ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ГАЗПРОМ"
Стандарт организации
КОМПОНОВКИ ПОДЗЕМНОГО И УСТЬЕВОГО
ОБОРУДОВАНИЯ ГАЗОВЫХ И
ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛУОСТРОВА ЯМАЛ
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
ИЗДАНИЕ ОФИЦИАЛЬНОЕ
Москва 2005
ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»
СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ
ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ, СТРОИТЕЛЬСТВА
И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО «ГАЗПРОМ»
КОМПОНОВКИ ПОДЗЕМНОГО И УСТЬЕВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛУОСТРОВА ЯМАЛ
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
Издание официальное
ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»
Общество с ограниченной ответственностью «ТюменНИИгипрогаз»
Общество с ограниченной ответственностью
«Информационно-рекламный центр газовой промышленности»
Москва 2005
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
	Предисловие
1 РАЗРАБОТАН	Обществом с ограниченной ответственностью «ТюменНИИгипрогаз»
2 ВНЕСЕН	Управлением по добыче газа и газового конденсата (нефти) Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром»
3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ	Распоряжением ОАО «Газпром» от 14 ноября 2005 г. № 340
5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
© ОАО «Газпром», 2005
© Разработка ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2005
© Оформление ООО «ИРЦ Газпром», 2005
Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим
законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»
II
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
Содержание
1	Область применения..................................................1
2	Нормативные ссылки..................................................1
3	Термины, определения, обозначения и сокращения......................2
4	Требования к компоновкам подземного и устьевого оборудования .......2
5	Требования к подземному и устьевому оборудованию....................8
5.1	Требования к подземному оборудованию.............................8
5.2	Требования к устьевому оборудованию.............................13
6	Требования к монтажу компоновок оборудования.......................16
7	Требования промышленной, пожарной и противофонтанной безопасности...17
Приложение А (обязательное) Компоновки подземного оборудования.......19
Приложение Б (рекомендуемое) Компоновки устьевого оборудования ......26
Библиография ........................................................28
III
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА
«ГАЗПРОМ»
КОМПОНОВКИ ПОДЗЕМНОГО И УСТЬЕВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛУОСТРОВА ЯМАЛ
Дата введения — 2006-01-01
1	Область применения
1.1	Настоящий стандарт распространяется на компоновки подземного и устьевого обо-
рудования газовых и газоконденсатных скважин месторождений полуострова Ямал, в частнос-
ти Бованенковского и Харасавэйского месторождений.
1.2	Стандарт устанавливает основные технические требования к компоновкам подзем-
ного и устьевого оборудования газовых и газоконденсатных скважин, их монтажу, к оборудо-
ванию, входящему в состав компоновок, а также требования, обеспечивающие промышлен-
ную, пожарную и противофонтанную безопасность.
1.3	Стандарт предназначен для использования в проектах разработки и обустройства
месторождений полуострова Ямал, в проектах на строительство газовых и газоконденсатных
скважин, при их эксплуатации и для руководства при конструировании оборудования.
2	Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения
ГОСТ 632-80 Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия
ГОСТ 633-80 Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. Технические условия
ГОСТ 5949-75 Сталь сортовая и калиброванная коррозионно-стойкая, жаростойкая и
жаропрочная. Технические требования
ГОСТ 13846-89 Арматура фонтанная и нагнетательная. Типовые схемы, основные пара-
метры и технические требования к конструкции
ГОСТ 13862-90 Оборудование противовыбросовое. Типовые схемы, основные парамет-
ры и технические требования к конструкции
ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для раз-
личных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспорти-
рования в части воздействия климатических факторов внешней среды
Издание официальное
1
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
ГОСТ 23979-80 Переводники для насосно-компрессорных труб. Технические условия
ГОСТ 28919-91 Фланцевые соединения устьевого оборудования. Типы, основные пара-
метры и размеры
ГОСТ 28996-91 Оборудование нефтепромысловое устьевое. Термины и определения
ГОСТ 30196-94 Головки колонные. Типы, основные параметры и присоединительные
размеры
ГОСТ Р 51365-99 (ИСО 10423-94) Оборудование нефтепромысловое добычное устьевое.
Общие технические условия
ГОСТ Р 52203-2004 Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. Технические условия
ОСТ 39-137-81 Переводники для обсадных колонн. Технические условия
СТО Газпром РД 1.2-094-2004 Инструкция по организации и безопасному ведению работ
при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов
3	Термины, определения, обозначения и сокращения
3.1	В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 27.002, ГОСТ 28996,
ГОСТ Р 51365 и следующие термины с соответствующими определениями:
3.1.1 компоновка подземного и устьевого оборудования скважины: Комплект оборудова-
ния, размещенный в определенной технологической последовательности и предназначенный
для эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин.
3.1.2 запакеровка пакера: Приведение пакера в рабочее положение.
3.1.3 лифтовая труба: Труба, используемая в составе лифтовой колонны.
3.1.4 гидроуправляемая задвижка (клапан): Бесконтактно регулируемая задвижка (кла-
пан), управление которой осуществляется жидким рабочим агентом от станции управления.
3.2	В настоящем стандарте используются следующие обозначения и сокращения:
ТЛТ — труба лифтовая теплоизолированная;
КПО — комплекс подземного скважинного оборудования;
НКТ — насосно-компрессорная труба;
К1 — обозначение коррозионно-стойкого исполнения оборудования;
ХЛ — обозначение исполнения для района с холодным климатом;
БРС — быстроразъемное соединение;
ПВО — противовыбросовое оборудование;
ППА — передвижной подъемный агрегат;
У КП Г — установка комплексной подготовки газа.
4	Требования к компоновкам подземного и устьевого оборудования
4.1	Эксплуатационные газовые и газоконденсатные скважины на месторождениях полу-
острова Ямал могут эксплуатироваться по пакерным или беспакерным (при расстояниях меж-
2
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
ду устьями более 40 м) схемам компоновок подземного оборудования, показанным на рисун-
ках 1 и 2.
Компоновки подземного оборудования газовых и газоконденсатных скважин для конк-
ретных продуктивных пластов Бованенковского и Харасавэйского месторождений приведены
в приложении А. Типоразмер и конструктивное исполнение подземного оборудования опре-
деляются техническими требованиями ОАО «Газпром» при формировании заказа заводу-изго-
товителю.
4.2	Скважины по пакерной схеме должны оснащаться лифтовой колонной из насосно-
компрессорных труб с высокогерметичными резьбовыми соединениями типа VAM по стан-
дарту API Spec 5СТ [1] в хладостойком (арктическом) исполнении, скважины по беспакерной
схеме — из гладких насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633 или стальных бесшовных обсад-
ных труб по ГОСТ 632 с короткой треугольной резьбой.
Диаметр лифтовой колонны должен определяться проектом разработки месторождения,
исходя из производительности скважины.
Выбор труб для комплектации лифтовой колонны проводится на стадии проектирова-
ния на основе расчетов их прочностных характеристик в соответствии с требованиями
инструкции [2].
4.3	Верхнюю часть лифтовой колонны допускается монтировать из ТЛТ в хладостойком
исполнении (например, ТЛТ по ТУ 14183-023-03318234-2004 [3]) с резьбовыми соединениями,
указанными в 4.2.
Коэффициент теплопроводности изоляции ТЛТ должен быть не выше 0,005 Вт/(м-К).
