению» Правил технического наблюдения за постройкой судов и изготовлением материалов и изделий для судов. 8.4.6 В отдельных случаях, по усмотрению Регистра, испытания могут быть проведены в испытательной лаборатории, не имеющей признания Регистра. При этом перед проведением испытаний должно проверяться соответствие ИЛ требованиям, перечисленным в разд. 7 и 9.2.1.1, 9.2.2.1, 9.2.2.2, 9.2.4.1, 9.2.4.2, 9.2.5 и 9.2.6 части I «Общие положения по техническому наблюдению» Правил технического наблюдения за постройкой судов и изготовлением материалов и изделий для судов.

---

9 ТЕХНИЧЕСКОЕ НАБЛЮДЕНИЕ ЗА НЕФТЕГАЗОВЫМ ОБОРУДОВАНИЕМ

ПРИ ПОСТРОЙКЕ ПНК/ПБУ/МСП

9.1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 9.1.1    Техническое наблюдение за нефтегазовым оборудованием при постройке ПНК/ПБУ/МСП осуществляется на основании договора, заключенного между Регистром и предприятием (см. разд. 4). 9.1.2    Объем и порядок технического наблюдения Регистра, виды проверок, испытаний и контроля устанавливаются Перечнем объектов технического наблюдения (далее — Перечень). Освидетель

ствования по Перечню могут дополняться периодическими проверками (см. 9.1.4). 9.1.3 Перечень должен быть разработан предприятием (верфью) и согласован с подразделением Регистра, которое будет осуществлять техническое наблюдение. Перечень составляется на основании Номенклатуры объектов технического наблюдения Регистра за нефтегазовым оборудованием ПНК/ПБУ/ МСП по каждому головному (единичному) сооружению, а также серии. 9.1.3.1 В Перечне должны быть указаны объекты технического наблюдения по устройствам,

---

Правша по нефтегазовому оборудованию морских плавучих нефтегазодобывающих комплексов, ПБУ и МСП

оборудованию, системам и трубопроводам, механизмам, теплообменным аппаратами, сосудам под давлением, электрооборудованию, холодильным установкам, грузоподъемным устройствам и автоматизации в части принадлежащей к нефтегазовому оборудованию ПНК/ПБУ/МСП. 9.1.3.2    Объектами технического наблюдения являются также технологические процессы изготовления, монтажа и т. д. и отдельные работы, подлежащие техническому наблюдению Регистра. 9.1.3.3    По каждому объекту технического наблюдения в Перечне должны быть приведены объем освидетельствований, номера чертежей, схем, методик, программ испытаний, технологических процессов и т. п. 9.1.3.4    Каждому пункту Перечня должно соответствовать одно предъявление инспектору Регистра, охватывающее один или несколько однородных объектов технического наблюдения, или объем работ, законченных в данном цеху или на данной стадии монтажа нефтегазового оборудования ПНК/ПБУ/МСП. Основной целью освидетельствований по Перечню является проверка качества объекта технического наблюдения на данном этапе изготовления, предусмотренном технологией, и допуск его к последующим этапам монтажа оборудования. 9.1.3.5    В качестве Перечня по согласованию с подразделением Регистра могут быть использованы один или несколько документов, разработанных предприятием (верфью) в соответствии с принятой на нем практикой: стандарт предприятия (СТП) на предъявление выполненных работ, журналы приемок и т. п. 9.1.3.6    Освидетельствования по Перечню проводятся инспектором по предъявлении органом технического контроля предприятия объекта технического наблюдения или завершенного объема работ с оформленными на них документами, окончательно проверенными верфью и подготовленными к предъявлению Регистру. 9.1.4    Помимо освидетельствований по Перечню Регистром могут быть выполнены периодические проверки, не связанные с официальным предъявлением органом технического контроля предприятия (верфи), но влияющие на качество работ. 9.1.5    Перед монтажом механизмов и устройств нефтегазового оборудования, относящихся к Номенклатуре объектов технического наблюдения Регистра за нефтегазовым оборудованием ПНК/ПБУ/МСП, инспектор Регистра должен проверить, что эти объекты технического наблюдения имеют документы, подтверждающие их изготовление под техническим наблюдением Регистра.

9.2 ТРЕБОВАНИЯ К ИСПЫТАНИЯМ 9.2.1    Техническое наблюдение Регистра за испытаниями нефтегазового оборудования проводится с целью проверки соответствия его качества и комплектности одобренному техническому проекту, правилам и нормам Регистра. 9.2.2    Техническое наблюдение Регистра при проведении испытаний нефтегазового оборудования ПНК/ПБУ/МСП осуществляется для механизмов, устройств, оборудования и систем, включенных в Номенклатуру объектов технического наблюдения Регистра за нефтегазовым оборудованием ПНК/ПБУ/МСП. 9.2.3    Испытания нефтегазового оборудования проводятся по одобренной Регистром программе, которая должна учитывать требования стандартов и технической документации на поставку, а также требования программ предприятий-изготовителей на испытания поставляемого оборудования. Одновременно с предъявлением объекта для испытания представляется техническая документация, необходимая для проведения освидетельствования. Освидетельствования и испытания объекта технического наблюдения проводятся Регистром после приемки объекта органом технического контроля предприятия. 9.2.4    Объекты технического наблюдения, результаты испытаний которых не удовлетворяют требованиям применимых правил или одобренной документации, подвергаются повторным испытаниям после устранения причин, вызвавших неудовлетворительные результаты испытаний. Устранение дефектов и повторные испытания должны быть согласованы с Регистром. Проведение повторных испытаний не должно влиять на дальнейшие испытания или нарушать безопасность их проведения. 9.2.5    По итогам проведения испытаний нефтегазового оборудования Регистр должен информировать предприятие о замечаниях, работы по которым должны быть выполнены до выдачи Регистром документов, предусмотренных в 9.3, а также перечень объектов технического наблюдения, подлежащих вскрытию, с указанием объема ревизии. 9.2.6    Проведение испытаний нефтегазового оборудования должно по возможности проводиться во время испытаний, предусмотренных в 13.10 — 13.15 части I «Общие положения по техническому наблюдению» Правил технического наблюдения за постройкой судов и изготовлением материалов и изделий для судов, и соответствовать требованиям к их проведению насколько это применимо.

---

СОДЕРЖАНИЕ

	ЧАСТЬ 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ			ЧАСТЬ II. СИСТЕМЫ И ОБОРУДОВАНИЕ
	ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ НАБЛЮДЕНИЮ			ДЛЯ БУРЕНИЯ
1	Определения и сокращения…….	6	1	Общие положения…………	32
1.1	Определения …………….	6	1.1	Область распространения………	32
1.2	Сокращения…………….	7	1.2	Общие требования………….	32
2	Область распространения……..	8	1.3	Условия окружающей среды……..	33
2.1	Общие положения………….	8	1.4	Требования к размещению оборудования .	33
2.2	Требования национальных надзорных		2	Требования к оборудованию и системам
	органов ………………	8		бурового комплекса………..	34
3	Общие требования по техническому		2.1	Буровая вышка и ее оборудование…..	34
	наблюдению…………….	9	2.2	Подвышенное основание………	35
3.1	Общие положения………….	9	2.3	Система управления процессом бурения. .	35
3.2	Услуги, оказываемые при техническом		2.4	Оборудование для спуско-подъемных
	наблюдении…………….	9		операций……………..	37
4	Заявки и договоры о техническом		2.5	Системы натяжения колонн (райзеров)
	наблюдении……………	10		и компенсации перемещений…….	37
5	Техническая документация…….	10	2.6	Механизмы для вращения колонны
5.1	Общие требования…………	10		бурильных труб…………..	38
5.2	Техническая документация нефтегазового		2.7	Система приема, хранения и подачи
	оборудования ПНК/ПБУ/МСП…….	11		сыпучих материалов…………	38
6	Классификация и словесная характеристика	2.8	Система бурового раствора……..	39
	в символе класса ПНК/ПБУ/МСП ….	11	2.9	Циркуляционная система………	40
7	Номенклатура объектов технического		2.10	Оборудование и системы контроля
	наблюдения Регистра за нефтегазовым			скважины……………..	40
	оборудованием ………….	12	2.11	Буровые райзеры………….	43
8	Техническое наблюдение при изготовлении	2.12	Оборудование и системы манипулирования
	материалов и изделий на предприятиях	17		трубами………………	44
8.1	Общие положения…………	17	2.13	Вспомогательное оборудование
8.2	Одобрение типовых материалов, изделий			и системы……………..	44
	и технологических процессов ……	18
8.3	Признание предприятий-изготовителей. .	18
8.4	Признание лабораторий………	19		ЧАСТЬ III. СИСТЕМЫ ДЛЯ ДОБЫЧИ, СБОРА,
9	Техническое наблюдение за нефтегазовым			ПОДГОТОВКИ И ОТГРУЗКИ ПРОДУКЦИИ
	оборудованием при постройке
	ПНК/ПБУ/МСП………….	19	1	Общие положения…………	48
9.1	Общие положения…………	19	1.1	Область распространения………	48
9.2	Требования к испытаниям……..	20	1.2	Общие требования………….	48
9.3	Документы, оформляемые по результатам		1.3	Требования к размещению оборудования .	48
	технического наблюдения……..	21	2	Требования к системам комплекса добычи,
10	Техническое наблюдение за нефтегазовым			сбора, подготовки и отгрузки продукции	50
	оборудованием в эксплуатации…..	21	2.1	Система сбора скважинной продукции . .	50
10.1	Общие положения…………	21	2.2	Система контроля и управления добычными
10.2	Виды и периодичность освидетельствований .	21		скважинами…………….	51
11	Общие требования к проектированию нефте-	2.3	Система добычных райзеров……..	51
	газового оборудования ПНК/ПБУ/МСП	30	2.4	Система подготовки продукции скважин .	51

9.3 ДОКУМЕНТЫ, ОФОРМЛЯЕМЫЕ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ТЕХНИЧЕСКОГО НАБЛЮДЕНИЯ 9.3.1 Осуществление технического наблюдения за нефтегазовым оборудованием при постройке ПНК/ ПБУ/МСП заканчивается оформлением: .1 Свидетельства об испытаниях нефтегазового оборудования; .2 Акта освидетельствования нефтегазового

оборудования по окончании постройки/перво-начального освидетельствования. На основании указанных документов для подтверждения соответствия нефтегазового оборудования требованиям настоящих Правил Регистром вносятся дополнительные словесные характеристики, указанные в 6.3, в символ класса ПНК/ПБУ/МСП с соответствующей записью в Классификационном свидетельстве.

---

10 ТЕХНИЧЕСКОЕ НАБЛЮДЕНИЕ ЗА НЕФТЕГАЗОВЫМ ОБОРУДОВАНИЕМ

В ЭКСПЛУАТАЦИИ

10.1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 10.1.1    Техническая эксплуатация нефтегазового оборудования ПНК/ПБУ/МСП, находящихся в классе Регистра, должна осуществляться под техническим наблюдением Регистра в форме периодических освидетельствований. В необходимых случаях (после аварий или инцидентов на ПНК/ПБУ/МСП, связанных с нефтегазовым оборудованием) должны проводиться внеочередные освидетельствования этого оборудования. 10.1.2    Периодические освидетельствования Регистра проводятся в целях подтверждения/ продления класса ПНК/ПБУ/МСП в части нефтегазового оборудования. Рекомендуется гармонизировать систему освидетельствований нефтегазового оборудования с периодическими классификационными освидетельствованиями Регистра этих сооружений в целом. 10.1.3    Общие требования к проведению периодических освидетельствований Регистра должны соответствовать части I «Общие положения» Правил классификационных освидетельствований судов в эксплуатации. 10.1.4    По согласованию в Регистром периодические освидетельствования нефтегазового оборудования ПНК/ПБУ/МСП могут основываться на схеме планово-предупредительного технического обслуживания и применения системы мониторинга технического состояния в соответствии с требованиями 2.7 части II «Периодичность и объемы освидетельствований» Правил классификационных освидетельствований судов в эксплуатации и разд. 11 части VII «Механические установки» Правил классификации и постройки морских судов в той мере, насколько они применимы.

10.2 ВИДЫ И ПЕРИОДИЧНОСТЬ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЙ 10.2.1    Общие положения. 10.2.1.1    Нефтегазовое оборудование ПНК/ПБУ/ МСП подвергается следующим освидетельствованиям: первоначальным; периодическим (очередным, ежегодным и промежуточным); внеочередным. 10.2.1.2    Первоначальные освидетельствования разделяются на освидетельствования, проводимые при постройке ПНК/ПБУ/МСП и монтаже нефтегазового оборудования под техническим наблюдением Регистра и освидетельствования нефтегазового оборудования ПНК/ ПБУ/МСП, построенных под наблюдением (или без наблюдения) другого классификационного или надзорного органа. 10.2.1.3    Очередное освидетельствование проводится для возобновления класса в части нефтегазового оборудования (дополнительных словесных характеристик в символе класса, указанных в 6.3), как правило, через интервалы не более 5 лет эксплуатации нефтегазового оборудования ПНК/ПБУ/МСП при условии прохождения ежегодных и одного промежуточного освидетельствования за этот период в объемах, предписываемых Правилами. 10.2.1.4    Ежегодные освидетельствования проводятся для подтверждения действия класса ПНК/ПБУ/ МСП в части нефтегазового оборудования каждый календарный год. 10.2.1.5    Промежуточное освидетельствование проводится для углубленного подтверждения действия класса в части нефтегазового оборудования, как правило, вместо 2-го или 3-го ежегодного освидетельствования.

