Инструкция по входному контролю арматуры в сероводородостойком исполнении вниигаз

Утвержден и введен в действие

Приказом Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологии

от 18 ноября 2021 г. N 1502-ст

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

АРМАТУРА ТРУБОПРОВОДНАЯ

ТРЕБОВАНИЯ К МАТЕРИАЛАМ АРМАТУРЫ,

ПРИМЕНЯЕМОЙ ДЛЯ СЕРОВОДОРОДОСОДЕРЖАЩИХ СРЕД

Pipeline valves. Requirements for the materials

of the valves used for hydrogen sulfide containing media

ГОСТ Р 59851-2021

ОКС 23.060

ОКПД2 28.14

Дата введения

1 июля 2022 года

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Акционерным обществом «Научно-производственная фирма «Центральное конструкторское бюро арматуростроения» (АО «НПФ «ЦКБА»)

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 259 «Трубопроводная арматура и сильфоны»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 18 ноября 2021 г. N 1502-ст

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. N 162-ФЗ «О стандартизации в Российской Федерации». Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а официальный текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.rst.gov.ru)

Введение

Настоящий стандарт входит в комплекс стандартов по трубопроводной арматуре для нефтегазовой отрасли.

Настоящий стандарт разработан на основе многолетнего применения стандартов ОСТ 26-07-2071 и СТ ЦКБА 052, созданных специалистами АО «НПФ «ЦКБА» С.Г. Ольховской, А.М. Петровой, И.З. Снегур, Г.А. Сергеевой, с учетом рекомендаций РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина и ПАО «ВНИИНЕФТЕМАШ».

Вопрос относительно правильного выбора сталей, стойких к сероводородному коррозионному разрушению, стоит перед разработчиками трубопроводной арматуры, так как решение этой задачи обеспечивает безопасность персонала, населения и окружающей среды, а также безаварийную работу арматуры в течение всего срока ее эксплуатации.

Настоящий стандарт создан группой специалистов АО «НПФ «ЦКБА» Ю.И. Тарасьевым, И.И. Лабунец, С.Н. Дунаевским, Н.Ю. Цыганковой с учетом опыта эксплуатации, а также испытаний на сероводородное растрескивание под напряжением, проводимых в институте «ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ» специалистами А.Н. Исаевым и Г.Н. Осиповой, и создания соответствующих стандартов ЦКБА и ПАО «ГАЗПРОМ».

Настоящий стандарт может быть применим для технологических трубопроводов добычи, транспортирования сырой нефти и газа, для проектирования, изготовления и поставки арматуры (кроме фонтанной арматуры, поскольку требования к такой арматуре, в том числе сероводородостойкого исполнения, определены ГОСТ Р 51365) для соответствующих газоконденсатных, нефтяных и газовых месторождений и производств.

Дополнительную информацию по вопросам, рассматриваемым в настоящем стандарте, можно получить по электронной почте info@ckba.ru.

1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на материалы деталей трубопроводной арматуры, работающих в контакте с сероводородосодержащей рабочей средой и обеспечивающих герметичность по отношению к внешней среде, а также на основной расчетный крепеж. Стандарт не распространяется на фонтанную арматуру, так как требования к фонтанной арматуре, в том числе сероводородостойкого исполнения, определены ГОСТ Р 51365.

Настоящий стандарт устанавливает требования к сварке, наплавке твердыми износостойкими материалами уплотнительных и трущихся поверхностей, а также к наплавке антикоррозионными материалами.

Настоящий стандарт может быть использован для выбора материалов арматуры технологических установок подготовки и переработки нефти и газа, работающих в средах, вызывающих сероводородное коррозионное растрескивание.

Настоящий стандарт не распространяется на неметаллические материалы арматуры, а также на материалы арматуры:

— для установки на линиях подачи газа для общебытового и промышленного пользования;

— деталей, работающих только на сжатие;

— скважин с подводным расположением устья.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 9.402 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия лакокрасочные. Подготовка металлических поверхностей к окрашиванию

ГОСТ 4543 Металлопродукция из конструкционной легированной стали. Технические условия

ГОСТ 4666 Арматура трубопроводная. Требования к маркировке

ГОСТ 5632 Нержавеющие стали и сплавы коррозионно-стойкие, жаростойкие и жаропрочные. Марки

ГОСТ 6032 (ISO 3651-1:1998, ISO 3651-2:1998) Стали и сплавы коррозионно-стойкие. Методы испытания на стойкость против межкристаллитной коррозии

ГОСТ 7512 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод

ГОСТ 9454 Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах

ГОСТ 10051 Электроды покрытые металлические для ручной дуговой наплавки поверхностных слоев с особыми свойствами. Типы

ГОСТ 10498 Трубы бесшовные особотонкостенные из коррозионно-стойкой стали. Технические условия

ГОСТ 15150 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

ГОСТ 18442 Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования

ГОСТ 21120 Прутки и заготовки круглого и прямоугольного сечения. Методы ультразвуковой дефектоскопии

ГОСТ 22727 Прокат листовой. Методы ультразвукового контроля

ГОСТ 24297 Верификация закупленной продукции. Организация проведения и методы контроля

ГОСТ 24507 Контроль неразрушающий. Поковки из черных и цветных металлов. Методы ультразвуковой дефектоскопии

ГОСТ 24856 Арматура трубопроводная. Термины и определения

ГОСТ 33257 Арматура трубопроводная. Методы контроля и испытаний

ГОСТ 33258 Арматура трубопроводная. Наплавка и контроль качества наплавленных поверхностей. Технические требования

ГОСТ 33259 Фланцы арматуры, соединительных частей и трубопроводов на номинальное давление до PN 250. Конструкция, размеры и общие технические требования

ГОСТ 33260 Арматура трубопроводная. Металлы, применяемые в арматуростроении. Основные требования к выбору материалов

ГОСТ 33857-2016 Арматура трубопроводная. Сварка и контроль качества сварных соединений. Технические требования

ГОСТ 34233.10 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. Сосуды и аппараты, работающие с сероводородными средами

ГОСТ 34612 Арматура трубопроводная. Паспорт. Правила разработки и оформления

ГОСТ Р 2.610 Единая система конструкторской документации. Правила выполнения эксплуатационных документов

ГОСТ Р 50753 Пружины винтовые цилиндрические сжатия и растяжения из специальных сталей и сплавов. Общие технические условия

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

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

ГОСТ Р 53679 (ИСО 15156-1:2001) Нефтяная и газовая промышленность. Материалы для применения в средах, содержащих сероводород, при добыче нефти и газа. Часть 1. Общие принципы выбора материалов, стойких к растрескиванию

ГОСТ Р 55019 Арматура трубопроводная. Сильфоны многослойные металлические. Общие технические условия

ГОСТ Р 56512 Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод. Типовые технологические процессы

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины, определения и сокращения

3.1 В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 24856, ГОСТ 5632, ГОСТ 33260, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1 водородное растрескивание; HIC: Плоскостное растрескивание, которое происходит в углеродистых и низколегированных сталях, когда атомарный водород диффундирует в сталь, а затем химически соединяется, образуя молекулярный водород в узлах-ловушках.

Примечание — Для образования водородных трещин не требуется никакого внешнего давления.

3.1.2 сероводородное [сульфидное] растрескивание под напряжением: Растрескивание металла под влиянием коррозии и растягивающих напряжений (остаточных и/или внешних) в присутствии воды и сероводорода.

3.1.3 сероводородное коррозионное разрушение: Суммарное повреждение металла, вызванное сероводородным коррозионным разрушением, HIC, общей коррозией и питтингообразованием.

3.1.4 парциальное давление: Давление, которое является отдельно взятым компонентом газа в случае его присутствия в чистом виде при аналогичных температуре и общем объеме, занимаемом смесью.

Примечание — Парциальное давление сероводорода вычисляют по формуле

, (1)

где P — полное абсолютное давление системы;

H2S — молярная доля сероводорода в газе, %.

3.1.5 сероводородостойкое исполнение арматуры: Арматура, применяемая со специальными требованиями к стойкости против сульфидного коррозионного растрескивания в условиях эксплуатации.

3.1.6 газовый фактор: Отношение полученного из месторождения через скважину газа, м3, приведенного к атмосферному давлению и температуре 20 °C, к количеству добытой за такое же время нефти, т или м3, при аналогичных давлении и температуре.

Примечание — Газовый фактор зависит от степени соотношения газа и нефти в пласте, от физических и геологических свойств пласта, от характера и темпа эксплуатации, от давления в пласте и т.д. Газовый фактор является показателем расхода пластовой энергии и определяет ресурс газовых месторождений.

3.1.7 стандартное исполнение арматуры: Арматура, применяемая без специальных требований к ее работоспособности в контакте со средами, содержащими коррозионно-агрессивные компоненты.

3.2 В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

Вп.ш. — песчаное и шлаковое включения;

КД — конструкторская документация на арматуру;

МКК — межкристаллитная коррозия;

НД — нормативные документы;

Рг — газовая раковина;

Ру — усадочная рыхлота;

СКР — сероводородное (сульфидное) коррозионное растрескивание под напряжением (SSC);

ТД — техническая (или технологическая) документация;

ТУ — технические условия на изготовление и поставку материалов;

УЗК — ультразвуковой контроль;

УТТ — уровень технических требований к изделию;

УЭС — условия эксплуатации по содержанию сероводорода;

об — объемные.

4 Технические требования

4.1 Общие положения

4.1.1 Настоящий стандарт устанавливает требования к материалам арматуры, стойким к сероводородному разрушению, при добыче, транспортировании и переработке нефти и газа с содержанием в рабочей среде сероводорода с парциальным давлением 0,3 кПа и более в газовой фазе с учетом ГОСТ 33260, ГОСТ Р 53678, ГОСТ Р 53679 и [1].

Область применения оборудования в стандартном и стойком к СКР исполнении в зависимости от абсолютного давления Pабс, парциального давления сероводорода и его концентрации для многофазного флюида «нефть — газ — вода» в зависимости от газового фактора приведена в таблицах 1 и 2.

Таблица 1

Область применения арматуры для многофазного

флюида с газовым фактором менее 890 нм3/м3

Исполнение арматуры

Pабс < 1,83·106 Па (18,6 бар)

Pабс > 1,83·106 Па (18,6 бар)

Стандартное

+

+

—

—

+

—

—

Стойкое к СКР

—

—

+

+

—

+

+

Таблица 2

Область применения арматуры для многофазного

флюида с газовым фактором более 890 нм3/м3

Исполнение арматуры

Pабс < 450 кПа (4,6 бар)

Pабс > 450 кПа (4,6 бар)

Стандартное

+

—

+

—

—

Стойкое к СКР

—

+

—

+

+

Требования к материалам в стандартном исполнении — по ГОСТ 33260, ГОСТ 33259 и другим НД.

4.1.2 Условия эксплуатации по содержанию сероводорода H2S и диоксида углерода CO2 <1>:

———————————

<1> При наличии в природном газе одновременно сероводорода и диоксида углерода определяющее значение имеет парциальное давление сероводорода как более агрессивного компонента, именно его парциальное давление определяет коррозионные условия эксплуатации независимо от присутствия диоксида углерода.

УЭС1 — с парциальным давлением сероводорода в газовой фазе не выше 0,3 кПа и с парциальным давлением диоксида углерода в газовой фазе не выше 20 кПа (среда неагрессивная, не предъявляют специальных требований);

УЭС2 — с парциальным давлением сероводорода в газовой фазе от 0,3 кПа до 1,0 МПа и с любым парциальным давлением диоксида углерода в газовой фазе (материал должен иметь условное пороговое напряжение не ниже 67% от минимального предела текучести, определяемое в соответствии с НД);

УЭС3 — с парциальным давлением сероводорода в газовой фазе выше 1,0 МПа и с любым парциальным давлением диоксида углерода в газовой фазе (материал должен иметь условное пороговое напряжение не ниже 70% от минимального предела текучести, определяемое в соответствии с НД).

В зависимости от давления и близости жилой зоны арматура может быть отнесена к одному из УТТ по ГОСТ Р 51365 (УТТ 2, УТТ 3, УТТ 4). Уровень технических требований устанавливает заказчик по ГОСТ Р 51365-2009 (таблица 15).

4.1.3 Материалы для изготовления деталей арматуры применяют в соответствии с требованиями настоящего стандарта, ТУ и КД.

4.1.4 Изготовление деталей арматуры производят по разработанным на каждую деталь и сборочную единицу технологическим процессам.

4.1.5 На каждый несущий механическую нагрузку материал каждого изготовителя должно быть подготовлено заключение о его работоспособности в условиях эксплуатации трубопроводной арматуры в контакте с сероводородосодержащей средой. Заключение готовится специализированной организацией по результатам коррозионно-механических испытаний, устанавливающих стойкость материала против сероводородного растрескивания под напряжением, общей коррозии и питтингообразования.

4.1.6 Выбор и оценка стойкости сталей и сплавов к СКР — по ГОСТ Р 53678, ГОСТ Р 53679, по НД и настоящему стандарту.

Для выбора материала деталей арматуры в сероводородном исполнении заказчик представляет следующие данные:

— номинальное (рабочее) давление;

— температуру рабочей среды;

— температуру окружающей среды (климатическое исполнение);

— pH среды (концентрация ионов водорода в водной фазе);

— парциальное давление в газовой фазе или эквивалентное содержание H2S в водной фазе;

— парциальное давление в газовой фазе или эквивалентное содержание CO2 в водной фазе;

— концентрацию растворенного хлорида или иного галоидного соединения;

— количество свободной серы (S) или иного окислителя;

— воздействие непроизводственных жидкостей;

— время воздействия коррозионной среды;

— материал трубопровода.

4.1.7 Для корпусов, крышек, фланцев, патрубков и штуцеров из углеродистых и низколегированных сталей, соприкасающихся с коррозионными средами, прибавку на компенсацию коррозии принимают в зависимости от скорости коррозии, расчетного срока службы и определяют проектом.

4.1.8 Паспорт на арматуру, предназначенную для эксплуатации в сероводородосодержащих средах, разрабатывают по ГОСТ Р 2.610 с учетом ГОСТ 34612 с занесением результатов испытаний на стойкость к СКР, общей коррозии, питтингообразованию (при необходимости HIC), а также результатов выполненного контроля материалов и сварных соединений разрушающими и неразрушающими методами.

4.1.9 Каждое изделие, предназначенное для эксплуатации в сероводородосодержащих средах, в соответствии с ГОСТ 4666 должно иметь дополнительную маркировку «H2S».

4.2 Требования к материалам

4.2.1 Для изготовления деталей арматуры используют материалы, обеспечивающие их надежную работу в течение срока службы с учетом заданных условий эксплуатации.

4.2.2 Перечень материалов, допускаемых для изготовления арматуры, эксплуатирующейся в средах, содержащих сероводород с парциальным давлением 0,3 кПа и более в газовой фазе или свыше 6% (об), а также объем контроля материала основных деталей арматуры приведены в таблице 3.

Таблица 3

Марки материалов и объем контроля основных деталей арматуры

Вид заготовок

Наименование деталей

Марка материала

Разрушающие методы контроля

Неразрушающие методы контроля

Контроль химического состава

Испытание на растяжение при температуре 20 °C

Испытание на ударный изгиб при температуре 20 °C

Испытание на ударный изгиб при отрицательной температуре

Контроль содержания неметаллических включений

Контроль макроструктуры

Контроль твердости

Контроль стойкости к СКР

Контроль HIC

Визуальный контроль

Радиографический контроль

УЗК

Капиллярный контроль

Номер контрольной операции

101

201

211

212

229

231

232

242

243

301

314

326

341

Отливки

Корпус, крышка

20ГМЛ, 30ХМЛ, 25Л, LCB, LCC

+С

+

+

+

—

—

+

+

—

+

+

—

+

Корпус, крышка, детали уплотнения затвора

12Х18Н9ТЛ, 12Х18Н12М3ТЛ <*>

+С

+

—

—

—

—

+

—

—

+

+

—

+

Втулка направляющая

ЧН19Х3Ш, ЧН17Д3Х2

+С

—

—

—

—

—

+

—

—

+

—

—

—

Поковки, штамповки, заготовки из проката

Корпус, крышка, фланец

20КА

+С

+

+

+

+С

+С

+

+

—

+

—

+

+

20ЮЧ, 09ГСНБЦ

+С

+

+

+

+С

+С

+

+

+ <**>

+

—

+

+

09Г2С, 09Г2СА-А, 30ХМА, A350LF2 (селект), ASTM A516 Gr70 (аналог 16ГС)

+

Корпус, крышка, шток, шпиндель, детали уплотнения затвора, концевые детали сильфона

08Х18Н10Т, 12Х18Н10Т, 10Х17Н13М2Т <*>, 10Х17Н13М3Т <*>, 08Х17Н15М3Т <*> ASTM A182 GrF316 (аналог 08Х17Н13М2Т)

+С

+

—

—

+С

+С

+

—

—

+

—

+

+

06ХН28МДТ <*>

+С

+

—

—

+С

+С

+

—

—

+

—

+

+

ХН43БМТЮ-ВД

+С

+

+

—

+С

+С

+

—

—

+

—

+

+

ХН55МБЮ-ВД

+С

+

—

—

+С

+С

+

—

—

+

—

+

+

Хастеллой — ХН65МВУ-ВИ <*>

+С

+

—

—

+С

+С

+

—

—

+

—

+

+

Втулка сальника

08Х21Н6М2Т

+с

+

+

+

+С

+С

+

+

—

+

—

+

+

12Х18Н10Т, 08Х18Н10Т, 08Х18Н13М3Т <*>

10Х17Н13М2Т <*>, 10Х17Н13М3Т <*>

—

—

—

ХН55МБЮ-ВД <*>

+С

+

—

—

+С

+С

+

—

—

+

—

+

+

Поковки, штамповки, заготовки из проката

Шток, шпиндель, ось

07Х16Н6, 03Х12Н10МТР-ВД

+С

+

+

+

+С

+С

+

+

—

+

—

+

+

07Х21Г7АН5, 07Х21Г7АН5-ВД

+С

+

+

—

+С

+С

+

+

—

+

—

+

+

12ХН35ВТ, 12ХН35ВТ-ВД

+С

+

+

+

+С

+С

+

—

—

+

—

+

+

ХН55МБЮ-ВД <*>

+С

+

—

—

+С

+С

+

—

—

+

—

+

+

Детали с коррозионно-стойкой наплавкой

Корпус, уплотнительные поверхности фланцев, запорные элементы и др.

Inconel 718, Inconel 625, Autrod 309, ПР-НХ

+

—

—

—

—

—

+

—

—

+

—

—

+

Детали с твердой износостойкой наплавкой

Корпус, золотник, диск и др.

Э-13Х16Н8М5С5Г4Б (ЦН-12М);

Э-08Х17Н8С6Г (ЦН-6Л); Э-09Х31Н8АМ2 (УОНИ-13/Н1-БК, ЭЛ3-НВ1);

Э-190КБ62Х29В5С2 (ЦН-2)

+

—

—

—

—

—

+

—

—

+

—

—

+

<*> Марки материалов, применяемых в средах, содержащих ионы хлора.

<**> Контроль HIC «+» — только для заготовок из проката.

Примечания

1 «+» — контроль проводится.

2 «-» — контроль не проводится.

3 «+С» — результаты испытаний допускается засчитывать по сертификатным данным.

4 Ответные фланцы должны быть изготовлены из материала, аналогичного материалу трубопровода или из стали того же класса.

5 При отсутствии в документах на поставку материала результатов контроля по макроструктуре, неметаллическим включениям контроль по этим операциям проводит изготовитель арматуры.

6 Для уровня УТТ 4 сварка не допускается. Допускается наплавка уплотнительных поверхностей твердыми и антикоррозионными материалами.

7 Наплавка ЦН-6Л применима при pH среды > 4.

Допускается применение других материалов (в том числе импортных), не указанных в настоящем стандарте, при соблюдении требований настоящего стандарта и при согласовании со специализированной материаловедческой организацией.

Допускается применение других наплавочных материалов (порошковые, ленты и др.) отечественных и импортных, удовлетворяющих по химическому составу и твердости требованиям ГОСТ 10051, ГОСТ 33258.

4.2.3 Материалы должны удовлетворять требованиям стандартов или ТУ.

4.2.4 Верификацию (входной контроль) материалов и полуфабрикатов проводят по ГОСТ 24297, КД.

4.2.5 Использование материала, поступившего без сертификата, для изготовления основных деталей арматуры не допускается. При неполноте сертификатных данных применение материала допускается только после проведения изготовителем арматуры дополнительных испытаний и исследований, подтверждающих полное соответствие материалов требованиям стандартов или ТУ.

Номера сертификатов на материалы основных деталей указывают в паспорте на изделие.

4.2.6 Материалы и заготовки на складе и в цехах следует хранить раздельно по маркам и плавкам.

4.2.7 На материалах, заготовках и деталях в процессе обработки должна быть сохранена маркировка, обеспечивающая их прослеживаемость.

4.2.8 Легированные и коррозионно-стойкие стали и сплавы перед запуском в производство должны проходить 100%-ный стилоскопический контроль.

4.2.9 Виды контроля материалов деталей арматуры, сварных соединений и наплавок указывают в КД. Результаты контроля заносят в паспорт на изделие.

4.2.10 Химический состав заготовок контролируют по сертификату на материалы. В углеродистых и низколегированных сталях содержание никеля должно быть менее 1%.

4.2.11 Минимальную температуру испытания на ударный изгиб устанавливает заказчик в соответствии с ГОСТ 15150, при этом на образцах типа 11 по ГОСТ 9454 величина работы удара (KV) должна быть не менее 20 Дж (ударная вязкость KCV >= 25 Дж/см2).