Длина секции ТЛТ определяется проектом на строительство скважин с учетом теплофизичес-
ких и механических характеристик мерзлых пород и глубины их залегания. Наружный диаметр
секции ТЛТ для скважин с лифтовыми колоннами диаметром 127 мм должен быть не более
177,8 мм, с лифтовыми колоннами диаметром 114 и 102 мм — не более 168,3 мм, а с лифтовы-
ми колоннами диаметром 89 и 73 мм, соответственно, 168,3 и 139,7 мм.
Группа прочности, тип резьбового соединения и исполнение наружных труб секции
ТЛТ определяются техническими требованиями ОАО «Газпром» при формировании заказа
заводу-изготовителю.
4.4	В составе лифтовой колонны на глубине 50 м должен монтироваться приустьевой
клапан-отсекатель, управляемый с поверхности от гидравлической станции управления [4].
Технические требования к приустьевому клапану-отсекателю указаны в 5.1.1.
4.5	При пакерной схеме в составе лифтовой колонны над продуктивным пластом должен
монтироваться КПО, состоящий:
-	из телескопического соединения;
-	ингибиторного клапана;
з
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
а)	с гладкими насосно-компрессорными
трубами
б)	с теплоизолированными лифтовыми
трубами
1 - трубка управления; 2 - клапан-отсекатель приустьевой; 3 - соединение телескопическое;
4 - клапан ингибиторный; 5 - клапан циркуляционный; 6 - разъединитель колонны;
7 - пакер; 8 - ниппель посадочный; 9 — хвостовик подпакерный; 10 — воронка;
11 - труба насосно-компрессорная; 12 - труба лифтовая теплоизолированная
Рисунок 1 - Компоновки подземного оборудования газовых и газоконденсатных скважин
(пакерные схемы)
4
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
а) с гладкими насосно-компрессорными
трубами
б)
б) с теплоизолированными
лифтовыми трубами
1 - трубка управления; 2 - клапан-отсекатель приустьевой; 3 — труба насосно-компрессорная;
4 - воронка; 5 - труба лифтовая теплоизолированная
Рисунок 2 — Компоновки подземного оборудования газовых и газоконденсатных скважин
(беспакерные схемы)
5
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
-	циркуляционного клапана;
-	разъединителя колонны;
-	пакера;
-	посадочного ниппеля.
Допускается не устанавливать ингибиторный клапан в случае отсутствия в стволе сква-
жины условий гидратообразования.
Технические требования к составляющим элементам КПО указаны в 5.1.2 - 5.1.7.
4.6	В составе лифтовой колонны ниже КПО должен монтироваться подпакерный хвос-
товик из гладких НКТ по ГОСТ 633 или ГОСТ Р 52203, на башмаке которого устанавливается
воронка соответствующего типоразмера по каталогу [5].
4.7	Низ лифтовой колонны при беспакерной схеме должен быть оборудован воронкой
соответствующего типоразмера [5].
4.8	Рабочая среда для компоновок подземного и устьевого оборудования — пластовый газ
метанового до 98 % состава, с содержанием углекислого газа от 0,1 до 0,9 % и не содержащего
сероводорода.
4.9	Подземное скважинное оборудование должно быть выполнено в коррозионно-стой-
ком исполнении К1 по ГОСТ 5949 и ХЛ по ГОСТ 15150, наработка до отказа должна быть
не менее 20 лет.
4.10	Устье скважины должно быть оборудовано колонной головкой по ГОСТ 30196, труб-
ной головкой и елкой фонтанной арматуры по ГОСТ 13846 в исполнении К1 и ХЛ по схеме,
показанной на рисунке 3. Конструктивное исполнение устьевого оборудования определяется
техническими требованиями ОАО “Газпром” при формировании заказа заводу-изготовителю.
Технические требования к устьевому оборудованию указаны в 5.2.
4.11	Колонная головка должна обеспечивать обвязку всех обсадных колонн, входящих
в конструкцию газовых и газоконденсатных скважин.
4.12	Трубная головка фонтанной арматуры должна обеспечивать спуск и подъем лифто-
вой колонны с учетом смонтированных в ее составе КПО, ТЛТ и приустьевого клапана-отсе-
кателя с трубкой управления.
4.13	Елка фонтанной арматуры должна оборудоваться одной гидроуправляемой задвиж-
кой на стволе, одной гидроуправляемой задвижкой и гидроуправляемым дроссельным угло-
вым клапаном, смонтированными на рабочей струне.
4.14	Дистанционное управление гидроуправляемыми задвижками, гидроуправляемым
дроссельным клапаном и приустьевым клапаном-отсекателем должно осуществляться от гид-
равлической станции управления.
4.15	Отводы манифольда фонтанной арматуры должны оборудоваться БРС (например,
поТУ 39-00147001-138-95 [6]) для присоединения к ним насосных установок при закачивании
в скважину ингибитора гидратообразования или технологическом глушении скважины.
Во время эксплуатации скважины БРС должны быть герметично заглушены.
6
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
а)	б)
а)	с односекционной колонной головкой
б)	с двухсекционной колонной головкой
1 — елка фонтанной арматуры; 2 — клапан гидроуправляемый дроссельный угловой;
3 - задвижка гидроуправляемая; 4 - задвижка ручная; 5 - корпус трубной головки;
6 - подвеска лифтовой колонны; 7 - переходник трубной головки; 8 — колонная головка;
9 — кондуктор; 10 — техническая колонна; 11 — эксплуатационная колонна;
12 - лифтовая колонна; 13 — трубка управления
Рисунок 3 - Компоновка устьевого оборудования газовых и газоконденсатных скважин
7
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
4.16	Струны фонтанной арматуры должны располагаться параллельно линии размеще-
ния скважин на кустовой площадке, а выкидная линия - перпендикулярно.
4.17	Компоновки устьевого оборудования газовых и газоконденсатных скважин для
конкретных продуктивных пластов Бованенковского и Харасавэйского месторождений при-
ведены в приложении Б.
5	Требования к подземному и устьевому оборудованию
5.1	Требования к подземному оборудованию
5.1.1 Приустьевой клапан-отсекатель должен герметично перекрывать проходное сече-
ние лифтовой колонны при возникновении аварийной ситуации или проведении технологи-
ческих операций на газовых и газоконденсатных скважинах, требующих отсечения пласта от
устья.
Приустьевой клапан-отсекатель должен монтироваться в составе лифтовой колонны и
спускаться в скважину в открытом положении.
Приустьевой клапан-отсекатель для сеноман-аптских и неокомских отложений с лифто-
выми колоннами диаметром 127, 114 и 102 мм, в соответствии с таблицами A.l, А.2, А.4 и А.5
(приложение А), должен иметь следующие технические характеристики:
-	перепад давления, выдерживаемый запорным органом клапана,МПа........1-5;
-	максимальное рабочее давление в линии управления, МПа ...............45;
-	максимальный наружный диаметр клапана, мм:
для лифтовой колонны диаметром 127 и 114 мм......................175;
для лифтовой колонны диаметром 102 мм............................160;
-	диаметр проходного сечения клапана, мм:
для лифтовой колонны диаметром 127 и 114 мм......................100;
для лифтовой колонны диаметром 102 мм.............................85;
-	присоединительная резьба:
при пакерной схеме....................................VAM 127, 114, 102;
при беспакерной схеме .....................................по	ГОСТ 633;
-	длина трубки управления (на барабане), м, не менее..................500;
-	наработка до отказа, лет, не менее...................................20.