---

2.5	Факельная система и система отвода газов	53	3.2	Системы подготовки продукции……	72
2.6	Системы сброса давления и отвода газов		3.3	Система отвода газов………..	72
	в атмосферу……………	55	3.4	Системы отгрузки продукции…….	72
2.7	Система сбора, подготовки и утилизации
	отходов производства, в том числе и попутно
	добываемых вод………….	55		ЧАСТЬ VI. ГРУЗОПОДЪЕМНЫЕ УСТРОЙСТВА
2.8	Система осушки газа………..	57
2.9	Система компримирования газа…..	58
2.10	Системы нагнетания воды, газа и система		1	Общие положения…………	74
	газлифта……………..	59	1.1	Область распространения………	74
2.11	Система хранения продукции……	59	1.2	Общие требования………….	74
2.12	Система отгрузки продукции…….	59	2	Требования к грузовым кранам
2.13	Система технологического нагрева			специального назначения……..	74
	и охлаждения…………..	59	3	Требования к грузоподъемным
				механизмам специального назначения .	75
			3.1	Талевые блоки……………	75
	ЧАСТЬ IV. МЕХАНИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ		3.2	Крюкоблок и вертлюг………..	76
	И МЕХАНИЗМЫ
1	Общие положения…………	61		ЧАСТЬ VII. ТЕПЛООБМЕННЫЕ АППАРАТЫ
1.1	Область распространения……..	61		И СОСУДЫ ПОД ДАВЛЕНИЕМ
1.2	Объем технического наблюдения…..	61
2	Требования к механическим установкам		1	Область распространения……..	77
	и механизмам…………..	61	2	Общие положения…………	77
2.1	Общие требования…………	61	3	Общие требования к теплообменным
2.2	Перекачивающие агрегаты……..	61		аппаратам и сосудам под давлением. . .	78
2.3	Буровые лебедки………….	62	3.1	Материалы…………….	78
2.4	Буровой ротор …………..	62	3.2	Освидетельствование теплообменных
2.5	Силовой верхний привод………	63		аппаратов и сосудов под давлением
				при их изготовлении………..	79
			3.3	Освидетельствование теплообменных
	ЧАСТЬ V. СИСТЕМЫ И ТРУБОПРОВОДЫ			аппаратов и сосудов под давлением
				при постройке ПНК/ПБУ/МСП……	80
			3.4	Освидетельствование теплообменных
1	Общие положения…………	64		аппаратов и сосудов под давлением
1.1	Область распространения……..	64		ПНК/ПБУ/МСП в эксплуатации……	80
1.2	Объем технического наблюдения…..	64
1.3	Защита и изоляция трубопроводов ….	64
2	Общие требования к системам и трубо-			ЧАСТЬ VIII. МАТЕРИАЛЫ И СВАРКА
	проводам …………….	65
2.1	Требования к проектированию трубопро-
	водных систем…………..	65	1	Общие положения…………	81
2.2	Металлические трубопроводы……	66	1.1	Область распространения………	81
2.3	Механические, гибкие соединения,		1.2	Общие требования………….	81
	компенсаторы и шланги………	67	2	Требования к материалам и сварке для
2.4	Арматура……………..	68		нефтегазового оборудования…….	82
2.5	Прокладка трубопроводов……..	69	2.1	Требования к материалам, контактирующим
2.6	Освидетельствование систем трубопроводов			с коррозионно-агрессивными средами . . .	82
	при постройке ПНК/ПБУ/МСП……	69	2.2	Требования к контролю материалов
2.7	Освидетельствование систем трубопроводов			и изделий……………..	82
	ПНК/ПБУ/МСП в эксплуатации…..	69	2.3	Требования к материалам систем
3	Требования к системам и трубопроводам			трубопроводов……………	82
	специального назначения……..	72	2.4	Требования к материалам теплообменных
3.1	Система сбора скважинной продукции . .	72		аппаратов и сосудов под давлением ….	83

ЧАСТЬ IX. СПЕЦИАЛЬНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ 1.2 Сокращения……………. 98 К ОБЕСПЕЧЕНИЮ ВЗРЫВОПОЖАРОБЕЗОПАСНОСТИ 2 Анализ и оценка рисков……… 99 2.1 Общие положения…………. 99 1 Электрическое оборудование…… 84 2.2 Анализ риска аварийных ситуаций …. 99 1.1 Общие положения………… 84 2.3 Критерии достаточной безопасности. . . 100 1.2 Классификация взрывоопасных зон . . . 84 2.4 Идентификация опасностей для всех 1.3 Взрывоопасные зоны ПНК/ПБУ/МСП . . 84 ПНК/ПБУ/МСП, оборудованных для бурения, 1.4 Классификация взрывозащищенного добычи, сбора, подготовки, хранения оборудования ………….. 86 и отгрузки пластовой продукции …. 104 1.5 Расположение механизмов и электрообору- 2.5 Специфические аварийные ситуации . . 105 дования в производственных помещениях 87 2.6 Методы анализа рисков……… 105 2 Автоматизация…………. 88 2.7 Методы количественных оценок 2.1 Общие положения………… 88 рисков (КОР)………….. 107 2.2 Объем технического наблюдения….. 88 2.8 Оценка индивидуальных и социальных 2.3 Технические средства контроля рисков……………… 108 и управления…………… 88 2.9 Методы экспертных оценок……. 109 2.4 Контрольно-измерительные приборы 3 Выбор варианта контроля и управления и средства автоматизации…….. 89 рисками при внешних воздействиях. . 110 2.5 Автоматическая система контроля, 3.1 Общие положения………… 110 управления и аварийной защиты 3.2 Эшелонирование зон безопасности вокруг оборудования бурового и технологических ПНК/ПБУ/МСП…………. 110 комплексов (АСУ ТП и ПАЗ)…… 90 3.3 Анализ потенциальных аварийных 2.6 Частичные отключения технологических ситуаций при открытом фонтанировании процессов ……………. 90 скважин и выбросах……….. 111 2.7 Полное отключение технологического 3.4 Статистические данные по фонтанированию оборудования и всех производственных скважин и выбросам……….. 112 процессов ……………. 91 3.5 Анализ потенциальных аварийных ситуаций 2.8 Посты управления ………… 91 при пожарах во время эксплуатации 2.9 Центральный пост управления…… 92 технологического оборудования….. 113 2.10 Главный пост управления…….. 92 3.6 Статистические данные по утечкам 2.11 Кабина бурильщика……….. 92 пластовой продукции………. 116 2.12 Офис бурового мастера……… 92 3.7 Количественная оценка риска пожара 2.13 Станция геолого-технологического в парогазовой фазе……….. 120 контроля …………….. 93 4 Управление рисками………. 121 2.14 Автоматические установки 4.1 Выбор вариантов контроля и управления пожаротушения…………. 93 рисками…………….. 121 2.15 Вертолетный командный пункт…… 94 4.2 Рекомендации по снижению рисков 2.16 Местные посты управления……. 94 выбросов и пожаров……….. 121 2.17 Контроль и управление техническими 4.3 Рекомендации для принятия решений средствами комплекса обеспечения по снижению риска аварии……. 122 взрывопожаробезопасности……. 94 4.4 Принцип практически осуществимого 2.18 Аварийное отключение вентиляции . . . 95 низкого уровня риска………. 123 2.19 Аварийное отключение топливных 5 Обоснование и оценка эффективности и масляных насосов……….. 95 решений по снижению уровней риска. 124 2.20 Аварийное отключение сварочного 6 Требования к оформлению результатов оборудования ………….. 95 оценки безопасности………. 125 2.21 Системы автоматизации бурового и техно- Приложение 1 ………….. 126 логического комплексов……… 96 Приложение 2………….. 128 Приложение 3 ………….. 129

ЧАСТЬ X. ОЦЕНКА БЕЗОПАСНОСТИ

1 Определения и сокращения…… 98

1.1 Определения…………… 98

ЧАСТЬ I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ НАБЛЮДЕНИЮ

1 ОПРЕДЕЛЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

Термины, определения и пояснения, относящиеся к общей терминологии, применяемой в нормативных документах Российского морского регистра судоходства (далее — Регистр), приведены в части I «Общие положения по техническому наблюдению» Правил технического наблюдения за постройкой судов и изготовлением материалов и изделий для судов. При использовании настоящих Правил по нефтегазовому оборудованию морских плавучих нефтегазодобывающих комплексов, плавучих буровых установок и морских стационарных платформ (далее — Правила) применяются определения, указанные в 1.2 части I «Классификация» Правил классификации, постройки и оборудования плавучих буровых установок и морских стационарных платформ (далее — Правила ПБУ/МСП), в 1.2 части I «Классификация» Правил классификации, постройки и оборудования морских плавучих нефтегазодобывающих комплексов (далее — Правила ПИК), а также следующие определения и сокращения (если иное не оговорено специально в отдельных частях Правил). 1.1 ОПРЕДЕЛЕНИЯ 1.1.1 Бурильный инструмент (drilling instrument) — бурильная колонна, состоящая из бурильных и утяжеленных бурильных труб и элементов ее оснастки, компоновка низа бурильной колонны (КНБК) и породоразрушающий инструмент. Буровая вышка (drilling derrick) — металлическое сооружение над устьем скважины, предназначенное для установки талевой системы, верхнего силового привода, устройств комплекта механизмов для выполнения спускоподъемных операций (КМСП) и размещения бурильных свечей. Буровой вертлюг (drilling swivel) — устройство для удержания на весу вращающегося бурильного инструмента, с одновременным подводом промывочной жидкости в колонну труб при бурении и промывке скважин. Вертлюг состоит из двух групп деталей — невращающейся, связанной с талевой системой, и вращающейся, связанной с колонной бурильных труб. Буровая лебедка (drawworks) — лебедка, предназначенная для поддержания заданной нагрузки на породоразрушающий инструмент, подачи бурильной колонны на забой разбуриваемой скважины,

спуска и подъема колонны бурильных труб при ее наращивании, смене породоразрушающего инструмента и забойных двигателей, извлечения керна, спуска колонны обсадных труб при креплении скважины, а также спуска и подъема различного оборудования при проведении исследовательских и ремонтных работ в скважине. Буровой комплекс (drilling rig) — комплекс буровых машин, механизмов, оборудования и сооружений, обеспечивающий с помощью бурильного инструмента самостоятельное выполнение технологических операций по строительству скважины. Выкидной трубопровод —трубопровод, по которому транспортируется флюид от устья скважины к манифольду или к первому технологическому аппарату (емкости). КМСП (комплект механизмов для выполнения спускоподъемных операций) (gear kit for round-trip operation) — набор механизмов, размещаемых на буровой вышке и основании вышечного блока (буровой площадке), включающий автоматический элеватор, механизмы захвата, подъема и расстановки свечей, магазины и подсвечники. Предназначен для механизации процессов свинчивания и развинчивания труб, расстановки и выдвижения свечей при спускоподъемных операциях. Манифольд (manifold) — система трубопроводов с необходимой запорной, регулирующей и предохранительной арматурой, собранная по схеме, позволяющей избирательно направлять флюид от одного или нескольких источников в различные технологические системы. Напорный трубопровод — добывающая/нагнетательная линия, вспомогательная линия или трубопровод, по которому течет флюид под давлением, превышающем атмосферное. Нефтегазовое оборудование — оборудование, предназначенное для бурения, добычи, промысловой подготовки и транспортировки пластовой продукции. Опасный производственный объект — предприятия или их цехи, участки, площадки, а также иные производственные объекты, указанные в приложении 1 к Федеральному закону № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов». Подготовка (первичная переработка) — подготовка пластовой

---

продукции, направленная на удаление нежелательных примесей и придание ей качества, необходимого для последующего безопасного хранения, транспортировки и использования, а также выделение отдельных компонентов и фракций. Потребитель — непосредственный пользователь услуг Регистра или продукции, находящейся под техническим наблюдением или инспекционным контролем Регистра при ее проектировании, изготовлении, эксплуатации и утилизации. Признанный стандарт — стандарт или иной нормативно-технический документ, признанный Регистром допустимым для применения, как обеспечивающий подтверждение соответствия требованиям, установленным в договорной специ-фикации/технических условиях/потребителем, и не противоречащий требованиям правил Регистра. Промышленная безопасность опасных производственных объектов — состояние защищенности жизненно важных интересов личности и общества от аварий на опасных производственных объектах (ОПО) и последствий указанных аварий. Превенторы (blowout preventer) — устройства для герметизации устья скважины при строительстве (бурении) или проведении различных работ с целью предотвращения неконтролируемых выбросов пластовой продукции. Противовыбросовое оборудование (ПВО) (blowout equipment) — комплекс оборудования, предназначенный для герметизации устья нефтяных и газовых скважин в процессе их строительства или ремонта с целью обеспечения безопасного ведения работ, предупреждения выбросов и открытых фонтанов, охраны недр и окружающей среды. Противовыбросовое оборудование включает превенторы, манифольды, систему контроля и управления. Система верхнего привода (верхний силовой привод) (system of top drive) — подвижный вращатель, оснащенный комплектом средств механизации при спускоподъемных операциях и предназначенный для вращения и наращивания бурильной колонны при бурении, выполнения операций по свинчиванию и разъединению бурильных и обсадных труб при спускоподъемных операциях и подачи промывочной жидкости в бурильную колонну. Система управления ПВО (control systems of blowout equipment) — система, предназначенная для дистанционного управления гидравлическими приводами превенторов, а также механический привод, применяющийся в качестве резервного.

СПК (tripping complex) — спускоподъемный комплекс, включающий буровую лебедку, талевую систему, комплект механизмов для выполнения спускоподъемных операций и предназначенный для спуска, подъема и удержания на весу бурильной колонны, обсадных труб и инструмента при строительстве скважин. Талевая система (rigging system) — грузонесущая часть буровой установки в виде полиспаста, состоящего из неподвижного кронблока и подвижного талевого блока с крюком или автоматическим элеватором для подвешивания труб. Техническое обслуживание (technical maintenance) — комплекс операций или операция по поддержанию работоспособности изделия (оборудования) при использовании по назначению, при хранении и транспортировке. Технологический комплекс — комплекс нефтегазового оборудования для добычи, сбора, подготовки и транспортировки пластовой продукции. Флюид — газ, пар, жидкость или их комбинация, транспортируемые по системам трубопроводов нефтегазового оборудования. 1.2 СОКРАЩЕНИЯ 1.2.1 АВВ — аварийная вытяжная вентиляция; ГЖ — горючие жидкости; ГПУ — главный пост управления; ГУР — главное управление Регистра; ЛВЖ — легковоспламеняющиеся жидкости; МСП — морская стационарная платформа; МЭК — Международная электротехническая комиссия; ПАЗ — противоаварийная автоматическая защита; ПБУ — плавучая буровая установка; ПВО — противовыбросовое оборудование; ПНК — морской плавучий нефтегазодобывающий комплекс; РЗУ — рыбозащитное устройство; СПО — спускоподъемные операции; ФА — фонтанная арматура; ЦПУ — центральный пост управления; ESD (Emergency shutdown) — аварийная остановка. Другие наиболее часто встречающиеся сокращения, которые употребляются в международной практике, приведены в Приложении 1.

