Об утверждении Инструкции по проведению технического диагностирования установок для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин с истекшим сроком службы с целью определения возможности их дальнейшей эксплуатации

Приказ Министра по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан от 12 июля 2021 года № 335. Зарегистрирован в Министерстве юстиции Республики Казахстан 14 июля 2021 года № 23515.

      В соответствии с подпунктом 125) пункта 16 Положения о Министерстве по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан, утвержденного постановлением Правительства Республики Казахстан от 23 октября 2020 года № 701, ПРИКАЗЫВАЮ:

      Сноска. Преамбула - в редакции приказа Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 14.07.2023 № 382 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      1. Утвердить прилагаемую Инструкцию по проведению технического диагностирования установок для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин с истекшим сроком службы с целью определения возможности их дальнейшей эксплуатации.

      2. Комитету промышленной безопасности Министерства по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан обеспечить:

      1) государственную регистрацию настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан;

      2) размещение настоящего приказа на интернет-ресурсе Министерства по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан;

      3) в течении десяти рабочих дней после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан представление в Юридический департамент Министерства по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан сведения об исполнении мероприятий, предусмотренных подпунктами 1) и 2) настоящего пункта.

      3. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на курирующего вице-министра по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан.

      4. Настоящий приказ вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования.

      Министр по чрезвычайным ситуациям
Республики Казахстан Ю. Ильин

      "СОГЛАСОВАН"
Министерство энергетики
Республики Казахстан

      "СОГЛАСОВАН"
Министерство индустрии
и инфраструктурного развития
Республики Казахстан

      "СОГЛАСОВАН"
Министерство национальной экономики
Республики Казахстан

  Утверждены
приказом Министра
по чрезвычайным ситуациям
Республики Казахстан
от "" 2021 года №

Инструкция по проведению технического диагностирования установок для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин с истекшим сроком службы, с целью определения возможности их дальнейшей эксплуатации

Глава 1. Общие положения

      1. Настоящая Инструкция по проведению технического диагностирования установок для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин с истекшим сроком службы с целью определения возможности их дальнейшей эксплуатации (далее - Инструкция) разработана в соответствии с подпунктом 125) пункта 16 Положения о Министерстве по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан, утвержденного постановлением Правительства Республики Казахстан от 23 октября 2020 года № 701. Инструкция устанавливает общие требования к периодичности, организации и методам технического диагностирования установок для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин с истекшим сроком службы, и определяет порядок проведения, методы, критерии и объем оценки технического состояния, условия и возможность дальнейшей безопасной эксплуатации, необходимость проведения ремонта (модернизации), определяет дату проведения следующего технического диагностирования или необходимость приостановки дальнейшей эксплуатации.

      Сноска. Пункт 1 - в редакции приказа Министра по чрезвычайным ситуациям РК от 14.07.2023 № 382 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      2. Инструкция предназначена для проведения технического диагностирования оборудования установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин с истекшим расчетным сроком службы с целью определения возможности их дальнейшей эксплуатации, а также установления необходимости проведения ремонта или вывода из эксплуатации.

      3. Введение в действие настоящей Инструкции не отменяет требований, предъявляемых к системе планово-предупредительного ремонта, регламентированных в эксплуатационной документации, инструкциях, регламентах.

Глава 2. Область применения

      4. Инструкция распространяется на все типы установок для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин, как отечественного, так и иностранного производства, с учетом особенностей конструкции и требований промышленной безопасности при эксплуатации на территории Республики Казахстан.

      5. В настоящей Инструкции применяются следующие термины с соответствующими определениями:

      1) установка для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин - комплекс оборудования, предназначенного для ремонта и бурения скважин;

      2) владелец объекта - физическое и (или) юридическое лицо, владеющее объектом, на праве собственности, праве хозяйственного ведения или праве оперативного управления либо на любом другом законном основании;

      3) дефект - каждое отдельное несоответствие продукции установленным требованиям;

      4) оборудование - применяемое самостоятельно или устанавливаемое на машину техническое устройство, необходимое для выполнения ее основных и (или) дополнительных функций, а также для объединения нескольких машин в единую систему;

      5) опасная зона - пространство, в котором на человека воздействуют опасности исходящие от машины или оборудования;

      6) жизненный цикл машин и оборудования - процессы проектирования, производства, эксплуатации (в том числе ремонт, техническое и сервисное обслуживание), хранения, транспортировки, реализации, уничтожения и утилизации;

      7) безопасность машин и оборудования - отсутствие недопустимого риска, связанного с причинением вреда жизни, здоровью человека и окружающей среде; 8) подтверждение соответствия машин и оборудования - процедура, результатом которой является документальное удостоверение соответствия (в виде декларации о соответствии или сертификата соответствия) машин и (или) оборудования требованиям, установленным техническими регламентами, документами по стандартизации или условиями договоров;

      9) изготовитель - физическое или юридическое лицо производящее продукцию для последующего отчуждения или собственного потребления в производственных целях;

      10) персонал - лица, занятые в запуске, эксплуатации, наладке, текущем обслуживании, чистке, ремонте, хранении или транспортировке машин и оборудования;

      11) предельное состояние - состояние машины и (или) оборудования, при котором их дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна либо восстановление их работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно;

      12) отказ - событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния машины и (или) оборудования вследствие конструктивных нарушений при проектировании, несоблюдения установленного процесса изготовления или ремонта, невыполнения правил или руководства (инструкции) по эксплуатации;

      13) надежность - свойство объекта сохранять во времени способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания, хранения и транспортирования;

      14) техническое обслуживание - комплекс организационных мероприятий и технических операций, направленных на поддержание работоспособности (исправности) объекта и снижение вероятности его отказов при использовании по назначению, хранении и транспортировании;

      15) ремонт - комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности изделий и восстановлению ресурса изделий или их составных частей;

      16) ремонтный цикл - наименьший повторяющийся интервал времени или наработка изделия, в течение которого выполняются в определенной последовательности в соответствии с требованиями нормативно-технической или эксплуатационной документации все установленные виды ремонта;

      17) внеплановый ремонт - ремонт, постановка изделий на который осуществляется без предварительного назначения;

      18) расчетный ресурс - суммарная наработка, при достижении которой эксплуатация машины и (или) оборудования прекращается независимо от их технического состояния;

      19) остаточный ресурс - суммарная наработка объекта от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние;

      20) допускаемая (расчетная) нагрузка - сила или комбинация сил, которую по расчету выдерживает конструкция без превышения допустимого напряжения в любом элементе;

      21) динамическая нагрузка - нагрузка, характеризующаяся быстрым изменением во времени ее значения, направления или точки приближения и вызывающая в грунтах основания или строительной системе силы инерции, подлежащие учету при расчете фундаментов;

      22) основная нагрузка - осевая нагрузка, воздействующая на оборудование в процессе эксплуатации;

      23) техническое диагностирование - процесс, охватывающий теорию, методы и средства определения технического состояния объектов;

      24) аттестованная организация - организация аттестованная уполномоченным органом в области промышленной безопасности на право проведения работ в области промышленной безопасности;

      25) уполномоченный орган в области промышленной безопасности - центральный исполнительный орган, осуществляющий руководство и межотраслевую координацию, разработку и реализацию государственной политики в области промышленной безопасности.

Глава 3. Проведение технического диагностирования

      6. По истечении расчетного срока службы установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин, установленного в конструкторской и эксплуатационной документации, дальнейшая еҰ эксплуатация без проведения работ по техническому диагностированию и продлению срока безопасной эксплуатации не допускается.

      7. Предусматриваются три вида технического диагностирования с целью продления срока эксплуатации: первичное, повторное, внеочередное.

      8. Первичное техническое диагностирование установок для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин проводится после истечения установленного срока службы, предусмотренного конструкторской и эксплуатационной документации.

      В случае отсутствия установленного срока службы в конструкторской и эксплуатационной документации, срок службы принимается – 10 лет.

      9. Срок продления эксплуатации сверх назначенного срока службы и срок проведения повторного технического диагностирования определяются на основании результатов предыдущего технического диагностирования, проведенного аттестованной организацией.

      10. Повторное техническое диагностирование проводиться неоднократно и сроки его проведение зависят от фактического состояния установок для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин.

      11. Внеочередное техническое диагностирование проводится в следующих случаях:

      1) появление трещин в несущих металлоконструкциях и элементах;

      2) при наличии деформаций и повреждений металлоконструкций;

      3) нарушения установленных требований по эксплуатации в конструкторской и эксплуатационной документации;

      4) после проведения сварочных работ на несущих конструкциях установок для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин.

      12. На основании данных технического диагностирования проводится оценка технического состояния установок для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин и их остаточного ресурса, и принимается одно из решений:

      1) продолжение эксплуатации на установленных рабочих параметрах;

      2) продолжение эксплуатации с ограничением рабочих параметров;

      3) проведение ремонта;

      4) вывод из эксплуатации.

      13. Решение принимается экспертной организацией, проводившей техническое диагностирование и оценку остаточного ресурса.

      14. Техническое диагностирование установок для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин проводят аттестованные организации, имеющие лабораторию неразрушающего контроля и технической диагностики на праве собственности или ином законном основании.

      15. Техническое диагностирование установок для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин допускается выполнять подразделению эксплуатирующей организации при наличии аттестата на право проведения экспертизы промышленной безопасности.

      16. Для выполнения работ по техническому диагностированию и продлению срока безопасной эксплуатации установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин создается комиссия, в составе не менее трех человек во главе с председателем, которая назначается приказом руководителя организации, эксплуатирующей установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин. Члены комиссии выбираются из числа лиц, ответственных за техническое состояние и безопасную эксплуатацию установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин. В приказе указываются сроки проведения технического диагностирования, дата вывода установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин из эксплуатации и наименование аттестованной организации, проводящей техническое диагностирование, фамилии руководителя и членов комиссии. Форма приказа о проведении технического диагностирования установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин приведена в приложении 1 к настоящей Инструкции.

      17. Приказом руководителя аттестованной организации создается группа специалистов для проведения технического диагностирования установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин с определением полномочий для каждого члена группы в соответствии с приложением 2 к настоящей Инструкции.

      18. Продление срока эксплуатации зависит от фактического технического состояния установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин, качества ремонта и действующих технологических нагрузок, но не более трех лет.

      19. Техническое диагностирование установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин проводится по графику организации, эксплуатирующей установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин.

      20. В целях установления необходимой полноты сведений, аттестованная организация рассматривает заявку на проведение технического диагностирования для продления срока безопасной эксплуатации и прилагаемые к ней документы, в которых приводится достоверная информация о состоянии установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин. Срок рассмотрения заявки составляет не более 14 календарных дней.

      21. Организация, эксплуатирующая установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин отвечает за достоверность информации, представленной аттестованной организации для определения безопасного срока эксплуатации установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин.

      22. Аттестованная организация запрашивает дополнительную документацию, связанную с эксплуатацией, ремонтом и заменой узлов, деталей установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин, в процессе технического диагностирования.

      23. Техническое диагностирование металлоконструкций мачт и оснований установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин проводиться в летний период и в светлое время суток.

      24. При проведении внеочередного технического диагностирования объҰм выполняемых работ определяется комиссией с учҰтом причин, вызвавших выполнение этого технического диагностирования.

      25. Перед техническим диагностированием проводятся следующие мероприятия:

      1) Установление необходимости проведения работ по продлению сроков безопасной эксплуатации.

      2) Определение объектов технического диагностирования, согласование с эксплуатирующей организацией установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин, перечня технического оборудования и технических устройств, подлежащих техническому диагностированию.

      3) Подача и рассмотрение заявки на проведение работ по техническому диагностированию для продления срока эксплуатации и прилагаемых к ней документов.

      4) Утверждение приказа о составе комиссии и о предстоящем объҰме работ.

      5) Обеспечение подвесными площадками и необходимым инструментом для осмотра металлоконструкций установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин.

      6) Подготовка установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин к обследованию в работоспособном, укомплектованном состоянии, очищенной от грязи и ржавчины.

      7) Обеспечение безопасности проведения работ при обследовании установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин.

      8) Анализ результатов предыдущих технических диагностирований, данных об имевших место повреждениях или авариях и выполненных ремонтах.

      26. Ознакомление и анализ эксплуатационной и ремонтной документации установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин - это детальное ознакомление с конструктивными и эксплуатационными особенностями установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин, с характером его износа, а также с объемами и причинами выполненных ремонтов оборудования, для предварительной оценки повреждений установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин.

      27. Эксплуатационная документация включает в себя:

      1) Паспорт установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин;

      2) перечень оборудований и технических устройств установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин с документацией изготовителя;

      3) чертежи;

      4) схему подключения оборудования в работу с указанием рабочих параметров;

      5) технологические регламенты;

      6) ремонтную документацию;

      7) информация по предыдущим проведенным техническим диагностированием;

      8) данные о поверке приборов, подлежащих поверке в соответствии с требованиями законодательства об обеспечении единства измерений.

      28. Анализ эксплуатационной документации позволяет:

      1) установить тип установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин, изготовителя, наличие информации о постановке на учет в территориальном подразделении уполномоченного органа, даты изготовления, регистрации и ввода в эксплуатацию;

      2) получить информацию о конструктивных особенностях оборудования, размерах, материальном исполнении его основных элементов, а также о результатах контроля качества и испытания оборудования после изготовления и в процессе эксплуатации;

      3) оценить соотношение проектных технических характеристик и фактических рабочих параметров, а также характер эксплуатационных нагрузок;

      4) уточнить объем технического диагностирования установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин;

      5) установить фактическую продолжительность эксплуатации установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин.

Глава 4. Техническое диагностирование

Параграф 1. Общие положения

      29. Техническое диагностирование установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин проводится с целью определения фактических отклонений геометрических параметров элементов и металлоконструкций в целом от паспортных данных, а также проверку состояния страховочных и крепежных элементов. Техническому диагностированию подлежат следующие основные узлы и элементы установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин:

      1) вышки с платформой верхового рабочего, с магазином для обеспечения спуско-подъемных операций, с подкронблочной площадкой;

      2) основание вышечного блока;

      3) основание насосного блока;

      4) укрытие буровой площадки;

      5) устройство для подъема вышки;

      6) лестницы и площадки;

      7) консольно-поворотный кран;

      8) проверку состояния электрооборудования, электроаппаратуры, приборов систем безопасности;

      9) проверку состояния гидро- и пневмооборудования;

      10) проверку функциональной работоспособности узлов и агрегатов установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин; 11) проверку состояния канатов.

      30. Техническое диагностирование установок для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин включает следующие этапы:

      1) внешний осмотр состояния несущих и вспомогательных элементов, а также сварных и болтовых соединений;

      2) дополнительную проверку элементов металлоконструкций, сварных и болтовых соединений, предположительно имеющих дефекты;

      3) проверку прямолинейности и измерение деформаций элементов металлоконструкций;

      4) отбор проб для определения химического состава и механических свойств металла, несущих и вспомогательных элементов металлоконструкций (производится по решению аттестованной организации);

      5) анализ обнаруженных неисправностей и составление заключения о результатах обследования.

      31. При проведении внешнего осмотра обращают особое внимание на наличие следующих дефектов, влияющих на работоспособность и эксплуатационную пригодность металлоконструкций и представляющих возможную опасность последующего разрушения:

      1) трещин в основном металле;

      2) трещин, дефектов в металле сварных швов и околошовной зоне;

      3) местных механических повреждений (разрывы, вырубки, изломы, вмятины);

      4) расслоений основного металла;

      5) закатов основного металла;

      6) местных коррозийных повреждений и дефектов антикоррозийной защиты;

      7) подтеков металла;

      8) изменений геометрических форм элементов.

      32. Для получения наиболее достоверной информации о дефектах применяются методы неразрушающего контроля:

      1) ультразвуковой контроль;

      2) радиографический контроль;

      3) капиллярный контроль;

      4) магнитный контроль;

      5) тепловой контроль;

      6) акустико-эмиссионный контроль;

      7) вихретоковый контроль;

      33. При выявлении трещин, обращается внимание на их направление развития и распространение на следующие элементы:

      1) стыковые соединения;

      2) фланцевые соединения;

      3) узлы примыкания элементов конструкций;

      4) стыки поясов;

      5) зоны резкого перехода сечений;

      6) сварные швы, расположенные поперек действующего в растянутых элементах усилия;

      7) зоны сближения кромок сварных швов менее 50мм;

      8) болтовые соединения.

      34. Степень поражения металла коррозией определяют путем сравнения размеров толщин элементов металлоконструкций в пораженном коррозией месте с паспортными значениями или неповрежденным сечением элемента (непосредственным измерением толщины открытого сечения элемента стандартным измерительным инструментом, или при помощи ультразвукового толщиномера). Допускаемые уменьшения толщины металла несущих элементов металлоконструкции устанавливаются технической документацией изготовителя. Места измерения толщины металлоконструкции необходимо подготовить до начала проведения измерений. Толщина металла определяется как среднее арифметическое значение по результатам трех измерений.

      35. Для болтовых соединений контролируется степень коррозии, затяжки (100% контроль), наличие предохранительных элементов против отвинчивания (пружинных шайб, отгибных шайб, контргаек, шплинтов). Используются методы неразрушающего контроля для выявления трещин.

      36. Пальцы, оси и соединяющие элементы металлоконструкций, при выявлении повреждений фиксирующих элементов демонтируются и их посадочные места подвергаются тщательному осмотру, на предмет выявления дефектов (увеличенный люфт, погнутость осей и пальцев, их эллипсность не допускаются).

      37. Проверка отклонений от прямолинейности ног вышки производится при помощи стальных струн диаметром от 1,5 мм до 2 мм, натягиваемых параллельно ноге вышки на определенном расстоянии, позволяющем обойти имеющиеся на конструкции выступы (кронштейны, фланцы, проушины).

      38. Деформацию балок, ферм и металлоконструкций установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин определяют с помощью натянутой струны, относительно которой замеряют расстояние до соответствующего элемента конструкции.

      39. Скручивание балок, ферми горизонтально расположенных конструкций определяют с помощью отвесов с замером расстояний от кромок верхнего и нижнего поясов до отвеса в 3-х, 4-х сечениях, равномерно расположенных по пролету между опорами.

      40. Деформации (погнутости) отдельных стержней определяют величиной прогиба относительно струны, натянутой между узлами параллельно стержню.

      41. Проверка перпендикулярности вертикально расположенных конструкций производится при помощи отвеса или применением теодолита и реек.

      42. Расчеты несущей способности металлоконструкции установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин выполняются с учетом результатов технического диагностирования. При этом учитываются фактические геометрические параметры сечений, расчҰты на несущие способности металлоконструкции вышки (прямолинейности), изменения взаимного положения элементов конструкции, состояние сварных соединений на соответствие требованиям документации изготовителя установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин.

      43. Расчеты на несущую способность выполняются на основании конструкторской и эксплуатационной документации. Учитывается влияние на несущую способность конструкции, как отдельных факторов, так и по совокупности.

      44. При оценке несущей способности конструкции проводятся расчеты, уточняющие напряженно-деформированное состояние.

      45. Пример технического диагностирования и устранения дефектов узлов металлоконструкций установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин приведен в таблице 2 приложения 3 к настоящей Инструкции (далее-Форма карты осмотра).

      46. Пример перечня технических устройств установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин подлежащих техническому диагностированию и методы контроля приведены в таблице 3 Формы карты осмотра.

      47. Проверка состояния электрооборудования, электроаппаратуры, приборов систем безопасности осуществляется в соответствии с "Правилами устройства электроустановок" утвержденными приказом Министерства энергетики Республики Казахстан от 20 марта 2015 года № 230 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10851) и "Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок" утвержденными приказом Министерства энергетики Республики Казахстан от 31 марта 2015 года № 253 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10907).

      48. Техническому диагностированию подлежат 100 % элементов установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин.