Приустьевой клапан-отсекатель для неоком-юрских отложений с лифтовыми колон-
нами диаметром 89 мм, в соответствии с таблицами А.2, А.З, А.5 и А.6 (приложение А), должен
иметь следующие технические характеристики:
-	перепад давления, выдерживаемый запорным органом клапана, МПа ......1-5;
-	максимальное рабочее давление в линии управления, МПа ................70;
-	максимальный наружный диаметр клапана, мм .......................130-140;
-	диаметр проходного сечения клапана, мм...............................70;
8
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
-	присоединительная резьба:
при пакерной схеме...............................................VAM	89;
при беспакерной схеме...........................треугольная по ГОСТ 633;
-	длина трубки управления (на барабане), м, не менее .................500;
-	наработка до отказа, лет, не менее....................................20.
5.1.2 Телескопическое соединение должно обеспечивать снятие натяжения лифтовой ко-
лонны, возникающего при запакеровке пакера, и компенсировать температурное изменение
ее длины.
Телескопическое соединение должно иметь следующие технические характеристики:
-	рабочее давление, МПа:
для сеноман-аптских пластов.............................................21;
для неокомских пластов ............................................35;
для юрских пластов ................................................70;
-	диаметр проходного сечения, мм:
для лифтовой колонны диаметром 127 мм..................................108;
для лифтовой колонны диаметром 114 мм.............................100;
для лифтовой колонны диаметром 102 мм..............................89;
для лифтовой колонны диаметром 89 мм ..............................72;
-	длина хода, мм:
при укорочении ...................................................500;
при удлинении:
для лифтовой колонны диаметром 127 и 114 мм .................1000;
для лифтовой колонны диаметром 102 и 89 мм ..................2000;
-	максимальный наружный диаметр, мм :
для эксплуатационной колонны диаметром 178 мм..........................146;
для эксплуатационной колонны диаметром 168 мм.....................136;
для эксплуатационной колонны диаметром 140 мм.....................112;
для эксплуатационной колонны диаметром 127 мм.....................102;
-	максимальная длина, мм .............................................. 5500;
-	присоединительная резьба ............................................VAM;
-	наработка до отказа, лет, не менее...................................20.
5.1.3 Ингибиторный клапан должен обеспечивать подачу ингибиторов разного назначе-
ния из затрубного пространства скважины в трубное пространство.
Ингибиторный клапан должен иметь следующие технические характеристики:
-	рабочее давление, МПа:
для сеноман-аптских пластов........................................21;
9
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
для неокомских пластов ............................................35;
для юрских пластов ...............................................70;
-	максимальный перепад давления открытия клапана, МПа, не более........5;
-	диаметр проходного сечения, мм :
для лифтовой колонны диаметром 127 мм............................108;
для лифтовой колонны диаметром 114 мм............................100;
для лифтовой колонны диаметром 102 мм.............................89;
для лифтовой колонны диаметром 89 мм .............................72;
-	максимальный наружный диаметр, мм:
для эксплуатационной колонны диаметром 178 мм......................146;
для эксплуатационной колонны диаметром 168 мм......................136;
для эксплуатационной колонны диаметром 140 мм....................112;
для эксплуатационной колонны диаметром 127 мм....................102;
-	максимальная длина, мм.............................................500;
-	присоединительная резьба ..........................................VAM;
-	наработка до отказа, лет, не менее .................................20.
5.1.4 Циркуляционный клапан должен обеспечивать в процессе ремонта при проведении
различных технологических операций временное сообщение затрубного пространства сква-
жины с трубным пространством.
Циркуляционный клапан должен иметь следующие технические характеристики:
-	рабочее давление, МПа :
для сеноман-аптских пластов........................................21;
для неокомских пластов ............................................35;
для юрских пластов ................................................70;
-	диаметр проходного сечения, мм :
для лифтовой колонны диаметром 127 мм ............................100;
для лифтовой колонны диаметром 114 мм .............................89;
для лифтовой колонны диаметром 102 мм..............................89;
для лифтовой колонны диаметром 89 мм ..............................74;
-	суммарная площадь перепускных отверстий, мм2, не менее .площади проходного
сечения лифтовой колонны;
-	максимальный наружный диаметр, мм
для эксплуатационной колонны диаметром 178 мм....................146;
для эксплуатационной колонны диаметром 168 мм....................136;
для эксплуатационной колонны диаметром 140 мм....................112;
для эксплуатационной колонны диаметром 127 мм....................102;
10
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
-	максимальная длина, мм, не более ...................................1200;
-	присоединительная резьба ............................................VAM;
-	наработка до отказа, лет, не менее .................................  20.
Допускается совмещение в одном изделии функций циркуляционного и ингибиторного
клапанов.
5.1.5 Разъединитель колонны должен обеспечивать разъединение и повторное соедине-
ние лифтовой колонны с пакером.
Разъединитель колонны должен иметь следующие технические характеристики:
-	рабочее давление, МПа:
для сеноман-аптских пластов.........................................21;
для неокомских пластов .............................................35;
для юрских пластов .................................................70;
-	диаметр проходного сечения, мм:
для эксплуатационной колонны диаметром 178 и 168 мм и
лифтовой колонны диаметром 127 мм ................................80;
для эксплуатационной колонны диаметром 178 и 168 мм и
лифтовой колонны диаметром 114 мм ................................80;
для эксплуатационной колонны диаметром 178 и 168 мм и
лифтовой колонны диаметром 102 мм..............................70-74;
для эксплуатационной колонны диаметром 140 и 127 мм и
лифтовой колонны диаметром 89 мм; .............................42-50;
-	максимальный наружный диаметр, мм
для эксплуатационной колонны диаметром 178 и 168 мм ..................140;
для эксплуатационной колонны диаметром 140 мм....................112;
для эксплуатационной колонны диаметром 127 мм....................102;
-	максимальная длина, мм, не более ...................................140;
-	присоединительная резьба ...........................................VAM;
-	наработка до отказа, лет, не менее ..................................20.
Функции разъединителя колонны разрешается предусмотреть в конструкции пакера.
5.1.6 Пакер должен обеспечивать надежную герметизацию затрубного пространства
скважины между эксплуатационной и лифтовой колоннами.
Пакер должен иметь следующие технические характеристики:
-	рабочее давление, МПа:
для сеноман-аптских пластов..........................................21;
для неокомских пластов...............................................35;
для юрских пластов ..................................................70;
11
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
-	максимальное давление запакеровки пакера, МПа ................0,9
pdOOHCI О 7
-	максимальный диаметр проходного сечения, мм:
для эксплуатационной колонны диаметром 178 мм и
лифтовой колонны диаметром 127; 114 и 102 мм ......................80;
для эксплуатационной колонны диаметром 168 мм и
лифтовой колонны диаметром 127; 114 и 102 мм ......................70;
для эксплуатационной колонны диаметром 140 мм и
лифтовой колонны диаметром 89 мм ..................................50;
для эксплуатационной колонны диаметром 127 мм и
лифтовой колонны диаметром 89 и 73 мм .............................40;
-	максимальный наружный диаметр, мм:
для эксплуатационной колонны диаметром 178 мм.....................150;
для эксплуатационной колонны диаметром 168 мм.....................140;
для эксплуатационной колонны диаметром 140 мм.....................112;
для эксплуатационной колонны диаметром 127 мм.....................102;
-	максимальная длина, мм, не более ...................................2000;
-	присоединительная резьба ............................................VAM;
-	наработка до отказа, лет, не менее....................................20.