---

Правила по нефтегазовому оборудованию морских плавучих нефтегазодобывающих комплексов, ПБУ и МСП

2 ОБЛАСТЬ РАСПРОСТРАНЕНИЯ

2.1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 2.1.1    Требования Правил распространяются на нефтегазовое оборудование, устанавливаемое на плавучих или стационарных морских нефтегазовых сооружениях: ПНК, ПБУ, МСП, а также на буровых судах (далее все вместе — ПНК/ПБУ/МСП). 2.1.2    Правила разработаны в дополнение к Правилам ПБУ /МСП и Правилам ПНК. 2.1.3    Требования, содержащиеся в Правилах, относятся к составу документации на нефтегазовое оборудование при рассмотрении проектов ПНК/ПБУ/ МСП, классификации ПНК/ПБУ/МСП в части подтверждения соответствия их нефтегазового оборудования, составу номенклатуры объектов и процедурам технического наблюдения Регистра за нефтегазовым оборудованием, системам и оборудованию для бурения скважин, системам и оборудованию для добычи, сбора, подготовки и транспортировки пластовой продукции, функциональным составляющим нефтегазового оборудования и оценке безопасности ПНК/ПБУ/МСП при эксплуатации нефтегазового оборудования. 2.1.4    Правила применяются при проектировании, изготовлении, эксплуатации и подтверждении соответствия ПНК/ПБУ/МСП в части установленного уровня безопасности нефтегазового оборудования, незагрязнения окружающей среды при производстве работ по бурению, добыче, сбору, подготовке и транспортировке пластовой продукции, а также при оценке рисков соответствующих критических событий. 2.1.5    Правила устанавливают дополнительные словесные характеристики в символе класса ПНК/ ПБУ/МСП, которые могут быть присвоены этим объектам при соответствии их нефтегазового оборудования требованиям Правил. 2.1.6    Правила могут быть использованы всеми организациями и предприятиями, деятельность которых связана с проектированием, строительством ПНК/ПБУ/МСП, разведкой, обустройством и разработкой месторождений углеводородного сырья на континентальном шельфе независимо от ведомственной принадлежности и формы собствен

ности. Если предприятие или организация решили на добровольной основе использовать Правила, то в этом случае должны выполняться все требования, указанные в них. 2.1.7    Правила могут применяться к нефтегазовому оборудованию ПНК/ПБУ/МСП, построенному без технического наблюдения Регистра в части данного оборудования, в целях проведения освидетельствований, подтверждения соответствия и технического наблюдения за данным нефтегазовым оборудованием в эксплуатации. 2.1.8    Нефтегазовое оборудование ПНК/ПБУ/ МСП, выполненное и установленное по другим нормам, правилам и стандартам, может быть одобрено Регистром в случае предоставления данных, позволяющих установить, что они являются одинаково эффективными по отношению к требованиям Правил. 2.2 ТРЕБОВАНИЯ НАЦИОНАЛЬНЫХ НАДЗОРНЫХ ОРГАНОВ 2.2.1    Выполнение требований Правил не освобождает от выполнения требований национальных надзорных органов к нефтегазовому оборудованию для бурения, добычи, переработки и транспортировки углеводородов на морском шельфе, в том числе на объектах ПНК/ПБУ/МСП, на стадиях проектирования, изготовления, подтверждения соответствия, монтажа, сварочных работ, испытаний и эксплуатации этого оборудования. 2.2.2    Правила учитывают требования: .1 федерального законодательства: Федерального закона РФ от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» с изменениями и дополнениями; Федерального закона РФ от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании» с изменениями и дополнениями; .2 нормативно-технических документов исполнительного органа власти РФ, осуществляющего надзор в области промышленной безопасности (Ростехнадзор).

---

3 ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯПО ТЕХНИЧЕСКОМУ НАБЛЮДЕНИЮ

3.1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 3.1.1    Техническое наблюдение за нефтегазовым оборудованием ПБУ/МСП/ПНК состоит в проверке его соответствия требованиям Регистра при: рассмотрении и одобрении (согласовании) технической документации; освидетельствовании объектов наблюдения на этапах изготовления, монтажа, эксплуатации, в том числе модернизации и ремонта. 3.1.2    Деятельность Регистра при рассмотрении технической документации, техническом наблюдении при изготовлении, монтаже и эксплуатации нефтегазового оборудования осуществляется на основании договоров с заказчиками. 3.1.3    Объекты технического наблюдения Регистра и технические требованиям к ним определяются Правилами и перечисляются в Номенклатуре объектов технического наблюдения Регистра за нефтегазовым оборудованием ПНК/ПБУ/МСП (см. разд. 7). Указанная Номенклатура не включает объекты, относящиеся к элементам нефтегазового оборудования и включенные ранее в Номенклатуру объектов технического наблюдения Регистра как объекты, которые обеспечивают безопасность мореплавания ПНК/ПБУ/МСП, охрану человеческой жизни и предотвращение загрязнения морской среды (см. Приложение I части I «Общие положения по техническому наблюдению» Правил технического наблюдения за постройкой судов и изготовлением материалов и изделий для судов). 3.1.4    При техническом наблюдении за нефтегазовым оборудованием Регистр может допустить использование нормативно-технических документов иностранных классификационных обществ, других признанных национальных и международных норм, правил и стандартов. 3.1.5    Изготовление нефтегазового оборудования и его монтаж должны осуществляться в соответствии с одобренной (согласованной) Регистром технической документацией. 3.1.6    В остальном общие положения по техническому наблюдению за нефтегазовым оборудованием ПНК/ПБУ/МСП должны соответствовать требованиям разд. 2 части I «Общие положения по техническому наблюдению» Правил технического наблюдения за постройкой судов, изготовлением материалов и изделий для судов.

3.2 УСЛУГИ, ОКАЗЫВАЕМЫЕ ПРИ ТЕХНИЧЕСКОМ НАБЛЮДЕНИИ 3.2.1    При проведении технического наблюдения за нефтегазовым оборудованием ПНК/ПБУ/МСП Регистр осуществляет: рассмотрение технической документации (см. разд. 5) и заключение о возможности установления дополнительных словесных характеристик в символе класса ПНК/ПБУ/МСП, подтверждающих соответствие их нефтегазового оборудования требованиям Правил (см. разд. 6); одобрение отдельных видов нефтегазового оборудования с выдачей Свидетельств о соответствии (см. 8.1, 8.2.1 — 8.2.4); признание изготовителей нефтегазового оборудования и материалов для него с выдачей Свидетельств о признании изготовителей (см. 8.3); одобрение сварочных материалов и технологических процессов сварки с выдачей соответствующих Свидетельств об одобрении сварочных материалов, Свидетельств об одобрении технологических процессов сварки и аттестацию сварщиков (см. 8.1, 8.2.5, 8.2.6); признание испытательных лабораторий с выдачей соответствующего Свидетельства (см. 8.4); техническое наблюдение за нефтегазовым оборудованием при постройке ПНК/ПБУ/МСП; техническое наблюдение за нефтегазовым оборудованием ПНК/ПБУ/МСП в эксплуатации. 3.2.2    По результатам технического наблюдения Регистр выдает на объекты технического наблюдения следующие документы установленной формы, удостоверяющие соответствие объекта технического наблюдения требованиям Регистра, а также его изготовление (постройку) под техническим наблюдением Регистра. Свидетельство о соответствии на конкретное изделие (С, СЗ) — документ, удостоверяющий соответствие конкретных материалов, изделий или групп изделий требованиям правил Регистра и нормативно-технической документации; Свидетельство о типовом одобрении (СТО) — документ, удостоверяющий соответствие типов изделий или групп изделий требованиям правил Регистра; Свидетельство о признании изготовителя (СПИ) — документ, удостоверяющий признание Регистром предприятия в качестве изготовителя материалов или изделий, находящихся под техническим наблюдением Регистра;

---

Правила по нефтегазовому оборудованию морских плавучих нефтегазодобывающих комплексов, ЛБУ и МСП

Свидетельство о типовом одобрении сварочных материалов (СОСМ) и Свидетельство одобрении технологических процессов сварки (СОТПС). 3.2.3 Основные требования к оформлению и срокам действия Свидетельств Регистра должны

соответствовать разд. 3 части I «Общие положения по техническому наблюдению» Правил технического наблюдения за постройкой судов и изготовлением материалов и изделий для судов.

---

4 ЗАЯВКИ И ДОГОВОРЫ О ТЕХНИЧЕСКОМ НАБЛЮДЕНИИ

4.1    Для осуществления работ, указанных в 3.2.1, предприятие должно обратиться в Регистр с письменной заявкой на проведение технического наблюдения с гарантией оплаты работы и возмещения расходов Регистра, а также с подтверждением ознакомления и согласия с Общими условиями оказания услуг Регистром, которые являются составной и неотъемлемой частью всех договоров, заключаемых Регистром. 4.2    В заявке должна быть представлена информация в объеме, достаточном для ее анализа и выполнения. 4.3    После анализа заявки в зависимости от конкретных условий предстоящего технического наблюдения (объемы, объекты, продолжительности и т. п.) Регистр, руководствуясь действующими положениями, определяет необходимость заключения договора о техническом наблюдении,

составленного в виде единого документа, или осуществляет техническое наблюдение в соответствии с заявкой без заключения договора. 4.4 Договор о техническом наблюдении Регистра, который составлен в виде единого документа, определяет объекты технического наблюдения и регламентирует взаимоотношения, права и обязанности сторон при осуществлении Регистром технического наблюдения за постройкой ПНК/ПБУ/ МСП и изготовлением материалов и изделий нефтегазового оборудования. В договоре устанавливается стоимость технического наблюдения, определяются порядок и сроки оплаты. При осуществлении технического наблюдения по заявке без заключения договора оплата работ и возмещение расходов производятся по счетам Регистра.

---

5 ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ

5.1 ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ 5.1.1    До начала технического наблюдения за проектированием, постройкой и/или эксплуатацией ПНК/ПБУ/МСП в части нефтегазового оборудования на рассмотрение Регистру должна быть представлена техническая документация в объеме, позволяющем удостовериться, что требования Правил по отношению к данному оборудованию, материалам и изделиям для него, а также качеству оказываемых услуг, указанных в 8.4, выполняются полностью. 5.1.2    Изменения, вносимые в одобренную Регистром техническую документацию и касающиеся элементов и конструкций, к которым предъявляются требования в Правилах, должны быть до их реализации представлены на одобрение Регистру. 5.1.3    Техническая документация на нефтегазовое оборудование может представляться Регистру в одном из следующих вариантов в зависимости от стадии проектирования:

обоснование инвестиций на постройку ПНК/ ПБУ/МСП, в том числе в составе проекта обустройства месторождения на шельфе; технический проект ПНК/ПБУ/МСП или ТЭО (проект) обустройства месторождения на морском шельфе; рабочий проект ПНК/ПБУ/МСП, технологическая документация и проект ремонтно-восстановительных работ; нормативно-технические документы, технические условия, технологические процессы и регламенты технологических процессов и технической эксплуатации нефтегазового оборудования; техническая документация на комплектующие изделия нефтегазового оборудования, паспорта и инструкции по эксплуатации. 5.1.4 В остальном общие положения по рассмотрению Регистром технической документации должны соответствовать требованиям разд. 3 части II «Техническая документация» Правил технического наблюдения за постройкой судов, изготовлением материалов и изделий для судов.

---

Состав нефтегазопромыслового оборудования

Данная категория оборудования состоит из огромного количества машин, механизмов и оборудования. В ее состав входят:

1. Оборудование для хранения нефтепродуктов. К этому оборудованию относятся емкости различных объемов и типов для хранения масел, конденсата, а также светлых и темных нефтепродуктов. К таким емкостям относятся различные резервуары, нефтебазы, газгольдеры.
2. Буровое оборудование. Данная техника предназначена для сооружения нефтяных и газовых скважин. Кроме буровых установок, оно также включает в себя вспомогательное и дополнительное оборудование.
3. Факельные системы. Данные системы состоят из машин, механизмов и оборудования, которое применяется для ликвидации газа (сжигания) при его периодических, аварийных и постоянных сбросах. На сегодняшний день существуют три вида факельных систем: мобильные, закрытые и открытые.
4. Нефтегазовая аппаратура. К данному типу оборудования относятся разнообразная арматура (нагнетательная, фонтанная, штангонасосная, электронасосная), фитинги, дроссели, клапаны, краны, вентили и много другое.
5. Паросжигатели. Также такое оборудование называют печи дожига, они предназначены для сжигания летучих ядовитых соединений, токсичных газов и паров, которые образуются при производстве жидкого топлива (сырая нефть, сжиженный нефтяной газ, бензин различного вида).
6. Насосное оборудование. Насосы, насосные станции и установки осуществляют процесс поддержания пластового давления (энергии пласта) в эксплуатационных и разведочных скважинах. Также данное оборудование предназначено для выполнения промывочных работ и перекачки нефтепродуктов.
7. Оборудование для подготовки сырья. Данный вид оборудования предназначен для производства готового продукта прямо на месторождении. К такому оборудованию относятся: доэмульсаторы, газораспределительные станции и установки, разнообразные сепараторы и прочие оборудование и механизмы.
8. Оборудование для нагрева нефти. Нагрев нефтепродуктов осуществляется с целью снижения их вязкости при подаче в оборудование и транспортировке. Для этого применяются печи и специальные подогреватели.

Пример функциональной схемы комплекса машин и оборудования для добычи нефти и природного газа

Месторождения нефти газа разрабатываются и эксплуатируются с помощью комплекса машин, механизмов, оборудования, сооружений инструментов, агрегатов и построек, которые связаны и взаимодействуют между собой, а также с объектом эксплуатации и разработки. Поэтому систему нефтегазового промысла необходимо рассматривать как геологическое образование, так и комплекс разнообразных инженерных средств. На рисунке ниже представлена классическая схема нефтегазовой добычи.