Параграф 2. Определение химического состава и механических свойств металла элементов металлоконструкций

      49. Необходимость определения химического состава и механических свойств металла может возникнуть в следующих случаях:

      1) отсутствие документов, удостоверяющих марку, химический состав и механические свойства металла на основные несущие и вспомогательные элементы металлоконструкций установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин;

      2) несоответствие температурного режима эксплуатации установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин, указанного в паспорте, температурному режиму, указанному в документах или сертификатах качества, для данных марок сталей;

      3) отсутствие в паспорте сведений об использованных материалах при ремонтах или модернизации (реконструкции) установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин;

      4) если в проверяемой металлоконструкции возникли трещины.

      50. Отбор проб для химического анализа механических свойств металла осуществляют в соответствии с приложением 4 к настоящей Инструкции.

      51. Измерение твердости проводится, если показатель твердости является одной из определяющих характеристик свойств основного металла и сварных соединений, а также в результате аварийной ситуации, если произошли необратимые изменения этого показателя.

      52. Измерение твердости проводится для оценки механических свойств металла, в случае необходимости идентификации материалов при отсутствии сведений о них, а также в случае необходимости идентификации материалов импортного производства.

Параграф 3. Анализ обнаруженных неисправностей металлоконструкций и составление заключения о результатах обследования

      53. Анализ результатов технического диагностирования проводит аттестованная организация.

      54. В процессе обследования металлоконструкций фиксируются и подвергаются анализу дефекты на предмет их влияния на работоспособность конструкции.

      55. В зависимости от фактического состояния объекта обследования, по результатам принимается решение о необходимости проведения испытаний.

      56. По всем обнаруженным дефектам проводится анализ состояния конструкции и сопоставление величин неисправностей с допустимыми величинами, руководствуясь соответствующими нормативными документами.

      57. После анализа состояния металлоконструкций и принятия конкретного решения по каждому обнаруженному дефекту и по вышечному блоку в целом, комиссия, проводящая техническое диагностирование записывает результаты проведенной работы (ремонт, замена, снижение грузоподъемности, списание) в соответствующем разделе Протокола обследования технического состояния установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин в соответствии с приложением 5 к настоящей Инструкции (далее - Протокол технического диагностирования).

      58. Решение о необходимости продления срока безопасной эксплуатации металлоконструкций принимается на основе анализа изменения несущей способности (прочности) конструкции. Не допускается снижению несущей способности металлоконструкций выходить за пределы, установленные конструкторскими и эксплуатационными документами.

      59. Расчет остаточного ресурса элементов металлоконструкций вышки подвергающихся действию коррозии приведен в приложении 6 к настоящей Инструкции.

      60. Расчет несущей способности металлоконструкций установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин приведен в приложении 7 к настоящей Инструкции.

      61. Расчет грузоподъемности изношенных деталей для талевой системы приведен в приложении 8 к настоящей Инструкции.

Глава 5. Обследование состояния механизмов, канатно-блочных систем, грузозахватных приспособлений и узлов

Параграф 1. Общие положения

      62. Обследование состояния механизмов, канатно-блочных систем, грузозахватных приспособлений и оборудования включает следующие этапы:

      1) визуальный внешний осмотр агрегатов, узлов и деталей оборудования и проверка их состояния без разборок;

      2) проверка состояния агрегатов и их элементов, связанная с разборкой и инструментальными измерениями неисправностей;

      3) проверка функциональной работоспособности агрегатов и узлов;

      4) анализ обнаруженных неисправностей узлов и деталей и составление заключения о результатах технического диагностирования.

Параграф 2. Визуальный внешний осмотр агрегатов, узлов и деталей

      63. Визуальный внешний осмотр и проверку состояния без разборки проводят для всех агрегатов, узлов и деталей установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин:

      1) буровые лебедки (барабаны, валы, редукторы);

      2) тормозные устройства (ленточные, гидродинамические и электромагнитные тормоза, рукоятки тормозные);

      3) агрегаты талевой системы (кронблоки, талевые блоки, шкивы, крюки и специальные подвески, устройства для крепления неподвижной ветви талевого каната);

      4) талевые канаты;

      5) муфты (постоянные, сцепные, электромагнитные);

      6) цепные передачи (звездочки, цепи);

      7) карданные валы;

      8) вертлюги;

      9) буровые роторы с трансмиссией;

      10) манифольд;

      11) оборудование циркуляционной системы;

      12) комплекс дизель-гидравлического привода;

      13) дополнительные механизмы, обеспечивающие спускоподъемные операции (ключи для свинчивания и развинчивания свечей, устройства для удержания колонны бурильных труб, пневмораскрепители, вспомогательные лебедки);

      14) буровые насосы;

      15) приводы буровых установок (механические, гидравлические и пневматические);

      16) тали вспомогательных грузоподъемных устройств;

      17) лебедки вспомогательные;

      18) компенсаторы монтажные;

      19) система пневмоуправления;

      20) сосуды, трубопроводы, работающие под давлением.

      64. При проведении внешнего осмотра обращают особое внимание на наличие:

      1) трещин всех видов, размеров и направлений в деталях и сборочных единицах;

      2) мест с возможными трещинами;

      3) механических повреждений и разрушений деталей и сборочных единиц;

      4) общих и местных деформаций элементов оборудования;

      5) износа трущихся поверхностей сопрягающихся пар;

      6) коррозионных повреждений узлов и деталей;

      7) ослабленных креплений агрегатов и узлов (такое как отсутствие болтов, ослабление затяжки);

      8) чрезмерной затяжки подшипниковых узлов (определяют по нагреву узла);

      9) загрязненности агрегатов и узлов от смазки и течи масла из редукторов, коробок скоростей и аналогичных мест размещения смазочных материалов.

      65. Места, в которых можно предполагать наличие трещин и аналогичных, плохо просматриваемых дефектов, необходимо осматривать при помощи лупы 10-ти кратного увеличения.

      66. Проверка наличия смазочных материалов в агрегатах, имеющих масляные картеры, производится с помощью масляного щупа или аналогичных устройств, для контроля уровня масла.

Параграф 3. Проверка состояния агрегатов и их элементов после разборки и инструментальные измерения неисправностей

      67. После предварительного внешнего контроля агрегатов, узлов и доступных для осмотра открытых деталей производят вскрытие смотровых крышек или разборку механизмов для проверки их состояния и проведения инструментальных измерений обнаруженных неисправностей.

      68. Для обнаружения в деталях дефектов используются лупы 10-ти кратного увеличения и неразрушающие методы контроля, изложенные в приложении 9 к настоящей Инструкции.

      69. Для измерения величин деформации деталей, износа, отслоений, поверхностного контактного выкрашивания, коррозии можно пользоваться линейкой, рулеткой, штангенциркулем, штангензубомером, шаблонами для различных профилей (такими как ручьи блоков, канавки на грузовых барабанах).

      70. Величина износа или коррозии участка(ов) детали определяется сравнением замеренного параметра с размером по чертежу либо по участку, где износ отсутствует или имеет незначительную величину.

      71. Обследование редукторов и коробок перемены скоростей, агрегатов и механизмов буровой установки независимо от их типа, конструкции и габаритов включает следующие виды работы:

      1) проверка целостности корпуса и опорных фланцев;

      2) проверка крепления к раме механизма (наличие болтов, ослабление затяжки);

      3) контроль качества уплотнения валов и разъемов;

      4) проверка состояния зубчатых зацеплений (наличие трещин в основании зубьев, поломанных, деформированных и изношенных зубьев, рабочих поверхностей зубьев с контактным выкрашиванием);

      5) проверка состояния подшипниковых узлов (целостность подшипников, износ колец и тел качения);

      6) контроль валов на наличие трещин;

      7) контроль наличия смазочных материалов;

      8) проведение всех необходимых замеров параметров неисправностей.

      72. Обследование грузовых барабанов буровых и вспомогательных лебедок включает проверку:

      1) состояния корпуса барабана (поверхностного износа цилиндрической обечайки гладкого барабана и реборд при многослойной навивке канатов, износа ручьев и гребешков барабана с нарезкой, наличие трещин в корпусе барабана);

      2) состояния узла крепления каната к барабану;

      3) состояния оси или вала барабана;

      4) качества крепления зубчатого венца (при наличии) и состояния зубьев;

      5) состояния подшипниковых узлов (при наличии).

      73. Обследование тормозов и тормозных систем включает проверку:

      1) крепления тормоза к раме (наличие болтов, ослабление затяжки болтов);

      2) состояния тормозных лент и накладок (попадание смазки на рабочую поверхность, износ тормозных лент в ленточных тормозах и тормозных накладок в колодочных тормозах);

      3) состояния стальных тормозных лент у ленточных тормозов и колодок колодочных тормозов и их крепление к раме тормоза;

      4) радиального биения тормозного шкива, износа его поверхности, наличия трещин на рабочей поверхности и поверхностного выкрашивания;

      5) состояния рычажной системы тормоза и износа осей, пальцев и отверстий под них;

      6) состояния приводов тормоза (гидравлического толкателя, пневматического привода, пружин);

      7) состояния коленчатого вала.

      74. Обследованию подлежат все муфты, применяемые в установке для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин для соединения концов валов агрегатов и механизмов: глухие муфты; зубчатые муфты; шарнирные муфты (карданные валы); упругие муфты; сцепные кулачковые, зубчатые, фрикционные, шинно-пневматические муфты; электромагнитные муфты скольжения; электромагнитные порошковые муфты. Обследование включает проверку:

      1) качества посадки полумуфт на концы валов;

      2) состояния шпоночных и шлицевых соединений;

      3) состояния фланцев, болтов, пальцев;

      4) состояния зубьев в зубчатых муфтах;

      5) состояния упругих элементов в упругих эластичных муфтах;

      6) состояния валов, шарнирно соединенных с ними крестовин, крепления болтов;

      7) состояния кулачков и зубьев в сцепных муфтах;

      8) состояния фрикционных дисков, накладок во фрикционных муфтах;

      9) наличия смазки в зубчатых постоянных муфтах;

      10) наличия и состояния кожухов ограждения муфт и карданных валов.

      При проведении обследования муфт необходимо руководствоваться инструкцией по эксплуатации. В процессе обследования проводят необходимые измерения по параметрам дефектов.

      75. Обследование цепных передач и цепных редукторов агрегатов и механизмов установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин включает проверку:

      1) состояния цепей (наличие дефектных пластин, валиков, роликов; отсутствие в одном ряду отдельных элементов цепи из-за их разрушения, отсутствие отдельных шплинтов);

      2) состояния натяжения цепей;

      3) подвижности цепи в шарнирных соединениях;

      4) отсутствия пропеллерности и серповидности отдельных пластин цепи;

      5) отсутствия окалины, трещин, заусенцев и коррозии;

      6) состояния звездочек цепных передач (отсутствие отдельных зубьев из-за поломки, деформация зубьев, износ рабочих поверхностей зубьев, наличие трещин);

      7) целостности корпуса цепного редуктора и опорных фланцев;

      8) крепления цепного редуктора и подшипниковых опор к раме (наличие болтов, ослабление затяжки);

      9) состояния смазки цепных передач (наличие масла в картере редукторов, отсутствие утечек, масла).

      76. В процессе обследования проводят необходимые замеры параметров неисправностей элементов цепных передач.

      77. Обследование канатных блоков талевых и вспомогательных механизмов установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин включает проверку:

      1) состояния обода блока с желобом для каната (износ дна канавки и боковых стенок желоба, скол реборд блока);

      2) состояния диска и ступицы блока (наличие трещин, механические повреждения;

      3) состояния рамы кронблока и крепления ее к балкам несущей рамы (наличие болтов, степень затяжки);

      4) состояния подшипниковых узлов;

      5) состояния осей и траверс;

      6) наличия смазки в подшипниковых узлах;

      7) наличия и состояния защитных кожухов.

      78. Проверку степени износа профиля желоба производят при помощи соответствующих шаблонов.

      79. Обследование канатов включает проверку:

      1) наличия обрывов проволок на всей рабочей длине каната;

      2) наличия разрыва пряди каната;

      3) поверхностного и внутреннего износа;

      4) поверхностной и внутренней коррозии;

      5) наличия зоны с местным уменьшением диаметра каната;

      6) наличия деформации в виде волнистости, корзинообразности, выдавливания проволок и прядей, раздавливания прядей, заломов, перегибов каната, местного увеличения диаметра;

      7) наличия различных механических повреждений;

      8) состояния крепления концов каната на барабанах и на конструкциях установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин.

      80. Обследование приспособления для крепления неподвижной ветви талевого каната включает проверку:

      1) состояния станины устройства и крепления ее к раме основания БУ и (наличия болтов, ослабления затяжки болтов, качество сварных швов);

      2) состояния крепления каната в зажимах;

      3) состояния барабана, рычага и осей;

      4) состояния подшипниковых узлов и наличия в них смазки;

      5) состояния датчика натяжения каната.

      81. Обследование крюков и специальных подвесок включает проверку:

      1) состояния тела крюка и его зева (трещины, износ, механические повреждения, наличие заклепок у пластинчатых крюков);

      2) состояния боковых крюков, предохранительного устройства, отверстия и оси крепления крюка к вилке штока, наличия стопорной планки оси;

      3) состояния корпуса подвески;

      4) состояния штока (ствола) с вилкой, наличия гайки на резьбовом конце и крепления стопорной планки;

      5) состояния пружин;

      6) состояния крепления крюковой подвески к талевой подвеске.

      82. Обследование вертлюгов включает проверку:

      1) состояния центрального ствола и корпуса вертлюга;

      2) состояния штропа и его крепления к корпусу;

      3) состояния подшипниковых узлов;

      4) герметичности масляной ванны.

      83. Обследование буровых роторов включает проверку:

      1) состояния станины и ее крепления к металлоконструкциям основания;

      2) состояния стола;

      3) состояния конической передачи;

      4) состояния подшипниковых узлов;

      5) герметичности масляной ванны.

      84. Обследование подшипниковых узлов агрегатов и механизмов установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин включает проверку:

      1) состояния крепления опор подшипников (наличие болтов, ослабление затяжки);

      2) целостности корпусов опор подшипников;

      3) состояния колец, тел качения, сепараторов (контактные выкрашивания на беговых дорожках колец и телах качения, целостность сепараторов, наличие осевых и радиальных люфтов из-за износа элементов подшипника);

      4) состояния посадок подшипников в корпусе и на валу (оси);

      5) состояния крышек подшипниковых узлов и уплотнений.

      85. Обследование всех шарнирных соединений элементов механизмов включает проверку износа отверстий, наличия забоин, подтеков смазки, состояния оси и аналогичных дефектов.

      86. Обследование состояния гидросистем, гидрооборудования и трубопроводов включает проверку:

      1) шестеренчатых насосов (состояние их крепления, состояние корпусных деталей, шестеренок, узлов уплотнения, наличие гидравлической жидкости);

      2) поршневых насосов и гидромоторов (состояние их крепления, состояние корпусных деталей, приводных валов, блоков цилиндров, подшипниковых узлов, поршней, шатунов, уплотнений, пружин);

      3) гидроцилиндров (состояние их крепления, состояние корпусов, гильз, штоков, манжетодержателей, крышек, каналов для подвода жидкостей);

      4) гидрораспределителей (состояние их крепления, состояние корпусных деталей, золотников, манжет, упорных колец, пружин, заглушек, уплотнительных колец, перепускных клапанов, рукояток, вилок, серҰг, кронштейнов);

      5) предохранительных клапанов (состояние корпусных деталей, золотников, пружин, седел, уплотнительных колец, гаек колпаков);

      6) трубопроводов (состояние стальных труб и гибких рукавов, соединений);

      7) баков (резервуаров), в том числе состояние корпусов, перегородок, крышек, заливочных фильтров, пробковых кранов, спускных пробок, фильтров;

      8) фильтров (состояние сетчатых фильтрующих дисков, стержней, корпусов, крышек, клапанов, пружин, пробок);

      9) гидрошарниров (состояние корпусов, обойм, колец трубопроводов);

      10) радиаторов (состояние коллекторов масляных, бачков заливных, клапанов редукционных, пробок).

      87. Гидросистемы и комплектующее ее гидрооборудование, в том числе предохранительные гидроклапаны, гидроаккумуляторы, гидромоторы и насосы, а также рабочая жидкость, трубы и рукава, обеспечиваются наличием соответствующих сертификатов.

      88. Обследование состояния пневматического оборудования включает проверку:

      1) состояния компрессорных станций (крепление к раме агрегатов станции, крепление рамы компрессорной станции к металлоконструкциям основания буровой установки);

      2) состояния компрессоров (таких как целостность корпуса, коленчатого вала, шатуна, поршней с поршневыми кольцами, цилиндров, уплотнений, фильтра);

      3) состояния пневматических муфт (диска, обода, баллона шинно-пневматического);

      4) состояния контрприводов с разгрузочными устройствами;

      5) состояния шкивов ременных передач;

      6) состояния воздухосборников;

      7) состояния клапанов предохранительных;

      8) состояния фильтров-влагоотделителей;

      9) состояние вентилей, рукавов, трубопроводов и их соединений, кранов;

      10) состояния вертлюжков одно- и двухканальных;

      11) состояния пневматических тормозных цилиндров (крепление, состояние корпуса, поршня, штока, пружин, шарнирного соединения);

      12) состояния пневматических тормозных цилиндров буровых лебедок (состояние корпуса, поршня со штоком, цапф);

      13) состояния пневматических цилиндров пневмораскрепителей;

      14) состояния тормозных кранов;

      15) состояния воздушных резервуаров.

      89. При обследовании состояния пневматического оборудования необходимо руководствоваться техническими требованиями, указанными в паспортах на оборудование.

      90. Обследование состояния силового агрегата включает проверку:

      1) дизельного двигателя;

      2) турботрансформатора;

      3) соединительной муфты;

      4) масляных водяных радиаторов;

      5) системы смазки дизеля;

      6) замкнутой системы рабочей жидкости турботрансформатора;

      7) системы водяного охлаждения;

      8) топливной системы.

      91. Обследование состояния оборудования циркуляционной системы включает проверку:

      1) креплений узлов выдвижных балок с талями;

      2) опорных балок под виброситами и шламовыми насосами;

      3) состояния вибросит, гидроциклонов и шламовых насосов;

      4) состояния емкостей и трубопроводов;

      5) состояния шлангов, сопел и труб, гидравлических перемешивателей, деаэратора, гидросмесителя, дегазатора;

      6) редукторов лопастных перемешивателей.

      92. Примерный перечень критериев допустимых дефектов узлов, деталей и нормы их отбраковки приведены в таблице приложения 10 к настоящей Инструкции.

Параграф 4.Контроль работы агрегатов и узлов буровых установок

      93. Контроль работы агрегатов и узлов установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин включает проверку соответствие с паспортными данными:

      1) работоспособности пневмосистем (опрессовка пневмосистем компрессором на пробное давление, проверка работоспособности всех органов управления (пропуски воздуха не допускаются));

      2) работоспособности тормозных систем;

      3) работы силовых агрегатов, сверка показаний контрольно-измерительных приборов и средств автоматикис нормативными параметрами технологического процесса (развиваемая мощность, расход масел, наработка с начала работы в моточасах);

      4) работоспособности гидросистем, гидрооборудования и трубопроводов (опрессовка гидросистем на пробное давление, проверка работоспособности всех органов управления (пропуски жидкости не допускаются));

      5) работоспособности системы смазки;

      6) работы роторов, буровых насосов;

      7) работоспособности канатно-блочных систем на холостом ходу;

      8) работы механизмов на холостом ходу (вибросит, шламовых насосов, механических перемешивателей, дегазатора).

      94. При включении агрегатов определяется наличие шумов и вибрации при их работе.

      95. Трубы и отводы испытываются на герметичность опрессовкой на величину, превышающую максимальное давление в 1,25 раза.