Ударную вязкость коррозионно-стойких сталей аустенитного класса, железо-хромо-никелевых, хромо-никелевых, хромо-никель-молибденовых сплавов при отрицательной температуре не определяют.

4.2.12 Твердость углеродистых, низколегированных сталей должна быть не более 220 HB, стали 03Х12Н10МТР-ВД — не более 23 HRC, стали 07Х16Н6 — не более 31 HRC, сплавов 12ХН35ВТ, 12ХН35ВТ-ВД, ХН43БМТЮ-ВД, ХН55МБЮ-ВД, ХН65МВУ-ВИ — не более 35 HRC.

Твердость является сдаточной характеристикой, ее заносят в паспорт на изделие.

4.2.13 Испытание на стойкость против МКК — по ГОСТ 6032. Методы испытания указывают в КД.

4.2.14 Визуальный контроль заготовок проводят по требованиям и методике, указанным в КД и НД.

4.2.15 Испытание на стойкость к СКР — по НД (рекомендуемые НД — [2], [3]). При наличии в сертификате на поставку стали указания о проведении испытания на СКР повторное испытание изготовителем арматуры не проводят. Повторные испытания на СКР могут быть проведены по требованию заказчика арматуры исходя из условий ее эксплуатации.

4.2.16 Стойкость материалов против сероводородного разрушения по усмотрению заказчика может быть подтверждена:

— гарантией поставщика материалов, имеющего аттестованный технологический (производственный) процесс. При этом поставщик должен провести испытание на СКР не менее чем на пяти образцах от трех плавок каждого вида продукции (поковки, лист и др.);

— результатами лабораторных испытаний по оценке стойкости материалов против сероводородного разрушения, проведенных специализированной лабораторией, используемых для работы в средах с ;

— актами проведения обследования арматуры после эксплуатации в средах с .

4.2.17 Поковки и штамповки с уровнем содержания серы и фосфора менее 0,025% соответственно, а также отливки на HIC не испытывают. Испытание на HIC листов, труб и проката из углеродистых и низколегированных сталей — по НД (рекомендуемая НД — [4]).

4.2.18 Детали из проката, поковки и штамповки необходимо подвергать контролю капиллярной дефектоскопией в соответствии с НД и КД.

Отливки следует подвергать контролю капиллярным или магнитопорошковым методами в местах, указанных в КД. Контроль выполняют по ГОСТ 18442 или ГОСТ Р 56512 соответственно.

Контролю подвергают отливки после их окончательной обработки (термической, механической).

Контроль поверхности отливок из сталей перлитного класса и высокохромистых сталей после дробеструйной обработки выполняют только капиллярным методом контроля.

Обязательному контролю в отливках подлежат:

— радиусные переходы;

— концы под приварку к трубопроводу;

— поверхности, при визуальном контроле которых оценка результатов представляется неоднозначной.

Наличие несплошностей на поверхности отливок, контролируемых капиллярным или магнитопорошковым методами, определяют по индикаторным следам. Под индикаторным следом при капиллярном контроле следует понимать след, образованный индикаторным пенетрантом на слое проявителя, а магнитопорошковым методом — видимую длину валика осаждения магнитного порошка над несплошностью.

При оценке поверхностных несплошностей в отливках фиксации подлежат индикаторные следы размером более 1 мм.

Не допускаются:

— трещины;

— любые линейные индикаторные следы размером более 10% толщины стенки отливки плюс 1 мм для стенки толщиной не более 20 мм;

— любые линейные индикаторные следы размером более 3 мм для стенки толщиной от 20 до 60 мм и более 5 мм для стенки толщиной свыше 60 мм;

— любые округлые индикаторные следы размером более 30% толщины стенки отливки для стенки толщиной до 15 мм включительно и 5 мм для толщины стенки свыше 15 мм;

— более трех индикаторных следов, расположенных на одной линии на расстоянии менее 2 мм друг от друга (расстояние измеряется по ближайшим кромкам индикаторных следов);

— более девяти индикаторных следов в любом прямоугольнике площадью 40 см2, наибольший размер которого не превышает 150 мм.

При этом линейными считают индикаторные следы, длина которых в 3 раза и более превышает ширину, а под длиной и шириной понимают размеры прямоугольника с наибольшим отношением длины к ширине, в который может быть вписан данный индикаторный след.

На окончательно обработанных уплотнительных поверхностях несплошности, индикаторные следы которых имеют размер более 1 мм, не допускаются (если иное не указано в КД).

Отливки, которые имеют газовую (ситовидную) пористость, не допускают к исправлению и бракуют.

Исправлению подлежат все дефекты, наличие которых в отливках и кромках под сварку и на их поверхностях не допускается нормами, установленными настоящим стандартом и КД.

4.2.19 Литые детали должны быть подвергнуты контролю радиографическим методом по ГОСТ 7512 согласно КД. На каждый тип изделий составляют технологические карты радиографического контроля. При оценке качества отливки по результатам радиографического контроля учитывают дефекты размером более:

— 2 мм — для отливок с толщинами стенок не более 50 мм;

— 0,04S — для отливок с толщинами стенок свыше 50 мм, где S — толщина стенки, мм.

Величины допустимых дефектов приведены в таблице 4. Дефекты с большей величиной не допустимы.

Таблица 4

Допустимые дефекты для отливок при радиографическом контроле

Толщина стенки отливки, мм

Тип несплошности

Размер участка отливки, мм

Наибольший размер несплошностей на снимке, мм

Количество несплошностей, не более

Минимальное расстояние на снимке между несплошностями, мм

До 25 включ.

Газовая раковина (Рг).

Песчаное и шлаковое включения (Вп.ш)

130 x 180

6

6

10

Усадочная рыхлота (Ру)

0,3S + 5

1

Свыше 25 до 50 включ.

Рг

Вп.ш

6

8

Ру

0,3S + 5

1

Свыше 50 до 100 включ.

Рг

Вп.ш

6

10

15

Ру

0,3S + 5

1

Свыше 100 до 300 включ.

Рг

Вп.ш

130 x 280

6

12

Ру

0,1S + 25

1

Свыше 100 до 300 включ.

Рг

Вп.ш

180 x 280

0,035S

12

Ру

0,1S + 25, но не более 65

1

Примечания

1 Допускается скопление дефектов типа Рг или Вп.ш, имеющих размеры меньше, чем приведены в данной таблице.

2 Допускается принимать за единичный дефект при условии, что линейный размер скопления не превышает величин, указанных в данной таблице.

3 Если на одной рентгеновской пленке зафиксированы дефекты Рг, Вп.ш, Ру, то дефекты Ру допускают без исправления при условии соответствия их параметров норме, при этом количество дефектов Рг и Вп.ш должно быть вдвое меньше, чем указано в данной таблице.

4 В случае наличия дефектов, превышающих величины, указанные в таблице, решение о возможности их допуска принимают в каждом конкретном случае с учетом месторасположения, допустимости для ремонта и потенциальной опасности дефекта с оформлением карточки разрешения отступления в установленном порядке.

5 Если размеры отливки менее 130 x 180 мм или 180 x 280 мм, то количество несплошностей, допускаемых без исправления, должно быть уменьшено по отношению к установленному в данной таблице пропорционально отношению площади этой отливки и участка с размерами, указанными в таблице для соответствующей толщины отливки.

4.2.20 Поковки, штамповки и заготовки из проката контролируют УЗК в объеме 100%.

Методика контроля — по ГОСТ 24507, ГОСТ 21120, ГОСТ 22727.

Нормы оценки для заготовок из углеродистых и низколегированных сталей:

— поковки — по группе качества 4n (ГОСТ 24507);

— листы — по классу сплошности 0 (ГОСТ 22727);

— прутки — по группе качества 1 (ГОСТ 21120).

Нормы оценки заготовок из коррозионно-стойких сталей и сплавов — по ТУ.

4.2.21 Расчет на прочность корпусных деталей арматуры из углеродистых, низколегированных и легированных сталей — по ГОСТ 34233.10.

4.2.22 Значение эквивалента углерода для материалов патрубков, корпусов, катушек, предназначенных под приварку к трубопроводу, должно составлять: [C]э <= 0,41.

Для агрессивного газа — [C]э <= 38%.

Фактическую величину [C]э указывают в технологическом паспорте и паспорте на арматуру и маркируют на концах деталей под приварку к трубопроводу. Для низколегированных сталей эквивалент углерода [C]э рассчитывают по формуле

. (2)

Медь, никель, хром, содержащиеся в сталях как примеси, при расчете [C]э не учитывают, если их суммарное содержание не превышает 0,2%.

Величину эквивалента углерода углеродистых и низколегированных сталей только кремнемарганцовистой системой легирования, например 09Г2С, 17Г1С и др., рассчитывают по формуле

. (3)

4.2.23 Стали марок 20КА, 20ЮЧ, 09Г2С, 09Г2СА-А, 09ГСНБЦ, A350LF2 (селект) для изготовления корпусных деталей могут применять в средах, содержащих H2S, до температуры 260 °C, сталь 20ГМЛ — до температуры 80 °C.

Аустенитные нержавеющие стали для корпусных деталей применяют при температуре рабочей среды не выше 66 °C и парциальном давлении не выше 100 кПа.

Сплавы марок ХН43БТЮ-ВД, ХН55МБЮ и ХН65МВУ применяют для деталей арматуры при добыче нефти и газа без ограничения по температуре, , содержанию Cl- и pH.

4.3 Требования к заготовкам из проката, поковкам и штамповкам

4.3.1 Контроль качества заготовок из проката, поковок и штамповок — в соответствии с требованиями 4.2.18 — 4.2.20.

Механические свойства сталей 20КА, 20ЮЧ, 09Г2СА-А, 09ГСНБЦ, A350LF2 (селект), 30ХМА, 03Х12Н10МТР-ВД, 07Х16Н6 и сплавов ХН65МВУ, ХН43БМТЮ-ВД, ХН55МБЮ-ВД должны соответствовать свойствам, приведенным в приложении А.

4.3.2 Детали, подвергающиеся холодной обработке давлением, должны быть термообработаны согласно 4.5.

4.3.3 Параметры применения высоколегированных сталей и сплавов для сред, содержащих сероводород, приведены в приложении Б.

4.4 Требования к отливкам

4.4.1 Литые детали арматуры должны соответствовать требованиям НД, настоящего стандарта и указаниям КД.

4.4.2 Контроль качества отливок — в соответствии с требованиями 4.2.18, 4.2.19.

4.4.3 Выявленные дефекты (как внутренние, так и поверхностные) не должны превышать норм, установленных настоящим стандартом и КД.

4.4.4 Внутренние дефекты любого характера, обнаруженные в отливках при радиографическом контроле, подлежат выборке с последующей заваркой.

4.4.5 Поверхностные дефекты отливок контролируют по 4.2.18 и НД.

4.4.6 Контроль качества кромок литых деталей, подлежащих сварке, — по ГОСТ 33857.

4.4.7 Исправление недопустимых дефектов, выявленных при контроле отливок, выполняют по ТД изготовителя арматуры.

4.4.8 Гидравлические испытания отливок выполняют по ГОСТ 33257 и по указаниям в КД.

4.5 Требования к термической обработке

4.5.1 Все стали и сплавы применяют в термически обработанном состоянии.

4.5.2 Термическую обработку деталей, заготовок, сварных сборок и наплавок из высоколегированных сталей, коррозионно-стойких и жаропрочных сплавов выполняют в соответствии с требованиями КД, ГОСТ 33258, ГОСТ 33857.

4.5.3 Термообработку отливок проводят согласно указаниям в КД и НД.

4.5.4 Режимы термической обработки сталей 20ЮЧ, 03Х12Н10МТР-ВД и сплавов ХН43БМТЮ-ВД, ХН55МБЮ-ВД, ХН65МВУ — в соответствии с приложением А.

Термообработка сталей 20КА, 09Г2С, 09Г2СА-А, 09ГСНБЦ, A350LF2 (селект) — по технологии изготовителя.

4.5.5 В случае холодной деформации металла в процессе изготовления деталей арматуры из углеродистой или низколегированной стали при степени деформации более 5% необходимо проводить термообработку по технологии изготовителя.

4.5.6 Сварные соединения корпусных деталей, находящихся под давлением рабочей среды, подлежат обязательной термообработке. Режим термообработки сварных соединений устанавливают согласно ГОСТ 33857 или другой НД, указанной в КД.

Если сварке подлежат детали, наплавленные твердыми износостойкими материалами типа Э-08Х17Н8С6Г (ЦН-6Л) или Э-13Х16Н8М5С5Г4Б (ЦН-12М), то режим термообработки такого сварного соединения должен предусматривать последующее охлаждение с печью, или охлаждение с печью до температуры не выше 200 °C, а далее — на воздухе.

4.5.7 Термообработку после наплавки твердыми износостойкими материалами выполняют по ГОСТ 33258, указаниям в КД и НД.

4.6 Требования к материалам для пружин

4.6.1 Винтовые цилиндрические пружины изготавливают из сплавов марок ХН70МВЮ-ВД — по НД; Inconel X-750 Alloy (UNS N07750) с ограничением твердости до 35HRC; сплава на кобальтовой основе MP-35N (UNS R30035) с ограничением твердости до 55HRC; сплава на кобальтовой основе 40КХНМ (ЭИ995); сталей 36НХТЮ и 36НХТЮ5М в виде ленты для пружин (у последней твердость не более 348HB).

4.6.2 Изготовление и приемку пружин из сплавов ХН70МВЮ-ВД, Inconel X-750 Alloy (UNS N07750), MP-35N (UNS R30035), 40КХНМ (ЭИ995); сталей 36НХТЮ и 36НХТЮ5М производят по указаниям в КД, из сплава ХН70МВЮ-ВД — по ГОСТ Р 50753 и указаниям в КД.

4.7 Требования к сварке и наплавке

4.7.1 Сварку выполняют по ГОСТ 33857.

4.7.2 Конструкция сварных соединений корпусных деталей арматуры и других деталей при возможности должна предусматривать получение сварных швов с полным проплавлением на всю толщину металла. При наличии конструктивного зазора (непровара) не должно быть замкнутой полости или должна быть произведена засверловка отверстия в зону конструктивного зазора для выхода H2S из замкнутой полости.

При входном контроле дополнительно для сварочных материалов перлитного класса, предназначенных для автоматической, полуавтоматической, электрошлаковой сварки и др., по действующей ТД изготовителя необходимо определять химический состав металла шва (наплавленного металла).

4.7.3 Технология сварки, применяемая при изготовлении и ремонте арматуры, должна быть аттестована в установленном порядке. При аттестации технологии сварки необходимо дополнительно изготавливать контрольные сварные соединения из углеродистых и низколегированных сталей для определения твердости металла шва и зоны термического влияния (от 1 до 2 мм от шва) и основного металла. Твердость не должна превышать 220 HB.

Контрольные образцы для определения твердости изготавливают из сварных соединений, детали которых изготавливают из таких же марок сталей и плавок, как и контролируемые сварные соединения. Сварку контрольных сварных соединений выполняют такими же сварочными материалами по марке, плавке, как и контролируемые сварные соединения, на таких же режимах сварки. Толщина контрольного образца должна соответствовать толщине контролируемого соединения по технологии со всеми припусками на механическую обработку.

Контрольные образцы могут распространяться для других изделий, сварные соединения которых отличаются по толщине от контрольного образца не более чем на 3 мм включительно

Sк.с <= (Sс.с +/- 3) мм, (4)

где Sк.с — толщина контролируемого сварного соединения;

Sс.с — толщина контролируемого сварного соединения по абсолютному размеру изделия.

4.7.4 Контроль качества и оценка дефектов сварных соединений — по ГОСТ 33857.

Методы и объем контроля сварных соединений назначает разработчик КД в зависимости от условий эксплуатации с учетом возможности проведения контроля:

— сварные соединения корпусных деталей подлежат контролю по I категории ГОСТ 33857-2016 (таблица 11) в объеме, указанном в ГОСТ 33857-2016 (таблица 12);

— остальные сварные соединения — в соответствии с требованиями КД.

В КД могут быть указаны другие методы контроля сварных соединений по требованию заказчика, отсутствующие в ГОСТ 33857 и настоящем стандарте.

4.7.5 Для остальных сварных соединений, находящихся внутри корпуса под давлением рабочей среды (сильфонные сборки, диски, шток, плунжер, направляющие и др.) и не находящихся под давлением рабочей среды (рукоятки, опоры, ребра жесткости и др.), методы и объем контроля устанавливает разработчик КД.

4.7.6 Испытание на стойкость против МКК металла шва аустенитного класса — по ГОСТ 6032, метод контроля указывают в КД. В случае необходимости в КД может быть оговорено требование об испытании на стойкость против МКК как металла шва, так и всего сварного соединения.

4.7.7 Наплавка и контроль качества наплавки коррозионно-стойкими и твердыми износостойкими материалами — в соответствии с ГОСТ 33258.

Аттестация сварщиков для проведения наплавочных работ — по программам, разработанным изготовителем арматуры в соответствии с ГОСТ 33258.

4.7.8 Наплавку сварочными материалами аустенитного класса выполняют по технологии, указанной в ГОСТ 33258 и ГОСТ 33857, контроль качества наплавленной поверхности — по ГОСТ 33258.

4.7.9 Испытание сварных соединений (образцов) на стойкость к СКР и HIC — по НД (рекомендуемые НД — [2], [3]).

4.8 Требования к покрытиям

4.8.1 Электрохимические и химические покрытия должны соответствовать требованиям КД.

При изготовлении арматуры в сероводородостойком исполнении не используют специальные материалы покрытий и дополнительные процедуры, отличающиеся от покрытий и технологий их нанесения при изготовлении арматуры в стандартном (общепромышленном) исполнении.

Рекомендации по применению покрытий для защиты от атмосферной коррозии деталей арматуры в условиях воздействия воздуха, содержащего H2S, приведены в таблице 5.

Таблица 5

Химические и электрохимические покрытия

Наименование деталей

Марка основного материала

Обозначение защитного покрытия

Корпус, крышка, диск

Стали 09Г2С, 09Г2СА-А, 09ГСНБЦ, 20ГМЛ, 30ХМА, 20ЮЧ, 20КА, A350LF2 (селект)

Хим. фос. хр.

Детали затвора (шаровая пробка и др.)

См. таблицу 3

WC-карбид вольфрама, хром, никель

Крепежные детали

Сталь 30ХМА, сталь 35ХМ, сталь 25Х1МФ

Ц9хр или хим. фос. прм.

Примечания

1 У шаровой пробки твердость покрытия — не ниже 900 HV, толщина покрытия — не менее 75 мкм.

2 Контрольные операции и объем контроля приводят в ТД на покрытия.

4.8.2 Подготовка поверхностей под лакокрасочные покрытия — по ГОСТ 9.402.

4.8.3 Окраску изделий выполняют после приемо-сдаточных испытаний.

Детали из нержавеющих сталей после механической обработки допускается не окрашивать.

4.9 Требования к материалам для изготовления сильфонов

4.9.1 Сильфоны изготавливают из коррозионно-стойкой стали марок 08Х18Н10Т, 12Х18Н10Т, 10Х17Н13М2Т, 10Х17Н13М3Т по ГОСТ 5632, 06Х18Н10Т по ГОСТ 10498.

Примечание — Массовая доля углерода в стали марки 12Х18Н10Т не должна быть более 0,1%.

Сильфоны изготавливают по ГОСТ Р 55019, КД, ТУ и ТД.

4.9.2 Материалы для изготовления трубок — заготовок для сильфонов должны обладать стойкостью против МКК, что отражают в сертификате на материал.

4.10 Требования к материалам крепежных деталей

4.10.1 Параметры применения и требования к крепежным деталям — по КД.

4.10.2 Крепежные детали рекомендуется изготовлять из сталей марок:

— шпильки, болты — 30ХМА, 35ХМ, 25Х1МФ, 07Х21Г7АН5, 12ХН35ВТ, 10Х11Н23Т3МР;

— гайки — 30ХМА, 35ХМА, 12Х18Н10Т, 08Х15Н24В4ТР.

Примечание — Твердость сталей 30ХМА, 35ХМ, 25Х1МФ должна быть не более 235 HB.

4.10.3 Для арматуры исполнений ХЛ и УХЛ по ГОСТ 15150 ударная вязкость сталей 35ХМ, 30ХМА, 25Х1МФ должна быть не менее 30 Дж/см2 на образцах типа 11 по ГОСТ 9454 при температуре минус 60 °C и минус 45 °C соответственно.

4.10.4 Изготовление резьбы накаткой не допускается.