5.1.7 Посадочный ниппель должен обеспечивать установку в нем глубинных измеритель-
ных приборов или глухой пробки.
Посадочный ниппель должен иметь следующие технические характеристики:
-	рабочее давление, МПа:
для сеноман-аптских пластов........................................21;
для неокомских пластов ............................................35;
для юрских пластов ................................................70;
-	диаметр проходного сечения, мм ...................на 2- 3 мм меньше диаметра
проходного сечения пакера;
-	максимальный наружный диаметр, мм:
для сеноман-аптских пластов.......................................136;
для неокомских пластов ...........................................112;
для юрских пластов ...............................................102;
-	максимальная длина, мм, не более ....................................400;
-	присоединительная резьба ............................................VAM;
-	наработка до отказа, лет, не менее ...................................20.
5.1.8 Допускается применение оборудования, указанного в 5.1.1-5.1.7, с высокогерме-
тичными резьбами типа VAM-TOP, Ks Bear, Blue, с параметрами, аналогичными резьбе VAM
по стандарту [ 1 ].
12
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
5.2	Требования к устьевому оборудованию
5.2.1 Колонная головка должна обеспечивать возможность подвешивания обсадных ко-
лонн, герметизацию и контроль давления в пространстве между эксплуатационной (техничес-
кой) колонной и кондуктором, а также проведение ряда технологических операций, установ-
ку ПВО в процессе бурения и оборудования устья в процессе эксплуатации.
Колонная головка должна иметь следующие технические характеристики:
-	рабочее давление, МПа:
для сеноман-аптских пластов........................................21;
для неокомских пластов ............................................35;
для юрских пластов ................................................70;
-	диаметр обвязываемых колонн, мм:
для сеноман-аптских пластов ....................................245; 324;
для неокомских пластов .........................................245; 324;
для юрских пластов .........................................178; 245; 324;
-	резьба под кондуктор по ГОСТ 632, мм ......................ОТТМ-324	(У-324);
-	нижний фланец по ГОСТ 28919, мм х МПа:
для сеноман-аптских пластов....................................350x21;
для неокомских пластов ........................................350x35;
для юрских пластов ............................................350x70;
-	верхний фланец по ГОСТ 28919, мм х МПа:
для сеноман-аптских пластов....................................280x21;
для неокомских пластов ........................................280x35;
для юрских пластов ............................................280x70.
5.2.2 Трубная головка фонтанной арматуры должна обеспечивать возможность подвеши-
вания лифтовой колонны, контроля давления и управления потоком скважинной среды в зат-
рубном пространстве, смену елки фонтанной арматуры под давлением.
Трубная головка должна иметь следующие технические характеристики:
-	рабочее давление, МПа:
для сеноман-аптских пластов..........................................21;
для неокомских пластов ..............................................35;
для юрских пластов ..................................................70;
-	диаметр подвешиваемой лифтовой колонны, мм:
для сеноман-аптских пластов ..............ТЛТ178/127; ТЛТ168/114; 127; 114;
для неокомских пластов .....................ТЛТ168/102; ТЛТ140/89; 102; 89;
для юрских пластов..........................................ТЛТ127/89;	89;
13
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
-	нижний фланец по ГОСТ 28919, мм х МПа:
для сеноман-аптских пластов....................................280x21;
для неокомских пластов ........................................280x35;
для юрских пластов ............................................280x70;
-	верхний фланец по ГОСТ 28919, мм х МПа:
для сеноман-аптских пластов....................................230x21;
для неокомских пластов .....................................230(180)х35;
для юрских пластов ..............................................180x70;
-	минимальный условный проход стволовой части, мм:
для сеноман-аптских пластов.......................................205;
для неокомских пластов ...........................................205;
для юрских пластов ...............................................150.
5.2.3 Елка фонтанной арматуры должна обеспечивать направление отбираемых из
скважины жидкости и газа в манифольд, регулирование и контроль за работой скважины.
Елка фонтанной арматуры должна иметь следующие технические характеристики:
-	рабочее давление, МПа:
для сеноман-аптских пластов.......................................21;
для неокомских пластов ...........................................35;
для юрских пластов ...............................................70;
-	условный проход стволовой части, мм:
для лифтовых колонн диаметром 127 и 114 мм ......................100;
для лифтовых колонн диаметром 102 и 89	мм ........................80;
-	условный проход боковых отводов, мм:
для лифтовых колонн диаметром 127 и 114 мм ........................100;
для лифтовой колонны диаметром 102 мм..............................80;
для лифтовой колонны диаметром 89 мм .............................65;
-	нижний фланец по ГОСТ 28919, мм х МПа:
для сеноман-аптских пластов.....................................230x21;
для неокомских пластов .....................................230( 180)х35;
для юрских пластов .............................................180x70.
5.2.4 Задвижка гидроуправляемая должна дистанционно перекрывать проходное
отверстие ствола или рабочей струны елки фонтанной арматуры. Время закрытия задвижки
не менее 30 с.
5.2.5 Клапан гидроуправляемый дроссельный угловой должен дистанционно регулиро-
вать режим работы газовых и газоконденсатных скважин.
14
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
Клапан гидроуправляемый дроссельный угловой должен иметь следующие технические
характеристики:
-	диапазон регулирования, млн м3/сут ..............................от	0,4 до 1,2;
-	условное давление, МПа ............................................21;	35; 70;
-	условный проход, мм...............................................100;	80; 65;
-	условная пропускная способность, м3/ч, не более.........................80;
-	условный ход штока, мм .................................................32;
-	тип исполнительного механизма...................прямоходный,	гидравлический
с ручным дублером, нормально-закрытый;
-	тип присоединения к трубопроводу .....................фланцы	по ГОСТ 28919;
-	габаритные размеры клапана, мм, не более ...................1100x500x550;
-	масса, кг, не более .................................................250;
-	длина трубки управления (на барабане), м ............................500;
-	срок службы, лет, не менее ...........................................20.
5.2.6 БРС должно обеспечивать быстрое соединение и разъединение боковых отводов
фонтанной арматуры с присоединительными трубками насосных установок. Резьба БРС
должна соответствовать ответной резьбе на присоединительных трубках.
5.2.7 Гидравлическая станция управления должна предусматривать дистанционное, ав-
томатическое и ручное управление гидроуправляемыми задвижками и дроссельным угловым
клапаном фонтанной арматуры, приустьевым клапаном-отсекателем.
Гидравлическая станция должна открывать фонтанную арматуру в следующей последо-
вательности: приустьевой клапан-отсекатель, гидроуправляемая задвижка на стволе фонтан-
ной арматуры, гидроуправляемая задвижка на рабочей струне фонтанной арматуры.
Гидравлическая станция должна закрывать фонтанную арматуру в обратной последова-
тельности.
Интервал времени между последовательным закрытием гидроуправляемых задвижек и
приустьевого клапана-отсекателя должен быть регулируемым и составлять 10-40 с.
5.2.8 Гидравлическая станция управления должна обеспечивать автоматическое отклю-
чение скважины (закрытие гидроуправляемых задвижек и приустьевого клапана-отсекателя) в
следующих случаях:
-	в случае пожара при повышении температуры свыше 100 °C в месте расположения
плавкой предохранительной пробки;
-	при уменьшении или увеличении давления газа в рабочей струне (за гидроуправляемым
дроссельным угловым клапаном) до установленных значений в диапазоне 1-13 МПа;
-	по команде с блока управления.