«Эксплуатация нефтегазопромыслового оборудования» 👇

где, 1 – скважины, предназначенные для нагнетания в пласт воды; 2 – скважина для нагнетания в пласт газа; 3 — система сбора жидкости и газа пласта и их разделения на воду, газ и нефть; 4 – насосные установки; 5 -компрессорные установки; 6 – система поддержания энергии пласта; 7 – скважины нефтяные; 8 – газовая шапка; 9 – часть пласта, насыщенная нефтью; 10 – водонасыщенная часть пласта; 11 – оборудование и машины для увеличения нефтегазоотдачи и объемов добычи; 12 – оборудование для текущего ремонта скважин; 13 – оборудование для капитального ремонта скважин; 14 – оборудования эксплуатации скважин.

Пласт разрабатывается и эксплуатируется скважинами, часть которых предназначена для извлечения пластовой жидкости (7), а другая часть – для подачи в пласты воды или газа в газовую шапку (8).

Для осуществления подъема пластовой жидкости используется комплекс оборудования эксплуатации скважин (14).

Пластовую жидкость (воды, газ, нефть) собирают с помощью системы сбора (3), где нефть разделяют перерабатывают (обезвоживают, обессоливают) и отправляют потребителям. В этой же системе происходит процесс превращения добытого газа в сухой газ. Для увеличения объема добычи и качества полезного ископаемого используется комплекс оборудования 11 (термообработка или кислотная обработка).

Для поддержания уровня пластовой энергии (пластового давления) используется комплекс оборудования 6, путем закачки воды в пласт или газа в газовую шапку.

Для эксплуатации и разработки морских и океанических нефтегазовых месторождений кроме обычного оборудования используют еще специальное. К такому оборудованию относятся стационарные платформы и их опоры, а также разнообразное подводное оборудование.

Эксплуатация и ремонт оборудования нефтяных и газовых промыслов

Содержание

Введение

1. Назначение, устройство и техническая характеристика насосов

2. Виды и периодичность технического обслуживания и ремонта
оборудования

2.1 Организация контроля работоспособности и работ по ТО и ремонту
оборудования НПС

2.2 Планирование работ по ТО и ремонту оборудования

2.3 Порядок передачи оборудования в ремонт и приемки из ремонта

2.4 Типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту
насосов

2.5 Требования к выполнению ремонта насосов

2.6 Результаты ремонтов отражаются в протоколе наладки

3. Описание возможных дефектов и способов их устранения

3.1 Технологическая последовательность правки вала

3.2 Технологическая последовательность восстановления посадочных
шеек вала

3.3 Технологическая последовательность замены подшипника качения

3.4 Технологическая последовательность ремонта рабочего колеса

3.5 Технология центровки валов насоса и электродвигателя

3.6 Технология замены сальниковой набивки

3.7 Технология балансировки ротора

3.8 Технологический процесс статической балансировки с определением
скрытого дисбаланса

4. Техника безопасности при ремонте насоса

Список используемой литературы

Введение

Согласно ГОСТ 25866 эксплуатация — стадия жизненного цикла
изделия, на которой реализуется, поддерживается и восстанавливается его качество.
При этом под изделием понимается любой вид техники. Процесс эксплуатации
включает в общем случае использование изделия по назначению, транспортирование,
хранение, техническое обслуживание и ремонт.

Эксплуатация подразделяется на две составляющие: использование
машин по назначению и техническую эксплуатацию.

Использование по назначению — это применение продукции
(машины) для целей, предусмотренных техническими условиями и инструкциями,
утвержденными поставщиком.

Техническая эксплуатация включает транспортирование,
хранение, техническое обслуживание и ремонт машины.

Общее руководство эксплуатацией оборудования осуществляет
нефтегазодобывающее общество, на балансе которого находится оборудования.

Непосредственно эксплуатацией оборудования занимаются территориальные
производственные предприятия, входящие в состав этого общества или его
филиалов.

Качество системы эксплуатации проявляется при ее
функционировании. Процесс эксплуатации оборудования можно представить как
последовательную во времени смену различных этапов эксплуатации, через которые
проходит оборудование, могут быть отнесены:

) использование по назначению (применение);

) различные виды и методы технического обслуживания и ремонта
(ТО и Р);

) диагностирование;

) периодические и специальные испытания;

) готовность к применению;

) хранение;

) транспортирование;

) модернизация и реконструкция;

) ожидание поступления оборудования в каждый из выделенных
этапов эксплуатации.

Весь комплекс операций по ТО и Р оборудования можно
классифицировать на две группы:

Плановые профилактические работы, связанные в основном с
предупреждением отказов и повреждений;

Работы по обнаружению и устранению дефектов, вызвавших отказы
и повреждения.

Центробежные насосы широко применяются во всех отраслях, в
том числе в нефтяной промышленности, для перекачки различных жидкостей. Их
преимущества — простота конструкции и удобство в эксплуатации.

Центробежный насос относится к лопастным насосам, в которых
жидкая среда перемещается через рабочее колесо от центра к периферии.

Центробежный насос состоит из рабочего колеса с изогнутыми
лопастями и неподвижного корпуса спиральной формы, Рабочее колесо насажено на
вал, вращение которого осуществляется непосредственно от привода (чаще всего
электродвигателя).

В корпусе насоса имеются два патрубка для присоединения к
всасывающему и нагнетательному трубопроводам. Отверстия в корпусе, через
которые проходит вал колеса, имеют сальники для создания необходимой
герметичности.

Для предотвращения перетекания жидкости внутри насоса между
всасывающим патрубком и колесом устанавливается лабиринтное уплотнение.

Центробежный насос может работать только в том случае, когда
его внутренняя полость заполнена перекачиваемой жидкостью.

Принцип действия центробежных насосов заключается в
следующем. От вала насоса приводится в движение рабочее колесо, находящееся в
корпусе. Колесо при своем вращении захватывает жидкость и благодаря развиваемой
центробежной силе выбрасывает эту жидкость через направляющую (спиральную)
камеру в нагнетательный трубопровод.

Уходящая жидкость освобождает занимаемое ею пространство в
каналах на внутренней окружности рабочего колеса. Давление в этой области
понижается, и туда устремляется жидкость из всасывающего трубопровода под
действием разности давлений.

Разность давлений в резервуаре и на всасывании насоса должна
быть достаточной, чтобы преодолеть давление столба жидкости, гидравлические и
инерционные сопротивления во всасывающем трубопроводе.

Если жидкость забирается насосом из открытого резервуара, то
всасывание жидкости центробежным насосом происходит под действием перепада
давлений, равного разности атмосферного давления и давления на входе в рабочее
колесо.

Основным элементом центробежного насоса является рабочее
колесо, которое представляет собой, например, отливку из двух дисков, между
которыми располагается от 4 до 12 рабочих лопастей. Иногда рабочие колеса
выполняют открытыми без переднего диска. Рабочее колесо может быть также
сварным, штампованным и фрезерованным.

Спиральный корпус (камера) служит для приема и направления
жидкости, а также преобразования кинетической энергии жидкости (скорости),
приобретенной от вращающегося рабочего колеса, в потенциальную энергию
(давление).

В корпусе насоса устанавливаются опоры. Для подшипников, в
которых вращается вал.

Центробежные насосы классифицируются следующим образом.

. По числу рабочих колес: одноступенчатые (с одним рабочим
колесом); многоступенчатые (с несколькими рабочими колесами). В
многоступенчатых насосах жидкость подается через всасывающий патрубок к центру
первого колеса, с периферии этого колеса к центру следующего колеса и т.д.
Таким образом, давление жидкости последовательно повышается на каждом рабочем
колесе. Число колес и многоступенчатых насосах может доходить до 10 — 16.

. По развиваемому напору: низконапорные (до 50 — 60 м);
средне-напорные (до 150 — 200 м); высоко-напорные (более 200 м).

. По способу подвода жидкости к рабочему колесу: с
односторонним подводом (всасыванием); с двусторонним подводом.

. По расположению вала насоса: горизонтальные; вертикальные.

. По способу разъема корпуса: с горизонтальным разъемом; с
вертикальным разъемом.

. По способу отвода жидкости из рабочего колеса в камеру:
спиральные; секционные.

В спиральных насосах жидкость из рабочего колеса поступает в
спиральный корпус и затем в. напорный трубопровод. В секционных насосах
жидкость из рабочего колеса отводится через направляющий аппарат, который
представляет собой неподвижное кольцо с лопастями.

. По способу соединения с двигателем: соединяемые с
двигателем через ускоритель; соединяемые с двигателем напрямую (через упругую
муфту).

. По назначению: для перекачки воды, нефти, холодных и
горячих нефтепродуктов, сжиженных газов, масел, органических растворителей и
др.; для транспортировки по магистральным трубопроводам нефти и нефтепродуктов.

К системам нефтеснабжения предъявляются особые требования,
основными из которых являются: надежность и бесперебойность доставки нефти
потребителям при безопасной и экономичной работе всех технологических
сооружений.

оборудование центробежный насос нефтепромысловый

Выполнение этих требований в полной мере возможно только при
высоком уровне надежности оборудования. Центробежные насосы составляют основной
вид нагнетательного оборудования для перекачки продукта по магистральным
трубопроводам и применяются как на головных, так и на промежуточных НПС. Для
обеспечения бесперебойной работы насосов необходимо периодично выявлять и
устранять возможные дефекты узлов и деталей насосов.

1.
Назначение, устройство и техническая характеристика насосов

1) Назначение

Насосы применяются для перекачивания нефти с температурой от минус
С до плюс С, с кинематической вязкостью до 3 см/сек, механическими примесями
не более 0,2 мм и 0,05% по объему. Корпуса насосов рассчитаны на максимальное
рабочее давление 64 кгс/см и допускают последовательную работу трех насосных
агрегатов.

Для перекачки жидкостей на взрывоопасных и пожароопасных
производствах и установках, насос должен быть укомплектован электродвигателем,
исполненным во взрывозащитном корпусе.

) Устройство насоса

Насосы нефтяные магистральные, центробежные одноступенчатые, с
рабочим колесом двухстороннего входа и двухзавитковым спиральным отводом.

Корпус насоса — литой чугунный, с горизонтальной плоскостью разъема
— является базовой деталью. Верхняя и нижняя части корпуса соединяются
посредством шпилек с колпачковыми гайками. Горизонтальный разъем корпуса
уплотняется паронитовой прокладкой толщиной 0,6 мм и по контуру закрывается
специальными щитками для гашения струи нефти в случае пробоя прокладки по
разъему. В нижней части корпуса отлиты лапы, для крепления насоса к фундаменту.

Ротор насоса представляет собой отдельную сборочную единицу и
состоит из вала (поковка сталь 40Х), рабочего колеса (сталь 25А), рубашек из
нержавеющей стали, защитных втулок и других деталей, закрепленных на валу.
Шейки вала, опирающейся на подшипники, подвергнуты поверхностной закалке для
повышения износоустойчивости. Конец вала под зубчатую втулку конический, что
облегчает снятие зубчатой втулки.

Рабочее колесо сварнолитое насаживается на вал плотной посадкой.
Детали ротора на валу посажены на шпонки и закреплены гайками со стопорными
шайбами.

Правильная установка ротора в корпусе насоса в осевом направлении
обеспечивается подбором толщины дистанционного кольца.

Опорами ротора служат подшипники скольжения. Положение корпуса
подшипника регулируется тремя установочными винтами. Установка подшипников
должна обеспечивать концентричность расположения ротора относительно расточек
уплотнений статора. В этом положении корпуса подшипников фиксируется штифтами.
Смазка подшипников принудительная. Смазочные кольца предназначены для смазки
подшипников. Осевое усилие ротора воспринимается двумя радиально — упорными
шарикоподшипниками. Комплект шарикоподшипников подбирается по наружному кольцу
втулкой упорной и торцевой крышкой, Внутренние обоймы жестко зажимаются на валу
гайкой.

Концевые уплотнения ротора — механические, торцевые, одинарные с
трущейся парой графит — нержавеющая сталь разгруженного типа. Предварительное
прижатие деталей трения создается с помощью восьми пружин. Конструкция
торцевого уплотнения допускает разборку и сборку последнего без демонтажа
крышки насоса и корпусов подшипников.

Маслоустановка нефтяного насосного агрегата предназначается для
обеспечения смазки подшипников насоса и электродвигателя.

Соединение насоса с электродвигателем осуществляется с помощью
зубчатой муфты с проставкой. Обоймы зубчатой муфты соединены с приставкой,
призонными болтами и закрыты торцевыми крышками.

Насос снабжен вспомогательными трубопроводами подвода и отвода
масла, трубопроводом отвода нефти, гидроразгрузки, отвода утечек из торцевых
уплотнений. В насосе предусмотрены места для установки датчиков контроля его
работы.

2. Виды и
периодичность технического обслуживания и ремонта оборудования

2.1
Организация контроля работоспособности и работ по ТО и ремонту оборудования НПС

Диагностические контроли, техническое обслуживание и
ремонтные работы проводятся по графикам через интервалы времени (наработки), указанные
с учетом инструкций по эксплуатации, фактических показателей надежности, срока
службы каждой единицы оборудования и ее фактического технического состояния.

Фактическое техническое состояние определяется по результатам
технических осмотров, диагностических контролей, дефектоскопии деталей при
ремонтах и освидетельствовании, показаниям контрольно-измерительных приборов.

Таблица 1

Тип насоса	Периодичность, не более, ч
	ТО	Планового диагностического контроля	ТР	СР	КР
НМ 10000-210	600	3000	6000	12000	36000

При эксплуатации оборудования производятся:

диагностический контроль (оперативный, плановый, неплановый);

техническое обслуживание;

плановые текущий, средний, капитальный ремонты;

ремонт по фактическому техническому состоянию.

Талица 2

Тип насоса	Периодичность дефектоскопического контроля, ч
	При наработке вала до 50000 ч	При наработке вала от 50000 до 72000 ч
НМ 10000-210	12000	6000

Плановый диагностический контроль проводится с
периодичностью, перед плановыми средним и капитальным ремонтами с целью
выявления дефектов и уточнения объемов ремонтных работ.

Неплановый диагностический контроль проводится при отклонении
постоянно контролируемых параметров работы оборудования от нормативных
значений. По результатам непланового диагностического контроля принимается
решение о выводе оборудования в ремонт по фактическому состоянию.