Приложение А

(обязательное)

РЕЖИМЫ ТЕРМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ И МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА СТАЛЕЙ

Таблица А.1

Режимы термической обработки и механические свойства сталей

Марка материала

Режим термообработки (рекомендуемый)

Механические свойства при температуре 20 °C

Твердость

, МПа

МПа

, %

, %

Ударная вязкость, Дж/см2

Не менее

20ЮЧ

Нормализация

900 °C — 920 °C

412

235

22

—

KCU-40 >= 40

Не более 190 HB

20КА

По режиму изготовителя

430 — 590

275

23

55

KCV+20 >= 49, KCV-40 >= 29, KCU-40 >= 56

Не менее 140 HB

09Г2СА-А

430

245 — 430

19

42

KCV+20 >= 196, KCV-50 >= 78

—

09ГСНБЦ

490

355

21

50

KCV+20 >= 49, KCV-40 >= 29, KCU-40 >= 56

—

A350 LF2

485 — 655

250

22

30

—

Не менее 172 HB

03Х12Н10МТР-ВД

1000 °C, 1 ч <*> (охлаждение в воде) + отпуск 750 °C, 4 ч <*> (охлаждение на воздухе + отпуск), 620 °C, 4 ч <*> (охлаждение на воздухе)

655

517

17

35

KCV-46 >= 19

Не более 23 HRC

ХН65МВУ

Закалка — (1100 +/- 30) °C (выдержка 5 мин <*> на 1 мм толщины), охлаждение в воде

780

375

40

—

—

—

ХН43БМТЮ-ВД

Закалка от 950 °C до 1050 °C, охлаждение на воздухе; старение — (750 +/- 10) °C, 8 ч, охлаждение на воздухе; старение — (650 +/- 10) °C, 8 ч, охлаждение на воздухе

1127

735

18

30

—

+

ХН55МБЮ-ВД

Закалка — (980 +/- 10) °C, 1 ч, охлаждение на воздухе; старение — (730 +/- 10) °C, 15 ч, охлаждение с печью до 650 °C, 10 ч, охлаждение на воздухе

105 кгс/мм2

60 кгс/мм2

20

—

—

281 — 269 HB

30ХМА

ГОСТ 4543

Нормализация — 900 °C, охлаждение на воздухе; закалка — 850 °C, охлаждение в воде; отпуск — 700 °C, охлаждение на воздухе

655

517

17

35

KCU-40 >= 25

—

07Х16Н6

ГОСТ 5632

Нормализация — 990 °C, 1 ч <*>, воздух.

Отпуск:

675 °C, 2 ч <*>, воздух;

600 °C, 2 ч <*>, воздух;

675 °C, 4 ч <*>, воздух;

600 °C, 4 ч <*>, воздух

655

517

17

35

—

<*> Время — рекомендуемое, зависит от толщины термообрабатываемого металла.

Приложение Б

(справочное)

ПАРАМЕТРЫ ПРИМЕНЕНИЯ ВЫСОКОЛЕГИРОВАННЫХ СТАЛЕЙ

И СПЛАВОВ ДЛЯ СРЕД, СОДЕРЖАЩИХ СЕРОВОДОРОД

Таблица Б.1

Параметры применения арматуры (кроме фонтанной)

Параметры применения

Марка стали и сплава деталей арматуры

t, °C

, кПа

pH

Корпусные детали

Шток, шпиндель

Пружина

Сильфон

Не более

60

100

Любое

08Х18Н10Т,

12Х18Н10Т,

12Х18Н9ТЛ,

10Х17Н13М2Т,

10Х17Н13М3Т,

08Х17Н15М3Т

03Х20Н16АГ6-Ш,

07Х21Г7АН5-Ш,

07Х16Н6,

03Х12Н10МТР-ВД,

12ХН35ВТ

ХН70МВЮ-ВД,

Inconel X-750 Alloy (UNS N07750),

MP-35N (UNS R30035),

40КХНМ (ЭИ995);

36НХТЮ и 36НХТЮ5М

06Х18Н10Т,

08Х18Н10Т,

10Х17Н13М2Т,

10Х17Н13М3Т

450

200

06ХН28МДТ

216

700

204

1000

ХН43БМТЮ-ВД

177

1400

232

700

ХН55МБЮ-ВД

132

Любое

БИБЛИОГРАФИЯ

[1]

ИСО 15156-3:2015 Нефтяная и газовая промышленность. Материалы, применяемые в средах с содержанием сероводорода при добыче нефти и газа. Часть 3. Стойкие к растрескиванию коррозионно-стойкие и другие сплавы

[2]

NACE TM 0177-2016 Методы испытаний. Испытание металлов на сопротивление сульфидному растрескиванию под напряжением при температуре окружающей среды

[3]

МСКР 01-85 Методика испытания стали на стойкость против сероводородного коррозионного растрескивания

[4]

NACE TM 0284-2016 Стандартный метод испытаний. Оценка сталей для трубопроводов и сосудов высокого давления на сопротивление растрескиванию, возбуждаемому водородом

УДК 621.643.4:006.354

ОКС 23.060

ОКПД2 28.14

Ключевые слова: арматура, материалы, сероводород, методы контроля, заготовки, отливки, сварка, наплавка, покрытия, пружины, сильфоны, крепежные детали
Источник
Рентгенографический контроль арматуры может быть организован на специально выделенном участке, снабженном соответствующими защитными устройствами, оборудованном приточно-вытяжной вентиляцией и т. п., либо в специальной рентгенографической камере. Рентгеновский контроль арматуры или отдельных ее частей на открытой площадке цеха допускается лишь как исключение и только в ночное время. Участок должен быть огражден и снабжен предупредительными аншлагами. Люди должны быть защищены специальными ширмами, барьерами, щитами и другими устройствами и находиться на безопасном расстоянии от рентгеновской установки. Доза излучения должна контролироваться рентгеновским дозиметром.  [c.215]

В процессе эксплуатации арматуры АЭС должен осуществляться такой комплекс мероприятий, который обеспечивал бы поддержание в работоспособном состоянии всего технологического оборудования. Эксплуатация арматуры охватывает большое количество операций, выполняемых для обеспечения бесперебойной работы АЭС. К ним относятся управление арматурой в процессе работы, техническое обслуживание, монтаж арматуры при замене вышедших или выходящих из строя конструкций и входной контроль арматуры, поступающей для замены находящейся в эксплуатации.  [c.238]

В задвижках в процессе эксплуатации подвергаются изнашиванию уплотнительные кольца запорного органа, что приводит к потере герметичности изделия в закрытом положении. В энергетических установках действие воды и пара при высоких давлениях п температуре вызывает эрозию металла уплотнительных колец. В связи с этими явлениями контроль арматуры должен проводиться в такие сроки, чтобы арматура постоянно находилась в работоспособном состоянии.  [c.241]

Сборка. Для сборки уплотнительных деталей в корпусах арматуры применяют специальные станины (фиг. 7-13), которые служат также для разборки и контроля арматуры и притирки уплотнительных колец в корпусах.  [c.397]

Положение о входном контроле арматуры, труб и соединительных деталей ва предприятии Оренбурггазпром . Утверждено Оренбурггазпром 26.11.96 г. Согласовано Оренбургским округом Госгортехнадзора России 20.11.1996 г.  [c.236]

Основным видом контроля арматуры, подтверждающим ее годность для эксплуатации, является гидравлическое испытание на прочность, плотность металла и герметичность. Гидравлическому испытанию арматура подвергается в процессе изготовления деталей до и после механической их обработки, а также в готовом виде. Такие испытания необходимо проводить не только при изготовлении арматуры на за-  [c.79]

Оба теневых метода могут использоваться при контроле объектов с грубо обработанными поверхностями. Эти методы успешно применяют для контроля стыков арматуры железобетона периодического профиля.  [c.130]

Эксплуатация металлических конструкций сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений связана с осуществлением многопланового контроля за коррозионным состоянием оборудования и трубопроводов, а также с проведением большого объема ремонтных работ ликвидацией аварийных ситуаций подключением новых скважин и трубопроводов к действующим заменой аппаратов, запорной арматуры, дефектных участков трубопроводов и т. п.  [c.7]

Контроль химического состава основного металла и сварных соединений труб, соединительных деталей и арматуры (образцы по ГОСТ 7565-81 или сами изделия)  [c.169]

Существуют стандарты на валы гибкие проволочные для силовых передач (ГОСТ 13225—71 ) валы гибкие проволочные с броней дая силовых передач (ГОСТ 13226 — 71 ) арматуру для гибких валов и брони для силовых передач (ГОСТ 13227—71 ) броню для гибких проволочных валов силовых передач и приводов управления и контроля  [c.372]

В комплект насосной установки на рн= 14,3 МПа и выше входят, кроме собственно насоса, следующие узлы электродвигатель соединительная муфта обратный клапан с запорным вентилем и дросселирующим устройством для-линии рециркуляции защитная сетка на входном трубопроводе оборудование и арматура масляной установки местные щиты с приборами автоматического управления, контроля, защиты и сигнализации запасные части, а также-гидромуфта (при поставке насоса для работы с регулированием частоты вращения).  [c.221]

Фонтанная арматура подвергается периодической (не реже 1 раза в год) ультразвуковой дефектоскопии. Особенно тщательный контроль рекомендуется проводить на поворотных участках.  [c.145]

Трубопроводы содержат прямые участки, фасонные элементы, дренажную систему и воздушники, опоры и подвески, компенсаторы, арматуру, контрольно-измерительную аппаратуру для определения и регистрации параметров рабочей среды и состояния металла трубопроводов. Для контроля за тепловыми расширениями на трубопроводах устанавливают указатели тепловых удлинений (реперы) с соответствующими регистраторами. С целью предотвращения ожогов людей (при соприкосновении) и снижения  [c.117]

Арматура подобных котлов устанавливается на фронтовой части для возможности постоянного контроля, в огневой коробке, которую называют дымовой камерой, имеются отверстия для обдувки перегревателя паром, для коллекторов и трубопроводов насыщенного и перегретого пара, для выхода дымовых газов через регулирующую тягу заслонку в дымовую трубу. Дымовая труба опирается на эту же коробку. Дымовая камера выполняется стальной с двойными стенками, пространство между которыми заполнено тепловой изоляцией.  [c.266]

Источники излучения с изотопом иридий-192 для гамма-дефектоскопов. Типы, основные параметры и размеры Гамма-дефектоскопы. Термины и определения Контроль неразрушающий. Трубы металлические бесшовные цилиндрические. Методы ультразвуковой дефектоскопии Бетоны. Радиоизотопный метод определения плотности Бетоны. Ультразвуковой метод определения плотности Конструкция и изделия железобетонные. Методы определения толщины защитного слоя бетона, размеров и расположения арматуры просвечиванием ионизирующими излучениями  [c.473]

Рис, 6.39. Схемы контроля стыков арматуры теневым (а) и зеркально-теневым (б)  [c.341]

Качественный контроль изделия является проблемой, так как внутренние пустоты и оголения арматуры выявляются с трудом. В результате возможна коррозия материала и местное ослабление конструкции. Плотная упаковка арматуры и относительная вязкость цементного раствора способствуют образованию пустот в железобетонных панелях. Чтобы получить прочные добротные панели без пустот, требуется квалифицированный рабочий персонал — штукатуры и бетонщики, что обусловливает высокую стоимость труда рабочих. Проблема решается легче в тех странах, где стоимость труда судостроительных рабочих невысока, или там, где можно нанять квалифицированных рабочих, не связанных с профсоюзами до начала строительства объекта.  [c.258]

Директивными документами (Дополнение к Инструкции по контролю за металлом котлов, турбин и трубопроводов . И 34-70-013-84) предусмотрен контроль оборудования, работающего в режиме глубокого регулирования диспетчерского графика нагрузки, в зависимости от числа его пусков. Объектом такого контроля являются барабаны и гибы необогреваемых труб котлов, корпуса цилиндров, регулирующих и стопорных клапанов турбин, корпуса арматуры, участки трубопроводов и ряд других деталей котлотурбинного оборудования ТЭС. В то же время характерным для несущих элементов этих конструкций являются однократные и повторные местные пластические деформации, приводящие к накоплению малоцикловых повреждений.  [c.184]

Технические осмотры маслопроводов, соединительных фланцев и арматуры, а также гидравлических элементов системы регулирования на отсутствие течи топлива и масла. Осмотры осуществляют визуально на обнаружение подтеков масла и по показаниям штатных приборов контроля давления. Для проверки целостности и герметичности газопроводов осмотры проводят по звуку и запаху и анализом загазованности среды».  [c.93]

Завод-изготовитель арматуры должен осуществлять входной контроль качества материалов и полуфабрикатов, поступающих для изготовления арматуры, по номенклатуре и в объеме устанавливаемых в технических условиях на изготовление арматуры.  [c.23]

В табл. 1.6 перечислены методы контроля, которым должны подвергаться заготовки для изготовления деталей арматуры различных классов и групп качества арматуры по условиям эксплуатации.  [c.23]

Наиболее часто встречающимся дефектом арматуры, выявляемым ири ее испытании перед монтажом, является пониженная герметичность или даже отсутствие герметичности запорного органа арматуры при закрытом положении [ 12]. Это может быть результатом недостаточно тщательного контроля на заводе-изготовителе, несоблюдения условий транспортирования и хранения, результатом температурных воздействий во время хранения и транспортирования арматуры, перераспределения внутренних напряжений в процессе старения металла и его рекристаллизации. Для восстановления герметичности арматуры уплотнительные кольца притираются.  [c.200]

Положение о входном контроле арматуры, труб и соединительных деталей на предприятии Оренбурггазпром Утв. П Оренбурггаз-пром 26.11.96 г.  [c.360]

Инструкция по входному контролю арматуры в сероводородостойком исполнении. -М. ВНИИГаз, 1995. — 56 с.  [c.234]

Однако, несмотря на перечисленные проблемы, данная работа была начата и на сегодняшний день находится в следующем состоянии. Совместно с Алексинским заводом Тяжпромарматура (АЗТПА) разработана и согласована Госгортехнадзором первая редакция Методики по определению дополнительного ресурса корпусных деталей шаровых и конусных кранов Ду 50-1400 мм, Ру 6,4 — 8,0 МПа производства АЗТПА, первоочередная потребность в контроле арматуры которого составляет не менее 7000 ед.  [c.173]

Правила содержат разделы применения и назначения регламентации конструкции сосудов применяемых материалов требований по изготовлению, реконструкции, монтажу, наладке и ремонту применяемой арматуры, контрольно-и (мерительных приборов и предохранительных устройств а гакже правила установки, регистрации, технических освиде-т< ьствований и разрешения на эксплуатацию требования по надзору, содержанию и ремонту сосудов требования к сосудам и полуфабрикатам, приобретаемым за границей допол-ничельные требования к цистернам и бочкам для перевозки сжиженных газов, к баллонам контроль за соблюдением Правил а также приложения по терминам и определениям, применительно к Правилам перечень специализированных научно-исследовательских организаций форму типового паспорта сосуда, работающего под давлением подразделение с г.и1ей на типы, классы и перечни материалов, используемых для изготовления сосудов, работающих под давлением.  [c.41]

Целью анализа технической документации является установление номенклатуры технических параметров, предельных состояний, выявление наиболее вероятных отказов и повреждений, а также элементов и участков конструкций, рост повреж-денности и дефектности металла которых может привести к ресурсному отказу. На основе анализа технической документации составляют схему диагностируемого объекта с указанием его конструктивных особенностей расположение продольных, кольцевых и других сварных соединений, наличие запорно-ре-гулирующей арматуры, тройников, отводов, штуцеров и т. п. Отдельно отмечают обнаруженные отклонения от проекта. Указывают также химический состав и механические свойства металла конструкции технологию сварочно-монтажных работ методы и результаты входного и пооперационного контроля и предпусковых испытаний вид, время и объемы проведения реконструкционных (ремонтных) работ на данном сосуде или участке трубопровода результаты предыдуших освидетельствований и диагностик.  [c.157]

К наиболее актуальным мероприятиям по обеспечению надежности и работоспособности металлоконструкций скважин относятся контроль коррозионного состояния и техническая диагностика фонтанной арматуры, колонных головок и внутрискважинного оборудования. Диагностику проводят с целью периодической оценки технического состояния скважин при капитальном ремонте и геофизических исследованиях.  [c.176]

Перспективным представляется применение твердометрии как неразрушающего метода контроля, позволяющего оценивать механические свойства металла элементов фонтанной арматуры и колонных головок.  [c.178]

Контроль неразрушающйй. Дефектоскопы ультразвуковые. Методы измерения основных параметров 23694—79 Контроль неразрушающий. Паста магнитная для магнитно-порошковой дефектоскопии КМ-К. Технические условия 23702—79 Контроль неразрушающий. Преобразователи ультразвуковые. Основные параметры и методы их измерений 23764—79 Гамма-дефектоскопы. Общие технические условия 23829—79 Контроль неразрушающйй акустический. Термины и определения 23858—79 Соединения сварные стыковые и тавровые арматуры железобетонных конструкций. Ультразвуковые методы контроля качества. Правила приемки  [c.474]

Чтобы уменьшить влияние металлической арматуры на результаты контроля, ультразвуковые преобразователи устанавливают на участках с минимальным процентом армирования. Для большинства используемых железобетонных конструкций влияние арматуры на результаты контроля не-сущ,ественно (при содержании арматуры в контролируемом сечении до 5 %). Сведения об объемной доле арматуры в бетоне можно получить из чертежей конструкции путем гам-маграфирования или магнитным методом. Для уменьшения влияния влажности на результаты контроля бетонные образцы (по которым строят зависимости скорость—прочность) изготовляют при том же режиме тепловлажностной обработки, что и подлежащ,ие контролю изделия.  [c.311]

Для повышения безопасности работ при контроле и ремонте реакторного оборудования должно быть, по возможности, снижено содержание кобальта в системе первого контура. С этой целью при создании модернизированного реактора предусматривается ограничение применения кобальтовых сплавов, в элементах уплотнений арматуры, снижение содержания кобальта в нержавеющих аустенитных сталях, из которых изготовляются поверхности теплообмена, уменьшение поступления кобальта с содержащимися в реакторной воде продуктами коррозии трубопроводов путем замены углеродистых сталей на более коррозионностойкие низко— легированные, а также исключение кобёльтсодержаших сплавов в элементах активной зоны.  [c.41]

Из приспособлений второй группы широко применяют держатели для соблюдения пределов перемещения преобразователя при поперечно-продольном сканировании, устройство НИИ мостов ЛИИЖТа для обеспечения заданных шагов при продольнопоперечном сканировании, устройство НПО ЦНИЙТМАШ для контроля по схеме тандем, приспособление МВТУ им. И. Э. i3ay-мана для прозвучивания сварных соединений арматуры.  [c.195]

Отмеченные особенности конструкции и свойств сварных соединений определяют различные методические решения их дефектоскопии. Поэтому ниже рассмотрены методические приемы при контроле сварных соединений разных типов, на дефектоско-пичность которых влияют один или несколько факторов. Разная кривизна поверхности сосудов (практически плоские поверхности) и труб малого и среднего диаметра (менее 500 мм) в определенной мере обусловливает различия в методиках их контроля. Ограниченная площадь сечения шва, большая кривизна поверхности и неровностей периодического профиля арматуры железобетона предопределяют нетрадиционную методику их контроля. Крупный размер зерна и высокая анизотропия механических свойств ау-стенитных швов существенно затрудняют проведение УЗ К, поэтому для повышения достоверности контроля таких швов применяют специальные преобразователи и дефектоскопы, обеспечивающие повышение амплитуды полезного сигнала. Трудность УЗК сварных швов, выполненных контактной, диффузионной сваркой и сваркой трением, заключается в различии дефекта типа слипания, прозрачного для ультразвука. Особую группу конструкций составляют угловые, тавровые и нахлесточные соединения, в которых иногда ограничен доступ к месту контроля, а возможное расположение опасных дефектов в шве затрудняют их обнаружение.  [c.316]

Контроль стыковых швов арматуры железобетона. При разработке способа УЗК стыков арматуры наиболь ние трудности связаны с наличием неровностей периодического профиля, которые являются источнпка,ми помех и приводят к еуществе.(1ной п(,)тере  [c.340]

При изготовлении очень больших деталей упрочняющий элемент редко предварительно разрезается, полосы с полной шириной до 1,8 м укладываются и выравниваются в формы. При получении меньших деталей многие изготовители предварительно разрезают и укладывают упрочнитель. Стоимость этой операции монсет быть компенсирована лучшим контролем качества, более целесообразным использованием отходов упрочнителя и сокращением операций нивелирования. Большинство крупных производителей судов применяют относительно сложные сборочные технологические процессы. Корпуса поднимают из формы после установки продольных балок и переборок и переносят их на участки, где последовательно и осторожно устанавливают двигатели, гребные винты, резервуары и другую арматуру. Многие изготовители предпочитают устанавливать предварительно законченные отдельные узлы, например каюты, рубки, которые могут быть быстро скреплены с корпусом. Изделия, собранные из стеклопластиков, особенно хорошо подходят для таких технологических процессов, так как крупные узлы слон<ной формы могут быть собраны за одну операцию.  [c.250]

Арматура должна быть надежной и безопасной в эксплуатации в течение проектного срока службы должна быть иредусмотреиа возможность осмотра, контроля основного металла и сварных соединений неразрушающими методами дефектоскопии, проведения очистки, нромывки, продувки и ремонта. Если но условиям размещения оборудования и трубопроводов или радиационной обстановки контроль за состоянием металла в местах, установленных Правилами [9], не может быть выполнен существующими средствами, то должны быть предусмотрены специальные устройства и приспособления, обеспечивающие осуществление указанного контроля.  [c.12]

Все элементы оборудования и трубопроводов с температурой наружной стенки выше 45° С, расположенные в доступных для обслуживающего персонала местах, должны быть теилоизолированы, температура наружной поверхности теплоизоляции не должна превышать 45° С. На участках, подлежащих в процессе эксплуатации контролю и измерению деформации металла, должна быть установлена съемная изоляция. Арматура должна размещаться в местах, удобных для обслуживания и ремонта. В необходимых случаях должны быть устроены лестницы и площадки. Арматура, требующая для управления зиачи-  [c.12]

Арматура, предназначенная для АЭС, в зависимости от условий эксплуатации и возможности проведения ремонтных работ подразделяется на 1, 2 и 3-й классы. Арматура классов 2 и 3 в зависимости от рабочего давления подразделяется на группы. Класс и группа соответствуют категории и группе сварных соединений, указанных в Правилах контроля сварных соединенпй и наплавки узлов и конструкций атомных электростанций, опытных и исследовательских ядерных реакторов и установок (ИК 1514—72) .  [c.37]