15
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
5.2.9 Гидравлическая станция управления должна обеспечивать только местное ручное
включение скважины (открытие приустьевого клапана-отсекателя и гидроуправляемых зад-
вижек).
5.2.10 Гидравлическая станция управления должна обеспечивать визуальный контроль
следующих параметров:
-	гидравлическое давление в линиях управления работой гидроуправляемых задвижек;
-	гидравлическое давление в системе управления;
-	гидравлическое давление в линии управления приустьевым клапаном-отсекателем;
-	гидравлическое давление в линии управления гидроуправляемым дроссельным угло-
вым клапаном.
5.2.11 Гидравлическая станция управления должна иметь следующие технические харак-
теристики:
-	количество управляемых запорных органов, шт ...........................12;
-	рабочее давление в блоке пневмо-гидроаккумуляторов, МПа................36;
-	давление рабочего агента, подаваемого в гидроцилиндры гидроуправляемых
задвижек, МПа .............................................................14-21;
-	давление рабочего агента, подаваемого в гидроцилиндр приустьевого
клапана-отсекателя, МПа ......................................................28;
-	давление рабочего агента, подаваемого в гидроцилиндр гидроуправляемого дроссель-
ного углового клапана, МПа .................................................9-21;
-	рабочая температура, °C ..............................от	минус 60 до плюс 100;
-	срок службы, лет, не менее ............................................20.
6	Требования к монтажу компоновок оборудования
6.1	Спуск компоновки подземного оборудования следует проводить после окончания ра-
бот по креплению скважины и шаблонированию эксплуатационной колонны до проектной
глубины, но не ниже интервалов, указанных в приложении А.
6.2	Сборку компоновки подземного оборудования следует проводить в соответствии со
схемами, приведенными на рисунках 1, 2, начиная с низа компоновки.
6.3	Присоединение лифтовых труб, НКТ и подземного оборудования, имеющих разные
диаметры резьбовых соединений, следует проводить через переводники. Переводники для на-
сосно-компрессорных труб должны быть выполнены в соответствии с ГОСТ 23979, перевод-
ники для лифтовых труб диаметром 127,0 мм - в соответствии с ОСТ 39-137.
6.4	Спуск пакера, во избежание повреждения уплотнительных элементов, следует прово-
дить плавно, со скоростью не более 0,25 м/с.
6.5	Для удобства открытия-закрытия циркуляционного клапана между ним и пакером
следует монтировать одну НКТ.
16
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
6.6	Приустьевой клапан-отсекатель необходимо спускать в скважину в открытом поло-
жении.
6.7	Компоновка подземного оборудования должна быть закреплена в подвеске НКТ
трубной головки фонтанной арматуры, как показано на рисунке 3.
6.8	На трубную головку следует установить елку фонтанной арматуры и, в соответствии
с требованиями правил [7], опрессовать на давление опрессовки эксплуатационной колонны.
При монтаже елки фонтанной арматуры гидроуправляемые задвижки и дроссельный уг-
ловой клапан следует устанавливать в местах, как показано на рисунке 3.
6.9	После установки компоновки устьевого оборудования необходимо провести запаке-
ровку пакера с помощью глухой пробки по инструкции изготовителя. Глухая пробка должна
входить в комплект КПО, обеспечивать надежное перекрытие внутренней полости лифтовых
труб и устанавливаться в посадочном ниппеле.
6.10	После запакеровки пакера следует заполнить надпакерное затрубное пространство
скважины инертной незамерзающей жидкостью на водной или углеводородной основах или
инертным или природным газом и проверить герметичность пакера созданием давления в за-
трубном пространстве скважины. При отсутствии падения давления в затрубном пространстве
скважины в течение 30 мин пакер можно считать герметичным.
7	Требования промышленной, пожарной и противофонтанной безопасности
7.1	Работы по оснащению скважин подземным и устьевым оборудованием должны осу-
ществляться на основании плана работ, согласованного с организацией-недропользователем
и с филиалом СВЧ ООО «Газобезопасность» и утвержденного исполнителем работ.
7.2	Перед проведением работ по оснащению подземным и устьевым оборудованием
скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количест-
ве не менее двух объемов скважины без учета объема раствора, находящегося в скважине, а
также запасом материалов и химических реагентов согласно плану работ.
7.3	Во время проведения работ по оснащению скважин подземным и устьевым оборудо-
ванием на устье должно быть смонтировано ПВО по ГОСТ 13862, испытано на максимально
ожидаемое в процессе работ давление, не превышающее давление опрессовки эксплуатацион-
ной колонны.
7.4	При спуске лифтовой колонны в скважину необходимо иметь на устье специальную
опрессованную НКТ с переводником и шаровым краном (или обратным клапаном), по диа-
метру и прочностной характеристике соответствующей верхней секции используемой лифто-
вой колонны. НКТ, переводник и шаровой кран должны быть окрашены в красный цвет.
На рабочей площадке должен быть второй запасной шаровой кран или обратный клапан.
При появлении любых газопроявлений необходимо загерметизировать устье превен-
тором.
17
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
7.5	Опрессовку фонтанной арматуры в собранном виде до установки на устье следует
проводить на пробное давление, предусмотренное паспортом, а после установки на устье — на
давление опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовок должны быть
оформлены актами.
7.6	Применяемая при оснащении скважин подземным и устьевым оборудованием тех-
ника должна располагаться от устья на расстоянии не ближе 25 м с наветренной стороны, за
исключением ППА, размещаемого около устья скважины. Выхлопные трубы должны обору-
доваться искрогасителями.
7.7	Гидравлическая станция управления должна быть размещена на расстоянии не менее
25 м от устья скважины.
7.8	Жидкость, применяемая при глушении скважин, должна быть негорючей, взрыво- и
пожаробезопасной.
7.9	Запрещается курить, применять открытый огонь в пределах охранной зоны (50 м).
7.10	Инженерно-технические работники и рабочие, осуществляющие работы по осна-
щению скважин подземным и устьевым оборудованием, должны пройти специальный
инструктаж по безопасному ведению работ в соответствии с ВРД 39-1.14-021-2001 [8].
7.11	Бригады должны быть обучены и проинструктированы безопасному ведению работ
на случай “выброса” в соответствии с планом ликвидации аварий [7].
7.12	Бригады должны быть обеспечены надежной двухсторонней телефонной или радио-
связью с постоянным вызовом, первичными средствами пожаротушения согласно нормам,
регламентируемым Правилами пожарной безопасности [9, 10].
Рабочие должны быть проинструктированы о необходимых мерах безопасности при вы-
полнении указанных работ с записью в журнал инструктажа.
7.13	Бригады должны обеспечиваться спецодеждой, спецобувью, защитными касками
(зимой — с утепленными подшлемниками) и другими средствами индивидуальной защиты.
Спецодежда, предназначенная для использования на взрывопожароопасных объектах
или взрывопожароопасных участках производства, должна быть изготовлена из термостойких
и антистатических материалов.
7.14	В случае возникновения аварийной ситуации или открытого фонтана работы по их
ликвидации должны осуществляться силами филиала СВЧ ООО «Газобезопасность» в соотве-
тствии с СТО Газпром РД 1.2-094.