Техническое обслуживание, плановые текущий, средний,
капитальный ремонты оборудования проводятся в объеме и в сроки, определенные в
соответствующих разделах РД 08.00-60.30.00-КТН-016-1-05.

Объем ремонтных работ корректируется на основании дефектного
акта, составляемого после дефектоскопии деталей, при разборке оборудования во
время выполнения ремонта, а также акта диагностического контроля. В акте
диагностического контроля должны быть отражены: дата и время контроля; режим
работы и производительность нефтепровода; основные технические характеристики
оборудования; базовые и фактические диагностируемые параметры; заключение о
работоспособности оборудования (работоспособно или неработоспособно);
предполагаемый срок следующего диагностического контроля; причины
неработоспособности, предполагаемый объем ремонтных работ (если оборудование
неработоспособно); должность, Ф.И.О., подпись лица, проводившего
диагностический контроль и ответственного за эксплуатацию данного оборудования.

Контроль выполнения графика проведения диагностических
контролей, технического обслуживания и ремонтов должен осуществлять главный
механик.

Главный инженер районного управления магистральных
нефтепроводов (РУМН, РНУ, далее по тексту РНУ), главный механик РНУ обязаны
обеспечить организацию своевременного проведения диагностических контролей,
технического обслуживания и ремонтов механо-технологического оборудования.

Заместитель начальника НПС (главный инженер НПС, заместитель
начальника НПС по технической части, старший инженер, далее по тексту,
заместитель начальника НПС) обязан обеспечить своевременное проведение
диагностических контролей и ремонтных работ в соответствии с графиком,
контролировать ведение оперативной и ремонтной документации, формирование
периодических сводок по наработке оборудования и базы данных по отказам.

Контроль эксплуатационных параметров работы
механо-технологического оборудования НПС должен осуществляться
автоматизированными системами управления технологическим процессом (АСУ ТП), а
также оперативным (дежурным) персоналом нефтеперекачивающих станций.

Дежурный персонал должен осуществлять технические осмотры
оборудования НПС, контролировать пуск, остановку, осуществлять аварийный вывод
оборудования из эксплуатации, вести журнал регистрируемых параметров НА
(приложение С), осуществлять контроль фактических параметров работы МН и НПС и
фиксировать их отклонения согласно Регламента организации контроля за
нормативными параметрами МН и НПС в операторных НПС, диспетчерских пунктах РНУ
(УМН) и ОАО МН.

Приемка и передача смены оперативным (дежурным) персоналом
регистрируются в «Журнале состояния технологического оборудования,
принятого по смене».

Приемка и сдача смены во время ликвидации отказа,
переключения, включения и отключения оборудования запрещается.

Эксплуатационно-ремонтный (ремонтный) персонал НПС должен
выполнять техническое обслуживание, плановый текущий ремонт (в случае
отсутствия БПО при РНУ), аварийно-восстановительные работы (в объеме текущего
ремонта), осуществлять подготовку оборудования НПС к передаче в ремонт
исполнителю ремонта.

Эксплуатационно-ремонтный (ремонтный) персонал должен быть
обучен и иметь квалификационное удостоверение на проведение соответствующего
вида работ.

Исполнителями плановых и неплановых диагностических контролей
являются специализированные предприятия или специалисты НПС, РНУ, аттестованные
по методам и видам неразрушающего контроля на соответствующий вид работ,
согласно ПБ 03-440-02 [1]. Текущий, средний и капитальный ремонт оборудования
НПС выполняется специализированным предприятием (ЦБПО, БПО,
ремонтно-механическим заводом, ремонтно-механическими мастерскими и др.).

2.2
Планирование работ по ТО и ремонту оборудования

Диагностические контроли, техническое обслуживание и ремонт
оборудования выполняются в сроки, установленные годовым графиком проведения ТО,
плановых диагностических контролей и плановых ремонтов. Работа оборудования
после установленных графиком сроков выполнения ремонтов запрещается. Ремонт
оборудования, связанный с прекращением перекачки, должен выполняться в сроки
плановой остановки нефтепровода или отдельных его участков.

Годовой (с разбивкой по кварталам и месяцам) график
проведения ТО, плановых диагностических контролей и ремонтов составляется на
все виды механо-технологического оборудования ежегодно до 1 июля года,
предшествующего планируемому инженером-механиком НПС, согласовывается с
заместителем начальника НПС, с начальником соответствующего ремонтного участка
ЦБПО (БПО), визируется главным механиком РНУ, согласовывается главным механиком
и утверждается главным инженером РНУ.

График ТО, плановых диагностических контролей и ремонтов
составляется на основе периодичности указанной в соответствующих разделах
данного РД 08.00-60.30.00-КТН-016-1-05, информации о выполненных ранее
ремонтных работах, диагностических контролей, плановых остановок, наработке и
количестве пусков, а также в соответствии с требованиями заводов-изготовителей.

2.3 Порядок
передачи оборудования в ремонт и приемки из ремонта

При выполнении ремонтных работ, осуществляемых
эксплуатационно-ремонтным персоналом НПС, оформляется акт вывода оборудования в
ремонт, в котором указывается объем работ, подписывается заместителем
начальника НПС и инженером-механиком НПС.

Передача оборудования в ремонт специализированному
предприятию оформляется актом, который подписывается заместителем начальника
НПС и представителем предприятия — исполнителя ремонта. При выводе оборудования
в ремонт формуляр на соответствующее оборудование, акт сдачи оборудования в
ремонт, акт диагностического контроля и дефектный акт передаются представителю
предприятия — исполнителя ремонта.

Перед выводом оборудования в ремонт на основании оформленного
регламентом наряда-допуска выполняется комплекс подготовительных мероприятий по
отсоединению оборудования от технологических коммуникаций, сбросу давления и
освобождению от нефти, снятию напряжения с электроприводов задвижек и насосов
эксплуатационно-ремонтным персоналом НПС под руководством инженера-механика и
инженера-энергетика НПС. После выполнения подготовительных работ оператор НПС
допускает исполнителей ремонта к выполнению работ.

Заместитель начальника НПС и инженер-механик НПС должны
осуществлять контроль соблюдения технологии ремонта оборудования на НПС и
качества его выполнения, а также контроль своевременного и правильного
заполнения соответствующих журналов и формуляров сведениями о выполненных при
ремонте работах.

Приемка оборудования из ремонта, выполняемого
эксплуатационно-ремонтным персоналом НПС, осуществляется заместителем
начальника НПС. При этом составляется акт приемки оборудования из ремонта,
подписанный заместителем начальника НПС, инженером-механиком и ответственными
за подготовку и выполнение ремонтных работ. Акт утверждается начальником НПС.

Приемка оборудования из ремонта, выполняемого
специализированным предприятием, осуществляется заместителем начальника НПС у
представителя предприятия-исполнителя ремонта и оформляется актом.

Акт приемки оборудования из ремонта хранится совместно с формуляром
на оборудование.

Результаты среднего и капитального ремонтов отражаются в
протоколе наладки оборудования, который заполняет исполнитель ремонта. Протокол
хранится совместно с формуляром на оборудование.

Сведения о проведении ремонтов заносятся в формуляр
оборудования инженером-механиком НПС с перечислением проведенных работ и
замененных деталей и узлов.

Принятое из ремонта оборудование вводится в работу
оперативным персоналом после окончания ремонтных работ и закрытия
наряда-допуска.

Оборудование, прошедшее ремонт на НПС, считается принятым в
эксплуатацию после проверки его технического состояния, проведения испытаний
(обкатки) в рабочем режиме:

после текущего ремонта — в течение 8 ч;

после среднего и капительного ремонта — 72 ч.

При передаче на НПС оборудования, отремонтированного на
специализированном предприятии, прилагается формуляр с заполненными
результатами ремонта, входного и выходного контроля, гарантийным сроком
эксплуатации, протоколом наладки. Оборудование считается принятым после наработки
72 часов и подписания акта приемки.

В формуляр оборудования, подвергнутого испытанию после
ремонта, должны вноситься его результаты с указанием параметров испытания.

2.4 Типовой
объем работ по техническому обслуживанию и ремонту насосов

Типовые объемы работ технического обслуживания и ремонтов
магистральных, подпорных и вспомогательных насосов приведены в таблице 3.

Кроме того выполняются все работы, предусмотренные
документацией заводов-изготовителей насосов.

Текущий ремонт выполняется без вскрытия насоса.

Средний ремонт предусматривает разборку насоса (без демонтажа
с фундамента), при этом в зависимости от технического состояния проводится
замена узлов и деталей, а также замена ротора. Демонтированный ротор
доставляется на специализированное предприятие для ремонта и дефектоскопии
вала.

Капитальный ремонт насоса проводится с периодичностью и в
объеме, указанными в таблицах 1 и 3, а также с выполнением дополнительных
работ, определенных при диагностических контролях и во время текущего и
среднего ремонта, технического освидетельствования. При обнаружении дефектов
корпуса, насос подлежит демонтажу и ремонту в условиях специализированного
предприятия.

В случае приостановки на 8 и более часов производства
ремонтных работ, связанных с разборкой магистрального или подпорного насоса,
крышка насоса должна быть установлена на корпус и закреплена с полной затяжкой
гаек. Места установки торцовых уплотнений должны быть заглушены.

Таблица 3. Типовой объем работ по техническому обслуживанию
и ремонту насосов.

Типовой объем работ	Периодичность выполнения работ
	ТО	ТР	СР	КР
Визуальный контроль герметичности стыков крышки с корпусом, мест соединений с технологическими и вспомогательными трубопроводами, уплотнений вала, места сопряжения корпуса вертикального подпорного насоса со стаканом	+	+	+	+
Проверка состояния фланцевых и резьбовых соединений	+	+	+	+
Проверка технического состояния муфты (затяжки болтовых соединений зубчатой или пластинчатой упругой муфт; упругих элементов пластинчатой муфты на наличие выпуклости; резиновых колец втулочно-пальцевой муфты на отсутствие расслоений и трещин	+	+	+	+
Контроль наличия и качества смазки в зубчатых муфтах, при необходимости, замена смазки	+	+	+	+
Проверка равномерности зазора по окружности между втулкой и диафрагмой промвального узла (радиальный зазор 0,3-0,5 мм)	+	+	—	—
Визуальный контроль герметичности трубопроводов системы смазки, охлаждения	+	+	+	+
Проверка состояния подшипников, измерение радиальных зазоров между валом и вкладышем подшипников, натяга крышек радиально-упорного подшипника и подшипника скольжения, при необходимости, замена	—	+	+	+
Промывка трубопроводов отвода утечек горячей водой	—	+	+	+
Демонтаж узла торцовых уплотнений, промывка, визуально-измерительный контроль, установка в насос. При наличии дефекта замена на новый комплект торцовых уплотнений (в сборе)	—	+	—	—
Замена торцовых уплотнений (в сборе)	—	—	+	+
Проверка центровки и выполнение центровки, если необходимо по результатам вибродиагностического контроля	—	+	—	—
Опорожнение от нефти, вскрытие и разборка насоса	—	—	+	+
Демонтаж всех вспомогательных трубопроводов, осмотр, промывка	—	—	+	+
Чистка, промывка и визуальный осмотр узлов и деталей, при необходимости, замена или ремонт	—	—	+	+
Контроль целостности корпуса и крышек подшипников	—	—	+	+
Контроль технического состояния лопаток, дисков рабочего колеса, а также сборочных единиц (при необходимости ремонт или замена)	—	—	+	+
Проверка состояния надежности крепления и стопорения втулок вала, радиально-упорных подшипников	—	—	+	+
Замена паронитовых и резиновых уплотнительных прокладок независимо от их технического состояния	—	—	+	+
Восстановление антикоррозионных покрытий и окраски	—	—	+	+
Измерение радиальных зазоров в щелевых уплотнениях рабочего колеса и, в случае превышения нормативных значений, указанных в приложении У, замена уплотнительного кольца или восстановление размеров элементов щелевого уплотнения	—	—	+	+
Замена ротора (если срок проведения дефектоскопии или списания совпадает с временем выполнения ремонта или выявлен дисбаланс)	—	—	+	+
Осмотр и обмер уплотнительных поверхностей деталей разгрузочного узла, элементов межступенных щелевых уплотнений, при необходимости ремонт или замена деталей	—	—	+	+
Дефектация и при необходимости замена уплотняющих втулок, импеллера, замена (или ремонт) подшипников скольжения, пришабровка новых вкладышей по валу с проверкой прилегания вкладышей к корпусу подшипника; замена шарикоподшипников	—	—	+	+
Разборка, ремонт деталей промвального узла, муфты. Установка зазоров между втулкой и диафрагмой промвального узла (радиальный зазор 0,3-0,5 мм), контроль величины избыточного давления в воздушной камере вала	—	—	+	+
Дефектация деталей резьбовых соединений, при необходимости замена болтов, шпилек и гаек со смятой или сорванной резьбой	—	—	+	+
Обследование состояния фундамента на отсутствие трещин, определение величины его осадки, согласно раздела 12, проверка состояния анкерных (фундаментных) болтов и степени их затяжки	—	—	+	+
Замена анкерных болтов (в случае демонтажа корпуса) при необходимости	—	—	—	+
Визуально-измерительный контроль корпусных деталей. Обязательному измерительному контролю подлежат места сопряжения уплотнительных колец с корпусом, посадки деталей подшипниковых узлов, места расположения импеллеров, втулок, камер торцовых уплотнений, а также толщина стенки спирального отвода корпуса по периферии (над рабочим колесом).	—	—	—	+
Контроль состояния сопрягаемых поверхностей крышки и корпуса насоса на плоскостность, наличие каверн, вмятин, рисок. При обнаружении дефектов на плоскостях разъема корпусных деталей допускается производить механическую обработку (шлифовку) на глубину не более 0,5 мм без демонтажа насоса. Компенсация глубины снятого материала производится путем соответствующего увеличения толщины паронитовой прокладки	—	—	—	+
Контроль магнитометрическим или ультразвуковым методом зон сопряжения входного и напорного патрубков с корпусом насоса, по технологии указанной в РД 153-39.4Р-124-02. По результатам контроля принимается решение об устранении дефекта или замене корпуса насоса. После устранения дефектов на ЦБПО (БПО) корпус насоса подвергается гидравлическому испытанию на прочность давлением 1,5 Рраб, где Рраб — максимальное рабочее давление насоса в данной технологической обвязке	—	—	—	+
Сборка, центровка насосного агрегата	—	—	+	+
Опрессовка насоса и вспомогательных трубопроводов	—	+	+	+
Гидравлическое испытание на прочность, плотность и герметичность совместно с технологической обвязкой давлением 1,25 Рраб	—	—	—	+
Обкатка	—	+	+	+

2.5
Требования к выполнению ремонта насосов

Входной контроль деталей и узлов.