На монтажных схемах указываются условный диаметр прохода, обозначение арматуры, ее рабочее положение, расположение маховиков, штурвалов, приводов. На рабочих чертежах показывается разбивка линии на узлы, арматура и все детали, из которых состоят узлы со всеми размерами, необходимыми для изготовления узлов, привязки к осям, высотные отметки и др. При компоновке узлов байпасы обединяются с арматурой, приборы контроля — с автоматическими системами и т. д. На схемах арматура изображается с применением условных обозначений по ГОСТ 2.785—70.  [c.197]

Монтаж делится на два этапа сборку блоков п монтаж трубопроводов. До проведения первого этапа выполняются подготовительные работы комплектуется оборудование в соответствии с монтажными схемами и производится ревизия арматуры. При комплектованпи монтажных блоков проверяется количество труб, единиц арматуры, устанавливаемых на блок, фланцев, шиилек с гайками (или болтов), прокладок и т. п. Проводится внешний осмотр комплектуемых изделий, проверяется наличие заводских паспортов или сертификатов на все трубы, арматуру, фланцы, шпильки и пружины, входящие в комплект трубопроводов, подведомственных инспекции Госгортехнадзора. Кроме того, на каждой детали устанавливается наличие специального клейма отдела технического контроля (ОТК) завода-изготовителя с указанием марки стали, из которой деталь изготовлена. В сомнительных случаях все трубы, арматура, фасонные части, фланцы, шпильки, гайки и другие изделия, изготовленные из легированных сталей, подвергаются проверке стилоскопированием.  [c.197]

Источник

Обозначение документа

Взамен какого документа

Наименование документа

Организация-разработчик

Дата введения и срок действия

1 ГОСУДАРСТВЕННЫЕ СТАНДАРТЫ

ГОСТ 5542-87

ГОСТ 5542-78

Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия

ВНИИГАЗ

01.01.88

ГОСТ 9544-93

ГОСТ 9544-75

Арматура трубопроводная запорная. Нормы герметичности затворов

ДАО «Оргэнергогаз», НПФ «ЦКБА»

01.01.95

ГОСТ 14919-83 с изм. № 7

ГОСТ 306-76,

ГОСТ 14919-76

Электроплиты, электроплитки и жарочные электрошкафы бытовые. Общие технические условия

ДОАО «ГАЗМАШ»

01.07.84

ГОСТ 15860-84 с изм. № 2

ГОСТ 15860-70

Баллоны стальные сварные для сжиженных углеводородных газов на давление до 1,6 Мпа. Технические условия

ДОАО «ГАЗМАШ»

07.01.85

ГОСТ 17310-86

ГОСТ 17310-81

Газы. Пикнометрический метод определения плотности

ВНИИГАЗ

01.07.87

ГОСТ 17356-89 (ИСО 3544-78, ИСО 5063-78)

ГОСТ 17356-71

Горелки на газообразном и жидком топливах. Термины и определения

ДАООТ «Промгаз»

01.07.90

ГОСТ 18917-82

ГОСТ 18917-73

Газ горючий природный. Метод отбора проб

ВНИИГАЗ

01.07.83

ГОСТ 19910-94

ГОСТ 19910-74

Аппараты водонагревательные проточные газовые бытовые. Общие технические условия

ДОАО «ГАЗМАШ»

01.01.96

ГОСТ 20060-83 с изм. № 1

ГОСТ 20060-74

Газы горючие природные. Методы определения содержания водяных паров и точки росы влаги

ВНИИГАЗ

01.07.84

ГОСТ 20061-84 (СТ СЭВ 4491-84)

ГОСТ 20061-74

Газы горючие природные. Метод определения температуры точки росы углеводородов

ВНИИГАЗ

01.01.86

ГОСТ 20219-74 с изм. № 6

Аппараты отопительные газовые бытовые с водяным контуром. Общие технические условия

ДОАО «ГАЗМАШ»

01.01.94

ГОСТ 20440-75 с изм. № 1

Установки газотурбинные. Методы испытаний

ВНИИГАЗ

01.01.76

ГОСТ 21204-97

ГОСТ 21204-83

Горелки газовые промышленные. Общие технические требования

ДАООТ «Промгаз»

01.07.98

ГОСТ 22387.2-97

ГОСТ 17556-81, ГОСТ 22387.2-83

Газы горючие природные. Метод определения сероводорода и меркаптановой серы

ВНИИГАЗ

01.07.99

ГОСТ 22387.3-77 с изм. № 2

ГОСТ 5580-56

Газ для коммунально-бытового потребления. Метод определения содержания кислорода

ВНИИГАЗ

01.01.78

ГОСТ 22387.4-77 с изм. № 1

ГОСТ 5580-56

Газ для коммунально-бытового потребления. Метод определения содержания смолы и пыли

ВНИИГАЗ

01.01.78

ГОСТ 2287.5-77

ГОСТ 5580-56

Газ для коммунально-бытового потребления. Метод определения интенсивности запаха

ВНИИГАЗ

01.01.78

ГОСТ 22442-77 с изм. № 2

Изделия огнеупорные для стабилизирующих камер газовых горелок

ДАООТ «Промгаз»

01.07.78

ГОСТ 22667-82 с изм. № 1

ГОСТ 22667-77

Газы горючие природные. Расчетный метод определения теплоты сгорания, относительной плотности и числа Воббе

ВНИИГАЗ

01.07.83

ГОСТ 23781-87 с изм. № 1

ГОСТ 23781-83

Газы горючие природные. Хроматографический метод определения компонентного состава

ВНИИГАЗ

01.07.88

ГОСТ 25696-83 с изм .№ 2

Горелки газовые инфракрасного излучения. Общие технические требования и правила приемки

ДАООТ «Промгаз»

01.07.84

ГОСТ 26374-84 с изм. № 1

Газы горючие природные. Метод определения общей и органической серы

ВНИИГАЗ

01.01.87

ГОСТ 27193-86

ГОСТ 22387.1-77

Газы горючие природные. Метод определения теплоты сгорания водяным калориметром

ВНИИГАЗ

01.01.88

ГОСТ 27577-87 с изм. № 1

Газ природный топливный сжатый для газобаллонных автомобилей. Технические условия

ВНИИГАЗ

01.01.89

ГОСТ 27578-87

Газы углеводородные сжиженные для автомобильного транспорта. Технические условия

ВНИИГАЗ

01.07.88

ГОСТ 27824-88 с изм. № 2

Горелки промышленные на жидком топливе. Общие технические требования

ДАООТ «Промгаз»

01.07.89

ГОСТ 28091-89

Горелки промышленные на жидком топливе. Методы испытаний

ДАООТ «Промгаз»

01.01.90

ГОСТ 28680-90

Горелки газовые для промышленных печей. Ряды номинальных тепловых мощностей

ДАООТ «Промгаз»

01.01.91

ГОСТ 28726-90

Газы горючие природные. Метод определения ртути

ВНИИГАЗ

01.01.92

ГОСТ 28775-90

Агрегаты газоперекачивающие с газотурбинным приводом. Общие технические условия

ВНИИГАЗ, ЦКТИ

01.01.92

ГОСТ 29134-97

ГОСТ 29134-91

Горелки газовые промышленные. Методы испытаний

ДАООТ «Промгаз»

01.07.99

ГОСТ 30319.0-96

Газ природный. Методы расчёта физических свойств. Общие положения

Фирма «Газприборавтоматика», ВНИЦ СМВ

01.07.97

ГОСТ 30319.1-96

Газ природный. Методы расчёта физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки

Фирма «Газприборавтоматика», ВНИЦ СМВ

01.07.97

ГОСТ 30319.2-96

Газ природный Методы расчёта физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости

Фирма «Газприборавтоматика», ВНИЦ СМВ

01.07.97

ГОСТ 30319.3-96

Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств по уравнению состояния

Фирма «Газприборавтоматика», ВНИЦ СМВ

01.07.97

ГОСТ Р 50591-93 с изм. №1

Агрегаты тепловые газопотребляющие. Горелки газовые промышленные. Предельные нормы концентрации NOx в продуктах сгорания

ДАООТ «Промгаз»

01.07.94

ГОСТ Р 50670-94

Оборудование промышленное газоиспользующее. Воздухонагреватели. Общие технические требования

ДАООТ «Промгаз»

01.01.95

ГОСТ Р 50696-94

Плиты газовые бытовые. Общие технические условия

ДОАО «ГАЗМАШ»

01.01.95

ГОСТ Р 50942-96

Оборудование промышленное газоиспользующее. Воздухонагреватели. Методы испытаний

ДАООТ «Промгаз»

01.01.97

2 ОТРАСЛЕВЫЕ СТАНДАРТЫ

ОСТ 51.40-93 с изм. № 2

ОСТ 51.40-83

Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам. Технические условия

ВНИИГАЗ

01.10.93

ОСТ 51.55-79

Знаки безопасности для предприятий газовой промышленности

ВНИИГАЗ

01.01.80

ОСТ 51.65-80с изм. № 4

Конденсат газовый стабильный. Технические условия

ВНИИГАЗ

01.01.82

ОСТ 51.72-92

ОСТ 51.72-86

Горелки газовые промышленные. Номенклатура показателей

ДАООТ «Промгаз»

01.01.93

ОСТ 51.120-92

ОСТ 51.120-84

Оборудование газоиспользующее промышленное. Номенклатура показателей

ДАООТ «Промгаз»

01.01.93

ОСТ 51.130-84

Горелки газовые инфракрасного излучения. Методы испытаний

ДАООТ «Промгаз»

01.05.85

ОСТ 51.141-86

Газы горючие природные. Манометрический метод приготовления калибровочной газовой смеси

ВНИИГАЗ

01.07.87

ОСТ 51.145-88

Горелки газовые. Унифицированные элементы. Сопла. Конструкция и основные размеры

ДАООТ «Промгаз»

01.07.88

ОСТ 51.148-88 с изм. № 2

Машины очистные и изоляционные для капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов. Требования к надежности

ВНИИГАЗ

01.01.89

3 ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ

ТУ 14-157-60-98

Трубы бесшовные горячедеформированные нефтегазопроводные в сероводородостойком исполнении

ВНИИГАЗ, ОАО «Тагмет»

16.12.98

ТУ 14-332-1-81

Глины огнеупорные Кировоградского месторождения для производства цемента

НИИцемент, ВНИИГАЗ

01.01.81

ТУ 14-3Р-21-96

ТУ 14-3-1547-88

Трубы стальные электросварные прямошовные, стойкие против сероводородного растрескивания

ВНИИГАЗ, ВНИИСТ, АО «ВМЗ», Гос. Труб. институт (Украина)

25.10.96

ТУ 39-04695536-95

Воздухонагреватели газовые смесительные

ДАООТ «Промгаз»

12.09.95

ТУ 39-04864476-530-99

Фракция углеводородная многокомпонентная. ТУ

ООО «Оренбурггазпром»

15.11.99

ТУ 51-03-03-85 с изм. № 3

Газ горючий природный сжиженный. Топливо для двигателей внутреннего сгорания. Технические условия (Опытная партия)

ВНИИГАЗ

01.08.85

ТУ 51-03-19-85

Преобразователь давления потенциометрический ПбЭ-10

Фирма «Калининградгазавтоматика»

01.01.85

ТУ 51-03-27-85

Комплекс агрегатных средств измерительный «Спринт-1»

Фирма «Калининградгазавтоматика»

01.01.86

ТУ 51-03-32-86

Узлы управления ЭПУУ-5

Фирма «Калининградгазавтоматика»

01.01.86

ТУ 51-03-33-86

Выключатели ВКЭ-01

Фирма «Калининградгазавтоматика»

01.01.86

ТУ 51-03-43-87

Комплекс «Магистраль»

Фирма «Калининградгазавтоматика»

01.01.87

ТУ 51-03-55-88

Сигнализатор температуры СгТ-08

Фирма «Калининградгазавтоматика»

01.01.88

ТУ 51-03-56-83

Сигнализатор частоты вращения СгП-02

Фирма «Калининградгазавтоматика»

01.01.83

ТУ 51-03-58-88

Устройство, согласующее НС-3 ОМ

Фирма «Калининградгазавтоматика»

01.01.88

ТУ 51-03-59-88

Устройство согласующее НС-32

Фирма «Калининградгазавтоматика»

01.01.88

ТУ 51-03-60-88

Узлы управления ЭПУУ-6

Фирма «Калининградгазавтоматика»

01.01.88

ТУ 51-03-63-90

Прибор контроля температуры ПКТ-02

Фирма «Калининградгазавтоматика»

01.01.90

ТУ 51-03-64-90

АСА2.045.002 ТУ

Дефектоскопы цветные магнитотелевизионные ЦМТД-11

Фирма «Калининградгазприборавтоматика»

21.12.90-31.12.2000

ТУ 51-03-67-89

АСА2.821.012 ТУ

Прибор контроля температуры ПКТ-01

Фирма «Калининградгазприборавтоматика»

01.10.90-01.10.2000

ТУ 51-03-68-90

Преобразователь измерительный НС-13М

Фирма «Калининградгазавтоматика»

01.01.90

ТУ 51-03-70-90

ЗИ1.350.044

Комплекс «Компрессор-3М»

Фирма «Калининградгазавтоматика»

01.01.90

ТУ 51-03-72-91

Тахометр цифровой ТЭ-01М

Фирма «Калининградгазавтоматика»

01.01.91

ТУ 51-03-75-91

Комплекс «Автоматика-1M»

Фирма «Калининградгазавтоматика»

01.01.91

ТУ 51-03-78-91

Многониточный измерительный микропроцессорный комплекс «Суперфлоу-2»

СП «Совтексавтоматика»

01.01.92

ТУ 51-03-79-92

Узлы управления ЭПУУ-7

Фирма «Калининградгазприборавтоматика»

01.04.92-01.04.2002

ТУ 51-03-80-92

АСА2.832.034 ТУ

Преобразователь давления электрический ПДЭ-01

Фирма «Калининградгазприборавтоматика»

01.10.92-01.10.2002

ТУ 51-03-83-92

АСА2.087.042 ТУ

Источник вторичного электропитания ВС1

Фирма «Калининградгазприборавтоматика»

15.10.92

ТУ 51-03-84-92

Измеритель температуры ИТ-1

Фирма «Калининградгазприборавтоматика»

15.11.92

ТУ 51-03-85-92

АСА2.821.018 ТУ

Прибор контроля температуры ПКТ-03

Фирма «Калининградгазприборавтоматика»

30.12.92

ТУ 51-03-88-93

АСА2.832.036 ТУ

Преобразователи давления электрические ПДЭ-02

Фирма «Калининградгазприборавтоматика»

15.11.93

ТУ 51-03-00158623-29-95

Праймер ПМ-001 ВК. Технические условия

ВНИИГАЗ

01.01.96

ТУ 51-17-81

ЗИ1.350.028

Комплекс «Водоотвод-1»

Фирма «Калининградгазавтоматика»

01.01.81

ТУ 51-28-86 с изм. № 7

ТУ 51-28-81

Топливо газоконденсатное широкофракционное для быстроходных дизелей (ГШЗ). Технические условия

ВНИИГАЗ

07.07.86

ТУ 51-45-81

Шкафы водообогреваемые ШКД-14

Фирма «Калининградгазавтоматика»

01.01.81

ТУ 51-46-81

Шкафы электрообогреваемые ШКД-13

Фирма «Калининградгазавтоматика»

01.01.81

ТУ 51-52-81

Термопреобразователь НС-08

Фирма «Калининградгазавтоматика»

21.01.82

ТУ 51-72-87 с изм. № 8

Устройство сужающее быстросменное УСБ 00.00.000

ТюменНИИгипрогаз

24.04.87

ТУ 51-80-82 с изм. № 4

Углерод технический специальный, глубоко черный, канальный

Сосногорский ГПЗ

01.01.82

ТУ 51-81-88 с изм. № 3

ТУ 51-81-82

Одорант СПМ. Технические условия

ВНИИГАЗ

01.01.89

ТУ 51-157-98

ТУ 51-157-93

Газ природный горючий Вуктыльского газоконденсатного месторождения подаваемый и транспортируемый по магистральным газопроводам

П «Севергазпром»

0.1.08.98-01.08.2003

ТУ 51-160-83

Дифманометр взрывозащищенный ДтХ-01

Фирма «Калининградгазавтоматика»

01.01.83

ТУ 51-182-83

ТУ 51-895-80

Диапазон-1

Фирма «Калининградгазприборавтоматика»

15.12.83

ТУ 51-200-84

ЗИ1.350.034

Комплекс «Защита-5»

Фирма «Калининградгазавтоматика»

01.01.84

ТУ 51-204-84

Узлы управления ЭПУУ-4

Фирма «Калининградгазавтоматика»

01.01.84

ТУ 51-287-86 с изм. № 2

Газ природный отсепарированный Оренбургского газоконденсатного месторождения

П «Оренбурггазпром»

20.07.86-01.01.2001

ТУ 51-288-86 с изм. № 3

Конденсат газовый нестабильный Оренбургского газоконденсатного месторождения

П «Оренбурггазпром»

20.07.86

ТУ 51-302-86

Комплект блочный «Сокол-4»

ВНИИГАЗ

01.01.86

ТУ 51-317-86 с изм. № 4

Фильтры скважинные типа ФС. Технические условия

ВНИИГАЗ

01.10.87

ТУ 51-330-87 с изм. № 2

Установка для сварки и плазменной резки на базе трактора К-701 УПС-100. Технические условия

ВНИИГАЗ

15.01.88

ТУ 51-350-87 с изм. № 2

Устройство дистанционной сигнализации УСГ-4. Технические условия

ВНИИГАЗ

01.12.87

ТУ 51-498-90

Воздухонагреватель ВТ240

ДАООТ «Промгаз»

19.12.94

ТУ 51-499-90 с изм. № 4

Бензин автомобильный газоконденсатный (АГ). Технические условия

ВНИИГАЗ

01.12.90

ТУ 51-515-91с изм. № 1

Отводы гнутые на Ру до 32,0 МПа

ВНИИГАЗ, Завод РТО г. Оренбург

01.01.91-01.01.2005

ТУ 51-525-98

ТУ 51-525-91

Фракция пентан-гексановая, поставляемая на экспорт

П «Оренбурггазпром»

04.09.98

ТУ 51-526-95

Нефть нестабильная нефтяных оторочек Восточной зоны ОНГКМ

П «Оренбурггазпром»

08.06.95

ТУ 51-527-95

Газ нефтяной отсепарированный Восточной зоны ОНГКМ

П «Оренбурггазпром»

08.06.95

ТУ 51-528-95

Нефть стабильная нефтяных оторочек Восточной зоны ОНГКМ

П «Оренбурггазпром»

12.09.95

ТУ 51-529-96

Топливо котельно-печное нефтяное

П «Оренбурггазпром»

08.02.96

ТУ 51-545-98

Горелка тепличная универсальная автоматическая модернизированная ГТУАМ

ДАООТ «Промгаз»

01.11.98

ТУ 51-549-93

Рамповая горелка

ДАООТ «Промгаз»

01.10.93

ТУ 51-791-77

Пневмоприводы ПРП-3

Фирма «Калининградгазавтоматика»

01.01.77

ТУ 51-792-77

Краны КПП-3

Фирма «Калининградгазавтоматика»

01.01.77

ТУ 51-829-78

Индикатор кондиционности газов «Харьков-1М»

Фирма «Калининградгазавтоматика»

01.01.78

ТУ 51-841-87 с изм. № 3

ТУ 51-841-78

Метан газообразный. Технические условия

ВНИИГАЗ

01.07.87

ТУ 51-882-90 с изм. № 1

ТУ 51-882-79

Пропан сжиженный. Технические условия

ВНИИГАЗ

01.01.91

ТУ 51-930-80

Унифицированные блоки наборных зажимов

Фирма «Калининградгазавтоматика»

01.01.80

ТУ 51-940-80 с изм. № 5

ТУ 51-689-75

Гелий газообразный (сжатый). Технические условия

ВНИИГАЗ

01.01.81

ТУ 51-945-90 с изм. № 1

ТУ 51-945-80

Изобутан сжиженный Технические условия

ВНИИГАЗ

01.01.91

ТУ 51-946-90 с изм. № 1

ТУ 51-946-80

Бутан нормальный сжиженный Технические условия

ВНИИГАЗ

01.01.91

ТУ 51-0115-001-96

ТУ 51-0115-001-89

Конденсат газовый нестабильный

П «Севергазпром»

01.07.96-01.07.2001

ТУ 51.0158623-01-91 с изм. № 1

Топливо газоконденсатное широкофракционное для быстроходных дизелей арктическое (ГША), Технические условия

ВНИИГАЗ

01.01.92-01.01.2002

ТУ 51-0158754-05-88 с изм. № 1

Устройство для врезки катушки УВК — 720

ТюменНИИгипрогаз

01.01.88

ТУ 51-4819774-01-88 с изм. № 1

Коллектор «Надым — 1»

ТюменНИИгипрогаз

28.01.88

ТУ 51-4819774-02-88 с изм. № 2

Коллектор «Надым — 2»

ТюменНИИгипрогаз

28.01 88

ТУ 51-4819774-04-89

Установка сепарации и редуцирования газа»Сириус»

ТюменНИИгипрогаз

14.06.89

ТУ 51-4819774-08-90 с изм. № 1

Секция трубная котла ВВД — 1,8

ТюменНИИгипрогаз

15.03.90

ТУ 51-4819774-09-90 с изм. № 1

Каплеотделитель универсальный газовый малогабаритный

ТюменНИИгипрогаз

28.04.90

ТУ 51-4819774-10-90 с изм. № 1

Индикатор уноса жидкости ИУ-1.00.000

ТюменНИИгипрогаз

28.04.90

ТУ 51-4819774-12-90

Обогреватель ОЭВГ

ТюменНИИгипрогаз

24.10.90

ТУ 51-4819774-13-90

Запасные части к шаровым кранам фирмы «Grove»