18
Приложение А
(обязательное)
Компоновки подземного оборудования
Таблица А. 1 — Компоновки подземного оборудования газовых скважин Бованенковского месторождения при пакерной схеме
Индекс пласта	Лифтовая колонна					Приустьевой клапан-отсекатель		Комплекс подземного оборудования		Подпакерный хвостовик				
	Условный диаметр, мм	Тол- щина стен- ки, мм	Тип резь- бового соеди- нения*	Труп- па проч- ности	Интер- вал спус- ка**, м	Типо- размер	Интер- вал спус- ка**, м	Типо- размер	Интер- вал спус- ка**. м	Услов- ный диа- метр, мм	Тол- щина стен- ки, мм	Тип трубы	Труп- па проч- ности	Интер- вал спус- ка**, м
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
ПК,	114	6,88	VAM	J-55	0-530	114	50	168/114x21	530- 540	114	7.0	Глад- кие	д	540- -630
	ТЛТ168х114 114	8,9x7,0 6,88	VAM VAM	Д/Д J-55	0-150 150-530									
ПК,.,,	114	6.88	VAM	J-55	0-860	114	50	168/114x21	860- -870	114	7,0	Глад- кие	д	870- -960
	ТЛТ168Х114 114	8,9x7,0 6.88	VAM VAM	Д/Д J-55	0-150 150-860									
хм,_.	114	6,88	VAM	J-55	0-1000	114	50	168/114x21	1000- -1010	114	7,0	Глад- кие	д	1010- -1200
	ТЛТ168х114 114	8.9x7,0 6,88	VAM VAM	Д/Д J-55	0-150 150-1000									
ТПМ	114	6,88	VAM	J-55	0-1100	114	50	168/114x21	1100- -1110	114	7,0	Глад- кие	д	1110- -1220
	ТЛТ168х114 114	8,9x7,0 6,88	VAM VAM	Д/Д J-55	0-150 150-1100									
	127	6,43	VAM	J-55	0-1100	127		168/127x21						
	ТЛТ178х127 127	6,91x6,43 6.43	VAM VAM	Д/Д J-55	0-150 150-1100									
Щ,,	114	6,88	VAM	J-55	0-1350	114	50	168/114x21	1350- -1360	114	7,0	Глад- кие	д	1360- -1465
	ТЛТ168х114 114	8.9x7,0 6.88	VAM VAM	Д/Д J-55	0-150 150-1350									
* Допускается применение высокогерметичных резьб (VAM-TOP, Ks Bear, Blue) с аналогичными резьбе VAM параметрами.
** Глубина по вертикали.
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
Таблица А.2 — Компоновки подземного оборудования газоконденсатных скважин Бованенковского месторождения при
пакерной схеме
Индекс пласта	Лифтовая колонна					Приустьевой клапан-отсекатель		Комплекс подземного оборудования		Подпакерный хвостовик				
	Условный диаметр, мм	Тол- щина стен- ки, мм	Тип резь- бового соеди- нения*	Труп- па проч- ности	Интер- вал спус- ка**, м	Типо- размер	Интер- вал спус- ка**, м	Типо- размер	Интер- вал спус- ка**, м	Услов- ный диа- метр, мм	Тол- щина стен- ки, мм	Тип трубы	Груп- па проч- ности	Интер- вал спус- ка**, м
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
тп А 1Х12-И	102***	6,65	VAM	L-80	0-1500	102***	50	168/102x35***	1500- -1510	102***	6,5	Глад- кие	Е	1510- -1625
	ТЛТ168х102*** 102***	8,9x6,5 6,65	VAM VAM	Д/Д L-80	0-150 150-1500									
ТП 1 А±1«-17	89	6,45	VAM	L-80	0-1850	89	50	168/89x35	1850- -1860	89	6,5	Глад- кие	Е	1860- -2000 (юг) 1860- -2090 (север)
	ТЛТ140х89 89	9,2x6,5 6,45	VAM VAM	Д/Д L-80	0-150 150-1850									
тп18	102***	6,65	VAM	L-80	0-1900	102***	50	168/102x35***	1900- -1910	102***	6,5	Глад- кие	Е	1910- -2137
	ТЛТ168х102*** 102***	8,9x6,5 6,65	VAM VAM	Д/Д L-80	0-150 150-1900									
ТП18- БЯМ	102***	6,65	VAM	L-80	0-1800	102***	50	168/102x70***	1800- -1810	102***	6,5	Глад- кие	Е	1810- -1900
	ТЛТ168хЮ2*** 102***	8,9x6,5 6,65	VAM VAM	Д/Д L-80	0-150 150-1800									
БЯ,	89	6,45	VAM	L-80	0-1950	89	50	140/89x35	1950- -1960	89	6,5	Глад- кие	Е	1960- -2160 (север)
	ТЛТ140х89 89	9,2x6,5 6,45	VAM VAM	Д/Д L-80	0-150 150-1950									
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
Окончание таблицы А.2
Индекс пласта	Лифтовая колонна					Приустьевой клапан-отсекатель		Комплекс подземного оборудования		Подпакерный хвостовик				
	Условный диаметр, мм	Тол- щина стен- ки, мм	Тип резь- бового соеди- нения*	Труп- па проч- ности	Интер- вал спус- ка**, м	Типо- размер	Интер- вал спус- ка**, м	Типо- размер	Интер- вал спус- ка**, м	Услов- ный диа- метр, мм	Тол- щина стен- ки, мм	Тип трубы	Труп- па проч- ности	Интер- вал спус- ка**, м
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
ю2,	89	6,45	VAM	L-80	0-2650	89	50	127/89x70	2650- -2660	89	6,5	Глад- кие	Е	2660- -2800 (север) 2660- -2700 (юг)
	ТЛТ 127x89 89	9,2x6.5 6,45	VAM VAM	Д/Д L-80	0-150 150-2650									
	89	6,45	VAM	L-80	0-2850 (север) 0-2750 (юг)	89	50	127/89x70	2850- -2860 (север) 2750- -2760 (юг)	89	6,5	Глад- кие	Е	2860- -3000 (север) 2760- -2800 (юг)
	ТЛТ127х89 89	9,2x6.5 6,45	VAM VAM	Д/Д L-80	0-150 150-2850 (север) 150-2750 (юг)									
Юц> 11	89	6,45	VAM	L-80	0-3100	89	50	127/89x70	3100- -3110	89	6,5	Глад- кие	Е	3110- -3190
	ТЛТ127х89 89	9,2x6,5 6,45	VAM VAM	Д/Д L-80	0-150 150-3100									
*	Допускается применение высокогерметичных резьб (VAM-TOP, Ks Bear, Blue) с аналогичными резьбе VAM параметрами.
*	* Глубина по вертикали.
*	** Допускается применение высокогерметичных и гладких НКТ диаметром 89 мм, ТЛТ 140x89, комплекса подземного оборудования и приустьевого
клапана-отсекателя соответствующего типоразмера.