Параграф 5. Работы по обследованию ключа подвесного трубного

      96. Перечень работ при обследовании включает:

      1) анализ технической документации;

      2) выбор методов неразрушающего контроля технического состояния ключа;

      3) обследование зон с трещинами, участков с концентраторами напряжений (таких как резьба, шпоночные и шлицевые канавки, поперечные отверстия и канавки);

      4) соответствие рабочих параметров эксплуатации ключа паспортным характеристикам;

      5) выявление механических повреждений;

      6) проверка резьбовых соединений и резинотехнических изделий.

      97. Результаты контроля поверхностей деталей и сборочных единиц ключа регистрируют в картах с представлением эскизов проконтролированных участков.

      98. Все данные, выявленные при обследовании ключа и характеризующие состояние металла основных деталей, уплотнительных элементов, резьб деталей, сварных швов, толщину стенок, деформацию, коррозию сопоставляются с параметрами, допускаемыми по действующей конструкторской документации изготовителя.

Параграф 6.Обследование состояния электрооборудования и электроаппаратуры

      99. При обследовании необходимо руководствоваться технической документацией изготовителя.

      100. Обследованию подвергается следующее:

      1) кабели, провода и заземление;

      2) электродвигатели приводов;

      3) тормозные электромагниты и электродвигатели гидравлических толкателей;

      4) панели управления;

      5) устройства безопасности и контрольно-измерительные приборы;

      6) выпрямители и трансформаторы;

      7) пускорегулировочные резисторы;

      8) командоконтроллеры, реле, контакторы, магнитные пускатели, предохранители;

      9) электрическое освещение, отопление и сигнализация;

      10) шкаф распределительный.

      101. Обследование состояния электрооборудования и электроаппаратуры включает следующие этапы:

      1) внешний осмотр электрооборудования и электроаппаратуры и проведение необходимых для безопасной работы проверок (измерений);

      2) проверку работоспособности электрооборудования и электроаппаратуры;

      3) разборку с проведением электрических и механических измерений для подтверждения возможности нормальной эксплуатации электрооборудования и электроаппаратуры;

      4) составление заключения о результатах обследования.

      102. Все обнаруженные неисправности электрооборудования и электроаппаратуры заносятся в "Сводную ведомость неисправностей и дефектов металлоконструкций, узлов и деталей, электрооборудования и электроаппаратуры" согласно приложению 11 к настоящей Инструкции (далее - Форма сводной ведомости неисправностей и дефектов).

      103. После анализа работоспособности дефектных устройств электрооборудования и электроаппаратуры установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин принимается конкретное решение по каждой обнаруженной неисправности.

      104. Комиссия, проводящая техническое диагностирование, на основании сделанного анализа составляет заключение о результатах проделанной работы, которое записывается в соответствующем разделе Протокола обследования технического состояния установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин оформляются согласно Протокола обследования технического состояния.

      105. При обследовании электрооборудования и электроаппаратуры установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин необходимо руководствоваться документацией изготовителя.

Параграф 7. Обследование центробежных насосов

      106.По результатам аналитических исследований устанавливается характеристики центробежных насосов, определяющих его техническое состояние:

      Q - производительность;

      Н - напор;

      V- объем утечек через уплотнения (утечка через корпусные детали не допускается);

      F - уровень вибрации;

      t - температура нагрева подшипников в рабочем режиме насоса.

      107. Обследование центробежных насосов предусматривает выполнение следующих основных этапов работ:

      1) осмотр;

      2) проверка технических характеристик насоса в рабочем режиме;

      3) дефектация узлов и деталей;

      4) испытание.

      108. Выбор метода дефектоскопии и объем контроля определяется комиссией, проводящей техническое диагностирование.

      109. Метод измерения производительности Q и напора Н насоса представлены в приложении 12 к настоящей Инструкции.

Параграф 8. Анализ обнаруженных неисправностей узлов и деталей, и составление заключения о результатах технического диагностирования

      110. В процессе технического диагностирования конструкций, оборудования, узлов и деталей агрегатов и механизмов установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин фиксируются и подвергаются анализу детали и узлы, имеющие неисправности, для принятия решения о возможности их дальнейшей эксплуатации.

      111. Все обнаруженные дефекты деталей и узлов заносятся в "Сводную ведомость неисправностей и дефектов металлоконструкций, узлов и деталей, электрооборудования и электроаппаратуры" согласно Форме сводной ведомости неисправностей и дефектов.

      112. Результаты методов неразрушающего контроля оформляются Техническим отчетом, который содержит результаты технического диагностирования металлоконструкции мачты и основания установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин, с соответствующими протоколами использованных методов контроля в соответствии с приложением 13 к настоящей Инструкции.

      113. Составляются эскизы деталей с изображением дефектов и с указанием всех необходимых размеров, характеризующих неисправность.

      114. По всем обнаруженным дефектным деталям проводится анализ и сопоставление величин неисправностей с допустимыми величинами, определяемыми эксплуатационными и нормативными документами.

      115. После анализа состояния дефектных деталей и узлов и оценки их влияния на работоспособность агрегатов и механизмов установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин принимается решение по каждому обнаруженному дефекту (ремонт детали, ее замена).

      116. Комиссия, проводящая обследование, на основании проведенного анализа составляет заключение о результатах проделанной работы, которое записывается в соответствующем разделе Протокола обследования технического состояния установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин.

Глава 6. Испытания установок для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин с целью определения возможности их дальнейшей эксплуатации

      117. Испытание установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин проводится после полного обследования технического состояния оборудований, узлов и устранения всех обнаруженных неисправностей, с проверкой работоспособности механизмов и устройств.

      118. Испытание установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин проводит организация, эксплуатирующая установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин под руководством ответственных работников в соответствии с паспортом установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин и эксплуатационной документацией изготовителя установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин.

      119. Для испытания установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин (в зависимости от типа и модели) запускают двигатели силовых агрегатов или электродвигатели основных исполнительных механизмов, компрессоров, включают муфты и проверяют на холостом ходу работу трансмиссий, редукторов, лебедки, насосов, ротора. Во время работы двигателей внутреннего сгорания настраивают и проверяют синхронность их работы, подачу и расход топлива, давление и температуру, герметичность всех трубопроводов и показания приборов.

      120. Если выявленные дефекты не позволяют провести статические испытания, то обследование приостанавливается для устранения дефектов.

      121. Испытательная нагрузка на вышку (мачту) устанавливается в соответствии с требованиями эксплуатационной документации изготовителя и зависит от типа, модели установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин.

      122. Проводить статические испытания установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин над устьем скважины не допускается. Для передвижных установок для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин выбирается и подготавливается специальная площадка.

      123. При испытании установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин с грузом, контроль нагрузки ведется по индикатору веса, оттарированному с учетом диаметра каната, испытательной нагрузки и коэффициента полезного действия талевой системы.

      124. Оценка технического состояния установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин осуществляется по параметрам технического состояния конструкции, оборудования и узлов, обеспечивающих ее надежную и безопасную эксплуатацию согласно конструкторской документации, а остаточный ресурс - по параметрам технического состояния.

Глава 7. Оформление результатов технического диагностирования

      125. По результатам технического диагностирования установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин оформляется Протокол технического диагностирования, в котором дается заключение о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин или о необходимости проведения ремонтных работ с повторным обследованием, или вывода установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин из эксплуатации.

      126. Протокол технического диагностирования составляют и подписывают председатель и члены комиссии по обследованию технического состояния установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин.

      127. Протокол технического диагностирования с актами и ведомостью дефектов хранится вместе с паспортом у эксплуатирующей организации и служит основанием для выдачи разрешения на дальнейшую эксплуатацию установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин. Протокол технического диагностирования является неотъемлемой частью паспорта установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин.

      128. Второй экземпляр остается у аттестованной организации, выполнявшей обследование.

      129. Решение о дальнейшей эксплуатации установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин, в пределах продленного срока эксплуатации, его замене, ремонте или ограничению рабочих параметров, принимается эксплуатирующей организацией на основании экспертного заключения и не противоречившее его выводам.

  Приложение 1
к Инструкции по проведению
технического диагностирования
установок для бурения
и ремонта нефтяных и газовых
скважин с истекшим сроком
службы, с целью определения
возможности их дальнейшей
эксплуатации

Форма приказа о проведении технического диагностирования установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин

ПРИКАЗ

      "___"_________ 20__ г. №___
по _______________________________________________________________________
(наименование предприятия - организации, эксплуатирующей установки для бурения
и ремонта нефтяных и газовых скважин) С целью определения возможности
дальнейшей эксплуатации установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых
скважин, отработавшей назначенный срок службы,
__________________________________________________________________________
(тип, марка, заводской №, дата и год выпуска, инв. №)
ПРИКАЗЫВАЮ:
1. Провести обследование технического состояния установки для бурения и ремонта
нефтяных и газовых скважин в период _______________________________________
2.Установку для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин вывести
из эксплуатации "_____" ___________________________________________________
3.Техническое диагностирование провести в срок ____________________
4. Для обследования технического состояния установки для бурения и ремонта
нефтяных и газовых скважин создать комиссию в составе:
Председатель      _____________________________________________________________
(должность, Ф.И.О.(при его наличии))
Члены комиссии __________________________________________________________
(должность, Ф.И.О.(при его наличии))
Руководитель предприятия _________________________________________________
(подпись, Ф.И.О.(при его наличии))
5. Подготовку установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин
к проведению технического диагностирования, проведения инструктажа на рабочем
месте возложить на: ________________________________________________________
(должность, Ф.И.О.(при его наличии))
6. Подготовку необходимой документации по обеспечению бурового оборудования
возложить на главного механика______________________________________________
(должность, Ф.И.О.(при его наличии))
7. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на
__________________________________________________________________________
(должность, Ф.И.О.(при его наличии))

  Приложение 2
к Инструкции по проведению
технического диагностирования
установок для бурения
и ремонта нефтяных и газовых
скважин с истекшим сроком
службы, с целью определения
возможности их дальнейшей
эксплуатации

Форма приказа о проведении технического диагностирования установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин экспертной организацией

ПРИКАЗ

от "___"___________ 20__ г. №______

"О проведении технического диагностирования установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин"

      С целью проведения работ по определению возможности дальнейшей эксплуатации
установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин, отработавшей
назначенный срок службы и в соответствии с договором
№________________ от "____"_________ 20___ г.
ПРИКАЗЫВАЮ:
1.Назначить экспертную группу для технической экспертизы буровой установки
в следующем составе:
________________________ - руководитель группы, эксперт ____ уровня.
__________________________ - член группы, эксперт ________ уровня.
____________________________ - член группы, эксперт ________ уровня.
2.Провести техническую экспертизу следующей установки для бурения
и ремонта нефтяных и газовых скважин:

Тип буровой установки

Заводской №

Год выпуска







      3.Ответственность за соблюдением правил техники безопасности возложить
на руководителя группы.
4.Перед выездом на работы по техническому диагностированию установки
для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин, группе произвести
подготовительные работы и пройти инструктаж по технике безопасности.
5.Контроль за исполнением приказа возложить на _______________________________
(должность, Ф.И.О.(при его наличии))
Руководитель аттестованной организации ______________________________________
(подпись, Ф.И.О.(при его наличии))

  Приложение 3
к Инструкции по проведению
технического диагностирования
установок для бурения
и ремонта нефтяных и газовых
скважин с истекшим сроком
службы, с целью определения
возможности их дальнейшей
эксплуатации

Форма Карты осмотра установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин

  Таблица 1

Карта осмотра установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин

№ поз.

Наименование сборочной единицы

Зона осмотра

Метод контроля

Предполагаемый дефект

1

Шасси

Ходовая рама

Осмотр, лупа, линейка, толщиномер, штангенциркуль, ультразвуковой контроль (далее-УЗК)

Разрыв балок, трещины в металле и сварных швах, остаточные пластические деформации, коррозия, ослабление крепления, износ

2

Опора мачты, аутригеры 

Металл опоры, сварные швы балок аутригеров, зоны соединения аутригера с опорой, башмаки опор, вывешивающее устройство опор (винты, гидродомкраты)

Осмотр, лупа, линейка, струна, штангенциркуль, толщиномер, простукивание болтов, УЗК

Отклонение от формы, остаточные пластические деформации, разрывы, трещины, коробление, коррозия, износ 

Продолжение таблицы 1

3

Мачта телескопическая

Мачта (в целом),
ее элементы, места соединения с рамой и гидроцилиндром. Места соединения опорной и выдвижной секции. Места крепления механизма выдвижения секций

Осмотр, лупа, струна, линейка, рулетка, угломер, толщиномер, штангенциркуль, УЗК

Изогнутость и скручивание коробчатых балок, неперпендикулярность и неплоскостность, выпуклость (вогнутость) стенок, отклонение осевых линий, трещины, деформации, износ, коррозия

4

Балкон для работы с трубами и штангами и площадки обслуживания

Площадки в целом и их элементы, пояса, раскосы, стойки решетки, места соединения с секцией мачты

Осмотр, лупа, струна, рулетка, линейка, угломер, толщиномер, штангенциркуль, простукивание болтов

Кривизна поясов и элементов, пластические деформации, трещины, скручивание, износ отверстий посадочных мест, ослабление крепления, коррозия

5

Транспортная опора мачты

Элементы стойки, места соединения, места крепления

Осмотр, лупа, линейка, штанген-циркуль, УЗК

Изогнутость, пластические деформации, трещины, коррозионный износ

6

Механизмы

Редукторы (корпуса, валы, зубчатые колеса, цепи, звездочки, подшипники), тормоза, муфты, места крепления, барабаны

Осмотр, линейка, щупы, штангенциркуль, шаблоны, зубомер.

Излом корпуса, зубьев, трещины, износ, увеличенный зазор, выкрашивание зуба

7

Грузоподъемные устройства: основная лебедка; тартальная лебедка; вспомогательная лебедка

Канаты, блоки, крюк, крюковая обойма, коуш каната, места соединения, штропы, вертлюг

Осмотр, линейка, штангенциркуль, шаблон

Износ, обрыв ниток каната, коррозия, трещины, износ и излом блоков, износ крюка, трещины

8

Кабина машиниста (рабочее место)

Крепление кабины, каркас, дверь, замок, стекла, педали и рычаги управления, пульт и приборы, обшивка, отопитель

Осмотр, линейка

Ослабление крепления, деформация, трещины, пробоины, вырывы, вмятины, коррозия

9

Гидрооборудование

Гидронасос, гидроцилиндры, гидролинии, гидроклапаны, распределители, гидромуфты, реле давления, гидрозамки, обратные клапаны, манометры

Осмотр, выполнение замеров

Течь, поломки, деформация и трещины в гидролиниях, неисправность, износ мест крепления, трещины

10

Пневмосистема

Компрессор, ресивер, пневмолинии, пневмомуфты, распределители, клапаны, цилиндры, манометры

Осмотр, выполнение замеров

Течь, поломки, деформация трубопровода, неисправность механизмов, трещины, износ манжет и сальников

11

Электросистема

Генератор, двигатель, электропроводка, реле, магнитные пускатели, токосъемник, сопротивления, пульт, взрывобезопасные оболочки

Осмотр, замеры сопротивления

Поломка, разрушение изоляции, износ и пригорание контактов, неисправность

12

Приборы безопасности

Узлы ограничителей рабочих движений, узлы указателей, узлы блокировок

Осмотр, выполнение замеров

Поломка узлов, износ соединений, ослабление соединений, неисправность

13

Прочие узлы


Осмотр

Неисправность, износ, ослабление крепления

  Таблица 2

Методы диагностики и устранения характерных дефектов узлов металлоконструкций установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин

Узел

Контролируемая зона

Возможный дефект

Эскиз

Метод диагностики

Предел

Возможность дальнейшего использования

Рекомендации

1. Ходовая рама (рама шасси)

Задняя балка опоры

Трещины в сварных швах: соединения нижнего пояса со стенкой; в местах окончания накладки;
в вертикальной стенке; соединение ребра с нижним поясом


 

Визуальный осмотр, УЗК

-

Не допускается

Ремонт

Трещины втулки под ось крепления к раме


 

Визуальный осмотр при снятом флюгере

-

Не допускается

Замена втулки

      Продолжение таблицы 2

2. Ходовая рама (рама шасси)

Задняя (концевая) балка

Трещины в сварных швах: соединение вертикальных листов проушины с нижним листом и стенкой концевой балки;
соединение вертикальных листов проушины с верхним листом; соединение горизонтальной накладки с нижним листом проушины у основания;
стыковые соединения нижних листов рамы
(см. вид А).
Трещины в основном металле у основания нижней проушины



Акустико-эмиссионный контроль (далее-АЭК)
Визуальный осмотр, УЗК

-

 
3. Ходовая рама (рама шасси)

Концевая балка

Выработка отверстий проушин под ось крепления выносных опор, откидных платформ


 

Измерение диаметра отверстия штангенциркулем при снятой оси





Трещины в пальце крепления выносных опор, мачты, откидных платформ, блоков


 

Визуальный осмотр без разборки

-

Ультразвуковая дефектоскопия или Магнитопорошковый (далее-МПД)

-

4. Мачта

Элементы мачты из тонкостенных оболочек (гнутого профиля)

Местная вмятина глубиной с размерами (0,25Q<s < 0,75Q)


 

Измерение с помощью линейки и штангенциркуля





5. Мачта

Сварные неразъемные соединения решетки мачты

Трещины в сварных швах соединения раскосов с поясами


 

Визуальный осмотр, УЗК

-

6. Мачта

Крепления мачты с проушиной

Трещины в сварных швах соединения проушины с элементами мачты


 

Визуальный осмотр, УЗК

-

7. Мачта

-

Отклонение d от прямолинейности оси мачты высотой Н


 

-

 








8. Мачта

Стыковые соединения

Трещины в сварных швах


 

Визуальный осмотр, УЗК

-


 

Проверка

-

Ослабление затяжки болтов


 

Проверка гаечным или динамометрическим ключом

Момент затяжки указан в эксплу-атационной доку-ментации

Обрыв болта

Визуальный осмотр

-

Сварные неразъемные соединения решетки мачты

Трещины в сварных швах соединения раскосов, стоек с поясами


 

Визуальный осмотр, УЗК

-

 
9. Мачта

Проушины крепления мачты

Трещины в сварном шве соединения проушины с поясом


 

Визуальный осмотр, УЗК


Выработка отверстия под палец соединения с подкосом

Проверка по люфту с помощью линейки во время работы подъемника или штангенциркулем при разборке





10. Мачта

В целом

Отклонение от перпендикулярности оси к оси шарнира


 

-





Секция

Отклонение от прямолинейности оси пояса или поперечины мачты из тонкостенных оболочек 


 

Измерение с помощью струны и линейки, УЗК





11. Опора мачты

Подкосы стоики, проушины

Трещины в сварных соединениях


 

С помощью струны и линейки







 



Отклонение от перпендикулярности оси элементов


Проверка по люфту с помощью линейки во время работы



Выработка отверстия проушин под палец соединения с мачтой


или штангенциркулем при разборке



12. Рама крепления мачты

Сварные соединения элементов рамы

Трещины в сварных швах соединения элементов рамы


(Повернуто)

Визуальный осмотр, УЗК

-

13. Транспортная опора мачты, балкон верхового рабочего

Сварные неразъемные соединения решетчатой конструкции

Трещины в сварных швах крепления расчалок


 

Визуальный осмотр, УЗК

-

14. Шарнир-ныесоединения

Шкворень любой

Трещина в месте галтели


 

После разборки визуально, цветная дефектоскопия, УЗК- контроль

-

Проушина

Увеличение диаметра отверстия под ось (выработка)


 

Измерение диаметра отверстия под ось при разборке штангенцир-кулем 





Проушина

Выработка отверстия под ось шкворня


 

Измерение диаметра отверстия под ось при разборке штангенцир-кулем 





      Продолжение таблицы

Не допускается

Ремонт

Допускается

-

Не допускается

Ремонт

Не допускается

Замена оси

То же

То же

Допускается

-

Не допускается

Ремонт

Не допускается

Ремонт

Не допускается

Ремонт

Допускается

-

Не допускается

Ремонт

Не допускается

Ремонт

Ослабление затяжки не допускается

Подтяжка

Ослабление затяжки не допускается

Подтяжка

Не допускается при обрыве хотя бы одного болта

Замена болта

Не допускается

Ремонт

He допускается

Ремонт

Допускается

-

Не допускается

Ремонт

Допускается

-

Не допускается

Ремонт

Допускается

-

Не допускается

Ремонт

Допускается

-

He допускается

Ремонт

Допускается

-

Не допускается

Ремонт

Не допускается

Ремонт

Не допускается

Ремонт

Не допускается

Замена шкворня

Допускается

-

Не допускается

Замена шкворня

Допускается

-

Не допускается

Ремонт

  Таблица 3

Примерный перечень технических устройств установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин подлежащих экспертизе и методы контроля

№ п.п.