ТюменНИИгипрогаз

01.01.91

ТУ 51-4819774-14-90 с изм. № 1

Установка для освоения скважин

ТюменНИИгипрогаз

12.12.90

ТУ 51-00158623-31-95

Фракция газоконденсатная бензиновая прямогонная. Технические условия

ВНИИГАЗ

01.03.95-01.03.2000

ТУ 51-00158623-34-95

Лента полиэтиленовая для изоляции газонефтепродуктопроводов

ВНИИГАЗ

01.11.95-01.12.2005

ТУ 51-00158623-38-97 с изм. № 1

Сырье углеводородное для пиролиза — СУП. Технические условия (Опытная партия)

ВНИИГАЗ

25.12.97-25.12.2000

ТУ 51-00158623-39-97

Резьбовой отверждаемый герметик — РОГ Технические условия (Опытная партия)

ВНИИГАЗ

01.01.98

ТУ 51-04819777-17-93

Установка подготовки газа 8Р 00.000

ТюменНИИгипрогаз

01.01.93

ТУ 51-05751745-09-97

Конденсат газовый стабильный, омпаундированный нефтью

ООО ГДК «УренгойГазпром»

30.09.98

ТУ 51-05780913-065-2000

Смесь лёгких углеводородов для производства углеводородов жидких С5. Технические условия (Опытная партия)

ООО «Астраханьгазпром»

01.04.2000-01.04.2001

ТУ 51-313 23 949-40-98

Тройники разрезные специальные приварные для врезки отводов под давлением на Ру до 7,5 МПа (75 кгс/см2) Технические условия

ВНИИГАЗ

01.01.98

ТУ 51-31323949-41-98

Сера газовая гранулированная Астраханского ГПЗ. Технические условия (Опытная партия)

ВНИИГАЗ

01.07.98

ТУ 51-31323949-44-98 с изм. № 1

Топливо дизельное газоконденсатное экологически чистое Астраханского ГПЗ. Технические условия (Опытная партия)

ВНИИГАЗ

01.08.98-01.08.2000

ТУ 51-31323949-45-99 с изм. № 1

Топливо газоконденсатное с присадками Сургутского ЗСК. ТУ

ВНИИГАЗ

20.08.99

ТУ 51-31323949-49-98

Сера газовая молотая — СГМ. Технические условия (Опытная партия)

ВНИИГАЗ

01.02.99

ТУ 51-31323949-51-99

Сырьё углеводородное для нефтехимии. Технические условия (Опытная партия)

ВНИИГАЗ

20.04.99

ТУ 51-31323949-55-2000

Абсорбент «Новамин». Технические условия (Опытная партия)

ВНИИГАЗ

01.06.2000-01.06.2001

ТУ 51-31323949-56-2000

Фракция бутановая сжиженная Томской ГПУ (ФБС). ТУ

ВНИИГАЗ

01.06.2000

ТУ 51-31323949-58-2000 с изм. № 1

ТУ 51-31323949-43-98

Дистилят газового конденсата лёгкий Сургутского ЗСК (ДГКл). ТУ

ВНИИГАЗ

01.06.2000

ТУ 51-31323949-59-2000

Катализатор для процесса получения серы. Технические условия (Опытная партия)

ВНИИГАЗ

15.02.2000

ТУ 573-011-31323949-97

Цемент тампонажный безусадочный Технические условия

ВНИИГАЗ

01.01.97

ТУ 0708-029-00158758-97

Наполнители (утяжелители) суспензий железорудные (ЖРК)

ТюменНИИгипрогаз

01.01.98

ТУ 0803-21-0158754-95

Утяжелитель для буровых растворов ЖРК — 1

ТюменНИИгипрогаз

01.07.95

ТУ 0803-22-0158754-95

Утяжелитель для буровых растворов ЖРК — 2

ТюменНИИгипрогаз

01.07.95

ТУ 1245-028-00158758-97

Станции газораспределительные

ТюменНИИгипрогаз

01.01.97

ТУ 2248-009-04864447-98

Шланги полиэтиленовые армированные (металлопластиковые) для газопроводов

Кавказтрансгаз, ВНИИГАЗ

01.01.99

ТУ 2296-001-00158631-97

Полимерно-контейнерное устройство

СеверНИПИгаз

01.01.97

ТУ 2458-024-0158754-95

Преобразователь ржавчины термостойкий ПРТ-1

ТюменНИИгипрогаз

01.07.95

ТУ 2458-025-0158754-96

Преобразователь ржавчины ПРТ-2

ТюменНИИгипрогаз

01.07.96

ТУ 2458-031-00158758-97

Преобразователь ржавчины универсальный ПРУ-1

ТюменНИИгипрогаз

01.01.97

ТУ 3645-033-00158758-98

Пункты газорегуляторные

ТюменНИИгипрогаз

01.01.98

ТУ 3646-032-00158758-98

Фильтры газовые типа ФГ

ТюменНИИгипрогаз

01.01.98

ТУ 3696-55-00158847-94

Воздухонагреватель ВТ30

ДАООТ «Промгаз»

20.12.94

ТУ 4318-002-00123702-93 с изм. № 1

Выключатели бесконтактные герконовые ВкЭ-02

Фирма «Газприборавтоматика»

28.12.93

ТУ 4318-003-00123702-93

АСА2.82 1.020 ТУ

Термопреобразователи сопротивления ТСМ-5

Фирма «Калининградгазприборавтоматика»

15.11.93

ТУ 4318-004-00123702-93

АСД2.82 1.021 ТУ

Термопреобразователи сопротивления ТСМ-6

Фирма «Калининградгазприборавтоматика»

16.11.93

ТУ 4318-005-00123702-93

Тахометрический комплекс «Оборот-3»

Фирма «Калининградгазавтоматика»

01.01.93

ТУ 4318-008-00123702-97

Регуляторы РДС

Фирма «Газприборавтоматика»

12.11.97

ТУ 4318-009-00123702-94

АСА2.390.101 ТУ

Унифицированные модульные блоки управления кранами

Фирма «Калининградгаз приборавтоматика»

01.07.94

ТУ 4318-009-00123702-97

Клапаны КэО-01

Фирма «Газприборавтоматика»

10.11.97

ТУ 4318-010-00123702-95

Узлы управления ЭПУУ-8

Фирма «Калининградгазавтоматика»

01.01.95

ТУ 4318-011-00123702-95

Узлы управления ЭПУУ-9

Фирма «Калининградгазавтоматика»

01.01.95

ТУ 4318-013-00159093-96

Шкафы электрообогревательные ШОЭ

Фирма «Калининградгазприборавтоматика»

03.12.96

ТУ 4318-014-00159093-96

Шкафы водообогревательные ШОВ

Фирма «Калининградгазприборавтоматика»

03.12.96

ТУ 4318-015-00159093-96

Унифицированные щиты автоматики

Фирма «Калининградгазприборавтоматика»

03.12.96

ТУ 4318-019-00123702-96

Комплекс «Магистраль-2»

Фирма «Газприборавтоматика»

20.01.97

ТУ 4318-020-00123702-97

Регуляторы РДО-1

Фирма «Газприборавтоматика»

10.11.97

ТУ 4318-021-00123702-97

Преобразователь измерительный оптоэлектронный избыточного давления «Кварц-ОДИ»

Фирма «Газприборавтоматика»

01.10.97

ТУ 4318-024-00123702-97

Блок пневмоэлектроуправления БлПЭ-09

Фирма «Газприборавтоматика»

22.04.98

ТУ 4591-002-01171382-93

Комплект газобаллонной аппаратуры для автомобилей, работающих на сжиженном нефтяном газе

Фирма «Калининградгазавтоматика»

01.01.93

ТУ 5100-001-00159025-98

Бензин автомобильный

П «Севергазпром»

01.01.98

ТУ 5140-20-0158754-95

Глинопорошки для буровых растворов

ТюменНИИгипрогаз

01.07.95

ТУ 5210-060-05780913-98

Топливо газоконденсатное — мазут ГКТ Астраханского ГПЗ. ТУ

П «Астраханьгазпром»

01.12.98

ТУ 5750-027-00158758-96

Смеси глино-лигниновые для буровых растворов

ТюменНИИгипрогаз

01.01.97

ТУ 024101-026-00158758-96

Смесь нефтегазоконденсатная деэтанизированная северных месторождений Тюменской обл.

ТюменНИИгипрогаз

01.01.97

ТУ 025114-049-5780916-94

Фракция бензиновая н.к. — 62°С. ТУ

П «Астраханьгазпром»

21.04.95

ТУ С66.000

Сушилка газовая С66

ДАООТ «Промгаз»

28.12.82

БФ-2.00.000 ТУ

Блок фильтров для ингибиторного раствора БФ-2. Технические условия

ВНИИГАЗ, ГАНГ им Губкина

20.07.98

ВН2011 ТУ

Заземлитель анодный типа АЗМ-ЗУ

ВНИИГАЗ

01.08.97

ОП-700.00.000 ТУ

Устройство для отбора проб жидкости из подземных газопроводов ОП-700. Технические условия

ВНИИГАЗ, ГАНГ им.Губкина

20.07.98

УВ-700.00.000 ТУ

Устройство для ввода образцов в газопровод УВ-700. Технические условия

ВНИИГАЗ, ГАНГ им.Губкина

20.07.98

ФУ-100/160.00.000 ТУ

Форсуночное устройство для аэрозольного ингибирования газопроводов ФУ 100/160. Технические условия

ВНИИГАЗ, ГАНГ им.Губкина

20.07.98

ФХ-8С.00.000 ТУ

Форсунка для ингибирования шлейфов ФХ-8С Технические условия (Опытный образец)

ВНИИГАЗ, ГАНГ им Губкина

20.07.98

ИТ-КШО-1

Исходные требования на поставку отремонтированных шаровых кранов DN 300-1400, PN 80 с неразъемным корпусом

ДАО «Оргэнергогаз»

27.02 97

ОТС-ЗРА-98

Запорно-регулирующая арматура DN 100-1400 мм; PN 6,4,8,0;10,0;15,0;20,0; 42,0 МПа

ДАО «Оргэнергогаз»

01.01.98

ТТ-КЗК-1

Технические требования на конусные запорные краны DN 50-300 мм; PN 64,80,100,150 кгс/см2

ДАО «Оргэнергогаз»

27.01.95

ТТ-КЗП-ОУ-1

Технические требования на камеры приема и запуска очистных устройств, устанавливаемых на магистральных газопроводах

ДАО «Оргэнергогаз»

01.01.97

ТТ-ПП-1

Технические требования на пневмогидравлические приводы для шаровых кранов DN 50-1400, PN 100, предназначенных для газопровода Торжок-Белосток

ДАО «Оргэнергогаз»

05.01.96

ТТ-РО-ЗРА-1

Технические требования на оборудование для ремонта запорно-регулирующей арматуры

ДАО «Оргэнергогаз»

18.03.97

Без обозначения

Нормативно-техническая документация на изготовление дополнительных металлоконструкций для комплектации буровых установок: Альбом 1, Альбом 2

ТюменНИИгипрогаз

01.01.92

Без обозначения

Основные технические решения по созданию автоматизированных газораспределительных станций с централизованным контролем и управлением

ВНИИГАЗ

01.01.69

Без обозначения

Преобразователи для катодной защиты. Общие технические требования

ВНИИГАЗ

01.01.97

Без обозначения

Системы линейной телемеханики магистральных газопроводов. Технические требования 1516/250. ТТ утверждены 27.05.90

Системы линейной телемеханики магистральных газопроводов. Общие технические требования.

ОАО «Газавтоматика»

24.02.98

Без обозначения

Технические требования к системам регулирования, защиты, контроля и сигнализации автоматизированных газораспределительных станций с безвахтенным обслуживанием

ВНИИГАЗ

01.01.67

Без обозначения

Технические требования на запорные шары для перекрытия полости газопровода

ВНИИГАЗ

01.05.97

4 РУКОВОДЯЩИЕ ДОКУМЕНТЫ

РД 08-200-98

«Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» от 14.12.92

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности

Госгортехнадзор РФ, Ассоциация буровых подрядчиков, ВНИИГАЗ

01.09.98

РД 26.260.010-97

РД 0352-153-94

Перечень нормативной документации по стандартизации на сосуды и аппараты, работающие под давлением

ДАО «ЦКБН»

15.03.98

РД 39-2-1009-84

Промышленно-технологический регламент по выбору резьбовых соединений обсадных труб и герметизирующих средств для нефтяных и газовых скважин Западной Сибири

ВНИИТнефть, ВНИИБТ, ВНИИГАЗ

01.05.84

РД 51-2-97

Временное положение о проведении работ по диагностированию газопроводов РАО «Газпром» внутритрубными инспекционными снарядами

Инструкция по внутритрубной инспекции трубопроводных систем

ВНИИГАЗ, ДАО «Оргэнергогаз»

28.03.97

РД 51-2.4-007-97

Борьба с водной эрозией грунтов на линейной части трубопроводов

РАО «Газпром»

01.07.97-30.06.2002

РД 51-4.2-003-97

Методические рекомендации по расчетам конструктивной надежности магистральных газопроводов

ВНИИГАЗ, ООО «ИРЦ Газпром»

01.01.97

РД 51-02-108-88

Регуляторы давления для сжиженных углеводородных газов на Ру до 1,6 МПа. Методы испытаний на надежность

ДОАО «ГАЗМАШ»

01.01.88

РД 51-02-109-88

Устройства запорные баллонов для сжиженных углеводородных газов на Ру до 1,6 МПа. Методы испытаний на надёжность

ДОАО «ГАЗМАШ»

01.01.88

РД 51-02-110-89

Аппараты отопительные газовые бытовые с водяным контуром. Методы испытаний на надёжность

ДОАО «ГАЗМАШ»

01.01.89

РД 51-02-111-90

Аппараты водонагревательные проточные газовые бытовые. Методы испытаний на надёжность

ДОАО «ГАЗМАШ»

01.01.90

РД 51-02-118-93

Система испытаний продукции. Аппаратура бытовая, работающая на газовом топливе. Программа и методика климатических испытаний

ДОАО «ГАЗМАШ»

01.01.93

РД 51-60-82

Породы горные. Инструкция по отбору, консервации и хранению керна

ВНИИГАЗ

12.05.83

РД 51-85-84

Методические указания по санитарно-химическому контролю воздушной среды на содержание сернистых соединений на объектах газовой промышленности

ВНИИГАЗ

01.01.85

РД 51-98-85

Строительство скважин на подземных хранилищах газа. Технические требования

ВНИИГАЗ

01.04.85

РД 51-99-85

Методические указания по аналитическому контролю воздуха на содержание окислов азота и углерода на предприятиях газовой промышленности

ВНИИГАЗ

01.01.86

РД 51-106-86

Методические указания по санитарно-химическому контролю воздушной среды на содержание углеводородов на объектах газовой промышленности

ВНИИГАЗ

01.07.86

РД 51-132-88

Автомобильные газонаполнительные компрессорные станции. Нормы вибрации. Методика виброобследования. Виброзащита оборудования

ВНИИГАЗ

01.04.88

РД 51-134-88

Инструкция по совершенствованию технологии эксплуатации обводненных газовых скважин в условиях солеотложений и сероводородной коррозии

ВНИИГАЗ, СКТБ «Недра»

01.01.89

РД 51-162-92

Каталог удельных выбросов загрязняющих веществ газотурбинных установок газоперекачивающих агрегатов

ВНИИГАЗ

01.06.92

РД 51-164-92

Инструкция по проведению контрольных измерений вредных выбросов газотурбинных установок на компрессорных станциях

ВНИИГАЗ

01.01.92

РД 51-165-92

Временная инструкция по учету валовых выбросов оксидов азота и оксида углерода газотурбинных установок на компрессорных станциях по измеренным параметрам работы ГПА

ВНИИГАЗ

01.01.92

РД 51-166-92

Временная инструкция по учету выбросов оксидов азота и оксида углерода газотурбинных установок на компрессорных станциях по измеренному количеству топливного газа

ВНИИГАЗ

01.01.92

РД 51-167-92

Временная инструкция по контролю вредных выбросов с уходящими газами котлоагрегатов малой и средней мощности, работающих на природном газе

ВНИИГАЗ

01.01.92

РД 51-553-94

Инструкция по техническому освидетельствованию аккумуляторов газа ГСС-1-1-10, 0-25У-001 при эксплуатации автомобильных газонаполнительных компрессорных станций (АГНКС)

ОАО «Газпром», ВНИИГАЗ, ИркутскНИИхиммаш

01.12.93

РД 51-556-95

Отраслевая методика проведения экспериментальных исследований трансформации NO-NО2 в атмосфере при эксплуатации КС МГ

ВНИИГАЗ

01.08.95

РД 51-00158623-05-94

Методика определения технологических потерь газового конденсата в процессе промысловой обработки газа

ВНИИГАЗ

01.01.94

РД 51-00158623-06-95

Применение аварийных источников электроэнергии на КС магистральных газопроводов, УКПГ и других объектах газовой промышленности

ВНИИГАЗ

01.07.95

РД 51-00158623-07-95

Применение электростанций собственных нужд нового поколения с поршневым и газотурбинным приводом

ВНИИГАЗ

01.03.97

РД 51-00158623-08-95

РД 51-122-87

Категорийность электроприемников промышленных объектов газовой промышленности

ВНИИГАЗ, ДАО «Оргэнергогаз»

01.07.95

РД 51-00158623-09-95

Технология производства работ на газопроводах врезкой под давлением, включая огневые работы

ВНИИГАЗ

01.08.95

РД 51-00158623-10-95

Инструкция по возведению и расчету анкерных противопучинных свай конструкции «ВНИИГАЗ-NKK» для опор надземных трубопроводов в районах распространения вечной мерзлоты

ВНИИГАЗ

01.01.96-01.01.2001

РД51-00158623-12-97

Методика определения расхода газа на технологические нужды промысловых объектов РАО «Газпром»

ВНИИГАЗ

01.01.98

РД 51-00158623-16-96

Отраслевая методика измерения параметров освещения на рабочих местах для аттестации условий труда на объектах РАО «Газпром»

ВНИИГАЗ

01.01.97

РД 51-00158623-20-94

Требования к шумовым характеристикам газотранспортного оборудования

ВНИИГАЗ

01.01.95

РД 51-00158623-27-97

Методика определения диэтиленгликоля в водах промысловых объектов газовой промышленности газохроматографическим методом

ВНИИГАЗ

01.03.98

РД 51-00158623-28-97

Методика определения метанола в водах промысловых объектов газовой промышленности газохроматографическим методом

ВНИИГАЗ

01.03.98

РД 51-00158758-202-95

Альбом типовых схем размещения комплекса бурового и промыслового оборудования и сооружений для кустов нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин

ТюменНИИгипрогаз

01.01.95

РД 51-00158758-203-96

Альбом типовых конструкций кустовых оснований

ТюменНИИгипрогаз

01.01.96

РД 51-00158758-204-97

Укрупненные расценки на строительство буровых установок: Книги 1-8

ТюменНИИгипрогаз

01.01.97

РД 51-00158798-01-96

Порядок разработки и метрологической аттестации методик выполнения измерений КХА на предприятиях РАО «Газпром». Основные положения

ТюменНИИгипрогаз

01.01.97

РД 51-31323949-31-98

Выбор количества электроагрегатов электростанций РАО «Газпром»

ВНИИГАЗ

01.03.98

РД 51-31323949-32-98

Методика подготовки и проведения конкурсов по осуществлению энергетических проектов

ВНИИГАЗ

01.03.98

РД 51-31323949-33-98

Методические указания по проектированию электроснабжения линейных потребителей магистральных газопроводов

ВНИИГАЗ

01.03.98

РД 51-31323949-38-98

Руководящий документ по технологии сварки технологических трубопроводов КС из теплоустойчивых и высоколегированных сталей

ВНИИГАЗ

01.01.99

РД 51-31323949-39-98

Р 51-554-94

Инструкция по аттестации сварочных материалов, технологии сварки, сварочного оборудования, предназначенных для сооружения и ремонта газопроводов

ВНИИГАЗ

01.01.99

РД 51-31323949-44-99

Положение о декларировании промышленной безопасности опасных производственных объектов предприятий ОАО «Газпром»

ОАО «Газпром», Госгортехнадзор РФ, ВНИИГАЗ

01.05.99

РД 51-31323949-45-99

Концепция «Декларирования безопасности промышленных объектов ОАО «Газпром»

ОАО «Газпром», ВНИИГАЗ

01.04.99

РД 51-31323949-49-2000

Технологические и технические требования по выполнению расходомерных систем с применением диафрагменных и турбинных расходомеров для измерения расхода и массы жидких углеводородов конденсатопродуктопроводов

ВНИИГАЗ

01.07.2000

РД 558-97

РД 51-108-86

Руководящий документ по технологии сварки труб при производстве ремонтно-восстановительных работ на газопроводах

ВНИИГАЗ

25.02.97

РД 015900-147-91

Методическое руководство по организации и проведению системного геофизического контроля на период бурения Бованенковского месторождения

ТюменНИИгипрогаз

01.01.91

РД 015900-171-95

Технологический регламент по химической обработке промывочной жидкости при строительстве скважин с горизонтальным окончанием на месторождениях Крайнего Севера

ТюменНИИгипрогаз

01.01.95

РД 0575179-150-93

Технологический регламент по оснащению скважин Комсомольского месторождения наземным и подземным оборудованием