Все детали и узлы, поставляемые для ремонта, подвергаются
входному контролю, в ходе которого осуществляется:

проверка паспортов и сертификатов, наличие в них обозначения
(номера), даты, свидетельства о приемки;

измерение при помощи универсального и специального
измерительного инструмента посадочных размеров;

внешний осмотр на отсутствие трещин, забоин, задиров,
надрывов, вмятин, заусениц на поверхности деталей;

визуальный осмотр шероховатости обработанных поверхностей
(при признаках большой шероховатости — контроль профилометром или сравнением с
образцами шероховатости);

внешний осмотр качества швов сварных соединений;

проверка состояния резьбы и деталей резьбовых соединений;

контроль основных размеров ротора согласно паспорта
(формуляра), результатов балансировки и дефектоскопии, наработки и количества
пусков;

контроль наличия смазки зубчатых муфт; проверка состояния
рабочих элементов пластинчатых и упругих втулочно-пальцевых муфт;

визуальный контроль технического состояния блоков
радиально-упорных подшипников, самих подшипников, втулки, кольца. Контроль
посадочных размеров, сопоставление их с паспортными и посадочными размерами
элементов насоса;

визуальный контроль качества заливки подшипников скольжения,
контроль соответствия номера и размеров подшипника требуемым технической
документацией на насос;

проверка основных размеров торцовых уплотнений, качества
притирки пар трения, состояния резиновых уплотнений, упругости пружин торцовых
уплотнений, наличия в паспорте данных стендовых испытаний с указанием материала
пары трения, размеров колец, испытательного давления, контроль уплотнительных
материалов (приложение Х).

Требования к контролю и отбраковке деталей общего назначения

Болты, гайки и резьбы:

состояние резьбы проверяется внешним осмотром, на резьбе
деталей не должно быть вмятин, забоин, выкрашиваний и срывов более 2-х ниток;

грани головок болтов и гаек не должны иметь повреждений и
износа более 0,05 мм.

Стопорные и пружинные шайбы:

стопорные шайбы не должны иметь трещин и надрывов в местах
перегиба;

пружинные шайбы, бывшие в употреблении, могут быть
использованы повторно, если они не потеряли своей упругости, которая
характеризуется величиной развода концов шайб. Нормальный развод шайбы равен
двойной ее толщине, допустимый — полуторной.

Контроль выполнения ремонта

состояние поверхностей сопряжения деталей насоса с корпусом;

качество притирки пар трения и состояние резиновых уплотнений
торцовых уплотнений;

надежность крепления рабочего колеса и втулок на валу;

легкость вращения внутреннего кольца подшипника качения
относительно наружного;

диаметральные размеры обода рабочего колеса и уплотнительного
кольца, размер щелевого зазора между указанными деталями согласно приложению У;

чистота устанавливаемых деталей.

В ходе ремонта осуществляется контроль отдельных операций.

При укладке ротора в корпус насоса рабочее колесо должно
занимать симметричное положение относительно спирали корпуса. Такое положение
рабочего колеса достигается подгонкой толщины регулировочного кольца.
Несовпадение осей рабочего колеса и отвода не должно превышать величины,
указанной в документации на конкретный тип насоса. Отклонение контролируется в
плоскости разъема.

Положение ротора в радиальном направлении контролируется по
замерам зазоров в щелевых уплотнениях рабочего колеса, зазоров между валом и
втулками. Окончательные величины радиальных зазоров должны сравниваться с
паспортными и записываться в протоколе наладки насоса.

Перед установкой крышки насоса проверяется легкость
проворачивания ротора от руки, вращение должно быть свободным, без заеданий.
Все прокладки должны быть без надрывов и трещин. Использование паронитовых
прокладок и резиновых уплотнительных колец, бывших в употреблении, запрещается.

При сборке секционного насоса проверяется осевой зазор между
ротором и статором при установке каждого рабочего колеса. Осевой разбег ротора
после сборки насоса должен соответствовать величине, указанной в документации
на насос, а при отсутствии этого требования должен быть не менее 6 мм.

При сборке насоса осуществляется контроль плавности вращения
радиально-упорного подшипника скольжения.

У подшипников скольжения контролируется прилегание по валу,
зазоры, натяг по крышке.

Прилегание шеек вала по всей длине вкладышей должно быть
обеспечено на угле охвата 60°-90°. При необходимости вкладыши подлежат
шабровке. Проверяются верхние и боковые зазоры между шейкой вала и вкладышем.
Боковые зазоры контролируются на расстоянии 5-7 мм от плоскости разъема вкладышей.
Контролируется установка ротора в корпус насоса в осевом и радиальном
направлении.

После установки крышки насоса и равномерного поочередного
затягивания диаметрально противоположных гаек в 2-3 приема проверяется
плавность вращения ротора от руки и замеряется биение по полумуфте.

После окончания сборки насоса производится проверка
герметичности маслосистемы насоса и опрессовка внутренней полости насоса с
технологическими нефтепроводами (от входной задвижки насоса до выходной)
давлением 1,25 Рраб, где Рраб — максимально разрешенное рабочее давление в
коллекторе насосных агрегатов.

2.6
Результаты ремонтов отражаются в протоколе наладки

Магистральные и подпорные насосные агрегаты после ремонта
подлежат обкатке в течение времени.

Во время обкатки контролируется температура подшипников,
температура и давление масла, вибрация. Если по завершению обкатки рост любого
из перечисленных параметров не прекратился (в пределах допустимых значений), то
насос не может быть принят в эксплуатацию после ремонта.

Вспомогательные насосы после ремонта подлежат обкатке в
течение времени, указанного в паспорте насоса (или руководстве по эксплуатации
завода-изготовителя). При отсутствии таких указаний обкатка проводится в
течение одного часа. Во время обкатки контролируется стабильность давления на
выходе насоса и его соответствие технологической карте. При обкатке проверяется
отсутствие явлений, свидетельствующих о недостатках ремонта или монтажа
(недостаточный напор, повышенный шум, вибрация, нагрев). После обкатки и сравнительного
анализа вибрации, замеренной до и после ремонта, выносится заключение о допуске
насоса к эксплуатации.

3. Описание
возможных дефектов и способов их устранения

Насосное оборудование подвержено механическому, коррозийному
и эрозийному износу.

При механическом износе поверхности деталей разрушаются в
результате трения (износ шеек валов, подшипников, штоков, поршней,
уплотнительных поверхностей задвижек и др.).

При коррозийном износе поверхности разрушаются под действием
химически агрессивных нефтепродуктов или газов (содержащих серу, сероводород).
Коррозия оборудования бывает местной, равномерно распределенной по всей
поверхности, ннтеркристаллитной (разрушение металла распространяется по группам
его кристаллов) и селективной (разрушается одна из структурных составляющих
металла).

Эрозийный износ вызывает действие абразивных частиц и
механических примесей, находящихся в перекачиваемой среде. Ударяясь о рабочие
поверхности деталей, движущиеся с большей скоростью абразивные частицы
разрушают их.

Наиболее характерными дефектами валов являются: искривление,
износ шеек, резьбы и шпоночных пазов;

После разборки производят контроль вала на наличие трещин,
наружных трещин — магнитопорошковым методом и внутренних трещин ультразвуковой
дефектоскопией. При обнаружении трещины на валу его дальнейшая эксплуатация не
допускается.

3.1
Технологическая последовательность правки вала

Также вал проверяется на прогиб, для этого вал устанавливают
в центр токарного станка, и промеряется прогиб в нескольких сечениях, с помощью
индикатора часового типа.

Изогнутые валы можно править термически, механически и
термомеханически. Правку вала диаметром 100 мм производят термическим способом
в следующей технологической последовательности:

Установить вал в центрах токарного станка.

Построить диаграмму прогиба, записать его показания при
каждом повороте в нескольких сечениях.

Установить вал выпуклой стороной вверх. Участок вала в месте
максимального изгиба обложить смоченным в воде листовым асбестом толщиной 10-12
мм и вырубить в нем прямоугольное окно длиной — 0,2 диаметра, шириной — 0,3
диаметра вала. Асбестовый лист закрепить на валу проволокой. Под вал установить
индикатор.

— токарный станок, 2 — асбестовый лист с прямоугольным окошком, 3
— вал, 4 — индикатор

Произвести нагрев участка вала ограниченного окном в асбестовом
листе пламенем газовой горелки до температуры не более 500°С — из углеродистой
стали, и не более 600°С для легированной стали.

Пламя горелки установить почти вплотную к валу, передвигая его со
скоростью не менее 0,5 м/с. После пробного охлаждения вал проверить
индикатором, и при необходимости повторить процесс правки. При последнем
нагреве произвести перегиб вала в сторону противоположную прогибу на 0,05-0,07
мм.

Отжечь при температуре 500-600°С двумя горелками №6 и №7 вращая
вал с частотой 15-20 оборотов в минуту для ликвидации напряжений.

Сущность механической правки заключается в растягивании сжатых
волокон металла с вогнутой стороны. Для этого вал устанавливают в центрах
токарного станка вогнутостью вверх, а под вал а — установка вала при правке
наклепом, б — порядок в этом месте подводят нанесения ударов: деревянную подкладку
1 — вал, 2 — опора, 3 — индикатор. Порядок нанесения ударов при механической
правке вала показан на рисунке.

При термомеханическом способе вал нагревают до 500-5500 С, при
помощи траверс производят нажим и оставляют в таком состоянии в течение 3-4 ч.

После правки вал разрешается использовать, если его биение не
больше 0,015 мм (т.е. прогиб вала не более 0,0075 мм)

3.2
Технологическая последовательность восстановления посадочных шеек вала

Шейку вала промеряют в трех сечениях (середина, края) и двух
взаимно перпендикулярных плоскостях, с помощью микрометрической скобы.

Износ посадочных шеек вала до 0,3 мм устраняется
хромированием. Хромирование посадочных шеек вала включает в себя следующие
операции:

Подготовка детали к нанесению покрытия;

Декапирование (анодная обработка);

Хромирование;

Обработка детали после нанесения покрытия.

Технологическая последовательность восстановления изношенных
шеек вала производится в следующем порядке:

Произвести механическую обработку шеек вала;

Очистить деталь от окислов путем обработки шлифовальной
шкуркой или мягкими кругами с полировальной пастой. Обезжирить деталь, промыв
ее в растворителях (Уайт — спирите, дихлорэтане, бензине и др.);

Установить вал на подвесное приспособление, обеспечить
надежный электрический контакт с токопроводящей штангой, благоприятные условия
для равномерного распределения покрытия по поверхности детали и для удаления
пузырьков водорода, выделяющегося при электролизе.

Нанести на поверхность, не подлежащую наращиванию, цапонлак в
смеси нитроэмалью в соотношении 1/2 для ее защиты.

Окончательно обезжирить подлежащую наращиванию поверхность
путем электрохимической обработки в щелочных растворах следующего состава: едкий
натр-10 кг/м, сода кальцинированная-25, тринатрийфосфат-25, эмульгатор 0П7 3-5
кг/м. Режим обезжиривания температура раствора 70-80°С, плотность тока 5-10
А/дм, длительность процесса 1-2 минуты. После обезжиривания вал промывают в
горячей, а затем в холодной воде

Произвести декапирование для удаления тончайших окисных
пленок с поверхности вала и наиболее прочного сцепления гальванического
покрытия с подложкой.

Завесить вал в ванну для хромирования и для прогрева
выдержать 1-2 минуты без тока, а затем подвергнуть обработке на аноде в течении
30-45 секунд при анодной плотности тока 25-35 А/дм. После этого, не вынимая вал
из электролита, переключить на анод и нанести покрытие.

Промыть вал в ванне с дистиллированной водой (для улавливания
электролита), затем в проточной, после чего погрузить его на 0,5-1 мин в 3-5 %
раствор кальцинированной соды (для нейтрализации остатков электролита) и
окончательно промыть в теплой воде.

Обработать шейки вала до требуемого размера.

Защитная гильза служит для защиты вала от износа в местах
работы сальниковых уплотнений, не допускается конусность гильз более 0,1 мм,
волнистость и овальность более 0,03 мм. Биение торцов гильз относительно
внутреннего и наружного диаметров и биение рабочих поверхностей относительно
посадочных мест внутреннего диметра гильзы не должно превышать 0,03 мм.

3.3
Технологическая последовательность замены подшипника качения

Не допускаются к эксплуатации подшипники, имеющие следующие
дефекты:

трещины, выкрашивание металла на кольцах и телах качения;

выбоины и отпечатки (лунки) на беговых дорожках колец;

шелушение металла, чешуйчатые отслоения; — коррозионные
раковины, забоины и вмятины на поверхностях качения, видимые невооруженным
взглядом;

трещины на сепараторе, отсутствие или ослабление заклепок
сепаратора;

заметная визуально ступенчатая выработка рабочих поверхностей
колец.

Замену подшипников качения произвести в следующей
технологической последовательности:

Выпрессовать старый подшипник с вала с помощью специального
приспособления (съемника);

Проверить посадочное место вала с помощью микрометрического
инструмента;

Промыть новые подшипники в нефтепродукте с температурой
вспышки выше 61°С и смазать маслом;

Нагреть подшипник до температуры 90-100°С в масленой ванне.
Запрессовать подшипник на вал с помощью приспособления или медной выколотки
(рисунок 4.21);

Проверить правильность запрессовки подшипника и отсутствие
защемление тел качения.

— вал; 2 — подшипник; Подшипники скольжения. Если при проверке 3 —
медная выколотка; подшипников установлен большой радиальный и 4 — монтажная
труба торцевой износ баббитовых вкладышей, необходимо, а также образование в
них трещин в отставание баббита от поверхности вкладыша, вновь залить подшипники.

Степень износа баббита, при которой требуется перезаливка
вкладышей, определяют путем измерения толщины его слоя на вкладыше и толщины
прокладок между корпусом н крышкой подшипника. Толщину оставшегося слоя баббита
проверяют сверлением в местах наибольшего износа.