Обследуемый узел БУ

Место контроля

Метод контроля

Таблички на всех контролируемых узлах

Оборудование/устройство

Визуальная проверка наличия и соответствия

1. Вышка (башенная, А-образная мачтовая)

1


наголовник

Визуально-измерительный контроль (далее - ВИК), контроль прямолинейности (далее - КП), ультразвуковая толщинометрия (далее -УЗТ)

2


элементы решетки поперечные

ВИК, КП, УЗТ

3


элементы решетки
диагональные

ВИК, КП, УЗТ

4


косынки

ВИК, ультразвуковая дефектоскопия (далее-УЗД)

5


фланцы

ВИК, вихретоковый контроль (далее - ВТК), КП

6


диагональные тяги

ВИК

7


муфты

ВИК

8


талрепы

ВИК

9


пояса

ВИК, КП, УЗТ

10


платформа верхнего рабочего

ВИК, КП

11


лестницы

ВИК

12


ограждения

ВИК

13


проушины

ВИК, КП, магнитная дефектоскопия (далее - МД)

14


пальцы

ВИК, КП

15


обводной ролик вспомогательной лебедки

ВИК

16


ролик подвески ключей

ВИК

17


полухомуты

ВИК, МД

18


страховочные канаты
(наличие количество жимков. износ)

ВИК

19


крепежные элементы
(затяжка, шплинтовка)

ВИК

20


подкронблочная площадка

ВИК, УЗД

21


шаровые опоры ног вышки

ВИК

2. Основание

1


площадки

ВИК

2


подсвечники

ВИК

Продолжение таблицы 3

3


подроторная балка

ВИК, УЗТ

4


несущие фермы, рамы

ВИК

5


лонжероны

ВИК, КП

6


направляющие

ВИК

7


механизм перемещения и выравнивания

ВИК

8


пальцы

ВИК, ВТК

9


крепежные элементы (затяжка, наличие контргаек)

ВИК

10


тяги

ВИК, КП

3. Механизм, (устройство подъема вышки) МПВ (УПВ)

1


портал

ВИК, КП, УЗТ

2


подкосы

ВИК, КП, УЗТ

3


стойки

ВИК

4


фиксаторы (страховка)

ВИК

5


пальцы

ВИК

6


крепежные элементы (затяжка)

ВИК

7


Состояние каната (наличие сертификата износ)

ВИК

4. Комплекс механизмов спуско-подьема (КМСП)

1


механизм захвата свечи с механизмом расстановки, стрела

ВИК

2


центратор подвижный

ВИК

3


элеватор автоматический

ВИК

4


гребҰнка (страховка, крепление)

ВИК

5


балкон АСП, (страховка, крепление)

ВИК

6


подсвечники

ВИК

5. Кран на мостках

1


стойка

ВИК

2


стрела

ВИК, КП

3


подкосы

ВИК

4


пальцы

ВИК

5


проушины

ВИК

6


редуктор

ВИК

6. Крюкоблок (Талевый блок)

1


кожух шкивов

ВИК

2


шкивы

ВИК, ВТК

3


ось шкивов

УЗД

4


крюки подвески штропов

ВИК, ВТК

5


крюк основной

ВИК, ВТК

6


пружина

ВИК

7


подушка

ВИК, ВТК

8


защҰлка зева крюка

ВИК

9


проушины крепления штропов

ВИК, МД

10


штропа подвески ЭА

ВИК, УЗД

7. Кронблок

1


шкивы

ВИК, ВТК

2


рама кронблока

ВИК, ВТК

3


кожух шкивов

ВИК

4


ось шкивов

УЗД

8. ЛебҰдка буровая

1


рама лебедки, крепление
к основанию (затяжка)

ВИК

2


барабан

ВИК, ВТК

3


шкивы тормозные

ВИК, ВТК

4


ленты тормозные (контроль регулировки)

ВИК, УЗД

5


износ тормозных колодок (равномерность износа)

ВИК

6


болты с ушком, пальцы

ВИК, ВТК

7


балансир ленточного тормоза

ВИК, ВТК

8


полувтулки коленного вала

ВИК

9


рукоятка тормозная

ВИК

10


цилиндр

ВИК

11


муфты

ВИК, ВТК

12


цепи, звездочки

ВИК, ВТК

13


шинно-пневматические муфты

ВИК

14


воздухопровод

ВИК

15


редуктор (звҰздочки, цепы)

ВИК

9. Вспомогательная лебедка

1


рама лебедки, крепление к основанию (затяжка)

ВИК

2


барабаны

ВИК, ВТК

3


муфта фрикционная (срабатывание)

ВИК

4


шкив тормозной

ВИК, ВТК

5


износ тормозных колодок (равномерность износа)

ВИК

6


ролики обводные

ВИК, ВТК

7


цепь

ВИК

10. Манифольд

1


напорные линии

УЗТ, УЗД

2


шланг (страховка)

ВИК

11. Насос буровой, гидравлическая коробка

1


пневмокомпенсатор

ВИК

2


предохранительный клапан (срабатывание)

ВИК

3


кривошипно-шатунный механизм

ВИК

4


шкив

ВИК

12. Вертлюг

1


корпус вертлюга

ВИК, УЗД

2


пальцы

ВИК, ВТК

3


ствол

УЗТ, ВТК

4


переводник

УЗТ, ВТК

5


штроп

ВИК, УД

6


отвод

УЗТ, УЗД

7


подвеска вертлюга

ВИК, УЗД

13. Механизм крепления каната

1


корпус, крепление к основанию (затяжка)

ВИК

2


барабан

ВИК, ВТК

3


палец

ВИК

4


ограничительные планки

ВИК

5


консоль

ВИК, ВТК

6


тяга (крепление)

ВИК, ВТК

7


планка прижимная

ВИК, ВТК

8


вкладыши

ВИК, ВТК

14. Воздухосборник

1


корпус (овальность)

ВИК, механические испытания (далее - МИ)

2


днище

МИ, УЗТ, гидравлические испытания (далее - ГИ)

3


штуцера (бобышки)

капиллярная дефектоскопия (далее -ПВК), ГИ

4


предохранительный клапан (срабатывание)

ВИК

15. Блокировки, предусмотренные изготовителем и правилами безопасности

наличие, соответствие, срабатывание

16. Весоизмерительная система. Наличие, тип

Сертификат о поверке, тарировка весоизмерительной системы

17. Документация

1


паспорт

наличие и соответствие (сведения о проведенных ремонтах, проходка в метрах, монтаж-демонтаж, акты дефектоскопии)

2


документы на проведенную экспертизу

заключение экспертизы, документы на модернизацию

Примечания:
1 Применение и количество методов неразрушающего контроля при проведении технического диагностирования определяет руководитель группы;
2 По согласованию с организацией, эксплуатирующей установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин перечень технических устройств подлежащих техническому диагностированию может быть дополнен.
3 Необходимо учитывать тип установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин.
Сокращения:
ВИК - визуально-измерительный контроль.
ВТК - вихретоковый контроль.
УЗД – ультразвуковая дефектоскопия.
УЗТ – ультразвуковая толщинометрия.
МК - магнитная дефектоскопия.
ПВК - капиллярная дефектоскопия.
КП - контроль прямолинейности.
МИ - механические испытания.
ГИ - гидравлические испытания.

  Приложение 4
к Инструкции по проведению
технического диагностирования
установок для бурения и
ремонта нефтяных и газовых
скважин с истекшим сроком
службы, с целью определения
возможности их
дальнейшей эксплуатации

Отбор проб для определения химического состава и механических свойств металла основных элементов мачт и оснований установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин

      1. Для химического анализа металла из конструкций основных элементов мачты или основания установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин берут по одной пробе. Пробы берут:

      1) для сплошностенчатых конструкций из верхнего, нижнего поясов и из сжатой зоны вертикальных стенок балок;

      2) для ферменных конструкций - из верхнего, нижнего поясов фермы, опорных раскосов и двух средних раскосов.

      2. В случае, если главная ферма имеет раскосы, поставленные при ремонте металлоконструкций, для них также делается анализ металла (если отсутствуют данные на использованный при ремонте металл):

      для балочно-ферменных конструкций - из верхнего, нижнего поясов и вертикальной стенки балок, верхнего, нижнего поясов фермы.

      3. Проба устанавливается не менее 30г. Поверхность элемента в месте отбора пробы тщательно очищается от краски, ржавчины, окалины, масла и влаги (до металлического блеска).

      4. Стружка для анализа может быть получена пневмозубилом с кромки элемента либо засверливанием отверстия.

      В случае если стружка берется зубилом, то место взятия пробы обрабатывается шлифовальной машиной, обеспечивая плавную линию кромки.

      Засверловка для взятия стружки производится на всю толщину металла. После засверловки отверстия не завариваются. В необходимых случаях обеспечить дренаж.

      5. В элементах стержней проба берется на расстоянии не менее удвоенного, наибольшего поперечного размера элемента от окончания фаски или сварного шва.

      6. Расстояние от кромки отверстия до кромки основного элемента устанавливается не менее 15мм.

      7. Для сварных ферменных и листовых конструкций диаметр сверления 8-10мм.

      8. Проба упаковывается и маркируется. На отобранные пробы составляется ведомость с указанием основного элемента, от которого отбиралась проба.

      9. После отбора стружки отверстия надежно закрываются.

      10. Определение механических свойств металла производят в случае отсутствия сертификатов на марку стали в паспортах конструкций установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин, или есть основания полагать, что металл не соответствует сертификатам, указанным в паспорте конструкции, и требованиям чертежа в отношении марки стали.

      11. При испытаниях образцов определяют предел текучести, временное сопротивление разрыву, относительные удлинение и ударную вязкость стали при положительной и отрицательной температуре.

      12. Образцы металла для определения механических свойств вырезают из наиболее напряженных несущих элементов металлоконструкций вышки, основания и конструкций с последующим восстановлением мест вырезки образца до первоначального рабочего состояния элемента.

      Места отбора проб, указанные на эскизе, согласовывают с изготовителем. Эскиз прикладывается к паспорту узла.

      13. На отобранных заготовках наносятся клейма керном или краской. Составляют ведомость с указанием элемента, места вырезки и клейма.

      14. Отбор проб производится на участках наименьших силовых воздействий элемента. При вырезке заготовок для образцов из листовых конструкций необходимо учитывать направление прокатки.

      Места взятия проб определяются с отступом от ближайшего внутреннего ребра жесткости, края элемента или от сварного шва не менее, чем на 70мм.

      15. В таблице отражена форма предоставления результатов химического анализа металла.

  Таблица

Результаты химического анализа металла

Рисунок с указанием мест отбора проб*

Результаты химического анализа

Марка стали






















Заключение: ______________________________________________________________________ Химический анализ проводился в лаборатории______________________________ (наименование) "_____"______________20__г. Лаборант__________________________________________ Ф.И.О. (при его наличии). подпись Начальник лаборатории____________________________ Ф.И.О. (при его наличии). подпись

  Приложение 5
к Инструкции по проведению
технического диагностирования
установок для бурения и
ремонта нефтяных и газовых
скважин с истекшим сроком
службы, с целью определения
возможности их
дальнейшей эксплуатации
  Форма

ПРОТОКОЛ
технического диагностирования установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин

      модели ______ зав. № ______ инв. № _____

_______________ 

"___" _____________ 20___ г.

      Комиссия в составе:
Председателя ______________________________________________________________
(должность, Ф.И.О.(при его наличии), полномочия)
Членов: ___________________________________________________________________
(должность, Ф.И.О.(при его наличии), специальность)
провели обследование технического состояния буровой установки (еҰ узла), модели
________________ зав. № _______________, регистр. № _________________,
Принадлежащей___________________________________________________________,
(организация, эксплуатирующая установки для бурения и ремонта нефтяных
и газовых скважин) изготовленной ____________ в ___ году, введенной
в эксплуатацию в ___ году.
1. Данные о буровой установке (из паспорта и документации)
__________________________________________________________________________
(группа режима работы)
__________________________________________________________________________
(проводимые ремонты и замена основных узлов)
__________________________________________________________________________
(основные технические данные)
__________________________________________________________________________
(замечания эксплуатирующего персонала)
__________________________________________________________________________
(данные о металле)
2. Результаты технического диагностирования металлоконструкций
Метод неразрушающего контроля
__________________________________________________________________________
(акустико-эмиссионный, ультразвуковой, капиллярный)
Элементы и узлы, диагностируемые неразрушающим методом контроля ___________
Рама шасси
__________________________________________________________________________
(трещины, деформации, прогибы)
Опорные узлы (в том числе гидродомкратные опоры)____________________________
(трещины, деформации, прогибы)
Опорная рама вышки (мачты)
__________________________________________________________________________
(трещины, деформации, прогибы)
Вышка (мачта) _____________________________________________________________
(трещины, деформации, прогибы)
Балкон верхового рабочего
__________________________________________________________________________
(трещины, деформации, прогибы)
Оборудование для установки труб и штанг _____________________________________
(трещины, деформации, прогибы)
Кронблок _________________________________________________________________
(трещины, деформации, прогибы)
Опорная стойка мачты ______________________________________________________
(трещины, деформации, прогибы)
Шарнирные соединения _____________________________________________________
(трещины, деформации, прогибы)
Болтовые соединения _______________________________________________________
(трещины, ослабление затяжки)
3. Работа установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин
на холостом ходу:
Механизмы передвижения ___________________________________________________
Основная лебедка __________________________________________________________
Тартальная лебедка ________________________________________________________
Вспомогательная лебедка ___________________________________________________
Механизм подъема мачты ___________________________________________________
Механизм выдвижения мачты _______________________________________________
Аутригеры ________________________________________________________________
Рычаги и педали управления ________________________________________________
Болтовые соединения (крепления) ___________________________________________
Места течи рабочей жидкости (воздуха, масла) ________________________________
Прочие замечания _________________________________________________________
4. Результаты обследования механизмов, агрегатов и навесного оборудования:
1) Механизмы установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин:
Основная лебедка _________________________________________________________
Тартальная лебедка ________________________________________________________
Вспомогательная лебедка ___________________________________________________
Канат основной лебедки_____________________________________________________
Канат тартальной лебедки ___________________________________________________
Канат вспомогательной лебедки ______________________________________________
Прочие канаты и оттяжки ___________________________________________________
Талевая система (кронблок, талевый блок, крюкоблок) ___________________________
Крюки ____________________________________________________________________
Механизмы подъема мачты __________________________________________________
Механизмы выдвижения мачты ______________________________________________
Аутригеры ________________________________________________________________
Прочие механизмы _________________________________________________________
2) Гидрооборудование
Бак гидросистемы __________________________________________________________
Гидронасосы ______________________________________________________________
Гидромоторы______________________________________________________________
Гидроцилиндры __________________________________________________________
Гидрораспределители _____________________________________________________
Гидроклапаны ___________________________________________________________
Гидролинии _____________________________________________________________
Гидромуфты ____________________________________________________________
Прочее гидрооборудование ________________________________________________
Места течи ______________________________________________________________
3) Пневмосистемы
Компрессор _____________________________________________________________
Ресивер_________________________________________________________________
Пневмоклапаны _________________________________________________________
Пневмораспределители ___________________________________________________
Пневмомуфты ___________________________________________________________
Пневмолинии ___________________________________________________________
Прочее пневмооборудование ______________________________________________
Места утечек ___________________________________________________________
4) Электрооборудование
Генератор _____________________________________________________________
Электродвигатели ______________________________________________________
Магнитные пускатели ___________________________________________________
Токосъемники _________________________________________________________
Клемники _____________________________________________________________
Электропровода ________________________________________________________
Прочее электрооборудование _____________________________________________
5) Кабина машиниста
Жесткость крепления ___________________________________________________
Остекление и утепление ________________________________________________
Оснащенность защитными устройствами __________________________________
6) Приборы безопасности
Пульт контроля ________________________________________________________
Датчик усилия _________________________________________________________
Ограничитель высоты подъема крюка _____________________________________
Ограничитель рабочих движений _________________________________________
Блокировка ___________________________________________________________
Настройка предохранительных клапанов __________________________________
7) Прочие узлы буровой установки
5. Проверка работы приборов безопасности
6. Дополнительные замечания
7. Заключение
На основании обследования технического состояния установки для бурения
и ремонта нефтяных и газовых скважин ________ № ______
комиссия считает _________________________________________________________
(указать возможность безопасной эксплуатации, при каких условиях, каких рабочих
характеристиках, на какой срок (до 3 лет), либо направить на устранение дефектов и вновь представить в срок)
Приложение:
Акты по п.п. _____________________________________________________________
Ведомость дефектов _______________________________________________________
Карта осмотра ____________________________________________________________
Подписи:
Председатель комиссии ____________________________________________________
(Ф.И.О. (при его наличии))
Члены комиссии: ________________________________________________________
(Ф.И.О. (при его наличии))
_______________________________________________________________________
(Ф.И.О. (при его наличии))

  Приложение 6
к Инструкции по проведению
технического диагностирования
установок для бурения и
ремонта нефтяных и газовых
скважин с истекшим сроком
службы, с целью определения
возможности их
дальнейшей эксплуатации

Расчет остаточного ресурса элементов металлоконструкций вышки, подвергающейся действию коррозии

      Остаточный ресурс металлоконструкций, подвергающихся действию коррозии, определяется по формуле:

     


      где: Sф - фактическая минимальная толщина стенки элемента, мм;

      Sр - расчетная (минимально допустимая) толщина стенки элемента, мм;

      а - скорость равномерной коррозии, мм/год.

      Формула (1), используется, если частота замеров N толщины стенок несущих элементов не превышает 3.

      Скорость равномерной коррозии определяется следующим образом.

      Если после проведения очередного обследования имеется только одно измерение контролируемого параметра Sф (t1), полученное при рассматриваемом обследовании, то скорость коррозии определяется по формуле:

     


      где

      Su - исполнительная толщина стенки элемента, мм;

      С0 - плюсовой допуск на толщину стенки проката, мм;

      t1 - время от момента начала эксплуатации до момента обследования, лет.

      Если после проведения очередного обследования имеются два измерения контролируемого параметра Sф(t2), Sф(tl), то скорость коррозии определяется по формуле:

     


      где

      Sф(t1), Sф(t2) - фактическая толщина стенки определенная при первом и втором обследованиях соответственно, мм;

      tl, t2 - время от момента начала эксплуатации до момента первого и второго обследования соответственно, лет;

      К1 - коэффициент, учитывающий отличие средней ожидаемой скорости коррозии от гарантированной скорости коррозии с доверительной вероятностью g= 0,7-0,95;

      К2 - коэффициент, учитывающий погрешность определения скорости коррозии по линейному закону, от скорости коррозии, рассчитанной по более точным (нелинейным) законам изменения контролируемого параметра.

      Значения коэффициентов К1и К2 принимать в пределах К1 =0,5-0,75; К2 =0,75-1,0. При этом большие значения К1 и К2 принимаются при незначительной фактической скорости коррозии (меньше 0,1 мм/год) и при общей величине коррозии не превышающей проектную прибавку на коррозию (2-3 мм). Меньшие значения К1 и К2 принимаются при значительной скорости коррозии и при общей величине коррозии, превышающей проектную прибавку на коррозию.