ТюменНИИгипрогаз

01.01.93

РД 5751749-02-90

Технологический регламент по замене коренной задвижки

ТюменНИИгипрогаз

01.01.90

РД 5751749-148-91

Методика определения технологических потерь нефти и попутного газа на Уренгойском месторождении

ТюменНИИгипрогаз

01.01.91

РД 00153761-158-94

Проект одновременного производства по бурению, освоению, обвязке и эксплуатации газовых скважин Бованенковского месторождения на одном кусту

ТюменНИИгипрогаз

01.01.94

РД 00153761-163-94

Технологический регламент по беспакерной эксплуатации скважин Ямсовейского и Юбилейного месторождений

ТюменНИИгипрогаз

01.01.94

РД 00153761-165-94

Технические правила на ведение ремонтных работ в скважинах месторождений «Надымгазпрома»

ТюменНИИгипрогаз

01.01.94

РД 00153761-169-95

Регламент по эксплуатации скважин месторождений п-ва Ямал (Бованенковское ГКМ)

ТюменНИИгипрогаз

01.01.95

РД 00153761-170-95

Технологический регламент по освоению газовых скважин Бованенковского месторождения

ТюменНИИгипрогаз

01.01.95

РД 00154223-159-94

Технологический регламент по беспакерной эксплуатации скважин юго-западной части Ямбургского газоконденсатного месторождения

ТюменНИИгипрогаз

01.06.94

РД 00154223-187-97

Технологический регламент по эксплуатации скважин с ПМК на Харвутинском месторождении

ТюменНИИгипрогаз

01.01.97

РД 00156251-179-96

Технические правила на ведение ремонтных работ в скважинах Ямбургского месторождения предприятием Тюменбургаз

ТюменНИИгипрогаз

01.01.96

РД 00158758-160-94

Методика определения прочностных характеристик обсадных труб, спускаемых в зону ММП, из условия сохранения целостности и герметичности эксплуатационных колонн способом управляемой разгрузки давления обратного промерзания на внешнюю сторону крепи

ТюменНИИгипрогаз

01.01.94

РД 00158758-161-94

Технические условия и требования на проектирование и производство подготовительных (строительных) работ при разбуривании газоконденсатных месторождений Западной Сибири

ТюменНИИгипрогаз

01.01.94

РД 00158758-162-94

Инструкция по обоснованию выбора поглощающих горизонтов и проектированию закачки промстоков на газовых предприятиях Западной Сибири

ТюменНИИгипрогаз

01.01.94

РД 00158758-167-94

Технологический регламент по предупреждению газопроявлений при бурении и креплении мёрзлых пород на Бованенковском ГКМ (интервал 40 — 400 м)

ТюменНИИгипрогаз

01.01.94

РД 00158758-168-95

Регламент на производство работ по реагентной нейтрализации отходов бурения на установке «энвайро — флок» фирмы «Барайт»

ТюменНИИгипрогаз

01.01.95

РД 00158758-173-95

Регламент на систему сбора, нейтрализацию и ликвидацию отходов бурения при строительстве скважин на газоконденсатных месторождениях Тюменской области

ТюменНИИгипрогаз

01.02.96

РД 00158758-175-96

Регламент по технологии управляемой гидродинамической кольматации

ТюменНИИгипрогаз

01.01.96

РД 00158758-176-96

Регламент по креплению ачимовских отложений, характеризующихся аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) и высокими забойными температурами

ТюменНИИгипрогаз

01.01.96

РД 00158758-177-96

Регламент по технологии бурения эксплуатационных и разведочных скважин на месторождениях Крайнего Севера

ТюменНИИгипрогаз

01.01.96

РД 00158758-178-96

Технологический регламент по консервации газовых и газоконденсатных скважин Заполярного месторождения

ТюменНИИгипрогаз

01.01.96

РД 00158758-182-96

Технологический регламент по химической обработке бурового раствора при строительстве скважин подрядными организациями Уренгойгазпрома

ТюменНИИгипрогаз

01.01.96

РД 00158758-185-97

Макет рабочего проекта на строительство скважин на газоконденсатных месторождениях Западной Сибири

ТюменНИИгипрогаз

01.01.97

РД 00158758-191-97

Проект организации одновременного производства работ по бурению, освоению, обвязке и эксплуатации скважин на кустах скважин ачимовских отложений

ТюменНИИгипрогаз

01.01.97

РД 00158758-192-97

Регламент по технологическим способам, направленным на компенсацию линейных перемещений обсадных колонн при воздействии на них температур и давлений

ТюменНИИгипрогаз

01.01.97

РД 00158758-193-97

Инструкция по приготовлению и применению утяжеленных тампонажных растворов

ТюменНИИгипрогаз

01.01.97

РД 00158758-194-97

Инструкция по приготовлению и применению расширяющихся тампонажных растворов

ТюменНИИгипрогаз

01.01.97

РД 00158758-195-97

Технологический регламент на первичное вскрытие продуктивных пластов при строительстве эксплуатационных скважин месторождений Крайнего Севера

ТюменНИИгипрогаз

01.01.97

РД 00158758-197-98

Регламент на восстановление скважин зарезкой вторых стволов на Уренгойском и Ямбургском ГКМ

ТюменНИИгипрогаз

01.01.98

РД 00158758-198-98

Регламент по отбору, транспортировке, хранению и исследованию каменного материала на месторождениях Севера Западной Сибири

ТюменНИИгипрогаз

01.01.98

РД 00575179-190-97

РД 00575179-151-93

Технические правила на ведение ремонтных работ в скважинах Вынгапуровского, Комсомольского, Западно-Таркасалинского и Губкинского месторождений

ТюменНИИгипрогаз

01.01.97

РД 00575179-196-97

Технологическая схема обвязки устья эксплуатационных скважин Губкинского газового месторождения

ТюменНИИгипрогаз

01.01.97

РД 04803457-166-95

РД 015900-89-87,

РД 015900-111-88

Технические правила на ведение ремонтных работ в скважинах Ямбургского месторождения

ТюменНИИгипрогаз

01.01.95

РД 04803457-174-97

Проект организации работ при капитальном ремонте зарезкой второго ствола на кустах эксплуатационных скважин месторождений предприятия «Ямбурггаздобыча»

ТюменНИИгипрогаз

01.01.97

РД 04803457-184-96

Регламент по ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн диаметром 168 мм на скважинах Ямбургского месторождения спуском дополнительной обсадной колонны (секции обсадных труб) меньшего диаметра

ТюменНИИгипрогаз

01.01.96

РД 04803457-186-96

Технологический регламент по эксплуатации скважин с предельно-допустимыми межколонными давлениями на Ямбургском месторождении

ТюменНИИгипрогаз

01.01.97

РД 04819760-149-91

Технологический регламент по проведению специальных газодинамических исследований скважин без выпуска газа в атмосферу

ТюменНИИгипрогаз

01.01.91

РД 05015124-164-94

Технологический регламент по беспакерной эксплуатации скважин западно и восточно Таркосалинских месторождений

ТюменНИИгипрогаз

01.01.94

РД 05015124-172-95

Технологический регламент по беспакерной эксплуатации скважин Комсомольского месторождения

ТюменНИИгипрогаз

01.01.95

РД 05015124-183-96

Технологический регламент по эксплуатации скважин с предельно-допустимыми межколонными давлениями на Вынгапуровском, Комсомольском и Западно-Таркосалинском месторождениях

ТюменНИИгипрогаз

01.01.96

РД 05751745-180-96

Технические правила на ведение ремонтных работ в скважинах Уренгойского месторождения

ТюменНИИгипрогаз

01.01.97

ВРД 39-1.10-001-99

Руководство по анализу результатов внутритрубной инспекции и оценке опасности дефектов

ВНИИГАЗ,

ДАО «Оргэнергогаз»,

П «Оренбурггазпром»

01,05.99-01.05.2002

ВРД 39-1.10-006-2000

Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов

ВНИИГАЗ

01.03.2000

ВРД 39-1.12-001-98

Порядок разработки, согласования, утверждения и учета нормативных документов для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром»

ОАО «Газпром», ООО «ИРЦ Газпром»

01.09.98-31.12.2001

ВРД 39-1.12-003-99

Руководство по формированию и ведению фонда, регистрации и учёту, изданию, хранению и распространению НТД в газовой промышленности

ОАО «Газпром»

29.02.2000

Без обозначения

Временный руководящий документ по проведению ремонтных работ с применением клея «Монолит» на объектах газовой промышленности

ВНИИГАЗ

01.01.97

Без обозначения

Порядок организации единого отраслевого фонда НИОКР газовой промышленности

ООО «ИРЦ Газпром»

01.01.94

Без обозначения

Методическое руководство по нормированию промышленных выбросов для ГРС

ВНИИГАЗ

01.01.83

Без обозначения

Методическое руководство по подсчету балансовых и извлекаемых запасов конденсата, этана, пропана, бутанов, неуглеводородных компонентов, определению их потенциального содержания в пластовом газе, учету добычи конденсата и компонентов природного газа

ВНИИГАЗ

01.01.90

Без обозначения

Методическое руководство по прогнозированию изменения состава конденсата

ВНИИГАЗ

01.01.71

Без обозначения

Временное руководство по химическому закреплению грунтовых оснований объектов газотранспортных систем для повышения их эксплуатационной надежности

ВНИИГАЗ

02.07.82

Без обозначения

Отраслевое руководство по анализу и управлению риском, связанным с техногенным воздействием на человека и окружающую среду при сооружении и эксплуатации объектов добычи, транспорта, хранения и переработки углеводородного сырья с целью повышения их надежности

ВНИИГАЗ

01.01.96

Без обозначения

Руководство по гидродинамическим расчетам режимов глушения фонтанов

ВНИИГАЗ

01.01.82

Без обозначения

Руководство по эксплуатации средств противокоррозионной защиты подземных газопроводов

ВНИИГАЗ

01.01.86

Без обозначения

Руководство по эксплуатации электростанций собственных нужд

ВНИИГАЗ

01.01.89

5 ПРАВИЛА

ВППБ 01-04-98

Правила пожарной безопасности для предприятий и организаций газовой промышленности

ОАО «Газпром»

16.09.98

ПР 51-31323949-43-99

Методические указания по проведению теплотехнических и газодинамических расчетов при испытаниях газотурбинных газоперекачивающих агрегатов

ВНИИГАЗ

01.06.99

ПР СК 51-00159093-001-96

Положение о системе калибровки средств измерений в РАО «Газпром»

Фирма «Калининградгазприборавтоматика»

01.01.97

ПР СК 51-00159093-002-98

Система информации по метрологическому обеспечению нормативными документами предприятий и организаций РАО «Газпром»

Фирма «Калининградгазприборавтоматика»

01.01.99

ПР СК 51-00159093-003-96

Порядок аккредитации метрологических служб на право проведения калибровочных работ в системе калибровки РАО «Газпром»

Фирма «Калининградгазприборавтоматика»

01.01.97

ПР СК 51-00159093-004-96

Правила по установлению номенклатуры средств измерений, эксплуатируемых на предприятиях и в организациях РАО «Газпром», подлежащих поверке

Фирма «Калининградгазприборавтоматика»

01.01.97

ПР СК 51-00159093-005-97

Клейма калибровочные. Порядок изготовления, применения, хранения и гашения

Фирма «Калининградгазприборавтоматика»

01.01.98

СП 101-34-96

Свод Правил сооружения магистральных газопроводов. Выбор труб для сооружения магистральных газопроводов

Ассоциация «ВТТ», ИЭС им. Е.О. Патона, ОАО «Газпром», АО «Роснефтегазстрой», ТОО «Трубопром», ВНИИГАЗ

01.10.96

Без обозначения

Переаттестация ПХГ с целью дальнейшей эксплуатации

ОАО «СевКавНИПИ-газ»

01.01.96

Без обозначения

Правила безопасности при эксплуатации конденсатопроводов и магистральных трубопроводов для сжиженных газов

Правила безопасности при эксплуатации конденсатопродуктопроводов

ВНИИГАЗ, ОАО «Газпром»

01.01.98

Без обозначения

Правила безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов

ВНИИГАЗ

01.01.84

Без обозначения

ППБВ-85

Правила пожарной безопасности для предприятий и организаций газовой промышленности

Фирма «Газобезопасность»

18.06.98

Без обозначения

Правила создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах

ВНИИГАЗ

01.01.94

Без обозначения

Методические указания по гидробиологическому, химико-аналитическому и технологическому контролю на сооружениях биологической очистки сточных вод газовой отрасли

ВНИИГАЗ

01.01.99

Без обозначения

Методические указания по диагностическому обследованию состояния коррозии и комплексной защиты подземных трубопроводов от коррозии

ОАО «Газпром»,

ПО «Союзоргэнергогаз»

01.01.90

Без обозначения

Методические указания по испытанию ингибиторов коррозии для газовой промышленности

ВНИИГАЗ

01.01.97

Без обозначения

Методические указания по испытанию ингибиторов солеотложения для технологических процессов добычи и обработки продукции газовых и газоконденсатных месторождений

ООО «ВолгоУралНИПИгаз», ВНИИГАЗ

01.06.81

Без обозначения

Методические указания по испытанию тампонажных материалов для условий многолетнемерзлых пород

ВНИИГАЗ

01.01.82

Без обозначения

Методические указания по определению коррозионной агрессивности аминоспиритовых сред и содержания в них ингибитора коррозии аминного типа

ВНИИГАЗ

01.01.90

Без обозначения

Методические указания по применению индикаторов типа ДК-1 для контроля скорости коррозии подземных трубопроводов в системах коррозионного мониторинга объектов РАО «Газпром»

ВНИИГАЗ

01.01.98

Без обозначения

Методические указания по применению индикаторов типа ДН-1 для контроля наводороживания подземных трубопроводов в системах коррозионного мониторинга объектов РАО «Газпром»

ВНИИГАЗ

01.01.98

Без обозначения

Методические указания по применению универсальных колонок типа УК-1 ЛНКВ 2.393.000 и УК-2 JIHKB 2.393.001 в системах электрохимической защиты объектов РАО «Газпром»

ВНИИГАЗ, ОАО «Газпром»

01.01.97

Без обозначения

Методические указания по расчету резерва машин ремонтного комплекса

ВНИИГАЗ

26.02.86

Без обозначения

Критерии вывода магистральных газопроводов в капитальный ремонт

ВНИИГАЗ

02.10.96

Без обозначения

Пооперационная технология капитального ремонта переходов газопроводов через авто и железные дороги

ВНИИГАЗ

01.04.90

Без обозначения

Сборник документов по безопасности работы с метанолом на объектах министерства газовой промышленности

ВНИИГАЗ

01.01.88

6 РЕКОМЕНДАЦИИ

Р 51-140-89

ОСТ 51.51-78

Рекомендации. Методы определения содержания воды в абсорбенте для осушки природного газа

ВНИИГАЗ

01.01.90

Р 51-155-90

Инструкция по применению новых изоляционных материалов при капитальном ремонте магистральных газопроводов и компрессорных станций

ВНИИГАЗ

01.10.90

Р 51-00158623-2-91

Методика определения каталитической активности катализаторов в реакциях Клауса и гидролиза сероуглерода

ВНИИГАЗ

01.01.91

Р 51-00158623-4-92

Отраслевая инструкция по осуществлению входного контроля катализаторов процесса Клауса и Сульфрен

ВНИИГАЗ

01.01.92

Р 51-00158623-11-95

Методическое руководство Абсорбенты для очистки природных газов от H2S и СО2. Определение пенных характеристик

ВНИИГАЗ

01.01.96

Р 51-00158623-17-97

Методическое руководство. Абсорбенты для очистки природного газа от H2S и СО2. Определение кислот и термостабильных солей

ВНИИГАЗ

01.06.97

Р 51-00158623-18-92

Типовая методика акустических испытаний опытных и серийных образцов ГПА

ВНИИГАЗ

01.07.92

Р 51-00158623-19-92

Технологический регламент по расчету акустических характеристик при проектировании мероприятий по защите от шума в ТЭО системы добычи и магистрального транспорта газа с полуострова Ямал

ВНИИГАЗ

01.07.92

Р 51-00158623-21-94

Программа и методика акустических испытаний модернизированных типов ГПА при реконструкции КС

ВНИИГАЗ

01.01.95

Р 51-00158623-22-94

Методика расчета уровня шума от КС на местности

ВНИИГАЗ

01.01.95

Р 51-00158623-24-95

Каталог шумовых характеристик газотранспортного оборудования

ВНИИГАЗ

01.01.99

Р 51-00158623-26-96

Методика измерений шумовых характеристик ГПА с газотурбинным приводом

ВНИИГАЗ

01.01.97

Р 51-31323949-40-99

Методика составления баланса УКПГ-1В П «Ямбурггаздобыча» по конденсату газовому нестабильному (включая Р 51-00158623-14-96)

ВНИИГАЗ

01.07.99

Р 51-31323949-42-99

Рекомендации по оценке работоспособности дефектных участков газопроводов

ВНИИГАЗ

01.01.99

05.01.09.025.01

Методические рекомендации по отбору кандидатов и формированию списка резерва кадров

ОНУТЦ

01.01.96

05.01.09.026.01

Методические рекомендации по определению форм (видов) подготовки специалистов, зачисленных в резерв на руководящие должности

ОНУТЦ

01.01.96

05.01.09.030.01

Методические рекомендации по определению критериев профессионализма работников предприятий добычи и переработки газа и газового конденсата

ОНУТЦ

01.01.96

05.01.09.033.01

Методические рекомендации по определению критериев профессионализма работников предприятий бурения

ОНУТЦ

01.01.96

05.01.09.035.01

Методические рекомендации по определению критериев профессионализма работников газотранспортных предприятий

ОНУТЦ

01.01.96

05.01.09.049.01

Методические рекомендации по организации и проведению психологического тестирования

ОНУТЦ

01.01.96

05.01.09.053.01

Методические рекомендации по дистанционному обучению сменных инженеров компрессорных станций с ГПА-Ц-6,3

ОНУТЦ

01.01.97

05.01.09.058.01

Методические рекомендации по организации экономического образования руководителей и специалистов на предприятиях РАО «Газпром»

ОНУТЦ

01.01.97

05 02.09.027.01

Методические рекомендации по планированию карьеры руководителя или специалиста

ОНУТЦ

01.01.96

05.03.09.043.01

Методические рекомендации по дистанционному обучению для преподавателей отраслевой системы повышения квалификации

ОНУТЦ

01.01.96

0503.09.051 01

Методические рекомендации по применению системы непрерывного индивидуального обучения

ОНУТЦ

01.01.97

05.03.09.05501

Методические рекомендации по работе с персоналом для руководителей служб и подразделений предприятий

ОНУТЦ

01.01.97

05.09.01.019.01

Методические рекомендации по проведению аттестации руководителей и специалистов предприятий, организаций РАО «Газпром»

ОНУТЦ

01.01.96

Без обозначения

Методические рекомендации по выбору аппаратуры акустической эмиссии для контроля газопроводных конструкций

ВНИИГАЗ

01.01.98

Без обозначения

Методические рекомендации по натурным измерениям напряженного состояния магистральных трубопроводов

ВНИИГАЗ

01.01.85

Без обозначения

Методические рекомендации по обеспечению безопасной эксплуатации установок стабилизации газового конденсата

ВНИИГАЗ

01.01.87

Без обозначения

Методические рекомендации по оценке работоспособности дефектных участков газопроводов

ВНИИГАЗ

01.01.98

Без обозначения

Методические рекомендации по повышению эксплуатационной прочности северных магистральных газопроводов в слабонесущих грунтах

ВНИИГАЗ

01.01.85

Без обозначения

Методические рекомендации по проведению комплексных проверок состояния охраны труда на предприятиях и в организациях газовой промышленности

ВНИИГАЗ

28.04.86

05.01.09.059.01

Сборник типовых планов карьеры руководителей и специалистов предприятий газотранспорта РАО «Газпром»

ОНУТЦ

01.01.96

05.01.09.060.01

Сборник типовых планов карьеры руководителей и специалистов предприятий по добыче газа РАО «Газпром»

ОНУТЦ

01.01.96

05.01.09.061.01

Сборник типовых планов карьеры руководителей и специалистов предприятий бурения РАО «Газпром»

ОНУТЦ

01.01.96

05.01.09.062.01

Сборник типовых планов карьеры руководителей и специалистов предприятий переработки газа РАО «Газпром»

ОНУТЦ

01.01.96

Без обозначения

Рекомендации 1976 г.