Если слой баббита менее 1,5 мм, а для двигателей внутреннего
сгорания менее 4 мм, перезаливка вкладышей обязательна. При толщине прокладок
между корпусом и крышкой подшипника 0,5 мм также требуется перезаливка
вкладышей. Толщина прокладок 0,5 мм берется при номинальном радиальном зазоре.

Нормальная величина верхних радиальных зазоров равна (0,001 —
0,0006) диаметра шейки вала. Увеличение торцевых зазоров в процессе
эксплуатации может быть допущено до 1 мм, после чего необходимо произвести
напайку торцов с последующей их пригонкой.

Перезаливку вкладышей из-за торцевого износа обычно совмещают с
перезаливкой по радиальному износу.

Часто в заливке вкладышей из-за некачественного выполнения работ,
при которых был допущен пережог баббита, небрежно выполнено лужение вкладышей,
оставлен большой радиальный зазор и т.п., образуются трещины

Трещины в баббите вкладыша не всегда ликвидируют перезаливкой.
Если образование трещин не сопровождается отставанием баббита, можно
ограничиться хорошей пропайкой их баббитом того же состава, что и основная
заливка. При этом необходимо добиться, чтобы пропайка достигла тела вкладыша.
При выкрашивании баббита и, следовательно, его отставании перезаливка вкладышей
обязательна. Для заливки подшипников применяют баббиты марок Б-82, БН, БТ, Б-6
и Б-16.

Вкладыши перед ремонтом тщательно промывают в керосине и очищают.
Для выплавки старого баббита вкладыши нагревают с наружной стороны паяльной
лампой. Чтобы очистить вкладыши от окалины, их протравляют в 50% -ном растворе
соляной кислоты или 10-15% -ном растворе серной кислоты в течение 10 мин. После
травления их промывают горячей водой. Чугунные вкладыши после травления следует
кипятить в течение 20 мин в 20-30% -ном растворе щелочи (NaOH или КОН).

Для обезжиривания внутренних поверхностей вкладыши опускают на
5-10 мин в 10% -ный раствор NaOH или КОН при температуре 80-900С, после чего
промывают в горячей воде.

Для лучшего сцепления слоя заливаемого баббита с вкладышем
внутреннюю поверхность последнего лудят. Лужение можно осуществлять погружением
вкладыша в ванну с расплавленной полудой, растиранием третника о нагретый
вкладыш или с помощью порошкообразной полуды. В первом случае необходимо еще
раз смочить хлористым цинком поверхности вкладыша, закрыть все отверстия
асбестом и подогреть вкладыш до 150-200°С. Температура нагрева полуды для
третника составляет 320°С, чистого олова — 285°С, баббита (Б-83) — 380°С. В
ванне с полудой вкладыш следует держать 3-5 мин. Правильно нанесенная полуда
имеет ровный тускло-серебристый цвет.

Другая окраска говорит об окислении полуды, качество такого
лужения будет низким. В таких случаях лужение следует повторить.

Для лужения растиранием третника вкладыш с тыльной стороны
нагревают до 60-70°С. Поверхность, подвергаемую лужению, смачивают соляной кислотой,
протирают, проминают горячей водой и вытирают насухо. Затем облужинаемую
поверхность смачивают травленой кислотой (НСl), посыпают порошком нашатыря и
нагревают вкладыш до 300-320°С.

Палочкой третника наносят тонкий слой расплавленной полуды,
которая должна дать ровную блестящую поверхность.

При лужении порошкообразной полудой применяется порошок, состоящий
из третника и нашатыря. Количество нашатыря составляет 1/5 объема порошка.

К моменту окончания лужения баббит должен быть подготовлен к
заливке. Его расплавляют в специальных тиглях. Для предотвращения окисления
поверхность расплавленного баббита покрывают слоем высушенного древесного угля
кусочками 8-10 мм. Толщина слоя угля 2-3 см.

Для каждой марки баббита допускается определенная предельная
температура нагрева. Перед заливкой температура вкладыша и формы должна быть
200-250°С. Заливку производят непрерывно. Для получения более плотного слоя
баббита применяют центробежную заливку.

Перед обточкой обе половинки вкладышей стягивают хомутом. Толщина
снимаемого слоя баббита зависит от припуска при заливке. Баббит растачивают на
токарном станке. При этом дают некоторый припуск на шабровку (0,15-0,2 мм).
Расположение и форму канавок во вкладышах применяют по заводским образцам. При
шабровке вкладыша добиваются полного прилегания шеек вала. Плотность прилегания
считается удовлетворительной при получении четырех-пяти пятен на участке
площадью 1 см2.

Для нормальной работы между валом и подшипником оставляют зазор,
величина которого зависит от диаметра вала. Между верхним вкладышем и валом
зазор при диаметрах вала 50-80 мм принимается 0,1-0,16 мм, при диаметрах 80-120
мм — 0,12-0,20 мм, при диаметрах 180-250 мм — 0,2-0,4 мм; боковой зазор между
нижним вкладышем и валом должен быть равен половине верхнего зазора.

3.4
Технологическая последовательность ремонта рабочего колеса

Основными дефектами рабочего колеса являются:

коррозийный, эрозийный или кавитационный износ;

трещины в рабочем колесе;

поломка рабочего колеса.

Коррозийному износу, как правило, подвергается вся
поверхность соприкосновения детали с коррозийно-активной жидкостью. При
пересечении жидкостей, вызывающих эрозию износ чаще всего возникает в местах
наибольшей скорости или резкого изменения направления жидкости

В случае сплошной коррозии или эрозии рабочего колеса с
глубиной раковины более 1 мм его заменяют новым; при местной коррозии дефектные
места зачищают до полного вывода раковины или наплавляют.

Торцевые поверхности и посадочные места рабочих колес должны
быть чистыми и ровными.

Посадочные места под уплотнительные кольца не должны
изнашиваться более чем на 0,2 мм.

Уменьшение толщины лопасти после обработки должны быть не
более 15% ее номинальной толщины.

Если рабочее колесо имеет местные разрушения площади 25х25 мм
в виде раковин не глубже 1,5 мм, а также если поврежденная поверхность
составляет 25% поверхности лопасти и на выходных кромках лопастей отсутствуют
раковины, то ремонт рабочего колеса можно не производить.

Разработанную шпоночную канавку на ступице рабочего колеса
исправляют путем увеличения их ширины, при этом соответственно увеличивается
шпоночная канавка на валу ротора.

Дефекты рабочего колеса исправляют путем сварки с последующей
проточкой и зачисткой.

Трещины по концам засверливают сверлом диаметром 4-6 мм на
глубину, превышающую 0,5 мм глубину трещины. Перед заваркой дефектное место
вырубают или обрабатывают наждачным камнем до появления неповрежденного
металла.

При ремонте рабочего колеса должна быть обеспечена соосность
между расточкой под вал и поясом под уплотнительное кольцо, отклонение — не
более 0,5 мм.

Допуск на непараллельность торцов составляет 0,04 мм.
Обработанное колесо должно быть статически сбалансировано. Металл при
балансировке обычно снимают с боковых поверхностей дисков вблизи выходных
кромок лопаток.

Обточка рабочего колеса.

В процессе эксплуатации приходится приспосабливать
характеристики насосов к конкретным условиям. Для этого наиболее часто
уменьшают наружный диаметр рабочего колеса путем подрезки.

Обрезку рабочего колеса центробежных насосов также можно
производить по ширине. В этом случае напор также сохраняется постоянным, а
подача снижается пропорционально уменьшению ширины лопатки.

Можно предложить обрезку выходных кромок лопаток рабочего
колеса по перпендикуляру, опущенному из концевой точки рабочей стороны лопатки
на тыльную сторону. Практическая целесообразность такой обрезки заключается в
том, что появляется возможность без изменения проточной части насоса повысить
его напор на 5-8 % при почти неизменном КПД.

Можно предложить еще один вид обрезки рабочего колеса насоса
— только по лопаткам. Выходная кромка рабочего колеса стачивается по длине, тем
самым увеличивается выходная площадь каналов рабочего колеса по периферии.
Проведенные эксперименты показали, что увеличение площади выхода на 11,7 %
позволило при наивысшем значении КПД увеличить подачу на 16,7 % при сохранении
неизменными мощности и напора.

Модернизация.

Модернизация осуществляется при капитальном ремонте
центробежных насосов, если это необходимо или экономически целесообразно и
согласуется с предприятием изготовителем и институтом-проектировщиком.

Модернизация — это обновление машин, находящихся в
эксплуатации, устранение их морального износа применением ряда технических
достижений используемых в машинах новых типов.

Модернизация центробежного насоса с целью увеличения
производительности осуществляется путем увеличения давления жидкости на
всасывании, увеличения скорости вращения ротора, снижения утечек во внешней магистрали,
рационального использования жидкости потребителями и правильной расстановке
насосов и потребителей.

Модернизация центробежного насоса с целью повышения
надежности и долговечности, улучшения энергетических, кавитационных
показателей, унификации и нормализации узлов и деталей, применения новых
современных материалов, упрочнением деталей методами накатки, наплавки,
напыления.

3.5
Технология центровки валов насоса и электродвигателя

Центровку осей валов центробежного насоса по полумуфтам
произвести в следующей технологической последовательности:

Проверить путём вращения, что валы центрируемых машин
вращаются в подшипниках свободно, шейки валов чисты и не имеют повреждений;

Проверить торцевое и радиальное биение полумуфт индикатором.
При жёстких полумуфтах допускается торцевое биение не более 0,02 мм, радиальное
0,04 мм, при упругих полумуфтах соответственно допускается биение 0,04 и 0,06
мм. Если биение полумуфты больше допустимого, то рекомендуется проточить
полумуфту по наружному диаметру и торцу на токарном станке;

Произвести предварительную проверку соосности валов с помощью
линейки и щупа по полумуфтам. Зазоры замеряют щупом при повороте полумуфт через
каждые 90° по линейке;

Установить полумуфты по маркам, определяющим их рабочее
положение и приспособление для центровки с индикаторами;

Произвести проверку правильности и жёсткости установки
приспособления. Для этого стрелки индикаторов установить в нулевое положение и
полумуфты повернуть на 360°. При этом величины зазоров не должны выходить за
пределы измерения индикаторных головок, а стрелки должны возвратиться в
первоначальное положение;

Произвести измерения в следующей последовательности. Стрелки
индикаторов для измерения радиального и осевого зазора установить в положение
«0». Роторы повернуть в направлении рабочего вращения на 90° и
записать результаты в круговую диаграмму. Затем измерения произвести при
повороте роторов на 180°, 270° и 360° по отношению к первоначальному. Последний
замер является контрольным. На схеме отметить направление, в котором
ориентируются при выполнение замеров, например, «смотреть от
привода». Это нужно для определения направления перемещения роторов в
случае расцентровки;

Определить по полученным значениям взаимное положение
роторов, то есть определяются величины параллельного смещения и перекоса П1 и
П2 осей центрируемых валов;

Устранить расцентровку валов, если полученные значения
расцентровки выходят за пределы допуска. Для обеспечения центровки валов
необходимо смещать подшипники А и В присоединяемой машины, передвигая их по
горизонтали или перемещая в вертикальной плоскости посредством добавления или
убавления прокладок.

Радиальный зазор а, характеризует параллельное смещение осей;
осевой зазор б, характеризует перекос осей центрируемых валов.

3.6
Технология замены сальниковой набивки

Замену сальниковой набивки произвести в следующей
технологической последовательности:

Намотать плотно шнур на стержень перед нарезкой колец,
диаметром равным диаметру защитной втулки.

Разрезать стык у колец изготовленных из прорезинных
скатанных, дублированных и плетеных набивок для работы при постоянной
температуре под углом 30-45° в плоскости кольца.

Спрессовать кольца набивки перед установкой, под давлением на
0,2-0,3 МПа большим, чем давление перед уплотнением, в течении 3-5 минут. Для
этого необходимо применять пресформу, размеры которой равны диаметрам втулки и
расточки, а высота ширине одного кольца набивки.

При использовании колец из стружки фторопласта опрессовка
обязательна.

Удалить полностью изношенную набивку при перенабивке
сальника, затем слегка смазать рабочие поверхности колец графитом, с маслом или
с консистентной смазкой, стойкими к действию к действию перекачиваемого
продукта.

Установить каждое кольцо набивки отдельно, с последующим
обжатием специальными разъемными проставочными втулками. Разрезы располагают
через 120° при нечетном и через 180° или до 90° — при четном числе набивки.

Между кольцами набивки установить плоские шайбы из материала
из материала, стойкостью к перекачиваемой среде (фторопласт, резина, металл).
При применении набивки из фторопластовой стружки установка шайб обязательно.

Фонарное кольцо расположить относительно отверстия для
подвода жидкости так, чтобы при подтяжке набивки в процессе эксплуатации
отверстие не перекрывалось набивкой.

Произвести предварительную затяжку пакета набивки без
перекосов крышки сальника, до появления значительного сопротивления (затяжка
гаек становиться тугой).

После этого гайки отпустить и через 5-7 минут подтянуть от
руки. При правильной подтяжке вал насоса проворачивается с некоторым
сопротивлением.

Обкатать насос в течении 10 минут, не регулируя утечку, а
затем подтянуть крышку поворотом гаек на 1/6 оборота через каждые 5-10 минут,
добиться необходимого уровня утечки. Не допускается обкатка насоса без рабочей
жидкости.

В случае нагрева сальника при пуске насоса следует несколько
раз включить и выключить его, пока сальник не начнет пропускать уплотняемую
жидкость. Если утечки не будет, набивку заменить.

Утечка на валу необходима для нормальной работы уплотнения.
Затяжка пакета набивки до полного прекращения утечки ведет к повышенному износу
и уменьшению периода между подтяжками. Уровень утечки должен находится в
пределах 0,5-2,0 л/ч, для агрессивных сред и 0,5-10 л/ч — для прочих.

Затвор жидкость подавать под давлением на 0,05-0,1 МПа
(0,5-1,0 кгс/см2) большим, чем давление перед уплотнением.