  Приложение 7
к Инструкции по проведению
технического диагностирования
установок для бурения
и ремонта нефтяных и газовых
скважин с истекшим сроком
службы, с целью определения
возможности их дальнейшей
эксплуатации

Расчет несущей способности металлоконструкций установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин по фактическому состоянию

      1. Расчет установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин.

      Расчет установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин проводить на основе единой пространственной системы по деформированной схеме (с учетом деформации элементов при нагружении), реализуемой в виде конечно-элементной стержневой модели вышки.

      Пространственный расчет выполняется с использованием проектно-вычислительных комплексов, рассчитывающих мачты (такие как SCAD Office, SUDM).

      Установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин испытывают постоянные нагрузки, определяемые от собственного веса элементов мачты, оттяжек и веса оборудования и дополнительные нагрузки (такие как ветровые, снеговые). Нагрузки аварийного характера (ударные, взрывные) при расчҰтах вышек и мачт не учитываются, потому что они являются временными.

      Действующую нагрузку на установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин(мачту) определяют для наиболее тяжелых условий (подъем наиболее тяжелой колонны бурильных или обсадных труб).

      Номинальные значения предела текучести fy и временного сопротивления fu для конструкционной стали принимаются равными:

      1) fy = Reh и fu = Rm непосредственно по стандарту на прокат (по данным заводов-изготовителей либо поставщиков);

      2) Внутренние силы и моменты необходимо определять, используя упругий общий расчет.

      Расчетные значения несущей способности зависят от классификации поперечных сечений, которые необходимо принимать в соответствии НТП РК 03-03-1.1(2.1)-2012 (к СН РК EN 1993-3-1(2):2006/2011) "Проектирование стальных конструкций. Часть. Стальные башни, мачты и дымовые трубы" (далее - НТП РК 03-03-1.1(2.1)-2012).

      2. Определение несущей способности оттяжек мачты

      При проверке критического предельного состояния предварительно напряженных элементов оттяжек выполняется условие в соответствии с НТП РК 03-03-1.1(2.1)-2012:

     


      где,

      FEd - расчетное значение осевого усилия, действующего на канат;

      FRd - расчетное сопротивление растяжению.

      Расчетное сопротивление FRd для оттяжек 1 яруса из каната соответствующего диаметра определяется по формуле:

     


      где

      gR - частный коэффициент безопасности,

      Fuk- характеристическое значение разрывной прочности, определяемое для растянутых элементов оттяжек 1 яруса

     


      где

      ke= 0,8 - коэффициент потерь для U-образных болтов-хомутов, принимаемый в соответствии НТП РК 03-03-1.1(2.1)-2012;

      Fmin - минимальное усилие разрыва, которое определяется в соответствии с СТ РК EN 12385-2 "Канаты проволочные стальные. Безопасность. Часть 2. Термины и определения, обозначения и классификация" для значений К, dиRr.

      Согласно НТП РК 03-03-1.1(2.1)-2012 для каната соответствующего диаметра:

     


      где

      – марка каната;

      d – диаметр каната, мм;

      К – коэффициент влияния на разрыв (в соответствии НТП РК 03-03-1.1(2.1)-2012).

      Расчетное сопротивление FRd для оттяжек 1 яруса при частном коэффициенте безопасности для сопротивления оттяжек и их креплений при gMg = 2,0 будет:

     


      При применении материалов, параметры которых определены в соответствии с требованиями Еврокода, применять в Национальных Приложениях Строительных Норм Республики Казахстан значения частных коэффициентов безопасности:

      сопротивление элемента текучести (прочность сечения) gМ0 = 1,00;

      сопротивление элемента устойчивости gМ1 = 1,00;

      сопротивление сечения нетто у болтовых отверстий gМ2 = 1,25;

      сопротивление оттяжек и их креплений gМg= 2,00;

      сопротивление изоляционных материалов gМi = 2,50.

      При проверке несущей способности оттяжек 1 яруса выполняется условие:

     


      Для предельного состояния по эксплуатационной пригодности каната, необходимо определить предельные напряжения suk, зависящие от прочности на разрыв Fuk::

     


      где

      Am - площадь сечения металлических элементов каната.

      Аналогичный расчет по проверке несущей способности оттяжек следующего яруса производится с учетом марки и размера каната.

      При невыполнений условий по критическому предельному состоянию оттяжек требуется предусмотреть канат с увеличенным диаметром.

      3. Определение несущей способности основных связей жесткости (раскосов) ствола мачты

      Проверка на устойчивость основной связи жесткости (раскоса) мачты отвечает условию:

     


      где

      NEd – расчетное значение сжимающей силы, принимаемое по схеме с максимальными усилиями, полученными при расчете по программе SCAD Office;

      Nb,Rd - расчетное значение несущей способности сжатого элемента по устойчивости.

      Расчетное значение несущей способности основной связи жесткости (раскоса) мачты по устойчивости Nb,Rd, учитывая коэффициент уменьшения h, определяется по формуле:

     


      где,

      c – понижающий коэффициент для соответствующей кривой потери устойчивости;

      А – площадь сечения;

      YM1- частный коэффициент безопасности;

      fy-предел текучести материала.

      4. Определение несущей способности основных связей жесткости (распорок) ствола мачты

      По НТП РК 03-03-1.1(2.1)-2012 для жесткого закрепления на обоих концах, определяется эффективный коэффициент гибкости:

     


      где

     

– гибкость, зависящая от размеров конструктивного элемента и его положения.

      Устойчивость основной связи жесткости (раскоса) удовлетворяет условию:

     


      Расчетное значение несущей способности основной связи жесткости (распорки) мачты по устойчивости Nb,Rd, учитывая коэффициент уменьшения h, определяется по формуле:

     


      5. Определение ветровых нагрузок

      При определении ветровых нагрузок руководствоваться требованиями НТП РК 03-03-1.1(2.1)-2012.

      6. Оценка безопасности для усталости

      Оценка безопасности для усталости рассчитывается по формулы:

     


      где

      l- эквивалентный коэффициент перехода DsЕ к Nc = 2 × 106 циклам;

      DsЕ - диапазон напряжений, связанный с N циклами, с учетом коэффициента концентрации напряжений, где необходимо.

      Коэффициент эквивалентности lопределяется по:

     


      где

      m - уклон кривой S-N (число циклов до разрушения - N, усталостная прочность - S).

      При разработке реальных проектов для принятых новых сечений оттяжек необходимо выполнить новый расчет мачты, а также рассчитываются лацменные и анкерные узлы, узлы крепления связей жесткости (решетки мачты).

  Приложение 8
к Инструкции по проведению
технического диагностирования
установок для бурения и
ремонта нефтяных и газовых
скважин с истекшим сроком
службы, с целью определения
возможности их дальнейшей
эксплуатации

Расчет грузоподъемности изношенных деталей талевой системы

      1. Штропыодноветвевые, петлевые и двухветвевые (вертлюжные)

      Грузоподъемность изношенных шторпов рассчитывается по формулам:

      1) круглое сечение проушины:

     


      где,

      QИ - грузоподъемность изношенного штропа, кН;

      QП - грузоподъемность нового штропа (паспортная грузоподъемность), кН;

      hИ - высота изношенного сечения, мм;

      hП - высота неизношенного сечения, мм;

      2) каплевидное сечение проушины:

     


      Для одноветвевых и петлевых штропов величина грузоподъемности принимается наименьшей из двух проушин.

      Величина износа проушины штропа (снижение высоты сечения) не должна превышать:

      1) для круглого сечения – 14%;

      2) для каплевидного сечения– 10%.

      Для дальнейшей эксплуатации штропа необходимо проведение дефектоскопии на наличие усталостных трещин с периодичностью не реже 1-го года или при перебазировке на новую точку бурения. При наличии трещин дальнейшая эксплуатация не допускается.

      2. Элеваторы, траверсы

      Грузоподъемность изношенных элеваторов и траверс рассчитывается по формуле:

     


      где

      QИ - грузоподъемность изношенных узлов, кН;

      QП - грузоподъемность новых узлов (паспортная грузоподъемность), кН;

      IИ - момент инерции изношенного сечения в зоне контакта, мм4;

      IП - момент инерции неизношенного сечения, мм4.

      Величина износа сечения (снижение высоты сечения) не должна превышать 8%.

      Для дальнейшей эксплуатации узлов необходимо проведение дефектоскопии на наличие усталостных трещин по аналогии со штропами.

      При наличии трещин дальнейшая эксплуатация не допускается.

  Приложение 9
к Инструкции по проведению
технического диагностирования
установок для бурения
и ремонта нефтяных и газовых
скважин с истекшим сроком
службы, с целью определения
возможности их дальнейшей
эксплуатации

Неразрушающие методы контроля элементов конструкций установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин

      1. Визуально-измерительный метод

      Визуальный контроль проводится для выявления отклонений от нормального состояния металлоконструкций и основных элементов мачт и оснований установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин, которые возможно выявить визуально.

      Измерительный контроль проводится для установления различных видов отклонений, выявленных по результатам визуального контроля и требующих применения измерительного инструмента.

      Контролю подлежат все сварные соединения с целью выявления в них следующих дефектов:

      трещин;

      свищей и пористости швов;

      подрезов, наплывов, прожогов, незаплавленных кратеров;

      смещение и увод кромок стыкуемых элементов свыше норм;

      несоответствий форм и размеров швов требованиям технической документации;

      наличия закатов металла; в случае его обнаружения зачистить место заката до целого металла; при глубине дефекта до 1мм исправление не производится, свыше 1мм произвести ремонтные работы;

      деформации поверхностей.

      Внешними признаками наличия трещин могут являться подтеки ржавчины, выходящие на поверхность металла, и шелушение краски.

      Особое внимание обратить на состояние сварных швов в зонах концентрации напряжений, а также в местах возможного скопления конденсата и зонах проведенного ранее ремонта.

      При проведении контроля в случае возникновения сомнений по классификации и размерам выявленного дефекта применять лупу 4-20-кратного увеличения, а также по усмотрению специалиста необходимый метод неразрушающего контроля.

      Результаты контроля требуется оформлять в виде протоколов, в которых приводится описание размеров, формы и местоположения выявленных дефектов.

      2. Ультразвуковой метод

      Диагностированию с применением ультразвуковой дефектоскопии подлежат сварные соединения металлоконструкций и основных элементов мачты и основания установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин, сварка которых проведена встык.

      Ультразвуковой контроль (далее - УЗК) применяется для выявления с помощью ультразвуковой дефектоскопической аппаратуры различных дефектов (типа разрушения сплошности и однородности металла), расположенных на наружной и внутренней поверхностях, в толще стенок прямых металлических однослойных бесшовных труб, изготовленных из черных и цветных металлов и сплавов, а также в труднодоступных местах грузоподъемного оборудования.

      Результаты контроля требуется оформлять в виде протоколов, в которых приводится описание размеров, формы и местоположения выявленных дефектов.

      3. Метод капиллярной (цветной) дефектоскопии

      Капиллярный метод может выполняться одним из двух способов: керосиновой пробой или цветной дефектоскопией. Керосиновая проба основана на проникновении керосина в несплошности металла (такие как трещины, раковины, поры, расслоения) и может применяться для выявления наружных дефектов металла и проверки герметичности сварных и механических соединений.

      Метод применяется в основном для выявления трещин в сварных швах, надрывов металла в радиусах переходов различных поверхностей (осей, валов, валов-шестерен, шестерен, колес, штоков гидро- и пневмоцилиндров), а также для проверки сплошности металла тяжело нагруженных пальцев, осей и валов.

      Метод капиллярной (цветной) дефектоскопии проводится для контроля поверхностных трещин в основном металле и сварных швах элементов металлоконструкций, недоступных для контроля методом магнитопорошковой дефектоскопии.

      Результаты контроля требуется оформлять в виде протоколов, в которых приводится описание размеров, формы и местоположения выявленных дефектов. Расположение участков контроля и выявленных дефектов условно изображать на прилагаемой к протоколу схеме.

      4. Магнитопорошковый метод контроля

      Магнитопорошковой дефектоскопии подлежат не менее 20% однотипных основных элементов металлоконструкций, в том числе все элементы, находящиеся в наиболее неблагоприятных условиях эксплуатации по уровню напряжений, особенно в зонах возможных механических повреждений, агрессивности внешней среды, вибрации.

      Выборочное диагностирование однотипных элементов металлоконструкций заменяется полным, если в процессе его выполнения обнаружено: наличие дефектов и повреждений, существенно снижающих их эксплуатационную пригодность (такие как трещины, существенный коррозионный износ).

      Результаты контроля требуется оформлять в виде протоколов, в которых приводится описание размеров, формы и местоположения выявленных дефектов.

      5. Акустико-эмиссионный метод контроля

      Метод АЭК обеспечивает обнаружение и регистрацию только развивающихся дефектов. Поэтому он позволяет классифицировать дефекты не по размерам, а по степени их опасности. При этом положение и ориентация дефекта не влияет на выявляемость.

      Предпочтительна схема контроля, при которой в случае обнаружения дефектов традиционными методами (УЗК, МПД, ВИК, капиллярным), опасность того или иного дефекта выявляется в результате контроля методом АЭК. В этих случаях решение о допуске в эксплуатацию или о проведении ремонта принимается по результатам проведенного АЭК. В случае наличия дефекта, выявленного одним из методов неразрушающего контроля, метод АЭК может быть использован для слежения за развитием этого дефекта во времени.

      Возможна схема контроля, при которой в целях сокращения объема работ по подготовке и контролю традиционными методами желательно первоначально провести АЭК объекта. В случае выявления источников акустических импульсов вместе их расположения провести контроль одним из традиционных методов неразрушающего контроля.

      Применение АЭК позволяет обеспечить предупреждение возможности разрушения объекта. Метод АЭК желательно использовать при статических испытаниях или при испытаниях по специально разработанной и согласованной методике нагружения объекта.

      Результаты контроля требуется оформлять в виде протоколов, в которых приводить описание и местоположения выявленных дефектов.

      6. Ультразвуковая толщинометрия

      Ультразвуковая толщинометрия (далее - УЗТ) проводится в целях определения количественных характеристик коррозионно-эрозионных потерь стенок элементов металлоконструкции в процессе эксплуатации.

      Для измерения толщины металла могут быть использованы ультразвуковые толщиномеры, соответствующие требованиям действующих нормативно-технических документов и обеспечивающие погрешность измерения не более ±0,1мм.

      Контроль толщины стенки проводится в местах элементов, указанных в типовых или индивидуальных программах диагностирования, утвержденных в соответствующем порядке, а также в зонах интенсивного коррозионно-эрозионного износа металла, в местах наиболее вероятного появления дефектов, на поверхности вмятин и выпучин.

      Результаты УЗТ элементов металлоконструкции требуется оформлять в виде протокола, в котором приводить расположения мест замера толщины и таблицу значений измеренной толщины.

      7. Твердометрия

      Замер твердости и прочностных свойств металла допускается проводить без вырезки контрольного участка металлоконструкции при условии наличия сведений об основном металле металлоконструкций. Замер твердости основного металла производится на каждой секции мачты (при секционной конструкции мачты) не менее чем на пяти участках и при наличии подвышечного основания не менее чем на десяти участках основания.

      Замер твердости сварных соединений и основного металла проводится в случаях проведения их ремонта, при этом проводятся замеры твердости сварного соединения, околошовной зоны, зоны термического влияния и основного металла на ремонтируемом участке металлоконструкции.

      Замеры твердости основного металла и сварных соединений требуется производить в следующих случаях:

      для оценки механических свойств по показателю твердости в случае необратимых изменений этих свойств в результате условий эксплуатации металлоконструкции или в результате аварийной ситуации;

      если показатель твердости является одной из определяющих характеристик свойств основного металла и сварных соединений;

      для оценки механических свойств, в идентификации основных и сварочных материалов, при отсутствии сведений о них (например, при утрате и связанной с этим необходимости восстановления паспорта), а также в идентификации импортных сталей.

      Результаты замера твердости элементов металлоконструкции требуется оформлять в виде протокола, в котором приводить расположения мест замера и таблицу значений твердости.

      8. Металлографический анализ

      Металлографические исследования металлоконструкций и основных элементов буровых мачт и оснований буровых установок со сроком эксплуатации более 10 лет проводятся как дополнительные.

      Для проведения исследований проводится отбор образцов (сколов) не менее чем с двух участков мачты и основания. Допускается проводить исследования микроструктуры металла по оттискам (репликам), при этом исследованию подлежат не менее трех участков мачты и основания. При этом на каждом исследуемом участке снимается не менее пяти оттисков (реплик).

      Вырезка (вырубка) образцов для проведения механических испытаний проводятся при отсутствии сертификатов качества на металл конструкций мачты и основания.

  Приложение 10
к Инструкции по проведению
технического диагностирования
установок для бурения
и ремонта нефтяных и газовых
скважин с истекшим сроком
службы, с целью определения
возможности их дальнейшей
эксплуатации

Пример критериев допустимых дефектов узлов, деталей и нормы их отбраковки

№ п.п.

Наименование узла или детали и вид дефекта

Величина допустимого дефекта и ограничения по эксплуатации

1

Зубчатые передачи цилиндрические, конические и червячные

1) Поломка зубьев

1) Эксплуатация не допускается. Необходима замена дефектной детали

2) Трещины любого характера и расположения

2) Аналогично пункт 1)

3)Контактноевыкрашивание рабочих поверхностей зубьев

3)DS< 0,3S и d< 0,05s, где DS и S - площадь выкрашивания и площадь рабочей поверхности зуба, мм2; d и s - глубина раковин и толщина зуба по делительной окружности, мм.

При DS> 0,3S и d> 0,05s эксплуатация не допускается. Деталь с указанным дефектом заменяется.

4) Износ рабочих поверхностей зубьев

4)Ds< 0,12s или Ds< 0,2m, гдеDs - суммарный износ зуба (с одной или с 2-х сторон), мм; m - нормальный модуль, мм.

При Ds> 0,12s или Ds> 0,2m эксплуатация не допускается.

Необходима замена дефектной детали. Замеры производятся штангензубомером, или специальным шаблоном и щупом.

Продолжение таблицы

2

Подшипники качения

1) Трещины или поломка (разрушение) элементов подшипника

1) Эксплуатация не допускается. Необходима замена дефектной детали

2) Выкрашивание или шелушение усталостного характера на беговых дорожках колец подшипника и телах качения

2) Аналогично п. 2.1

3) Раковины и чешуйчатые отслоения коррозийного характера.

3) Аналогично пункт 1)

4) Ощутимые радиальные и осевые люфты (у нерегулируемых подшипников) при покачивании рукой

4) Аналогично пункт 1)

5) Цвета побежалости на беговых дорожках колец и телах качения

5) Необходимо устранить причину повышенного нагрева подшипника

3

Валы и оси

1) Трещины любого характера и расположения

1) Эксплуатация не допускается. Необходима замена детали

2) Износ посадочных поверхностей цапф под подшипники

2) Не допускается прокручивание внутреннего кольца подшипника или люфт при его покачивании. В противном случае эксплуатация не допускается и требуется замена детали

3) Изгиб (деформация) валов и осей с установкой на них:
блоков, барабанов и др.;
цилиндрических зубчатых колес;
конических зубчатых колес

3)
у ≤ 0,0002xl, где l - расстояние между опорами, мм;
уц ≤ 0,01m, где m - нормальный модуль, мм;
ук ≤ 0,005mm, где mm - средний окружной модуль, мм.
Приу> 0,0002x1; уц> 0,01m; ук> 0,005mmэксплуатация вала или оси не допускается. Требуется ремонт или замена детали.

4) Разрушение и местные деформации (сдвиг, смятие) шлицев на участке профильного соединения валов (при наличии)

4) Аналогично пункт 1)

5) Срез или смятие витков резьбы (при наличии)

5) Разрушение более чем одного витка резьбы не допускается. Требуется замена детали

4

Корпусные детали редукторов, коробок передач, буровых роторов, компрессоров и др.