Методические указания по определению технологически необходимых безвозвратных потерь газа при создании и эксплуатации газохранилищ в пористых пластах

ВНИИГАЗ

01.01.96

Без обозначения

Рекомендации по входному контролю при приемке арматуры в хладостойком исполнении

ВНИИГАЗ

01.01.97

Без обозначения

Рекомендации по контролю напряженного состояния магистральных газопроводов

ВНИИГАЗ

01.01.89

Без обозначения

Рекомендации по опорам с низким коэффициентом трения в газовой промышленности

ВНИИГАЗ

01.01.89

Без обозначения

Рекомендации по определению поляризационных потенциалов подземных трубопроводов экстраполяционным методом с применением высокоомного вольтметра типа ВВ

ВНИИГАЗ

01.01.85

Без обозначения

Рекомендации по оптимальным параметрам газотранспортной системы Ямал-Запад на участке Ухта-Грязовец

ВНИИГАЗ

01.01.89

Без обозначения

Рекомендации по оценке несущей способности участков газопроводов в непроектном положении

ВНИИГАЗ

01.01.86

Без обозначения

Рекомендации по оценке работоспособности подводных переходов газопроводов при наличии размывов дна

ВНИИГАЗ

01.01.95

Без обозначения

Рекомендации по оценке работоспособности участков газопроводов с дефектами типа овализации

ВНИИГАЗ

01.01.96

Без обозначения

Рекомендации по оценке работоспособности участков газопроводов с поверхностными повреждениями

ВНИИГАЗ

01.01.96

Без обозначения

Рекомендации по повышению надежности и долговечности технологических трубопроводов газораспределительных станций

ВНИИГАЗ

01.01.90

Без обозначения

Рекомендации по повышению надежности эксплуатации пойменных и русловых участков подводных переходов газопроводов Соленинское — Мессояха — Норильск

ВНИИГАЗ

01.01.87

Без обозначения

Рекомендации по применению акустических экранов при ремонтных работах на газотранспортных предприятиях

ВНИИГАЗ

01.01.87

Без обозначения

Рекомендации по применению отработанных газов ДВС в качестве рабочего агента при выводе притока и других работах на скважинах

Фирма «Газобезопасность»

01.01.96

Без обозначения

Рекомендации по применению форкамерно-факельной системы зажигания на ГМК типа 10 ГК, 10 ГКМ и 10 ГКН

ВНИИГАЗ

01.01.84

Без обозначения

Рекомендации по прочностным расчетам многопролетных трубопроводов

ВНИИГАЗ

01.01.88

Без обозначения

Рекомендации по рациональной отработке шарошечных долот забойными двигателями

ТюменНИИгипрогаз

01.01.97

Без обозначения

Технические решения по повышению эксплуатационной прочности северных газопроводов на пучинистых грунтах

ВНИИГАЗ

01.01.90

Без обозначения

Типовые рекомендации по защите промперсонала и населения при возможных авариях на основе дозного нормирования содержания токсичных веществ в атмосфере воздуха

Фирма «Газобезопасность»

01.01.98

7 РЕГЛАМЕНТЫ

Без обозначения

Регламент контроля и наблюдений за созданием и эксплуатацией подземных хранилищ газа в пористых пластах

ВНИИГАЗ

01.04.92

Без обозначения

РД 51-97-84 Инструкция по оборудованию скважин гравийными фильтрами способом обратной циркуляции

Регламент на проведение работ по оборудованию скважин гравийными фильтрами конструкции ВНИИГАЗа на предприятиях «Мострансгаз»

ВНИИГАЗ

01.01.97

Без обозначения

Технологический регламент на проектирование компрессорных станций (раздел «Охрана атмосферного воздуха»)

ВНИИГАЗ

01.01.94

Без обозначения

Типовой регламент по переиспытанию действующих магистральных газопроводов диаметром 1420 мм, подверженных стресс-коррозии

ВНИИГАЗ

27.06.97

8 ПРОЧИЕ НД:

8.1 НОРМАТИВЫ, НОРМЫ, ВСН И Т.Д.

ОНТП 51-1-85

ВСН 51-2-79

Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть 1. Газопроводы

ВНИИГАЗ, ВНИПИтрансгаз

01.01.86

ВН 39-1.9-004-98

Ведомственные нормы «Инструкция по проведению гидравлических испытаний трубопроводов повышенным давлением (методом стресс-теста)»

ВНИИГАЗ, ДАО «ГИПРОСПЕЦГАЗ», ДАО «Оргэнергогаз»

01.12.98

ВН 39-1.9-005-98

Ведомственные нормы. Нормы проектирования и строительства морского газопровода

АО ВНИИСТ, ДОАО Гипроспецгаз, ВНИИГАЗ

01.12.98

ВСН 39-1.9-003-98

Конструкции и способы балластировки и закрепления подземных газопроводов

ВНИИГАЗ, ВНИИСТ

01.08.98

ВСН 51-1-97

ВСН 2-112-79

Правила производства работ при капитальном ремонте магистральных газопроводов

ООО «ИРЦ Газпром», ВНИИГАЗ, ГАНГ им.Губкина

01.05.97

Без обозначения

Нормативный табель оснащения линейно-эксплуатационных служб (ЛЭС) магистральных газопроводов материально-техническими ресурсами для выполнения аварийно-восстановительных и ремонтно-профилактических работ в различных природно-климатических условиях

ВНИИГАЗ

22.02.80

Без обозначения

Нормативы затрат газа на технологические операции при создании и эксплуатации ПГХ

ВНИИГАЗ

01.05.1978

Без обозначения

Нормативы складских запасов материальных ресурсов для подразделений подводно-технических работ MГП

ВНИИГАЗ

17.03.88

Без обозначения

Нормы аварийного запаса труб, стальной трубопроводной арматуры, соединительных деталей и монтажных заготовок для магистральных газопроводов

ВНИИГАЗ

12.10.77

Без обозначения

Нормы аварийного запаса труб, стальных кранов, соединительных деталей и монтажных заготовок для газопроводов, прокладываемых в едином технологическом коридоре

ВНИИГАЗ

28.10.86

Без обозначения

\

Нормы неснижаемого запаса труб, оборудования, материалов и запчастей на газопроводе

ВНИИГАЗ

02.01.79

Без обозначения

Табель оснащенности подразделений подводно-технических работ необходимой техникой, оборудованием и плавсредствами

ВНИИГАЗ

24.01.85

8.2 МЕТОДИКИ

МИ 1539-86

ГСОЕИ Объем газа Методика выполнения измерений на автомобильной газонаполнительной компрессорной станции

ВНИИГАЗ

01.08.86

МИ 2311-94

Рекомендация ГСОЕИ Расход и масса газовых конденсатов, ШФЛУ и продуктов их переработки Методики выполнения измерений и расчета

ВНИИГАЗ, ВНИИР, ВНИЦ СМВ

01.07.95

МВИ 51-28-98

Методика выполнения измерений объемной доли метана в поверочных газовых смесях «метан-воздух»

ООО «ВолгоУралНИПИгаз»

01.03.91-01.01.2003

МВИ 51-29-98

Методика выполнения измерений объемной доли пропана в поверочных газовых смесях «пропан-гелий»

ООО «ВолгоУралНИПИгаз»

01.03.91-01.01.2003

МВИ 51-4634909-1-95

Методика выполнения измерений объемной доли гелия в диапазоне 0,5-10,0 % в ПГС «гелий-азот»

ООО «ВолгоУралНИПИгаз»

01.07.95-01.01.2000

МВИ 51-4634909-2-95

Методика выполнения измерений объемной доли двуокиси углерода в диапазоне 0,001-0,01 % в ПГС «двуокись углерода-гелий»

ООО «ВолгоУралНИПИгаз»

01.06.95-01.06.2000

МВИ 51-4634909-3-95

Методика выполнения измерений объемной доли в диапазоне 0,5-25 % в ПГС «азот-гелий»

ООО «ВолгоУралНИПИгаз»

01.11.95-01.01.2005

МВИ 51-4634909-4-95

Методика выполнения измерений объемной доли гелия в диапазоне 0,005-7,0 % в ПГС «гелий-аргон»

ООО «ВолгоУралНИПИгаз»

01.11.95-01.01.2000

МВИ 51-4634909-5-95

Методика выполнения измерений объемной доли метана в диапазоне 0,001-6,0 % в ПГС «метан-гелий»

ООО «ВолгоУралНИПИгаз»

01.11.95-01.01.2000

МВИ 00158758.0-96-:-

МВИ 00158758.9-96

Конденсат углеводородный газонасыщенный (КУГН). Методики выполнения измерений

ТюменНИИгипрогаз

01.01.97

МУ-2.04-01-89

Временная методика расчета долговечности горелочных устройств

ДАООТ «Промгаз»

01.01.89

М-СОГ/97

Обработка эксплуатационных данных и определение эффективности и надежности работы станций охлаждения газа

ДАО «Оргэнергогаз»

01.01.98

ОРКД-1

Методика определения остаточного ресурса корпусных деталей шаровых и конусных кранов Ду 50-1400 мм Ру 6,4-8,0 МПа

ДАО «Оргэнергогаз», Тяжпромарматура

ЦП 1159-10-98

Порядок определения пригодности демонтируемого оборудования к дальнейшей эксплуатации на объектах предприятий ОАО «Газпром»

ДАО «Оргэнергогаз»

01.01.98

Без обозначения

Временная методика по экспертной оценке относительного риска эксплуатации объектов газовой промышленности

Газнадзор

01.01.98

Без обозначения

Временная методика расчета рассеивания газовых выбросов из наземных источников на объектах газовой промышленности

ВНИИГАЗ

01.01.87

Без обозначения

Методика испытания тампонажных материалов при пониженных температурах

ВНИИГАЗ

01.01.80

Без обозначения

Методика испытания термокинетических характеристик цементных растворов и камня

ВНИИГАЗ

01.01.82

Без обозначения

Методика контроля технического состояния эксплуатационных скважин

ВНИИГАЗ

15.12.98

Без обозначения

Методика определения изгибных напряжений технологических трубопроводов компрессорных станций РАО «Газпром»

ИТЦ «Оргтехдиагностика», ДАО «Оргэнергогаз»

16.06.96

Без обозначения

Методика определения качества полимерных адгезионных внутренних покрытий после воздействия коррозионно-агрессивных сред методом автоклавного испытания

ВНИИГАЗ

01.01.99

Без обозначения

Методика оценки сроков службы газопроводов

ЗАО «ВЫМПЕЛ», ВНИИСТ, ВНИИГАЗ

01.01.97

Без обозначения

Методика оценки стойкости металла труб к коррозионному растрескиванию под напряжением

ВНИИГАЗ

17.08.97

Без обозначения

Методика оценки фактического положения и состояния подземных трубопроводов

ВНИИГАЗ

01.01.92

Без обозначения

Методика потенциометрического контроля глинистых пород и буровых растворов при строительстве скважин

ВНИИГАЗ

30.09.97

Без обозначения

Методика расчета количества газа, измеряемого диафрагменными расходомерами

ВНИИГАЗ

01.01.78

Источник

Автореферат диссертации по теме «Коррозионное состояние и долговечность оборудования и трубопроводов сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений»

ГОНЧАРОВ АЛЕКСАНДР АЛЕКСЕЕВИЧ ^ Ь ОД

2 4 тп 2Ш

КОРРОЗИОННОЕ СОСТОЯНИЕ И ДОЛГОВЕЧНОСТЬ ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ СЕРОВОДОРОДСОДЕРЖА-ЩИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

05.17.14 — «Химическое сопротивление материалов и защита от коррозии»

Автореферат диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

ГОНЧАРОВ АЛЕКСАНДР АЛЕКСЕЕВИЧ

КОРРОЗИОННОЕ СОСТОЯНИЕ И ДОЛГОВЕЧНОСТЬ ОБОРУДОВАНИЯМ ТРУБОПРОВОДОВ СЕРОВОДОРОДСОДЕРЖА-ЩИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

0S.17.14 — «Химическое сопротивление материалов и защита от коррозии»

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Работа выполнена в Оренбургском государственном университете и на предприятии «Оренбурггазпром»

Научный руководитель: профессор, доктор технических наук

КУШНАРЕНКО ВЛАДИМИР МИХАЙЛОВИЧ Научный консультант: кандидат технических наук

ГАФАРОВ НАИЛЬ АНАТОЛЬЕВИЧ

Официальные оппоненты: доктор технических наук Тухбатуллин Ф:Г.

кандидат технических наук Сергеева Т. К.

Ведущая организация — ООО «Астраханьгазпром»

Защита состоится » /лА/ 2000 года в /3> мин

на заседании диссертационного <$вета К 07.01.01 в ООО «ВНИИГАЗ» по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, пос. Развилка.

С содержанием диссертации можно ознакомиться в библиотеке ООО «ВНИИГАЗ».

Автореферат разослан «.

Ученый секретарь диссертационного совета

Д.Х.Н.

Золотовский Б.П.

ИЭ61.03Ч-5-08г,0 и 362.081-5 «082,0

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Добываемые на Оренбургском нефтегазоконден-сатном месторождении (ОНГКМ) природный газ, конденсат и нефть содержат в своем составе примеси сероводорода и диоксида углерода, способные вызывать (помимо общей и язвенной коррозии) сероводородное растрескивание (СР) и водородное расслоение (ВР) металла оборудования и трубопроводов (ТП). Надежная, безопасная разработка и эксплуатация таких месторождений обеспечивается применением специальных сталей, сварочно-монтажных технологий изготовления оборудования и ТП и ингибиторной защитой.

Характерной особенностью текущего периода разработки Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения является переход его на стадию падающей добычи. Это сопровождается нарастающим поступлением в продукцию пластовых вод и, соответственно, повышением коррозионной активности среды.

Учитывая, что оборудование и ТП уже выработали проектный нормативный ресурс, надежная их работа в этих условиях вызывает серьезные опасения. Поэтому дальнейшая безопасная эксплуатация оборудования и ТП требует тщательного контроля их технического состояния, включающего систематическое проведение комплекса специальных диагностических работ, необходимость грамотной оценки остаточного ресурса работоспособности путем анализа причин отказов, систематизацию данных по всем видам разрушений, выявление объективных закономерностей протекания коррозионных процессов в течение длительной и интенсивной работы.

В связи с вышеизложенным, актуальными являются исследования, связанные с выявлением основных видов коррозионных разрушений на различных участках ОНГКМ, разработкой методик диагностирования и оценки остаточного ресурса оборудования и ТП.

Работа выполнена в соответствии с приоритетным направлением развития науки и техники (2728п-п8 от 21.07.96 г.) «Технология обеспечения безопасности продукции, производства и объектов» и Постановлением Правительства России от 16.11.1996 г. № 1369 по проведению в 1997-2000 гг. внутритрубной диагностики ТП в пределах территорий Уральского района и Тюменской области.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертации были представлены и обсуждены на: ,

— третьей международной научно-технической конференции «Концепция развития и высокие технологии производства и ремонта транспортных средств в условиях постиндустриальной экономики» (Оренбург, 1997 г.);

— международном научно-техническом семинаре «Проблемы диагностирования и оценки остаточного ресурса оборудования и ТП, работающих в сероводородсодержащих средах» (Оренбург, 1998 г.);

— международном конгрессе «Защита 98» (Москва, 1998 г.);

— международной конференции «Диагностика 98» (Сочи, 1998 г.);

— международной научно-технической конференции «Анализ диагностических работ за 1998 г. на объектах П «ОПТ» и перспективы их совершенствования в 1999 г. на примере ОНГКМ» (Оренбург, 1999 г.).

— Публикации. По материалам диссертации опубликовано 17 печатных работ, в том числе одна монография.

Структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и выводов, списка литературы. Материал изложен на 177 страницах, включающих 35 рисунков и библиографию (142 наименования).

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе «Анализ условий работы и технического состояния ТП и оборудования ОНГКМ» рассмотрены условия работы оборудования и ТП.

В газе ОНГКМ содержится до 4,7% сероводорода, до 1,5% диоксида углерода, пластовая вода содержит до 240 г/л солей хлоркальциевого типа. Для обеспечения успешной эксплуатации ОНГКМ в проекте предусмотрен комплекс технологических мероприятий по защите от коррозии, в частности:

— применение специальных сталей;

— защита с помощью ингибиторов;

— постоянный контроль за коррозионным состоянием.

Технологическая схема обустройства ОНГКМ предусматривает добычу газа из скважин, оборудованных пакерной системой, клапанами-отсекателями, ингибиторными и циркуляционными клапанами, автоматически управляемыми задвижками на фонтанной арматуре. От скважин газ по

Цель работы. Разработка методов определения остаточного ресурса работоспособности ТП и оборудования на основе изучения видов коррозионных повреждений и отказов, составления прогноза на дальнейшую эксплуатацию оборудования и ТП.

Задачи исследования. Для достижения поставленной цели были решены следующие задачи:

— изучены и определены виды коррозионных разрушений оборудования и ТП за 20-летний период эксплуатации ОНГКМ;

— построена модель прогнозирования коррозионного состояния ТП ОНГКМ;

— разработаны методы оценки остаточного ресурса оборудования и ТП.

Основные методы исследований. В работе использованы металлографические и физические методы исследований, методы коррозионно-механических испытаний материалов, методы математического моделирования логико-вероятностных исследований и статистической обработки данных.

Научная новизна полученных результатов:

— выявлены основные виды коррозионных поражений оборудования и ТП, эксплуатирующихся на ОНГКМ;

— определены закономерности распределения во времени отказов в течение 20 лет на объектах технологической цепи: скважины — шлейфовые трубопроводы — промысел — соединительные трубопроводы — газоперерабатывающий завод.

— разработана модель прогноза коррозионных поражений, позволяющая определять возможность и условия дальнейшей эксплуатации ТП;

— предложены методики определения остаточного ресурса оборудования

и ТП.

Практическая значимость. Результаты исследований использованы в разработанных методиках диагностирования оборудования и трубопроводов, основные положения которой вошли в «Положение о диагностировании технологического оборудования и ТП предприятия «Оренбурггазпром», подверженных воздействию сероводородсодержащих сред», утвержденное РАО «Газпром» и Госгортехнадзором России 27-30 мая 1998 г.

шлейфовым газопроводам направляется на УКПГ, где из него методом низкотемпературной сепарации выделяются тяжелые углеводороды и влага. В осушенном виде газ по соединительным газопроводам подается на ОГПЗ. Нестабильный конденсат после отделения от газа в сепараторах УКПГ по конденсатопроводам подается на ОГПЗ.

В настоящее время наблюдается обводнение скважин и повышенная коррозионная активность добываемых сероводородсодержащих нефтегазовых сред. В процессе освоения ОНГКМ накоплен значительный опыт по рациональному конструированию оборудования и ТП, применению соответствующих материалов и технологий строительно-монтажных работ, выбору оптимальных режимов работы оборудования. Для оценкч степени коррозионной агрессивности рабочих сред и характера коррозионных разрушений металлоконструкций, определения эффективности противокоррозионных мероприятий, прогнозирования остаточного ресурса конструкций и установления сроков реконструкционных работ необходимо совершенствование методов контроля за техническим состоянием оборудования и ТП.

Во второй главе Анализ причин повреждений оборудования и трубопроводов ОНГКМ» рассмотрены характерные отказы конструкций на различных объектах ОНГКМ. Обнаружены случаи язвенной коррозии и СР НКТ. Опытно-промышленное опробование НКТ из стали 18Х1Г1МФ показало непригодность этих труб для ОН ГКМ. Фонтанная арматура выходит из строя, главным образом, из-за СР ее деталей: спецфланцы и корпуса задвижек, изготовленные из аустенитно-ферритной стали «Uranus 50», разрушаются вследствие воздействия сероводородсодержащих сред на металл со структурой, не стойкой к сероводородному растрескиванию ( усадочные раковины и скопления о-фазы по границам зерен).

В аппаратах УКПГ обнаружены водородные расслоения (ВР), что объясняется наличием в металле аппаратов ликвационных зон. Наблюдаются многочисленные случаи разрушений дренажных патрубков, вызванные наличием пор и непроваров в сварных соединениях.

Сероводородное растрескивание монтажных сварных стыков соединительных и шлейфовых трубопроводов УКПГ-ОГПЗ происходит в областях расположения дефектов сварки: непроваров, смещения кромок, пор и т.п.

Отказы крановых узлов обусловлены потерей герметичности из-за отказа уплотнений, которые под действием сероводородсодержащих сред охруп-чиваются и выкрашиваются. При потере герметичности кранов сероводород-

содержащая среда, воздействуя на крепеж (болты, шпильки, винты) крышек и боковых фланцев запорной арматуры, вызывает его СР.

Трубные пучки теплообменного оборудования ОГПЗ выходят из строя вследствие забивки трубок солевыми отложениями и сквозной коррозии металла. Причиной язвенной коррозии ребойлеров регенераторов гликоля является агрессивность гликолевого раствора, обусловленная разложением его при температуре выше )00°С и накоплением в растворе органических кислот. Язвенная коррозия в области раздела жидкой и паровой фаз ребойлеров регенераторов аминового раствора обусловлена разложением при температуре выше 121°С аминового раствора с увеличением его коррозионной активности. Отказы насосов ОГПЗ происходят вследствие разрушения подшипников или потери герметичности торцевых уплотнений, поршневых компрессоров — из-за разрушения штоков по резьбе в месте крепления поршня.

В третьей главе «Определение характеристик надежности и прогнозирование дефектности оборудования и ТП ОНГКМ» приведена база данных по отказам оборудования и ТТТ за более, чем 20-летний срок эксплуатации. Установлено, что основными причинами повреждений являются язвенная коррозия — 42,5% от общего количества отказов и водородные расслоения 20,3%. Механические повреждения составляют 13,7% (под механическими повреждениями подразумевается забивка труб солями, деформация изделий, износ резьб, разрушение подшипников и т.п.), СР- 13,3 %, отказы из-за потери герметичности не превышают 9,9%, отказы по причине газовой коррозии составляют 0,3 %. Следовательно, отказы вследствие коррозии металлических конструкций составляют 76,4 % от их общего количества.

Установлены закономерности распределения во времени отказов оборудования и ТП, обусловленных одинаковыми причинами: количество отказов вследствие язвенной коррозии, механических повреждений, потери герметичности и водородных расслоений возрастает с увеличением срока эксплуатации, а количество отказов из-за сероводородного растрескивания было максимальным в первые пять лет эксплуатации ОНГКМ, затем снизилось и остается примерно на одном уровне.

Распределение отказов по периодам эксплуатации и видам оборудования показывает общую тенденцию к увеличению их количества в период 15-20 лет.