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
Таблица А.З — Компоновки подземного оборудования газоконденсатных скважин Харасавэйского месторождения
при пакерной схеме
Индекс пласта	Лифтовая колонна					Приустьевой клапан-отсекатель		Комплекс подземного оборудования		Подпакерный хвостовик				
	Условный диаметр, мм	Тол- щина стен- ки, мм	Тип резь- бового соеди- нения*	Груп- па проч- ности	Интер- вал спус- ка**, м	Типо- размер	Интер- вал спус- ка**, м	Типо- размер	Интер- вал спус- ка**, м	Услов- ный диа- метр, мм	Тол- щина стен- ки, мм	Тип трубы	Труп- па проч- ности	Интер- вал спус- ка**, м
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
тп,.- ТП15.И	89	6,45	VAM	J-55	0-1600	89	50	168/89x35	1600- -1610	73; 89	5.5; 6,5	Глад- кие	д	1610- -1700
	ТЛТ 140x89 89	9.2x6,5 6,45	VAM VAM	Д/Д J-55	0-150 150-1600									
тп А 1Х21-23	89	6,45	VAM	J-55	0-2000	89	50	178/89x70	2000- -2010	73; 89	5,5; 6,5	Глад- кие	д	2010- -2030
	ТЛТ 140x89 89	9,2x6,5 6,45	VAM VAM	Д/Д J-55	0-150 150-1600									
ТП24_24	89	6,45	VAM	J-55	0-2050	89	50	178/89x70	2050- -2060	73; 89	5,5; 6,5	Глад- кие	д	2060- -2080
	ТЛТ 140x89 89	9,2x6,5 6,45	VAM VAM	Д/Д J-55	0-150 150-1600									
бяь2	89	6,45	VAM	J-55	0-2100	89	50	178/89x70	2100- -2110	73; 89	5.5; 6,5	Глад- кие	д	2110- -2160
	ТЛТ 140x89 89	9,2x6,5 6,45	VAM VAM	Д/Д J-55	0-150 150-1600									
бя22	89	6,45	VAM	J-55	0-2150	89	50	178/89x70	2150- -2160	73; 89	5,5: 6,5	Глад- кие	д	2160- -2190
	ТЛТ 140x89 89	9,2x6,5 6,45	VAM VAM	Д/Д J-55	0-150 150-1600									
бя5-бя8	89	6,45	VAM	J-55	0-2350	89	50	178/89x70	2350- -2360	73; 89	5.5; 6,5	Глад- кие	д	2360- -2370
	ТЛТ 140x89 89	9.2x6,5 6,45	VAM VAM	Д/Д J-55	0-150 150-1600									
* Допускается применение высокогерметичных резьб (VAM-TOP. Ks Bear, Blue) с аналогичными резьбе VAM параметрами;
** Глубина по вертикали.
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
Таблица А.4 — Компоновки подземного оборудования газовых скважин
Бованенковского месторождения при беспакерной схеме
Индекс пласта	Лифтовая колонна					Приустьевой клапан-отсекатель	
	Условный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Тип трубы	Группа прочности	Интер- вал спус- ка*, м	Типо- размер	Интервал спуска*, м
ПК,	114	7,0	гладкие НКТ	д	0-630	114	50
	ТЛТ168х114 114	8,9x7,0 7,0	ТЛТ гладкие НКТ	д/д д	0-150 150-630		
пк,10	114	7,0	гладкие НКТ	д	0-960	114	50
	ТЛТ168х114 114	8,9x7,0 7,0	ТЛТ гладкие НКТ	д/д д	0-150 150-960		
хм,_2	114	7,0	гладкие НКТ	д	0-1200	114	50
	ТЛТ168х114 114	8,9x7,0 7,0	ТЛТ гладкие НКТ	д/д д	0-150 150-1200		
тп,.«	114	7,0	гладкие НКТ	д	0-1220	114	50
	ТЛТ168х114 114	8,9x7,0 7,0	ТЛТ гладкие НКТ	д/д д	0-150 150-1220		
	127	6,4	обсадные стальные бесшовные	д	0-1220	127	
	ТЛТ178Х127 127	6,91x6,43 6,4	ТЛТ обсадные стальные бесшовные	д/д д	0-150 150-1220		
тп7.„	114	7,0	гладкие НКТ	д	0-1465	114	50
	ТЛТ168х114 114	8,9x7,0 7,0	ТЛТ гладкие НКТ	д/д д	0-150 150-1465		
* Глубина по вертикали.							
23
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
Таблица А.5 — Компоновки подземного оборудования газоконденсатных скважин
Бованенковского месторождения при беспакерной схеме
Индекс пласта	Лифтовая колонна					Приустьевой клапан-отсекатель	
	Условный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Тип трубы	Группа прочности	Интер- вал спус- ка*, м	Типо- размер	Интер- вал спус- ка*, м
тп * “12-1$	102**	6,5	гладкие НКТ	Е	0-1625	102**	50
	ТЛТ168х1О2** 102**	8,9x6,5 6,5	ТЛТ гладкие НКТ	Д/Д Е	0-150 150-1625		
тп	89	6,5	гладкие НКТ	Е	0-2000 (юг) 0-2090 (север)	89	50
	ТЛТ140х89 89	9,2x6,5 6,5	ТЛТ гладкие НКТ	Д/Д Е	0-150 150-2000 (юг) 150-2090 (север)		
тп	102**	6,5	гладкие НКТ	Е	0-2137	102**	50
	ТЛТ168х102** 102**	8,9x6,5 6,5	ТЛТ гладкие НКТ	Д/Д Е	0-150 150-2137		
ТП„- бя15	102**	6,5	гладкие НКТ	Е	0-1900	102**	50
	ТЛТ168х102** 102**	8,9x6,5 6,5	ТЛТ гладкие НКТ	Д/Д Е	0-150 150-1900		
БЯ,	89	6,5	гладкие НКТ	Е	0-2160 (север)	89	50
	ТЛТ 140x89 89	9,2x6,5 6,5	ТЛТ гладкие НКТ	Д/Д Е	0-150 150-2160 (север)		
К>2.л	89	6,5	гладкие НКТ	Е	0-2800 (север) 0-2700 (юг)	89	50
	ТЛТ 127x89 89	9,2x6,5 6,5	ТЛТ гладкие НКТ	Д/Д Е	0-150 150-2800 (север) 150-2700 (юг)		
Ю,_,	89	6,5	гладкие НКТ	Е	0-3000 (север) 0-2800 (юг)	89	50
	ТЛТ 127x89 89	9,2x6,5 6,5	ТЛТ гладкие НКТ	Д/Д Е	0-150 150-3000 (север) 150-2800 (юг)		
Ю1М,	89	6,5	гладкие НКТ	Е	0-3190	89	50
	ТЛТ127х89 89	9,2x6,5 6,5	ТЛТ гладкие НКТ	Д/Д Е	0-150 150-3190		
* Глубина по вертикали.
** Допускается применение гладких НКТ диаметром 89 мм, ТЛТ 140x89 и приустьевого клапана-
отсекателя соответствующего типоразмера.