После подтяжки сальника на величину 1,0-1,5 ширины кольца,
т.е. после использования запаса регулирования, рекомендуется заменить весь
пакет набивки, поскольку большая часть смазки (пропитки) потеряна и дальнейшая
эксплуатация ведет к повышению износа защитный втулки. Иногда в виде исключения
допускается давление одного кольца.

3.7
Технология балансировки ротора

Процесс статической балансировки ротора на роликах произвести
в следующей технологической последовательности:

Проверить качество опорных шеек балансируемой детали.
Допускается овальность и конусность опорных шеек балансируемой детали не более
0,01 мм. Допустимое биение посадочных диаметров вала относительно опорных шеек
не более 0,015 мм;

Установить балансировочный станок и выверить его по уровню.
Отклонение его по горизонтали не должно превышать 0,02 мм на 1 м длины;

Уложить ротор на ролики станка и несколько раз, свободно
поворачивая, дать ему возможность занять устойчивое положение. Отметить на
рабочем колесе нижнюю («тяжелую») точку;

Перекатить ротор в положение, при котором найденная
«тяжелая» точка расположена на горизонтальной оси (рисунок 4.29а), в
диаметрально противоположной центру тяжести точке «А» («легкое
место»), прикрепить дополнительный груз «Р1» такой величины,
чтобы деталь оказалась недоуравновешенной на такую величину, чтобы когда ротор
отпустить, то она должна повернуться «тяжелым местом» вниз на угол φ=10-15°.

Ротор перекатить так, чтобы точка «А» («легкое
место») совпала с горизонтальной осью, и к этой точке прикрепляют такой
груз «Р2», чтобы ротор оказался неуравновешенным и при отпуске
повернулся «тяжелым местом» вверх на угол φ=10-15°.

Деталь повернуть несколько раз на произвольный угол и
убедиться, что она занимает безразличное положение в состоянии покоя.

Схема статической балансировки ротора

Взвесит грузы «Р1» и «Р2» и определить
вес уравновешивающего груза «PR»:

Устранить дисбаланс снятием металла на внешнем ободе рабочего
колеса в противоположной установке грузов «Р1» и «Р2».

3.8
Технологический процесс статической балансировки с определением скрытого
дисбаланса

Окружность балансируемой детали (рабочего колеса) разделить
на 6 или 8 равных частей, и выбранные точки пронумеровать;

Установить ротор на ролики так, чтобы точка 5 была на
горизонтальной линии. В точке, лежащей на соответствующем луче на расстоянии
«r», от оси вращения, подвесить небольшие грузики, постепенно
увеличивая их суммарный вес до тех пор, пока ротор выйдет из условия равновесия
и начнет постепенно поворачиваться на роликах на угол 10-15°. Снять с детали
груз и взвесить его;

Перекатить деталь на 1/6 окружности (или 1/8), повторяя
операцию подбора груза для каждого из нанесенных делений, подвешивая грузики
все время с одной стороны;

Массу грузиков, выводящих деталь из состояния покоя,
регистрировать в таблице и изобразить в виде графика (рисунок 4.29 б). Точки, в
которых определены Рmах и Рmin, должны располагаться диаметрально
противоположно;

Определить массу уравновешивающего груза:

Дисбаланс

График для определения веса груза Рг, уравновешивающего
скрытый дисбаланс ротора

Уравновешивающий груз «Рур. г.» закрепить на колесе
со стороны «Рmах» (точка 2), после чего делают окончательную проверку
правильности балансировки.

Устранить дисбаланс снятием металла с наружной переферийной
поверхности полотна основного или покрывного дисков образивным кругом в секторе
не более 180° с последующей полировкой до чистоты Ra 2,5 (V6).

Глубина съема металла не должна превышать 0,3 мм для колес
диаметром до 550 мм и не более 0,5 мм для колес диаметром более 550 мм.

Если при поворотах деталь занимает безразличное положение в
состоянии покоя, она считается статически уравновешенной.

4. Техника
безопасности при ремонте насоса

К ремонту насосных установок допускаются рабочие, изучившие
особенности данного производства и правила безопасного поведения в цехе.

Разборку насосного оборудования производят только после
отключения электродвигателей и аппаратуры управления от источников питания.

При ремонте насосного оборудования необходимо выполнять
следующее:

пользоваться исправным слесарным и измерительным инструментом
соответствующих размеров;

пользоваться только исправными грузоподъемными средствами,
чарочными приспособлениями и стропами, строго соблюдая сроки их испытания;

Перед проведением ремонта насосов, работающих на взрывоопасных
и токсичных газах, принимают следующие меры безопасности:

отключают насосную установку от действующих коллекторов;

полностью снимают избыточное давление и продувают инертным
газом насосное оборудование и подключенные к нему трубопроводы до полного
удаления из них рабочей среды, что должно быть подтверждено анализом; если
внутри аппаратов или подключенных к ним газопроводов скопились конденсат или
другие выделения, обладающие токсичными и взрывоопасными свойствами, принимают
меры по дегазации, обеспечивающие полную безопасность при ремонте:

отключают оборудование заглушками и отсоединяют от него
продувочные, анализоотборочные и другие линии, связывающие его с другим
оборудованием цеха;

снимают напряжение с электрического оборудования;
электрическое и другое силовое оборудование (паровое, газовое и т.д. полностью
отключают от системы энергоснабжения;

вывешивают на соответствующем электрическом щите и на
пусковом устройстве плакаты «Не включать! Работают люди!», которые
снимают только с разрешения начальника смены после завершения ремонта
оборудования и выполнения соответствующих работ по подготовке оборудования к
пуску.

Проводить ремонтные работы на действующем оборудовании
запрещается.

При ремонте насосного оборудования отдельные детали и узлы
массой более 20 кг рекомендуется поднимать, перемещать и опускать с помощью
грузоподъемных механизмов. При этом в соответствии с требованиями
Госгортехнадзора соблюдают следующие правила:

масса поднимаемых и перемещаемых грузов не должна превышать
грузоподъемности грузоподъемных механизмов;

канаты, тросы и цепи должны быть исправны;

место монтажных работ должно быть достаточно освещено;

по окончании работ груз запрещается оставлять в подвешенном
состоянии;

перемещать грузы над находящимися внизу людьми запрещается;

при подъеме и установке отдельных деталей и сборочных единиц
необходимо опускать и поднимать груз равномерно.

При работе на высоте (трубопроводной эстакаде и т.п.)
применяют предохранительные пояса. Переносные подмостки и стремянки перед
началом работы должны быть проверены. Во время ремонта следят за инструментом и
деталями, чтобы они не могли упасть вниз.

Слесарь-ремонтник обязан знать и правильно пользоваться
первичными средствами пожаротушения.

Сварочные работы можно проводить только после получения
специального разрешения, подписанного руководством цеха, отдела техники
безопасности и пожарного надзора, и подготовки производственного помещения для
сварочных работ.

Техника безопасности при проведении слесарных работах

Пользоваться следует только исправными и предусмотренными для
данных работ инструментами.

Прочно нужно укрепить на верстаке слесарные тиски.

Тиски должны содержаться в полной исправности, губки тисков
не должны быть скошены.

Обрабатываемая деталь должна прочно крепиться в тисках.

Верстак необходимо устанавливать строго горизонтально: стол
должен быть обит листовой сталью и иметь защитную сетку на длину верстака
высотой 1 м.

Поверхность верстака должна быть гладкой, без выбоин и
заусенцев и должна содержаться в чистоте и порядке.

Пол у верстака должен быть ровным и сухим, а перед верстаком
необходимо положить исправную деревянную решетку или подставку.

Детали, поступающие в обработку, укладывают в установленном
порядке, не загромождая рабочего места и проходов.

При спуске рычага тисков следует остерегаться удара по ноге и
защемления руки между головками рычагов и винтом.

При установке в тиски нужно осторожно обращаться с тяжелыми
деталями, чтобы избежать ушибов при их падении.

При работах, требующих разъединения или соединения деталей
при помощи кувалды (молотка), выколотку необходимо держать клещами; выколотка
должна быть из меди или другого мягкого металла. Нельзя находиться прямо против
работающего кувалдой, следует стоять сбоку от него. Во время работы необходимо
пользоваться защитными очками.

При работах инструментом ударного действия рабочие должны
пользоваться защитными очками для предотвращения попадания в глаза твердых
частиц. Для защиты окружающих следует обязательно ставить предохранительные
щитки.

При пользовании клещами должны применяться кольца. Размеры
колец должны соответствовать размерам обрабатываемых заготовок. С внутренней
стороны ручек клещей должен быть упор, предотвращающий сдавливание пальцев
руки.

При работе клиньями или зубилами с помощью кувалд должны
применяться клинодержатели с рукояткой длиной не менее 0,7 м.

Отвертка должна выбираться по ширине рабочей части (лопатки),
зависящей от размера шлица в головке шурупа или винта.

Разрешается работать напильниками, ножовками и другими
инструментами, имеющими заостренные хвостовики, только с прочно надетыми на
хвостовики деревянными ручками с металлическими кольцами.

При опиловке на станке деталей, имеющих пазы или отверстия,
необходимо последние предварительно заделывать деревянными пробками.

При шлифовке па станке наждачным полотном следует
пользоваться жимками.

При разрезке металла ручными пли приводными ножовками,
необходимо прочно закреплять ножовочное полотно.

Для того, чтобы при резке металла ножницами Ht было
заусенцев, между половинками ножниц должен быть отрегулирован необходимый
зазор, а сами ножи должны быть хорошо заточены.

Для того, чтобы проверочные инструменты, плиты, линейки не
могли упасть, их следует укладывать или устанавливать надежно на пол или
стеллажи.

Работая с абразивным инструментом, необходимо пользоваться
защитными очками.

Останавливать вращающийся инструмент рукам! или каким-либо
предметом запрещается.

При работе на заточных станках, должны соблюдаться требования
инструкции по охране труда для заточников № 29.

Техника безопасности при работе с электрифицированным
инструментом.

не подключать электроинструмент напряжением до 42 В к
электрической сети общего пользования через автотрансформатор, резистор или
потенциометр;

запрещается вносить внутрь емкостей, металлического
оборудования и помещения с повышенной опасностью поражения электротоком
трансформатор или преобразователь частоты, к которому присоединен
электроинструмент.

при работе в подземных сооружениях (колодцах, камерах и
т.п.), а также при земляных работах трансформатор должен находиться вне этих
сооружений;

запрещается натягивать, перекручивать и перегибать кабель,
ставить на него груз, а также допускать пересечение его с тросами, кабелями и
руковами газосварки;

устанавливать рабочую часть электроинструмента в патрон и
изымать сё из патрона, а также регулировать инструмент следует после отключения
его от сети штепсельной вилкой и полной остановки;

лицам, работающим с электроинструментом, запрещается
разбирать и ремонтировать самим инструмент, кабель, штепсельные соединения и
другие части;

запрещается работать электроинструментом с приставных
лестниц;

запрещается удалять стружку или опилки руками во время работы
инструмента Стружку следует удалять после полной остановки электроинструмента;

при работе электродрелью предметы, подлежащие сверлению,
необходимо надежно закрепить. Касаться руками вращающегося режущего инструмента
запрещается;

при сверлении электродрелью с применением рычага для нажима,
необходимо следить, чтобы конец рычага не опирался на поверхность, с которой,
возможно его соскальзывание. Использовать в качестве рычагов случайные предметы
запрещается;

запрещается обрабатывать электроинструментом обледеневшие и
мокрые детали;

работать электроинструментом разрешается вис помещения только
в сухую погоду, а при дожде или снегопаде — под навесом на сухой земле или
настиле;

запрещается оставлять без надзора электроинструмент,
присоединенный к сети, а также передавать его лицам, не имеющим права с ним
работать;

при внезапной остановке электроинструмента (исчезновении
напряжения в сети, заклинивании движущихся частей и т.п.) он должен быть
отключен выключателем. При переносе электроинструмента с одного рабочего места
на другое, а также при перерыве в работе и сё окончании электроинструмент
должен быть отсоединен от сети штепсельной вилкой;

если во время работы обнаружится неисправность
электроинструмента или работающий с ним почувствует хотя бы слабое действие
тока, работа должна быть немедленно прекращена, а неисправный инструмент должен
быть сдан для проверки и ремонта;

Запрещено использовать экетрооборудование при следующих
дефектах:

повреждение штепсельного соединения, кабеля или его защитной
трубки;

повреждение крышки щеткодержателя;

нечеткая работа выключателя;

искрение щеток на коллекторе, сопровождающееся появлением
кругового огня на его поверхности;

вытекание смазки из редуктора или вентиляционных каналов;

появление дыма или запаха, характерного для горящей изоляции:

появление повышенного шума, стука, вибрации;

поломка или появление трещин в корпусной детали, рукоятке,
защитном ограждении;

повреждение рабочей части инструмента;

если напряжение выше 42 В, работать в диэлектрических
перчатках и диэлектрических галошах или на резиновом коврике.

При работе с электрическими светильниками запрещается
использовать автотрансформаторы, дроссельные катушки и реостаты для понижения
напряжения.

Вносить внутрь емкостей барабанов, газоходов и топок котлов,
тоннелей и т.п. переносной понижающий трансформатор, к которому подключен
светильник, запрещается.

Провод светильника не должен касаться влажных, горячих и
масляных поверхностей.

Если во время работы обнаружится неисправность электролампы,
провода или трансформатора, необходимо заменить их исправными, предварительно
отключив от электросети.

Список
используемой литературы

1.
Бухаленко Е.И. «Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового
оборудования»: учеб. / Е.И. Бухаленко, Ю.Г. Абдулаев. — М.: Недра, 1974. —
360 с.

.
Михайлов А.К., Малюшенко В.В. «Конструкции и расчет центробежных насосов
высокого давления». — М., «Машиностроение», 1971, — 304 с.

.
Елисеев Б.М. «Расчет деталей центробежных насосов (справочное
пособие)». — М.: Машиностроение, 1975, — 208 с.

.
Бородавкин П. П.; Зинкевич А.М. «Капитальный ремонт магистральных
трубопроводов». — М.: Недра, 1998

.
Брускин Д.Э. и др. «Электрические машины». — М.: Высшая школа, 1981

.
Махмудов С.А. «Монтаж, обслуживание и ремонт скважинных
электронасосов»: справ. /С.А. Махмудов, М.С. Абузерли. — Недра