По процентным соотношениям причин отказов различных видов следует отметить, что язвенная коррозия является основной причиной потери работоспособности НКТ, оборудования, аппаратов ОГПЗ и деталей аппаратов УКПГ, метанолопроводов, шлейфовых ТП и ТП факельных линий. Сероводородное растрескивание — основная причина отказов резьбовых соединений НКТ, спецфланцев фонтанной арматуры и деталей ТП. Водородные расслоения приводят к отказам аппаратов УКПГ и соединительных трубопроводов, при этом ВР и СР конструкций наблюдается, как правило, в сочетании с язвенной коррозией металла. Механические повреждения, хотя и не являются основной причиной отказов, также могут привести к разрушению оборудования скважин, запорно-регулирующей арматуры и деталей ТП, а также деталей оборудования ОГПЗ.

На основе статистического анализа отказов подготовлены данные для определения характеристик надежности оборудования и ТП ОНГКМ.

Определение зависимостей количества отказов в год оборудования и трубопроводов ОНГКМ от наработки до отказа позволило установить тенденцию изменения количества отказов. Экспериментальные данные аппроксимированы соответствующими кривыми и по полученным уравнениям сделан прогноз возможного изменения количества отказов в процессе дальнейшей эксплуатации. Определены зависимости «вероятность отказа — наработка до отказа» и «вероятность безотказной работы — наработка до отказа». Полученные по средним значениям, без учета крайних точек логарифмические зависимости показывают, что вероятность отказов в ближайшие 5 лет возрастает, а вероятность безотказной работы плавно убывает, т.е. резкого увеличения отказов оборудования и ТП до 2005 года не ожидается. Это же подтверждают результаты статистической обработки данных. При определении среднего времени безотказной работы Тср находили среднее геометрическое количества отказов в год и времени отказов.

Установлено, что на текущий момент среднее время безотказной работы аппаратов УКПГ и ОГПЗ в 1,3+1,4 раза превышает время, запланированное проектом. Средняя интенсивность отказов ТП ОНПСМ, составляющая 1.3-1СГ3 год’1, находится в пределах, характерных для величин потока отказов газопроводов и конденсатопроводов. Средняя интенсивность отказов НКТ составляет 1,8-10″3 год’1. Средняя интенсивность отказов аппаратов ОГПЗ составляет 5-10″‘ год»1, что близко к подобному показателю для энергетических устано-

вок АЭС. Средняя интенсивность отказов аппаратов УКПГ равна 13-Ю»4 год»‘, в 2,6 раза превышая такую характеристику для аппаратов ОГПЗ, что в основном объясняется заменой аппаратов УКПГ, имевших несквозные водородные расслоения.

По результатам диагностирования в 1991-1995 гг. внутритрубной дефектоскопией получены данные о дефектности металла труб соединительных ТП и на их основе построена модель изменения в ближайшие 5 лет количества коррозионных повреждений внутренней поверхности ТП. Если допустить, что режимы эксплуатации и ингабирования ТП не изменятся, то согласно данной модели в ближайшие 5 лет количество дефектов ТП по сравнению с 1995 годом возрастет более, чем в 2 раза. Учитывая, что коррозия внутренней поверхности ТП в областях металла, примыкающих к ВР, имеет небольшую глубину (до 2 мм), следует ожидать не только увеличения глубины дефектов типа утонения стенки, но и увеличение их числа, что может инициировать образование и развитие водородных расслоений в металле ТП.

В четвертой главе «Методы оценки остаточного ресурса оборудования и ТП» предложены методы оценки ресурса конструкций по изменению сопротивления сталей CP; особенности оценки работоспособности конструкций, имеющих водородные расслоения; определение остаточного ресурса оборудования и трубопроводов с поврежденной поверхностью. Основным этапом диагностирования является выбор основных параметров технического состояния, изменяющихся в процессе эксплуатации конструкций. Определяющими параметрами коррозионного состояния оборудования и ТП ОНГКМ являются коррозионные повреждения, которые разделяются на общую и локальную коррозию, а также сероводородное растрескивание и водородное расслоение. Если первые (ОК, ЛК), могут прогнозироваться, то CP и ВР-труднопрогнозируемые, т.к. обусловлены изменениями свойств металла.

Для прогнозирования ресурса работы находящейся в эксплуатации конструкции, металл которой подвержен CP, разработана специальная методика, суть которой заключается в том, что образцы из не бывшего в эксплуатации металла, соответствующего по химическому составу, термической обработке и механическим свойствам металлу контролируемого аппарата или ТП, выдерживают различное время (от 0 до 720 ч.) в среде NACE при постоянной нагрузке, равной величине рабочих напряжений, характер-

ных для данной конструкции, при этом в металле накапливаются микроповреждения. Затем образцы разрывают в среде NACE при медленном растяжении (МР) со скоростью деформирования не более 2*10″6 с’1 и определяют величину относительного сужения (\ус), характеризующую сопротивление стали СР. Строят график изменения относительного сужения стали в зависимости от времени предварительного наводороживания под нагрузкой ц>с = f(t). Оборудование и ТП работают в контакте с сероводородсодержащими средами при напряжениях, как правило, не превышающих 0,5оо.2, т.е. лишь наполовину используя запас коррозионно-механических свойств. С учетом этого, данных анализа отказов и изменения свойств бездефектного металла ТП представляется нецелесообразной дальнейшая эксплуатация металла в случае уменьшения его сопротивления CP более, чем в 2 раза. В соответствии с этим совмещают шкалу времени предварительной выдержки образцов в среде NACE со шкалой планируемого срока эксплуатации ТП. Испытывают в среде NACE при скорости деформирования не более 2«10″V’ образцы металла, вырезанного из контролируемого аппарата или ТП и определяют величину ц/сБу, характеризующую поврежденность металла вследствие эксплуатации. Значение ц/сБу отмечают на кривой зависимости vj/c = f(t) и, переходя к шкале планируемого времени эксплуатации ТП с округлением до ближайшего большего целого числа, оценивают выработанный материалом конструкции ресурс работы. С учетом уровня поврежденности срок эксплуатации до последующего контроля технического состояния не должен быть более полученной величины остаточного ресурса материала аппарата или ТП. Аналогичный подход используется при каждом последующем освидетельствовании.

Другим коррозионным процессом, определяющим работоспособность конструкции, является водородное растрескивание. В конструкциях, находящихся в условиях наводораживания, параметры распространения ВР обычно не изменяются во времени гладко и непрерывно, а характеризуются продолжительностью периодов инкубации, скоростью и временем устойчивого роста, которые являются функционально зависимыми от условий эксплуатации конструкции. Этот процесс можно прогнозировать по результатам периодического контроля средней скорости роста ВР. Установлено, что два параллельных расслоения развиваются изолированно (не взаимодействуя) даже при небольших расстояниях между ними. В этих случаях

они развиваются независимо друг от друга, и скорость развития каждого из них в отдельности можно прогнозировать, например, с использованием методов экстраполяции скорости роста расслоений по результатам периодического неразрушающего контроля. Однако по мере приближения друг к другу ВР образуют область взаимодействующих расслоений (ОВР) с неустойчивым развитием и их слиянием. В конечном итоге размеры объединенных расслоений, развивающихся в срединных слоях, превышают критические значения в области ВР. При этом происходит вскрытие расслоения со стороны одного из контуров, а развивающиеся на разных уровнях ВР достигнут критических размеров по высоте стенки конструкции с последующей ее разгерметизацией. Анализ взаимодействия ВР, расположенных на разных уровнях по толщине стенки конструкции, позволил установить геометрические условия их неустойчивого развития. Получено, что для двух макрорасслоений, если длина каждого меньше критической, условия неустойчивого роста могут поддерживаться только взаимным влиянием. При этом процесс слияния завершается по одному из двух вариантов: формированием г-образной ступени, если разница в уровнях их расположения по толщине стенки С < 0,ЗЬ ( Ь — длина меньшего расслоения); или путем соединения вершины меньшего ВР с центральной частью основного расслоения и образования т-образной ступени при С > 0,3(.. При этом критическое расстояние с! (длина перемычки между расслоениями в направлениях их ориентации) при С <0,ЗЬ не превышает 12 мм и много меньше (вплоть до расположения внахлест) в случаях С > 0,3Ь. Недопустимыми считают изолированные расслоения или область взаимодействующих расслоений, имеющих продольный размер в плане (Ь) более 2,671 0 — толщина стенки конструкции), а также группы расслоений, образующих ОВР, в которой максимальная разница в уровнях расположения отдельных расслоений составляет более 50% толщины стенки конструкции. Учитывая сложность теоретического расчета и непосредственного контроля за давлением молизованного водорода внутри ВР, прогнозирование развития изолированных ВР или ОВР осуществляют на основе опытных данных периодического УЗК за изменением размеров ВР и ОВР в процессе эксплуатации ТП. Например, при сохранении условий эксплуатации оборудования и ТП ОНГКМ увеличение линейных размеров устойчиво развивающихся ВР достигает 3…5 мм в год.

Для оценки остаточной прочности поражённых коррозией участков ТП предлагается проводить расчёт напряжений в .области нетрещиноподобных

дефектов, величин разрушающего давления и допустимого рабочего давления (ДРД) в трубопроводах по модифицированной методике института Бат-телля. Размеры повреждений определяются на основе данных наружной дефектоскопии или компьютерного анализа результатов внутритрубной дефектоскопии с учётом, в случае необходимости, результатов наружного нераз-рушающего контроля дефектного участка ТП. При расчёте трубопроводов, контактирующих с наводороживающими средами и содержащих внутренние и поверхностные нетрещиноподобные дефекты, по модифицированным формулам стандарта ANSI/ASME В 31G за предел текучести принимается нормативный предел текучести материала. При этом внутренние дефекты типа неметаллических включений и металлургических расслоений принимаются за несплошности (в размер несплошности включается область с плотностью более 50%), определенные по результатам наружной или внутритрубной дефектоскопии по С-сканам (изображение дефектов на дисплее в плане — длина дефекта) и В-сканам (изображение дефектов на дисплее в плане и в продольном сечении стенки трубы — длина и высота дефекта), которые «приводят» к внутренней поверхности трубы. Оценка прочности дефектных участков ТП проводится по специальной программе для ПК. При этом строятся графики, ограничивающие размеры дефектов и позволяющие принимать оперативные решенияо мерах по дальнейшей эксплуатации ТП, а также осуществляется классификация дефектов данного ТП. В зависимости от области расположения данных наружной или внутритрубной дефектоскопии на графиках определяются условия дальнейшей эксплуатации или ремонта дефектных участков ТП, не содержащих трещиноподобных (трещин или ВР) дефектов. В случаях необходимости эксплуатации ТП с дефектами, проводится расчёт ДРД и соответственно снижается давление в дефектном участке ТП.

Таким образом, остаточный ресурс отремонтированного ТП с повреждениями поверхности определяется глубиной, на которую могут «подрасти» дефекты, равной расстоянию между графиками II и III (рисунок), и вычисляется как «установленный (минимальный) ресурс срока службы».

Наряду с вышеизложенным, предлагается также определение остаточного ресурса ТП по «доминирующему дефекту» и рассчитанной для него скорости коррозии. При этом остаточный ресурс дефектного участка ТП определяется временем эксплуатации его от момента фиксирования в нем допустимых дефектов до момента перехода этих дефектов в предельные, огра-

Глубина (для HB высота) дефекта С, мм

ISO 300 150 «00

900 1050 1200 1350 1500

Длина дефекта Ь, мм Графики, ограничивающие размеры дефектов ТП

ниченные графиком III области 3 (рисунок ). Принимая постоянными скорости изменения глубины и длины коррозионных нетрещиноподобных дефектов, остаточный ресурс (Т,*,.) дефектного участка ТП определяют из соотношения:

( Сш 1 ( Аш ^ Тост «Хнсс I—I I ИЛИ Тост = ТЭ1[С IV—1|,

^ Сэксп J ^ А-(КСП )

где Тэк — срок эксплуатации ТП до момента обнаружения дефекта;

Сжо, (Ажс) — глубина (площадь) дефекта в момент его обнаружения; Сш(Аш) — то же в момент достижения дефектом величины, ограниченной графиком III (рисунок ).

В случае развития выявленных нетрещиноподобных повреждений возможен перевод ТП из состояния проектной эксплуатации в режим подконтрольной эксплуатации. При дальнейшем увеличении размеров повреждений дефектный участок ТП подлежит вырезке в плановом или в срочном порядке. При этом остаточный ресурс дефектного участка ТП определяется временем эксплуатации его от момента фиксирования в нем допустимых дефектов до момента перехода этих дефектов в предельные.

Рассчитанный таким образом остаточный ресурс участков ТП ОНГКМ, имеющих наиболее значимые повреждения поверхности и находящихся в эксплуатации 15 лет, составляет 12…26 лет эксплуатации.

Изменение размеров повреждений ТП фиксируют ежегодно наружной и проводимой раз в пять-восемь лет внутритрубной дефектоскопией. Предотвращение возникновения и развития коррозионных повреждений обеспечивают ингибиторной защитой металла труб и электрохимзащитой ТП, эффективность которых оценивают контролем коррозии, а также неразрушающим контролем металла.

В процессе последующих периодических диагностирований уточняются определяющие параметры технического состояния конструкций, изменяющиеся в процессе их эксплуатации и при необходимости корректируется методика определения остаточного ресурса.

На основе анализа вышеизложенных данных по оценке коррозионного состояния и надежности оборудования и ТП ОНГКМ, результатов внутритрубной и наружной дефектоскопии, натурных и лабораторных коррозионно-механических испытаний, металлографических исследований темплетов и образцов, результатов технического диагностирования конструкций, а также с учетом действующих нормативно-технических документов (НТД) разработаны методики диагностирования оборудования и ТП сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений. Основные положения этих методик вошли в «Положение о диагностировании…». Методиками устанавливаются периодичности, способы и объемы контроля технического состояния оборудования и ТП. признаки оценки вида дефектов и способы определения предельного состояния оборудования и ТП с учетом уменьшения толщины стенок до расчетной величины (Тгаи1), ниже которой не обеспечивается необходимый запас несущей способности. Методики позволяют также оценить степень потенциальной опасности дефектов оборудования и ТП и определить рациональные условия их дальнейшей эксплуатации или ремонта.

ВЫВОДЫ

1. Выявлены основные виды коррозионных разрушений оборудования и трубопроводов в процессе длительной эксплуатации Оренбургского нефте-газоконденсатного месторождения. Установлено, что насосно-компрессорные трубы и их резьбовые соединения подвержены язвенной коррозии и сероводородному растрескиванию, фонтанная арматура — серо-

водородному растрескиванию; в аппаратах УКПГ основным видом повреждений является водородное расслоение; в аппаратах ОГПЗ — язвенная коррозия, в сварных соединениях трубопроводов — сероводородное растрескивание.

2. Создана база данных, включающая более 1450 случаев отказов оборудования и трубопроводов. Установлена закономерность распределения во времени отказов, обусловленных одинаковыми причинами. Показано, что количество отказов оборудования вследствие язвенной коррозии, механических повреждений, потери герметичности и водородного расслоения возрастает с увеличением срока эксплуатации, а количество отказов из-за сероводородного растрескивания было максимальным в первые пять лет эксплуатации комплекса, затем снизилось и остается практически на одном уровне. Установлено, что среднее время безотказной работы аппаратов УКПГ и ОГПЗ на текущий момент в 1,3-г1,4 раза превышает запланированное проектом.

3. Установлена зависимость количества дефектов трубопроводов от режима их эксплуатации и построена регрессионная модель прогноза образования коррозионных поражений на их внутренней поверхности. Предложенное моделирование коррозионного состояния трубопроводов по результатам внутритрубной дефектоскопии позволяет корректировать параметры работы трубопроводов в сторону улучшения условий их эксплуатации и повышения надежности в работе.

4. Разработана методика диагностирования оборудования и трубопроводов, определяющая периодичность, способы и объем контроля технического состояния оборудования и трубопроводов, оценку вида дефектов и их потенциальной опасности. Основные положения методики вошли в «Положение о диагностировании технологического оборудования и трубопроводов П «Оренбурггазпром», подверженных воздействию сероводородсодержащих сред», утвержденное РАО «ГАЗПРОМ» и Госгортехнадзором России.

5. Для принятия решения о дальнейшей эксплуатации оборудования и трубопроводов, подвергшихся коррозионным повреждениям, и по составлению прогнозов на перспективу предложен алгоритм, включающий методики, по которым определяется:

— ресурс оборудования и трубопроводов по изменению сопротивления металлов сероводородному растрескиванию;

— работоспособность конструкций, в которых зафиксированы водородные расслоения, при условии их периодического контроля;

-критерии предельных состояний оболочковых конструкций с поверхностными коррозионными повреждениями и внутренними металлургическими дефектами;

-остаточный ресурс оборудования и трубопроводов с коррозионными повреждениями поверхности.

Основные положения диссертации изложены в следующих публикациях:

1. О некоторых повреждениях оборудования и трубопроводов на различных объектах добычи и транспорта продукции Оренбургского ГКМ. A.A. Гончаров, A.B. Митрофанов, А.Я. Третьяк, Б.В. Киченко. НТЖ Защита от коррозии и охрана окружающей среды. 1996. №11. С. 2-11.

2. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Кушнаренко В.М. Методы контроля сварных соединений конструкций, контактирующих с наводороживающими средами. Сварочное производство. 1997. №12. С. 18-20.

3. Методы контроля коррозии трубопроводов и оборудования. H.A. Гафаров, A.A. Гончаров, A.C. Гринцов В.М. Кушнаренко. Химическое и нефтяное машиностроение. 1997. № 2. С. 70-76.

4. Методика наружной УЗД дефектных участков трубопроводов. Тезисы доклада III международной конференции «Концепция развития и высокие технологии производства и ремонта транспортных средств в условиях постиндустриальной экономики». A.A. Гончаров, В.М. Кушнаренко, В.Г. Ста-вишенко. Т.А. Аптикеев. Оренбург: ОГУ, 1997. С. 172.

5. Гончаров A.A., Кушнаренко В.М., Чирков Ю.А. Входной контроль как средство повышения надежности трубопроводного транспорта. Тезисы доклада III международной конференции «Концепция развития и высокие технологии производства и ремонта транспортных средств в условиях постиндустриальной экономики». Оренбург: ОГУ, 1997. С. 173.

6. Гончаров A.A., Организация диагностирования оборудования и трубопроводов П «Оренбурггазпром», выработавших ресурс. Материалы международного НТ семинара. М., ИРЦ Газпром, 1998. С. 43-47.

7. Нургалиев Д.М., Гончаров A.A., Аптикеев Т.А. Методика технического диагностирования трубопроводов. Материалы международного НТ семинара. М„ ИРЦ Газпром, 1998. С. 54-59.

8. Гончаров A.A., Чирков Ю.А. Прогнозирование остаточного ресурса трубопроводов ОНГКМ. Материалы международного НТ семинара. М.,ИРЦ Газпром, 1998. С. 112-119.

9. Гончаров A.A. Эксплуатационная надежность технологического оборудования и трубопроводов. /Газовая промышленность. 1998. № 7. С. 16-

10. N.A. Gafarov, A.A. Goncharov, V.M. Kushnarenko. Methods of inspecting welded structures in contact with hydrogen-charging média. Welding International. 1998. № 12 (6). p. 481-483.

11. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Кушнаренко В.M. Коррозия и защита оборудования сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений. М., Недра, 1998. 437 с.

12. Гончаров А.А., Нургалиев Д.М., Митрофанов А.В. и др. Положение о диагностировании технологического оборудования и трубопроводов предприятия «Оренбурггазпром», подверженных воздействию сероводородсодержащих сред. М., 1998. 86с.

13. Моделирование коррозионного состояния ТП по результатам внут-ритрубной диагностики./ Международный конгресс «Зашита-98»./ Н.А. Гафаров, А. А. Гончаров, В.М. Кушнаренко, Д.Н. Щепинов М., 1998. С. 22.

14.. Экспресс-оценка сопротивления металлов сероводородному растрескиванию. Н.А. Гафаров, А.А. Гончаров, А.С. Гринцов, В.M Кушнаренко / Химическое и нефтяное машиностроение. 1998. №5. С. 34-42.

8.

Соискатель

A.A. Гончаров

Источник

Инструкция по выбору и применению стальных сероводородостойких труб на объектах ОАО «Газпром» [Текст] : стандарт организации : издание официальное : введен впервые : дата введения 2015-03-25

Карточка

СТО Газпром 2-4.1-951-2015.

Инструкция по выбору и применению стальных сероводородостойких труб на объектах ОАО «Газпром» [Текст] : стандарт организации : издание официальное : введен впервые : дата введения 2015-03-25 / разработан ООО «Газпром» ; ООО «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ» ; ООО «Газпром экспо». — Санкт-Петербург : Газпром, 2017. — IV, 26 с. : табл.; 29 см.

объект

выбор

инструкция

Шифр хранения:

SVT СТО Газпром 2-4.1-951-2015

Описание

Заглавие Инструкция по выбору и применению стальных сероводородостойких труб на объектах ОАО «Газпром» [Текст] : стандарт организации : издание официальное : введен впервые : дата введения 2015-03-25
Коллекции ЕЭК РГБ Каталог документов с 1831 по настоящее время
Дата поступления в ЭК 31.10.2017
Каталоги Стандарты
Сведения об ответственности разработан ООО «Газпром» ; ООО «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ» ; ООО «Газпром экспо»
Выходные данные Санкт-Петербург : Газпром, 2017
Физическое описание IV, 26 с. : табл.; 29 см
Тема объект
выбор
инструкция
Язык Русский
Места хранения SVT СТО Газпром 2-4.1-951-2015
Источник

Понравилась статья? Поделить с друзьями:
  • Инструкция по охране труда для охранника чоп
  • Abb dcs500 мануал на русском
  • Химопсин порошок инструкция по применению взрослым
  • Классное руководство в вузе
  • Hp laserjet pro mfp m125 m126 pclms инструкция