24
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
Таблица А.6 - Компоновки подземного оборудования газоконденсатных скважин
Харасавэйского месторождения при беспакерной схеме
Индекс пласта	Лифтовая колонна					Приустьевой клапан-отсекатель	
	Условный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Тип трубы	Группа прочности	Интер- вал спус- ка*, м	Типо- размер	Интервал спуска*, м
ТП1Г ТП,,И	89	6,5	гладкие НКТ	Д	0-1700	89	50
	ТЛТ 140x89 89	9,2x6,5 6,5	ТЛТ гладкие НКТ	Д/Д д			
тп Л *х21-23	89	6,5	гладкие НКТ	Е	0-2030	89	50
	ТЛТ 140x89 89	9,2x6,5 6,5	ТЛТ гладкие НКТ	д/д Е			
ТП Х 1Х24-26	89	6,5	гладкие НКТ	Е	0-2080	89	50
	ТЛТ 140x89 89	9,2x6,5 6,5	ТЛТ гладкие НКТ	Д/Д Е			
бя12	89	6,5	гладкие НКТ	Е	0-2160	89	50
	ТЛТ 140x89 89	9,2x6,5 6,5	ТЛТ гладкие НКТ	Д/Д Е			
бя22	89	6,5	гладкие НКТ	Е	0-2190	89	50
	ТЛТ 140x89 89	9,2x6,5 6,5	ТЛТ гладкие НКТ	Д/Д Е			
бягбя8	89	6,5	гладкие НКТ	Е	0-2370	89	50
	ТЛТ 140x89 89	9,2x6,5 6,5	ТЛТ гладкие НКТ	Д/Д Е			
* Глубина по вертикали							
25
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
Приложение Б
(обязательное)
Компоновки устьевого оборудования
Таблица Б.1— Устьевое оборудование для газовых скважин Бованенковского место-
рождения
Индекс пласта	Колонная головка	Фонтанная арматура	
		трубная головка	фонтанная елка
ПК,	ОКК1-210-168x245 К1 ХЛ1* ОКК1-210-245x324 К1 ХЛ	ТГ 205/100x21 К1 ХЛ	ЕФ6-100/100x21 К1 ХЛ
ПК,,.	ОКК1-2Ю-245х324 К1 ХЛ	ТГ 205/100x21 К1 ХЛ	ЕФ6-100/100х21 К1 ХЛ
ХМЬ2	ОКК1-210-245x324 К1 ХЛ	ТГ 205/100x21 К1 ХЛ	ЕФ6-100/100х21 К1 ХЛ
ТП,..	ОКК1-2Ю-245х324 К1 ХЛ	ТГ 205/100x21 К1ХЛ	ЕФ6-100/100х21 К1 ХЛ
ТП,„	ОКК1-2Ю-245х324 К1 ХЛ	ТГ 205/100x21 К1ХЛ	ЕФ6-100/100x21 К1 ХЛ
” В числителе - для скважин с гладкими НКТ; в знаменателе — для скважин с ТЛТ.
Таблица Б. 2 - Устьевое оборудование для газоконденсатных скважин Бованенковского
месторождения
Индекс пласта	Колонная головка	Фонтанная арматура	
		трубная головка	фонтанная елка
ТП	ОКК1-350-245х324 К1 ХЛ	ТГ 205/100x35 К1 ХЛ	ЕФ6-100/100x35 К1 ХЛ1’
тп Х А±1«-17	ОКК1-350-245х324 К1 ХЛ	ТГ 205/100x35 К1 ХЛ	ЕФ6-80/65х35 К1 ХЛ
ТП	ОКК1-350-245x324 К1 ХЛ	ТГ 205/100x35 К1ХЛ	ЕФ6-100/100х35 К1 ХЛ”
ТП„- БЯ,,	ОКК1-700-245x324 К1 ХЛ	ТГ 205/100x70 К1 ХЛ	ЕФ6-100/100x70 К1 ХЛ
БЯ,	ОКК1-350-245х324 К1 ХЛ	ТГ 205/100x35 К1 ХЛ	ЕФ6-80/65х35 К1 ХЛ
югз	ОКК2-700-178x245x324 К1 ХЛ	ТГ 150/100x70 К1 ХЛ	ЕФ6-80/65х70 К1 ХЛ
Ю,7	ОКК2-700-178x245x324 К1 ХЛ	ТГ 150/100x70 К1 ХЛ	ЕФ6-80/65х70 К1 ХЛ
Ю,,„	ОКК2-700-178х245х324К1 ХЛ	ТГ 150/100x70 К1 ХЛ	ЕФ6-80/65х70 К1 ХЛ
° Допускается применение ЕФ6-100/80х35 К1 ХЛ.
26
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
Таблица Б.З - Устьевое оборудование для газоконденсатных скважин Харасавэйского
месторождения
Индекс пласта	Колонная головка	Фонтанная арматура	
		трубная головка	фонтанная елка
ТП.-ТП,,,	ОКК2-350-168x245x324 К1 ХЛ ОКК1-350-245х324К1ХЛ	ТГ 150/80x35 К1 ХЛ	ЕФ6-80/65х35 К1 ХЛ
ТП21.Ь	ОКК2-700-178x245x324 К1 ХЛ	ТГ 150/80x70 К1 ХЛ	ЕФ6-80/65х70 К1 ХЛ
тпм.2<	ОКК2-700-178x245x324 К1 ХЛ	ТГ 150/80x70 К1 ХЛ	ЕФ6-80/65х70 К1 ХЛ
бя,_2	ОКК2-700-178х245х324 К1 ХЛ	ТГ 150/80x70 К1 ХЛ	ЕФ6-80/65х70 К1 ХЛ
бя22	ОКК2-700-178x245x324 К1 ХЛ	ТГ 150/80x70 К1ХЛ	ЕФ6-80/65х70 К1 ХЛ
бягбя8	ОКК2-700-178х245х324 К1 ХЛ	ТГ 150/80x70 К1 ХЛ	ЕФ6-80/65х70 К1 ХЛ
27
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
Библиография
[1]	Международный стандарт Американского нефтяного института	API Spec 5СТ, Specification for Casing and Tubing (US Customary Units), Fourin Edition, November, 1992.
[2]	Руководящий документ РД 39-1-306-79	Инструкция по расчету колонн насосно-компрессор- ных труб.— Куйбышев: ВНИИТнефть, 1998.— 69 с.
[3]	Технические условия ТУ 14183-023-03318234-2004	Труба лифтовая теплоизолированная в хладостойком исполнении ТЛТ 168-114-ХЛ. Технические условия.- Ижевск: ЗАО «Инновационные технологии», 2004.
[4]	Технические условия КМЕВ 611449.001 ТУ	Станция управления фонтанной арматурой СУФА12. Технические условия. —Воронеж, ООО НТЦ «Кос- мос-Нефть-Газ», 2005.
[5]	Каталог	Скважинный ловильный и режущий инструмент. Ка- талог. — М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1988.
[6]	Технические условия ТУ 39-00147001-138-95	Соединение быстросборное. Технические условия. — Нефтекамск: НПО «Бурение», 1995.
[7]	Правила безопасности ПБ 08-624-03	Правила безопасности в нефтяной и газовой про- мышленности. — М.: ФГУП «НТЦ по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2004. — 312 с.
[8]	Руководящий документ ВРД 39-1.14-021-2001	Единая система управления охраной труда и про- мышленной безопасностью в Открытом акционер- ном обществе «Газпром». — М.: ИРЦ Газпром, 2001.
28
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
[9]	Правила пожарной	Правила пожарной безопасности для предприятий и безопасности	организаций газовой промышленности. — М.: ИРЦ ВППБ01-04-98	Газпром, 1998. — 194 с.
[Ю]	Правила пожарной	Правила пожарной безопасности в Российской безопасности	Федерации. — М.: ГУГПС МЧС России, ППБ 0]_03	ФГУ ВНИИПО МЧС России, 2003. - 180 с.
29
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
ОКС 75.180.10 ОКП 36 6500
Ключевые слова: компоновка подземного оборудования, компоновка устьевого оборудова-
ния, газовая скважина, газоконденсатная скважина, приустьевой клапан-отсекатель, комп-
лекс подземного скважинного оборудования, пакерная схема, беспакерная схема
30