1)Трещины любого характера и расположения (разъемы, посадочные поверхности, картер и др.)

1) Эксплуатация не допускается. Требуется замена корпуса

2) Разрушение лап, кронштейнов, фланцев для крепления

2) Аналогично пункт 1)

3) Износ посадочных мест под подшипники

3) При свободном прокручивании кольца подшипника отверстие считается изношенным более допустимой нормы. Требуется замена детали.

5

Грузовые барабаны гладкие и с нарезкой

1) Трещины любого характера и расположения

1) Эксплуатация не допускается. Деталь подлежит замене

2) Износ стенки обечайки и реборд. Для барабанов с нарезкой - износ стенки по дну канавки

2) Dd ≤ 0,2d, где Dd и d - абсолютная величина износа и толщина стенки обечайки и реборд, мм.
При Dd> 0,2d эксплуатация барабана не допускается и он подлежит замене

3) Износ ручья по профилю

3) Износ более 2мм не допускается. Требуется ремонт (наплавка с проточкой до получения размеров по чертежу) или замена

4) Срез или износ гребня ручья

4) Срез или износ гребня ручья более 2мм по высоте на длине более 0,3 витка не допускается.
Требуется ремонт (см. пункт 3)) или замена

6

Шкивы тормозные

1) Трещины и разрушения, выходящие на рабочие и посадочные поверхности

1) Допускаются на рабочей поверхности шкива трещины длиной менее 50мм и шириной менее 0,5мм. При трещинах с величинами более указанных - эксплуатация не допускается. Требуется замена шкива

2) Износ рабочей поверхности обода шкива

Для буровых установок ВЗБТ: Dd1 ≤ 10мм, где Dd1 - величина абсолютного износа стенки обода.
При Dd1>10мм эксплуатация шкива не допускается. Требуется его замена

Для буровых установок УРАЛМАШ: Dd1 ≤ 15 мм.
При Dd1>15 мм эксплуатация шкива не допускается. Требуется его замена

3) Волны и риски на рабочей поверхности обода шкива

3) Волны и риски на рабочей поверхности обода шкива более 2мм не допускаются. Требуется ремонт или замена шкива

4) Радиальное биение

4) Dd ≤ 0,002D, где Dd и D - радиальное биение и диаметр тормозного шкива.
При Dd> 0,002D эксплуатация не допускается. Требуется его замена

7

Тормоза и тормозные системы


1) Трещины любого характера и расположения во всех деталях тормоза или тормозных систем

1) Эксплуатация не допускается. Требуется замена дефектных деталей

2) Износ тормозной ленты или накладки

2) При износе колодок до толщины 10мм необходима замена дефектного элемента

3) Износ осей

3) Dd ≤ 0,03d, где Dd и d - величина абсолютного износа и диаметр оси, мм.
При Dd> 0,03d эксплуатация не допускается. Требуется замена.

4) Разрушение пружин тормозов и тормозных систем

4) Эксплуатация не допускается. Требуется замена детали

5) Попадание смазки на рабочие поверхности тормозных лент и накладок

5) Эксплуатация не допускается. Необходимо очистить от смазки рабочие поверхности тормозных лент и накладок, устранить причины попадания смазки

8

Канатные блоки

1) Трещины любого характера и расположения

1) Эксплуатация не допускается. Необходима замена блока

2) Частичные разрушения (сколы, обломы) реборд

2) Аналогично пункт 1)

3) Износ ручья

3) Dr ≤ 6мм, где Dr - абсолютная величина износа ручья блока.
При Dr> 6мм эксплуатация не допускается. Блок подлежит замене

9

Канаты

Отбраковку канатов производят в соответствии с требованиями нормативных документов к грузоподъемным механизмам

10

Крюки


1) Трещины любого характера и расположения в теле крюка

1) Эксплуатация не допускается. Требуется замена крюка

2) Износ зева крюка в вертикальном сечении

2) Dh ≤ 0,1h, где Dh и h - абсолютная величина износа и высота вертикального сечения крюка.
При Dh> 0,1h эксплуатация не допускается. Требуется замена крюка

3) Износ по ширине зева крюка

3) Db ≤ 0,12b, где Db и b - абсолютная суммарная величина износа и ширина зева крюка, мм.
При Db> 0,12b эксплуатация не допускается. Требуется замена крюка

11

Ходовые колеса и ролики

1) Трещины любого характера и расположения

1) Эксплуатация не допускается. Требуется замена.

2) Износ поверхности катания

2) DD ≤ 0,03D, где DD и D - абсолютная величина износа поверхности катания и диаметр ходового колеса или ролика, мм.
При DD> 0,03D эксплуатация не допускается. Требуется ремонт (наплавка с последующей обточкой диаметра до проектного размера) или замена детали

3) Износ трущейся стороны поверхности реборд

3) Db ≤ 0,4b, где Db и b - абсолютная величина износа и толщина реборды, мм.
При Db>0,4b эксплуатация не допускается. Требуется ремонт (см. пункт 2)) или замена детали

4) Отслоения на поверхности катания

4) Отслоения, превышающие толщину 0,3мм, не допускаются. Требуется ремонт (см. пункт 2)).

5) Отдельные раковины на поверхности катания

5) Суммарная площадь раковин, превышающая 3% поверхности катания при глубине более 3мм, не допускается. Требуется ремонт (см. пункт 2))

12

Пружины

1) Разрушения, трещины и расслоения

1) Эксплуатация не допускается. Требуется замена детали.

2) Остаточные деформации

2) Остаточные деформации, нарушающие работоспособность механизма или превышающие 10% номинального размера, не допускаются. Требуется замена пружины

13

Детали с резьбой

1) Трещины

Дефекты, указанные в пунктах1), 2), 3), 4) не допускаются. Требуется замена дефектных элементов.

2) Срез или смятие витков

3) Износ или коррозия резьбы

4) Смятие граней под ключ головки болта

14

Цепи цепных передач

1) Разрушения элементов цепи

1) Эксплуатация не допускается. Требуется замена разрушенных элементов

2) Вытяжка цепи, связанная с износом шарниров

2) Вытяжка цепи более 2% от первоначальной длины не допускается. Требуется замена цепи

15

Звездочки цепных передач

1) Трещины любого характера и расположения

1) Эксплуатация не допускается. Требуется замена детали

2) Износ зубьев звездочки:
профиля зуба,
толщины зуба

2) Ds ≤ 0,1s, где Ds и s - абсолютная величина износа и толщина зуба на диаметре делительной окружности, мм. Измерения производят шаблоном.
Db ≤ 0,1b, где Db и b - абсолютная величина износа и толщина зуба, мм.
При Ds> 0,1s и Db> 0,1b эксплуатация цепной передачи не допускается. Требуется замена звездочки

3) Торцевое биение звездочек

Контроль по пунктам 3) и 4) производить по инструкции завода-изготовителя.

4) Параллельное смещение плоскостей звездочек цепной передачи

16

Шкивы ременных передач

1)Трещины любого характера и расположения, разрушения, выходящие на рабочие и посадочные поверхности

1) Эксплуатация не допускается. Требуется замена шкива

2) Непараллельность установки осей шкивов

2) Непараллельностьдолжна быть менее 1мм на длине 100мм. При превышении необходима регулировка установки шкивов

3) Смещение канавок шкивов клиноременных передач

3) Смещение должно быть не более 2мм на длине 1000мм. При превышении необходима регулировка установки шкивов

17

Ремни ременных передач

1) Усталостное разрушение, расслоение

Указанные в пунктах 1), 2), 3) дефекты не допускаются. Требуется замена ремня (ремней).

2) Износ

3) Чрезмерная вытяжка

      Примечание - В случае отсутствия сведений о неисправностях конкретных деталей и нормах отбраковки решение о дальнейшей эксплуатации дефектных элементов агрегатов и механизмов установок для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин принимает комиссия, проводящая обследование по согласованию с изготовителем или специализированной организацией по буровым установкам.

  Приложение 11
к Инструкции по проведению
технического диагностирования
установок для бурения
и ремонта нефтяных и газовых
скважин с истекшим сроком
службы, с целью определения возможности
их дальнейшей эксплуатации

Форма сводной ведомости неисправностей и дефектов металлоконструкций, узлов и деталей, электрооборудования и электроаппаратуры

Сводная ведомость неисправностей и дефектов металлоконструкций, узлов и деталей, электрооборудования и электроаппаратуры

      Буровая установка _____________________________________________ (тип, марка)
Заводской № ________________, инв. № _____________________________________
изготовленной __________________________, "____" _________________ г.
(наименование изготовителя) (дата)

  Таблица

Сводная ведомость неисправностей и дефектов

Наименование и обозначение узла и элементов

Описание дефектов, повреждений и способ их проверки

Заключение и устранение неисправностей и срок их устранения

1 Металлоконструкции буровой установки:



1.1



1.2



2 Механизмы, узлы и детали:



2.1



2.2



3 Электрооборудование и электроаппаратура:



3.1



3.2



      Руководитель комиссии по обследованию ______________________________________
(подпись, дата, Ф.И.О.(при его наличии)
Члены комиссии:
__________________________________________________________________________
(подпись, дата, Ф.И.О. .(при его наличии))

  Приложение 12
к Инструкции по проведению
технического диагностирования
установок для бурения
и ремонта нефтяных и газовых
скважин с истекшим сроком
службы, с целью определения
возможности их дальнейшей
эксплуатации

Метод измерения производительности и напора насоса

      1. Измерения производительности Q и напора Н насоса производятся следующим образом:

      На входе и выходе насоса устанавливаются манометры класса точности 0,6; на выходе насоса устанавливается расходомер и, регулируя производительность насоса с помощью задвижки, устанавливается ее паспортное значение с допуском плюс/минус 0,05 (время измерения в течение 5 или 10 минут с помощью секундомера);

      измеряется давление на входе в насос;

      измеряется давление на выходе из насоса;

      измеряется точное значение Q;

      рассчитывается напор Н по формуле:

     


      где, Н-напор насоса, м;

      Рвых - давление на выходе, кгс/см2;

      Рвх- давление на входе, кгс/см2;

      р-плотность перекачиваемой жидкости.

      2. Измерение расхода жидкости на утечки через уплотнения производится с необходимой погрешностью не более 5% с помощью мерного сосуда с делениями или путем определения массы утечек с последующим учетом плотности жидкости при данной температуре.

      3. Измерение температуры нагрева подшипников проводится путем измерения нагрева корпуса подшипника. Погрешность измерения не должна превышать данных, приведенных в инструкциях по эксплуатации.

      4. Измерение вибрации производится с помощью виброметров, удовлетворяющих требованиям ГОСТ 25275-82,класса точности не ниже 2,0. Вибрация измеряется на корпусе подшипникового узла в двух взаимно перпендикулярных направлениях, проходящих через ось вращения рабочего колеса насоса. При этом одно из направлений измерения вибрации должно быть параллельно оси напорного патрубка насоса.

      5.Дефектация узлов и деталей, не рассмотренных в "Картах осмотра", производится согласно требованиям технических условий на капитальный ремонт по каждой конкретной модели центробежного насоса.

      6. Срок продления эксплуатации насоса (на основании решения комиссии) указывается в соответствующем акте.

  Приложение 13
к Инструкции по проведению
технического диагностирования
установок для бурения
и ремонта нефтяных и газовых
скважин с истекшим сроком
службы, с целью определения
возможности их дальнейшей
эксплуатации

Форма технического отчета

      1. Форма титульного листа
__________________________________________________________________________
(наименование и местонахождение организации,
проводившей техническое диагностирование и ремонт)
Технический отчет № __
По результатам технического диагностирования методами неразрушающего контроля
металлоконструкций мачт и оснований установки для бурения и ремонта нефтяных
и газовых скважин:
__________________________________________________________________________
(наименование установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин, тип, вид) 20__ г.
2. Форма содержания технического отчета

Содержание

Стр.

1 Общие сведения об объекте технического диагностирования


2 Виды применяемых методов технического диагностирования


3 Объем технического диагностирования


4 Применяемые приборы, оборудование и нормативная документация


5 Протокол визуального и измерительного (далее - ВПК) контроля


6 Протокол результатов измерения магнитной памяти металла


7 Протокол результатов ультразвуковой толщинометрии


8 Протокол замера твҰрдости металла


9 Заключение по результатам неразрушающего и металлографического контроля


10 Состав рабочей группы по техническому диагностированию


11 Приложение:
1) схема-чертеж объекта технической диагностики;
2) копии удостоверений специалистов по неразрушающему контролю.


      3. Краткое содержание разделов технического отчета
1) Общие сведения об объекте технического диагностирования
Наименование:__________________________________________________
Место установки:________________________________________________
Назначение:_____________________________________________________
Состояние: _____________________________________________________
Проектно-конструкторская документация имеется (отсутствуют).
2) Виды применяемых методов технического диагностирования:
Визуальный и измерительный контроль:
цель:__________________________________________________________
типы выявляемых дефектов:_______________________________________
Метод магнитной памяти металла:
цель:__________________________________________________________
типы выявляемых дефектов:_______________________________________
Ультразвуковая дефектоскопия сплошности металла:
цель:___________________________________________________________
типы выявляемых дефектов:_______________________________________
Ультразвуковая дефектоскопия сварных соединений:
цель:___________________________________________________________
типы выявляемых дефектов:_______________________________________
Контроль твердости:
цель:___________________________________________________________
характер выявляемых отклонений:__________________________________
Магнитопорошковая дефектоскопия:
цель:___________________________________________________________
типы выявляемых дефектов:_______________________________________
Капиллярная (цветная) дефектоскопия:
цель:___________________________________________________________
типы выявляемых дефектов:_______________________________________
Радиографический контроль:
цель:___________________________________________________________
типы выявляемых дефектов:_______________________________________
Металлографический контроль (для буровых установок со сроком эксплуатации
более 10 лет):
цель:___________________________________________________________
типы выявляемых дефектов:_______________________________________
3) Объем технического диагностирования:
Визуальный и измерительный контроль;
Метод магнитной памяти;
Магнитопорошковая дефектоскопия;
Капиллярная дефектоскопия;
Радиографический контроль;
Ультразвуковая дефектоскопия сплошности металла;
Ультразвуковая дефектоскопия сварных соединений;
Контроль твердости металла;
Металлографический контроль (для буровых установок со сроком эксплуатации
более 10 лет).
4) Применяемые средства измерения, приборы, оборудование и нормативная
документация:
Визуальный и измерительный контроль:
средства измерения, приборы, оборудование:________________________
нормативная, техническая документация:____________________________
Метод магнитной памяти:
средства измерения, приборы, оборудование:________________________
нормативная, техническая документация:____________________________
Магнитопорошковая дефектоскопия:
средства измерения, приборы, оборудование:________________________
нормативная, техническая документация:____________________________
Капиллярная дефектоскопия:
средства измерения, приборы, оборудование:________________________
нормативная, техническая документация:____________________________
Радиографический контроль:
средства измерения, приборы, оборудование:________________________
нормативная, техническая документация:____________________________
Ультразвуковая дефектоскопия сплошности металла:
средства измерения, приборы, оборудование:________________________
нормативная, техническая документация:____________________________
Ультразвуковая дефектоскопия сварных соединений:
средства измерения, приборы, оборудование:________________________
нормативная, техническая документация:____________________________
Контроль твердости металла:
средства измерения, приборы, оборудование:________________________
нормативная, техническая документация:____________________________
Металлографический контроль (для буровых установок со сроком эксплуатации
более 10 лет):
средства измерения, приборы, оборудование:________________________
нормативная, техническая документация:____________________________
5) Форма Протокола ВПК контроля
Протокол №________ от __________ г.
Визуального и измерительного контроля
Наименование установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых
скважин:_________________________________________________________
Использованные средства измерений, приборы и оборудование:________
Схема контроля:_________________________________________________
Подготовка поверхности к контролю:_______________________________

  Таблица 1

Результаты контроля визуального и измерительного контроля

Наименование элемента

Условный номер дефекта

Месторасположение дефекта

Характер дефекта

Площадь (размеры) дефекта, мм











      Специалист_________________________________ (Ф.И.О.(при его наличии))
6) Форма Протокол результатов измерения магнитной памяти металла
Протокол №______от _________________________г.
Метод магнитной памяти металла
Наименование установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых
скважин:________________________________________________________
Использованные средства измерений, приборы и оборудование:________
Схема контроля:_________________________________________________
Подготовка поверхности к контролю:_______________________________

  Таблица 2

Результаты контроля метода магнитной памяти металла

Наименование элемента

Условный номер дефекта

Месторасположение дефекта

Характер дефекта

Площадь (размеры) дефекта, мм











      Специалист_________________________________ (Ф.И.О.(при его наличии))
7) Форма Протокола результатов ультразвуковой толщинометрии
Протокол № по ультразвуковой толщинометрии
Проверка________________________________________________________________
наименование диагностируемого объекта
выполненного из стали:___________________________________________
Проведена толщиномером (дефектоскопом) ____ зав. №_____.
Сертификат о поверке №________ от _______ г.
Рабочая частота: _______ МГц, толщина стандартного образца ______ мм

  Таблица 3

Результаты толщинометрии

№ точки измерения по рисунку

Наименование элемента

Толщина стенки по паспорту, мм

Фактическая толщина стенки, мм

Максимальное утонение, %

Примечание

1






2











15






16






      Специалист-дефектоскопист _________________________________________________
(Ф.И.О.(при его наличии))
Удостоверение специалиста II уровня
8) Форма протокола по результатам замера твҰрдости металла
Протокол №___________ от ____________________________г.
результатов замера твердости металла
Объект контроля:________________________________________________
Применяемое оборудование: твердомер ____________зав. №___________
Замеры проведены в соответствии:_______________________________________
(наименование нормативного документа)

  Таблица 4

      Результаты контроля твҰрдости основного металла по Бринеллю:

Наименование деталей элементов контролируемого оборудования

№ точки замера

1

2

3

4

5

Мачта/основание буровой установки



1








2








3








4








5








1








2








3








4








5






      Специалист-дефектоскопист________________________________________________
(Ф.И.О.(при его наличии))
Удостоверение специалиста по неразрушающему контролю____________
9) Форма заключения по результатам неразрушающего и металлографического
контроля
Заключение №________ по результатам неразрушающего контроля
Дата проведения контроля_________________________________________
Наименования установки для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин
___________________________________________________________________
Основные виды контроля:
ВИК - визуальный (оптический) и измерительный контроль;
МПМ - метод магнитной памяти метала;
УЗД - ультразвуковая дефектоскопия;
ЦД - цветная дефектоскопия.
Нормативы контроля:______________________________________________
В результате неразрушающего контроля установлено:
Металлоконструкции мачты_________________________________________
(перечисляются имеющиеся дефекты (допустимые и недопускаемые)
Металлоконструкции основания______________________________________
(перечисляются имеющиеся дефекты (допустимые и недопускаемые)
В результате ВИК:_______________________________________________
В результате МПМ:______________________________________________
В результате ЦД:________________________________________________
Ультразвуковой контроль:_________________________________________
Выводы: (о пригодности/непригодности к дальнейшей эксплуатации, необходимости
исправления дефектов).
Состав рабочей группы по техническому диагностированию

      Руководитель:_____________________________________________________________
(Ф.И.О.(при его наличии), организация, служба, должность, подпись,
наименование и № документа о допуске к техническому диагностированию)
Члены:___________________________________________________________________
(Ф.И.О.(при его наличии)организация, служба, должность, подпись, наименование
и № документа о допуске к техническому диагностированию)

Қызмет ету мерзімі өткен, мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыларға оларды одан әрі пайдалану мүмкіндігін айқындау мақсатында техникалық диагностикалауды жүргізу жөніндегі нұсқаулықты бекіту туралы

Қазақстан Республикасы Төтенше жағдайлар министрінің 2021 жылғы 12 шілдедегі № 335 бұйрығы. Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде 2021 жылғы 14 шiлдеде № 23515 болып тіркелді.

      Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2020 жылғы 23 қазандағы № 701 қаулысымен бекітілген Қазақстан Республикасы Төтенше жағдайлар министрлігі туралы ереженің 16-тармағының 125) тармақшасына сәйкес БҰЙЫРАМЫН:

      Ескерту. Кіріспе жаңа редакцияда – ҚР Төтенше жағдайлар министрінің 14.07.2023 № 382 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейiн күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгiзiледi) бұйрығымен.

      1. Қоса беріліп отырған Қызмет ету мерзімі өткен, мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыларды одан әрі пайдалану мүмкіндігін айқындау мақсатында техникалық диагностикалауды жүргізу жөніндегі нұсқаулық бекітілсін.

      2. Қазақстан Республикасы Төтенше жағдайлар министрлігінің Өнеркәсіптік қауіпсіздік комитеті:

      1) осы бұйрықты Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркеуді;

      2) осы бұйрықты Қазақстан Республикасы Төтенше жағдайлар министрлігінің интернет-ресурсына орналастыруды;

      3) осы бұйрық Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркелгеннен кейін он жұмыс күні ішінде Қазақстан Республикасы Төтенше жағдайлар министрлігінің Заң департаментіне осы тармақтың 1) және 2) тармақшаларында көзделген іс-шараның орындалуы туралы мәліметтерді ұсынуды қамтамасыз етсін.

      3. Осы бұйрықтың орындалуын бақылау жетекшілік ететін Қазақстан Республикасы Төтенше жағдайлар вице-министріне жүктелсін.

      4. Осы бұйрық алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі.

      Қазақстан Республикасы
Төтенше жағдайлар министрі
Ю. Ильин

      "КЕЛІСІЛДІ"

      Қазақстан Республикасының

      Энергетика министрлігі

      "КЕЛІСІЛДІ"

      Қазақстан Республикасының

      Индустрия және инфрақұрылымдық

      даму министірлігі

      "КЕЛІСІЛДІ"

      Қазақстан Республикасының

      Ұлттық экономика министрлігі

  Қазақстан Республикасы
Төтенше жағдайлар министрінің
2021 жылғы "" № бұйрығымен
бекітілген

Қызмет ету мерзімі өткен мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыларға оларды одан әрі пайдалану мүмкіндігін айқындау мақсатында техникалықдиагностикалау жүргізу жөніндегі нұсқаулық

1-тарау. Жалпы ережелер

      1. Осы қызмет ету мерзімі өткен мұнай және газ ұңғымаларын оларды бұрғылау және жөндеуге арналған қондырғыларға одан әрі пайдалану мүмкіндігін айқындау мақсатында оларды техникалық диагностикалау жүргізу жөніндегі нұсқаулық (бұдан әрі - Нұсқаулық) Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2020 жылғы 23 қазандағы № 701 қаулысымен бекітілген Қазақстан Республикасы Төтенше жағдайлар министрлігі туралы ереженің 16-тармағының 125) тармақшасына сәйкес әзірленді. Нұсқаулыққызмет ету мерзімі өткен мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыларғатехникалық диагностикалаужүргізу кезеңділігіне, ұйымдастырылуына және әдістеріне қойылатын жалпы талаптарды белгілейді және техникалық жай-күйін бағалау жүргізу тәртібін, әдістерін, өлшемдері мен көлемін, одан әрі қауіпсіз пайдалану шарттары мен мүмкіндігін, жөндеу (жаңғырту) жүргізу қажеттілігін айқындайды, келесі техникалық диагностикалау жүргізу күнін немесе одан әрі пайдалануды тоқтата тұру қажеттілігін айқындайды.

      Ескерту. 1-тармақ жаңа редакцияда – ҚР Төтенше жағдайлар министрінің 14.07.2023 № 382 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейiн күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгiзiледi) бұйрығымен.

      2. Нұсқаулық есептік қызмет ету мерзімі өткен мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғы жабдықтарына техникалық диагностикалау жүргізу кезінде оларды одан әрі пайдалану мүмкіндігін анықтау, сондай-ақ жөндеу жүргізу немесе пайдаланудан шығару қажеттілігін анықтау үшін арналған.

      3. Осы Нұсқаулықты қолданысқа енгізу пайдалану құжаттамасында, нұсқаулықтарда, регламенттерде регламенттелген жоспарлы-алдын ала жөндеу жүйесіне қойылатын талаптардың күшін жоймайды.

2-тарау. Қолданылу саласы.

      4. Нұсқаулық Қазақстан Республикасының аумағында пайдалану кезінде конструкцияның ерекшеліктері мен өнеркәсіптік қауіпсіздік талаптарын ескере отырып, отандық және шетелдік өндірістегі мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғылардың барлық түрлеріне қолданылады.

      5. Осы Нұсқаулықта тиісті анықтамалары бар мынадай терминдер қолданылады:

      1) мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғы-ұңғымаларды жөндеуге және бұрғылауға арналған жабдықтар кешені;

      2) объектінің иесі - меншік құқығымен, шаруашылық жүргізу құқығымен немесе жедел басқару құқығымен не кез келген басқа да заңды негізде объектіні иеленетін жеке және (немесе) заңды тұлға;

      3) ақау - өнімнің белгіленген талаптарға әрбір жеке сәйкес келмеуі;

      4) жабдық - негізгі және (немесе) қосымша функцияларды орындау үшін, сондай-ақ бірнеше машинаны бірыңғай жүйеге біріктіру үшін қажетті, машинаға дербес қолданылатын немесе орнатылатын техникалық құрылғы;

      5) қауіпті аймақ - адамға машинадан немесе жабдықтан шығатын қауіптер ықпал ететін кеңістік;

      6) машиналар мен жабдықтардың өмірлік циклі - жобалау, өндіру, пайдалану (оның ішінде жөндеу, техникалық және сервистік қызмет көрсету), сақтау, тасымалдау, өткізу, жою және кәдеге жарату процестері;

      7) машиналар мен жабдықтардың қауіпсіздігі - адамның өміріне, денсаулығына және қоршаған ортаға зиян келтірумен байланысты жол берілмейтін қауіп-қатердің болмауы;

      8) машиналар мен жабдықтардың сәйкестігін растау - нәтижесі машиналардың және (немесе) жабдықтардың техникалық регламенттерінде, стандарттау жөніндегі құжаттамада немесе шарттардың талаптарында белгіленген талаптарға сәйкестігін (сәйкестік туралы декларация немесе сәйкестік сертификаты түрінде) құжаттамалық куәландыру болып табылатын ресім;

      9) дайындаушы - өнімді кейіннен иеліктен шығару немесе өндірістік мақсаттарда өз тұтынуы үшін өндіретін жеке немесе заңды тұлға;

      10) персонал - машиналар мен жабдықтарды іске қосумен, пайдаланумен, баптаумен, ағымдағы қызмет көрсетумен, тазалаумен, жөндеумен, сақтаумен немесе тасымалдаумен айналысатын адамдар;

      11) шекті жай-күй - машинаны және (немесе) жабдықты одан әрі пайдалануға жол берілмейтін немесе мақсатқа сай келмейтін не олардың жұмысқа жарамды жай-күйін қалпына келтіру мүмкін болмайтын немесе мақсатқа сай болмайтын жай-күйі;

      12) істен шығу - жобалау кезіндегі конструктивтік бұзушылықтардың, дайындаудың немесе жөндеудің белгіленген процесін сақтамаудың, пайдалану жөніндегі қағидаларды немесе нұсқауды (нұсқаулықты) орындамаудың салдарынан машинаның және (немесе) жабдықтың жұмысқа қабілеттілік жай-күйінің бұзылуынан туындайтын оқиға;

      13) сенімділік - объектінің берілген режимдерде және қолдану, техникалық қызмет көрсету, сақтау және тасымалдау жағдайларында талап етілетін функцияларды орындау қабілетін уақытында сақтау қасиеті;

      14) техникалық қызмет көрсету - объектінің жұмыс қабілеттілігін (ақаусыздығын) қолдауға және мақсаты бойынша пайдалану, сақтау және тасымалдау кезінде оның істен шығу ықтималдығын азайтуға бағытталған ұйымдастырушылық іс-шаралары мен техникалық операциялар кешені;

      15) жөндеу - бұйымдардың жарамдылығын немесе жұмысқа қабілеттілігін қалпына келтіру және бұйымдардың немесе олардың құрамдас бөліктерінің ресурсын қалпына келтіру жөніндегі операциялар кешені;

      16) жөндеу циклі - нормативтік-техникалық немесе пайдалану құжаттамасының талаптарына сәйкес жөндеудің барлық белгіленген түрлері белгілі бір реттілікпен орындалатын, ең аз қайталанатын уақыт аралығы немесе бұйымның істелген жұмысы;

      17) жоспардан тыс жөндеу - бұйымдарды алдын ала тағайындаусыз жүзеге асырылатын жөндеу;

      18) есептік ресурс - машинаны және (немесе) жабдықты пайдалану кезінде жиналған, олардың техникалық жай-күйіне қарамастан тоқтатылатын жиынтық жұмыс;

      19) қалдық ресурс – объектінің оның техникалық жай-күйін бақылау сәтінен шекті жай-күйіне ауысуына дейінгі жиынтық атқарым;

      20) рұқсат етілетін (есептік) жүктеме - кез келген элементте рұқсат етілген кернеуден аспай конструкция есеп бойынша шыдайтын күш немесе күштер комбинациясы;

      21) динамикалық жүктеме - уақыт бойынша оның мәнінің, бағытының немесе жақындау нүктесінің жылдам өзгеруімен сипатталатын және іргетастарды есептеу кезінде есепке алынуға жататын негіздердің немесе құрылыс жүйесінің топырақтарында инерция күштерін тудыратын жүктеме;

      22) негізгі жүктеме - пайдалану процесінде жабдыққа әсер ететін осьтік жүктеме;

      23) техникалық диагностикалау – объектілердің техникалық жай-күйін айқындау теориясын, әдістері мен құралдарын қамтитын процесс;

      24) аттестатталған ұйым-өнеркәсіптік қауіпсіздік саласындағы уәкілетті органмен өнеркәсіптік қауіпсіздік саласындағы жұмыстарды жүргізу құқығына аттестатталған ұйым;

      25) өнеркәсіптік қауіпсіздік саласындағы уәкілетті орган – өнеркәсіптік қауіпсіздік саласындағы мемлекеттік саясатты әзірлеуді және іске асыруды, басшылықты және салааралық үйлестіруді жүзеге асыратын орталық атқарушы орган.

3 - тарау. Техникалық диагностикалауды жүргізу

      6. Конструкторлық және пайдалану құжаттамасында, белгіленген мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының есептік қызмет ету мерзімі өткеннен кейін оны техникалық диагностикалау және қауіпсіз пайдалану мерзімін ұзарту жөніндегі жұмыстарды жүргізбей одан әрі пайдалануға жол берілмейді.

      7. Пайдалану мерзімін ұзарту мақсатында техникалық диагностикалаудың үш түрі көзделеді: бастапқы, қайталама, кезектен тыс.

      8. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыларға бастапқы техникалық диагностикалау конструкторлық және пайдалану құжаттамасындакөзделген белгіленген қызмет ету мерзімі өткеннен кейін жүргізіледі.

      Конструкторлық және пайдалану құжаттамасында белгіленген қызмет мерзімі болмаған жағдайда қызмет ету мерзімі–10 жыл болып қабылданады.

      9. Пайдалануды белгіленген қызмет ету мерзімінен артық ұзарту мерзімі және қайта техникалық диагностикалау жүргізу мерзімі аттестатталған ұйым жүргізген алдыңғы техникалық диагностикалау нәтижелерінің негізінде айқындалады.

      10. Қайталама техникалық диагностикалау бірнеше қайталама жүргізіледі және оны жүргізу мерзімі мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғылардың нақты жай-күйіне байланысты.оны жүргізу мерзімі

      11. Кезектен тыс техникалық диагностикалау мынадай жағдайларда жүргізіледі:

      1) көтергіш металл конструкциялардажәне элементтерде жарықтардың пайда болуы;

      2) деформациялар және зақымдар болған кезде;

      3) конструкторлық және пайдалану құжаттамасында пайдалану жөніндегі белгіленген талаптардың бұзылуы;

      4) мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғылардың тіреу конструкцияларында дәнекерлеу жұмыстарын жүргізгеннен кейін;

      12. Техникалық диагностикалау деректерінің негізінде мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғылардың техникалық жай-күйі және олардың қалдық ресурсы бағаланады және мына шешімдердің бірі қабылданады:

      1) белгіленген жұмыс параметрлерінде пайдалануды жалғастыру;

      2) жұмыс параметрлерін шектей отырып, пайдалануды жалғастыру;

      3) жөндеу жүргізу;

      4) пайдаланудан шығару.

      13. Шешімді қалдық ресурсқа техникалық диагностикалау және бағалау жүргізген сараптамалық ұйым қабылдайды.

      14. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыларды техникалық диагностикалауды меншік құқығында немесе өзге заңды негізде бұзбай бақылау және техникалық диагностикалау зертханасы бар аттестатталған ұйымдар жүргізеді.

      15. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыларды техникалық диагностикалауды өнеркәсіптік қауіпсіздікке сараптама жүргізу құқығына аттестат болған кезде пайдаланушы ұйымның бөлімшесіне орындауға рұқсат етіледі.

      16. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғығатехникалық диагностикалау және қауіпсіз пайдалану мерзімін ұзарту жөніндегі жұмыстарды орындау үшін мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыны пайдаланатын ұйым басшысының бұйрығымен құрамында төрағасы бар кем дегенде үш адамнан тұратын комиссия тағайындалады. Комиссия мүшелері мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының техникалық жай-күйі мен қауіпсіз пайдаланылуы үшін жауапты тұлғалар арасынан таңдалады. Бұйрықта мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғығатехникалық диагностикалау жүргізу мерзімдері, пайдаланудан шығарылған күні және техникалық диагностикалау жүргізетін аттестатталған ұйымның атауы, комиссия басшысының және мүшелерінің тегі көрсетіледі. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыға техникалық диагностикалау жүргізу туралы бұйрықтың нысаны осы Нұсқаулыққа 1-қосымшада келтірілген.

      17. Аттестатталған ұйым басшысының бұйрығымен осы Нұсқаулықтың 2-қосымшасына сәйкес топтың әрбір мүшесі үшін өкілеттіктерді айқындай отырып, мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыға техникалық диагностикалау жүргізу үшін мамандар тобы құрылады.

      18. Пайдалануд мерзімін ұзарту мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының нақты техникалық жай-күйіне, жөндеу сапасына және қолданыстағы технологиялық жүктемелерге байланысты, бірақ үш жылдан аспайды.

      19. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыны техникалық диагностикалау мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыны пайдаланатын ұйымның кестесі бойынша жүргізіледі.

      20. Мәліметтердің қажетті толықтығын анықтау мақсатында аттестатталған ұйым қауіпсіз пайдалану мерзімін ұзарту үшін техникалық диагностика жүргізуге арналған өтінімді және оған қоса берілетін құжаттарды қарайды, онда мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының жай-күйі туралы дерек келтіріледі. Өтінімді қарау мерзімі 14 күнтізбелік күннен аспайды.

      21. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыны пайдаланатын ұйым мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыны пайдаланудың қауіпсіз мерзімін айқындау үшін аттестатталған ұйымға ұсынылған ақпараттың дұрыстығына жауап береді.

      22. Аттестатталған ұйым техникалық диагностикалау процесіндемұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған тораптарды, қондырғы бөлшектерін пайдалануға, жөндеуге және ауыстыруға байланысты қосымша құжаттаманы сұрата алады.

      23. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған діңгектер мен қондырғы негіздерінің металл конструкцияларын техникалық диагностикалауды жазғы кезеңде және тәуліктің жарық уақытында жүргізеді.

      24. Кезектен тыс техникалық диагностикалау жүргізу кезінде орындалатын жұмыстардың көлемін осы техникалық диагностикалауды орындауға итерме болған себептерді ескере отырып комиссия айқындайды.

      25. Техникалық диагностикалаудыңалдында келесі іс-шаралар жүргізіледі:

      1) Қауіпсіз пайдалану мерзімдерін ұзарту бойынша жұмыстарды жүргізу қажеттілігін белгілеу.

      2) Техникалық диагностикалау объектілерін айқындау, мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыны пайдаланушы ұйыммен техникалық диагностикалауға жататын техникалық жабдықтар мен техникалық құрылғылардың тізбесін келісу.

      3) Пайдалану мерзімін ұзарту үшін техникалық диагностикалауды жүргізуге өтінімді және оған қоса берілетін құжаттарды беру және қарау.

      4) Комиссия құрамы және алдағы жұмыс көлемі туралы бұйрықты бекіту.

      5) Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының металл конструкцияларын қарап-тексеру үшін аспалы алаңдармен және қажетті құрал-жабдықтармен қамтамасыз ету.

      6) Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылау және жөндеуге арналған қондырғыны жұмысқа қабілетті, жинақталған, кірден және тоттан тазартылған күйінетексеріс жүргізуге дайындау.

      7) Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғығатексеріс жүргізу кезінде жұмыстарды жүргізу қауіпсіздігін қамтамасыз ету.

      8) Алдыңғы техникалық диагностикалаунәтижелерін, орын алған зақымданулар немесе авариялар және орындалған жөндеулер туралы деректерді талдау.

      26. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының пайдалану және жөндеу құжаттамасымен танысу және талдау-бұл мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының конструкциялық және пайдалану ерекшеліктерімен, оның тозу сипатымен, сондай-ақ мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының зақымдануын алдын ала бағалау үшін жабдықтың орындалған жөндеулерінің көлемімен және себептерімен егжей-тегжейлі танысу.

      27. Пайдалану құжаттамасы мыналарды қамтиды:

      1) Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының паспорты;

      2) дайындаушының құжаттамасымен бірге мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғылардың жабдықтары мен техникалық құрылғыларының тізбесі;

      3) сызбалар;

      4) жұмыс параметрлерін көрсете отырып, жабдықты жұмысқа қосу схемасы;

      5) технологиялық регламенттер;

      6) атқарушылық жөндеу құжаттамасы;

      7) алдыңғы жүргізілген техникалық диагностикалау бойынша ақпарат;

      8) өлшем бірлігін қамтамасыз ету туралы заңнаманың талаптарына сәйкес салыстырып тексеруге жататын аспаптарды тексеру туралы деректер.

      28. Пайдалану құжаттамасын талдау:

      1) мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының типін, дайындаушыны, уәкілетті органның аумақтық бөлімшесінде есепке қою туралы ақпараттың болуын, дайындалған, тіркелген және пайдалануға берілген күнін анықтауға;

      2) жабдықтың құрылымдық ерекшеліктері, өлшемдері, оның негізгі элементтерінің материалдық орындалуы туралы, сондай-ақ дайындалғаннан кейін және пайдалану процесінде жабдықтың сапасын бақылау және сынау нәтижелері туралы ақпарат алуға;

      3) жобалық техникалық сипаттамалар мен нақты жұмыс параметрлерінің арақатынасын, сондай-ақ пайдалану жүктемелерінің сипатын бағалауға;

      4) Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыны техникалық диагностикалаукөлемін нақтылауға;

      5) Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғылардыпайдаланудың нақты ұзақтығын белгілеуге мүмкіндік береді.

4-тарау. Техникалық диагностикалау

1-параграф. Жалпы ережелер

      29. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыға техникалық диагностикалау элементтердің және металл конструкцияларының геометриялық параметрлерінің паспорттық деректерден нақты ауытқуларын анықтау, сондай-ақ сақтандыру және бекіту элементтерінің жай-күйін тексеру мақсатында жүргізіледі. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының мынадай негізгі тораптары мен элементтері техникалық диагностикалауға жатады:

      1) түсіру-көтеру операцияларын қамтамасыз етуге арналған қорабы бар, жоғарғы жұмыс платформасы бар мұнаралар;

      2) мұнара блогының негізі;

      3) сорғы блогының негізі;

      4) бұрғылау алаңының жаппасы;

      5) мұнараны көтеруге арналған құрылғы;

      6) баспалдақтары мен алаңдары;

      7) консольді-бұрылмалы кран.

      8) электр жабдығының, электр аппаратурасының, қауіпсіздік жүйелері аспаптарының жай-күйін тексеру;

      9) гидро және пневможабдықтың жай-күйін тексеру;

      10) Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғы тораптары мен агрегаттарының функционалдық жұмыс қабілеттілігін тексеру;

      11) арқандардың жағдайын тексеру.

      30. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыларына техникалық диагностикалау мына кезеңдерді қамтиды:

      1) көтергіш және қосалқы элементтердің, сондай-ақ дәнекерленген және бұрандалы қосылыстардың жай-күйін сыртқы қарап-тексеру;

      2) болжам бойынша ақаулары бар металл конструкциялардың, дәнекерленген және бұрандалы қосылыстардың элементтерін қосымша тексеру;

      3) металл конструкциялары элементтерінің түзусызықтығын тексеру және деформацияларын өлшеу;

      4) металл конструкцияларының көтергіш және қосалқы элементтері металының химиялық құрамы мен механикалық қасиеттерін анықтау үшін сынамаларды іріктеу (аттестатталған ұйымның шешімі бойынша жүргізіледі);

      5) анықталған ақауларды талдау және тексеріс жүргізу нәтижелері туралы қорытынды жасау.

      31. Сыртқы қарап-тексеруді жүргізу кезінде металл конструкцияларының жұмыс қабілеттілігі мен пайдалану жарамдылығына әсер ететін және кейіннен қираудың ықтимал қаупін тудыратын мынадай ақаулардың болуына ерекше назар аударылады:

      1) негізгі металда жарықтар;

      2) дәнекерлеу жіктері металында және тігіс маңы аймағында жарықтар, ақаулар;

      3) жергілікті механикалық зақымданулар (үзінділер, кесінділер, сынықтар, майысулар);

      4) негізгі металдың қатпарлануы;

      5) негізгі металдың бүрмеленуі;

      6) жергілікті коррозиялық зақымданулар мен коррозияға қарсы қорғаныс ақаулары;

      7) металдың ақауы;

      8) элементтердің геометриялық пішіндерінің өзгеруі.

      32. Ақаулар туралы неғұрлым сенімді ақпарат алу үшін бұзбай бақылау әдістері қолданылады:

      1) ультрадыбыстық бақылау;

      2) радиографиялық бақылау;

      3) капиллярлық бақылау;

      4) магниттік бақылау;

      5) жылу бақылау;

      6) акустикалық-эмиссиялық бақылау;

      7) құйынток бақылау;

      33. Жарықтарды анықтаған кезде олардың даму бағыттарына және мына элементтерге таралуына назар аударылады:

      1) түйіспе қосылыстар;

      2) фланецті қосылыстар;

      3) конструкция элементтерінің жанасу тораптары;

      4) белдіктердің түйістері;

      5) қималардың күрт ауысу аймақтары;

      6) созылған күш элементтерінде әрекет ететін көлденең орналасқан дәнекерленген жіктер;

      7) дәнекерлеу жіктерінің жиектерін жақындату аймағы 50 мм-ден кем;

      8) бұрандалы қосылыстар.

      34. Металдың коррозиямен зақымдану дәрежесін коррозиямен зақымданған жердегі металл конструкциялары элементтерінің қалыңдығын паспорттық мәндермен немесе элементтің зақымдалмаған қимасымен (элементтің ашық қимасының қалыңдығын стандартты өлшеу құралымен тікелей өлшеу арқылы немесе ультрадыбыстық қалыңдық өлшегіштің көмегімен) салыстыру арқылы анықтайды. Металл конструкцияның көтергіш элементтері металының қалыңдығының рұқсат етілетін төмендеуі дайындаушының техникалық құжаттамасында белгіленеді. Металл конструкцияларының қалыңдығын өлшеу орындарынөлшеу жүргізу басталғанға дейін дайындау қажет. Металдың қалыңдығы үш өлшемнің нәтижелері бойынша арифметикалық орташа мән ретінде анықталады.

      35. Болтты қосылыстар үшін тоттану, тарту дәрежесі (100% бақылау), бұрауға қарсы сақтандырғыш элементтердің болуы (серіппелі шайбалар, иілмелі шайбалар, кідіртпе сомындар, шплинттер) бақыланады. Жарықтарды анықтау үшін бұзбай бақылау әдістері қолданылады.

      36. Металл конструкциялардың саусақтары,осьтері және жалғастырушы элементтері бекіткіш элементтердің зақымдануы анықталған кезде бөлшектеледі(үлкейген люфт, осьтер мен саусақтардың майысуы, олардың эллипсиялығына жол берілмейді) және олардың орнатылатын орындары ақауларды анықтау тұрғысынан мұқият тексеріледі

      37. Мұнара тіректерінің түзусызықтығынан ауытқуларын тексеру конструкциядағы шығыңқы жерлерді (кронштейндер, фланецтер, баутесіктер) айналып өтуге мүмкіндік беретін белгілі бір қашықтықта мұнараның тірегіне параллель тартылатын диаметрі 1,5мм-ден 2мм-ге дейінгі болат ішектердің көмегімен жүргізіледі.

      38. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының арқалықтарының, фермаларының және металл конструкцияларының деформациясын тартылған ішектің көмегімен оған қатысты конструкцияның тиісті элементіне дейінгі қашықтық өлшеу арқылы анықтайды.

      39. Арқалықтардың, фермалардың және көлденең орналасқан құрылымдардың бұралуы тіректер арасындағы аралықта біркелкі орналасқан 3, 4 секциялардағы жоғарғы және төменгі белдіктердің жиектерінен тіктеуішке дейінгі қашықтықты өлшейтін тіктеуіштердің көмегімен анықталады.

      40. Жеке біліктердің деформациясы (бүгілуі) түйіндер арасында өзекке параллель созылған ішекке қатысты иілу мөлшерімен анықталады.

      41. Тігінен орналасқан конструкциялардың перпендикулярлығын тексеру тіктеуіш көмегімен немесе теодолит пен төрткілдештерді қолдану арқылы жүргізіледі.

      42. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының металл конструкциясының көтергіштік қабілетін есептеу техникалық диагностикалау нәтижелерін ескере отырып орындалады. Бұл ретте қималардың нақты геометриялық параметрлері, мұнараның металл конструкциясының көтергіштік қабілеттерін (түзусызықтығына) есептеу, конструкция элементтерінің өзара қалпының өзгеруі, дәнекерленген қосылыстардың жай-күйінің мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылау және жөндеуге арналған қондырғыны дайындаушының құжаттама талаптарына сәйкестігі ескеріледі.

      43. Көтергіш қабілетін есептеу конструкторлық және пайдалану құжаттамаларыныңнегізінде орындалады. Жеке факторлардың және олардың жиынтығының конструкцияның көтергіш қабілетіне әсері ескеріледі.

      44. Конструкцияның көтергіш қабілетінбағалау кезінде, кернеулі-деформацияланған жағдайды нақтылайтын есептеулер жүргізіледі.

      45. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының металл конструкциялары тораптарының ақауларын жою бойынша техникалық диагностикалау үлгісі осы Нұсқаулықтың 3-қосымшасының 2-кестесінде келтірілген (әрі қарай-қарап тексеру картасының нысаны).

      46. Техникалық диагностикалауға жататын мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының техникалық құрылғылары тізбесінің үлгісі және бақылаудың әдістеріқарап тексеру картасының нысаны 3-кестесінде келтірілген.

      47. Электр жабдығының, электр аппаратурасының жай-күйін тексеру, Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің 2015 жылғы 20 наурыздағы № 230 бұйрығымен бекітілген "Электр қондырғыларын орнату қағидаларына" (нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10851 болып тіркелген) және Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің 2015 жылғы 31 наурыздағы № 253 бұйрығымен бекітілген "Электр қондырғыларын пайдалану кезіндегі қауіпсіздік техникасы қағидаларына" (нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10907 болып тіркелген) сәйкес жүзеге асырылады.

      48. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғы элементтерінің 100% - ы техникалық диагностикалауға жатады.

2-параграф. Металл конструкциялардың металл элементтерінің химиялық құрамы мен механикалық қасиеттерін анықтау

      49. Металдың химиялық құрамы мен механикалық қасиеттерін анықтау қажеттілігі мына жағдайларда туындауы мүмкін:

      1) мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының металл конструкцияларының негізгі көтергіш және қосалқы элементтері металының маркасын, химиялық құрамы мен механикалық қасиеттерін куәландыратын құжаттардың болмауы;

      2) мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыны пайдаланудың температуралық режимінің паспортта көрсетілген температуралық режимге, осы болат маркалары үшін құжаттарда немесе сапа сертификаттарында көрсетілген температуралық режимге сәйкес келмеуі;

      3) паспортта мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыны жөндеу немесе жаңғырту (реконструкциялау) кезінде пайдаланылған материалдар туралы мәліметтердің болмауы;

      4) егер тексерілетін металл конструкциясында жарықтар пайда болса.

      50. Металдың механикалық қасиеттерін химиялық талдау үшін сынамаларды іріктеу осы Нұсқаулықтың 4-қосымшасына сәйкес жүзеге асырылады.

      51. Егер қаттылық көрсеткіші негізгі металл мен дәнекерленген қосылыстар қасиеттерінің айқындаушы сипаттамаларының бірі болып табылса, сондай-ақ егер осы көрсеткіште қайтымсыз өзгерістер болса, қаттылықты өлшеу авариялық жағдай нәтижесінде жүргізіледі.

      52. Қаттылықты өлшеу олар туралы мәліметтер болмаған кезде материалдарды сәйкестендіру қажет болған жағдайда, сондай-ақ импорттық өндіріс материалдарын сәйкестендіру қажет болған жағдайда металдың механикалық қасиеттерін бағалау үшін жүргізіледі.

3-параграф. Анықталған металл конструкцияардың ақауларын талдау және тексеріс жүргізу нәтижелері туралы қорытынды жасау

      53. Техникалық диагностикалау нәтижелерін талдауды аттестатталған ұйым жүргізеді.

      54. Металл конструкцияларынатексеріс жүргізу процесінде ақаулар олардың конструкцияның жұмыс қабілеттілігіне әсер етуі тұрғысынан тіркеледі және талданады.

      55. Тексеріс жүргізу объектісінің нақты жай-күйіне байланысты нәтижелер бойынша сынақтар жүргізу қажеттілігі туралы шешім қабылданады.

      56. Тиісті нормативтік құжаттаманы басшылыққа ала отырып, барлық анықталған ақаулар бойынша конструкцияның жай-күйіне талдау және ақаулардың шамаларын рұқсат етілген шамалармен салыстыру жүргізіледі.

      57. Металл конструкцияларының жай-күйін талдағаннан және әрбір анықталған ақау бойынша және тұтастай мұнара блогы бойынша нақты шешім қабылданғаннан кейін техникалық диагностикалау жүргізетін комиссия жүргізілген жұмыстың(жөндеу, ауыстыру, жүк көтергіштігін төмендету, есептен шығару) нәтижелерін осы Нұсқаулықтың 5-қосымшасына сәйкес Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының техникалық жай-күйінетексеріс жүргізу хаттамасының тиісті бөлімінде жазады.

      58. Металл конструкцияларды қауіпсіз пайдалану мерзімін ұзарту қажеттілігі туралы шешім конструкцияның көтергіш қабілетінің (беріктігінің) өзгеруін талдау негізінде қабылданады. Металл конструкцияларының көтергіш қабілетінің төмендеуіне конструкторлық және пайдалану құжаттарымен орнатылған шектерден шығуына жол берілмейді.

      59. Коррозия әсеріне ұшырайтын мұнараның металл конструкциялары элементтерінің қалдық ресурсын есептеу осы Нұсқаулықтың 6-қосымшасында келтірілген.

      60. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының металл конструкцияларының көтергіш қабілетін есептеу осы Нұсқаулықтың 7-қосымшасында келтірілген.

      61. Таль жүйесі үшін тозған бөлшектердің жүк көтергіштігін есептеу осы Нұсқаулықтың 8-қосымшасында келтірілген.

5-тарау. Механизмдердің, болатарқан-блокты жүйелердің, жүк қармауыш айлабұйымдардың және тораптардың жай-күйінетексеріс жүргізу

1-параграф. Жалпы ережелер

      62. Механизмдердің, болатарқан-блокты жүйелердің, жүк қармауыш айлабұйымдардың және жабдықтың жай-күйінетексеріс жүргізу мынадай кезеңдерді қамтиды:

      1) жабдық агрегаттарын, тораптары мен бөлшектерін сырттай көзбен шолып қарап-тексеру және олардың жай-күйін бөлшектемей тексеру;

      2) ақауларды бөлшектеуге және аспаптық өлшеуге байланысты агрегаттар мен олардың элементтерінің жай-күйін тексеру;

      3) агрегаттар мен тораптардың функционалдық жұмысқа қабілеттілігін тексеру;

      4) тораптар және бөлшектердің анықталған ақауларын талдау және техникалық диагностикалау нәтижелері туралы қорытындыны әзірлеу.

2-параграф. Агрегаттарды, тораптар мен бөлшектерді сырттай көзбен шолып қарап-тексеру

      63. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының барлық агрегаттары, тораптары мен бөлшектерін сырттай көзбен шолып қарап-тексеру және бөлшектемей жай-күйін тексеру мыналарға жүргізіледі:

      1) бұрғылық шығырлар (барабандар, біліктер, редукторлар);

      2) тежегіш құрылғылар (таспалы, гидродинамикалық және электрмагниттік тежегіштер, тежегіш тұтқалар);

      3) таль жүйесінің агрегаттары (кронблоктар, таль блоктары, тегерлер, ілгектер және арнайы аспалар, таль арқанының қозғалмайтын тармағын бекітуге арналған құрылғылар);

      4) таль арқандары;

      5) муфталар (тұрақты, тіркемелі, электрмагнитті);

      6) тізбектік берілістер (жұлдызшалар, тізбектер);

      7) кардан біліктері;

      8) топсақтар;

      9) трансмиссиясы бар бұрғылау роторлары;

      10) манифольд;

      11) айналым жүйесінің жабдықтары;

      12) дизель-гидравликалық жетек кешені;

      13) түсіру-көтеру операцияларын қамтамасыз ететін қосымша механизмдер (шамдарды бұрауға және кері бұрауға арналған кілттер, бұрғылау құбырларының колоннасын ұстап тұруға арналған құрылғылар, пневмобосатқыш, қосалқы шығырлар);

      14) бұрғылау сорғылары;

      15) бұрғылау қондырғыларының жетектері (механикалық, гидравликалық және пневматикалық);

      16) қосалқы жүк көтергіш құрылғылардың талі;

      17) қосалқы шығырлар;

      18) монтаждау компенсаторлары;

      19) пневмобасқару жүйесі;

      20) қысыммен жұмыс істейтін ыдыстар, құбырлар.

      64. Сыртқы қарап-тексеруді жүргізу кезінде мыналардың болуына ерекше назар аударылады:

      1) бөлшектер мен құрастыру бірліктеріндегі барлық түрдегі, өлшемдегі және бағыттағы жарықтар;

      2) болжалды жарықтары бар орындар;

      3) бөлшектер мен құрастыру бірліктерінің механикалық зақымдануы мен бұзылуы;

      4) жабдық элементтерінің жалпы және жергілікті деформациялары;

      5) беттесетін жұптардың үйкелетін беткі қабаттарының тозуы;

      6) тораптар мен бөлшектердің коррозиялық зақымданулары;

      7) агрегаттар мен тораптардың әлсіз бекітпелері (мысалы, бұрандалардың болмауы, тартудың әлсіреуі);

      8) мойынтірек тораптарын шектен тыс тарту (қыздыру торабы бойынша анықтайды);

      9) агрегаттар мен тораптардың майлаудан және редукторлардан, жылдамдық қораптарынан және майлау материалдарын орналастыратын ұқсас орындардан майдың ағуынан ластануы.

      65. Жарықтар мен оған ұқсас нашар көрінетін ақаулар болуы мүмкін жерлерді 10 есе үлкейту әйнегінің көмегімен қарау керек.

      66. Май картерлері бар агрегаттарда майлау материалдарының болуын тексеру май деңгейін бақылау үшін май сүңгісінің немесе ұқсас құрылғылардың көмегімен жүргізіледі.

3-параграф. Бөлшектеуден кейін агрегаттар мен олардың элементтерінің жай-күйін тексеру және ақауларды аспаптық өлшеу

      67. Агрегаттарды, тораптарды және қарап-тексеруге қолжетімді ашық бөлшектерді алдын ала сыртқы бақылаудан кейін олардың жай-күйін тексеру және анықталған ақауларды аспаптық өлшеу үшін қарау қақпақтарын ашу немесе механизмдерді бөлшектеу жүргізіледі.

      68. Бөлшектердегі ақауларды анықтау үшін 10 есе үлкейтетін лупаларды және осы Нұсқаулықтың 9-қосымшасында жазылған бұзбай бақылау әдістері пайдаланылады.

      69. Бөлшектердің деформациясы, тозуы, қатпарлануы, беткі жанаспалы бояу, коррозия мөлшерін өлшеу үшін сызғыш, лента өлшегіші, штангенциркуль, штангензубомер, әртүрлі профильдерге арналған шаблондар (мысалы, блок жылғалары, жүк барабандарындағы ойықжырашықтар) қолданылуы мүмкін.

      70. Бөлшек учаскесінің (бөліктерінің) тозу немесе коррозия шамасы сызба бойынша өлшеммен өлшенген параметрді не тозу жоқ немесе мардымсыз шамасы бар учаске бойынша өлшеммен салыстыру арқылы айқындалады.

      71. Редукторлар мен жылдамдықты ауыстыру қораптарына, бұрғылау қондырғысының агрегаттары мен механизмдерінетексеріс жүргізу олардың типіне, конструкциясына және габариттеріне қарамастан мынадай жұмыс түрлерін қамтиды:

      1) корпус пен тірек фланецтерінің тұтастығын тексеру;

      2) механизм жақтауына бекітпені тексеру (бұрандалардың болуы, тартпаның әлсіреуі);

      3) біліктер мен ағытпалардың нығыздалу сапасын бақылау;

      4) тісті іліністердің жай-күйін тексеру (тістердің түбінде жарықтардың болуы, сынған, деформацияланған және тозған тістердің болуы, жанаспалы бояуы бар тістердің жұмыс беттерінің болуы);

      5) мойынтірек тораптарының жай-күйін тексеру (мойынтіректердің бүтіндігі, сақиналар мен тербеліс денелерінің тозуы);

      6) біліктерді жарықтардың болуына бақылау;

      7) майлау материалдарының болуын бақылау;

      8) ақаулардың барлық қажетті өлшемдерін өлшеу.

      72. Бұрғылау және қосалқы шығырлардың жүк барабандарынатексеріс жүргізу мыналарды тексеруді қамтиды:

      1) барабан корпусының жай-күйі (тегіс барабанның цилиндрлік ернеуінің және арқанды көп қабатты орау кезіндегі ребордтың беткі қабатының тозуы, кесілген барабанның жылғалары мен тарақтарының тозуы, барабан корпусында жарықтардың болуы);

      2) арқанды барабанға бекіту түйінінің жай-күйі;

      3) барабан білігінің немесе осінің жай-күйі;

      4) тісті тәжді бекіту сапасы (бар болса) және тістердің жай-күйі;

      5) мойынтірек тораптарының жай-күйі (бар болса).

      73. Тежегіштер мен тежеу жүйелерінетексеріс жүргізу мыналарды тексеруді қамтиды:

      1) тежегішті жақтауға бекіту (бұрандалардың болуы, бұрандалар тартуының әлсіреуі);

      2) тежегіш таспалар мен жапсырмалардың жай-күйі (жұмыс бетіне майдың түсуі, таспалы тежегіштерде тежегіш таспалардың және қалыптық тежегіштерде тежегіш жапсырмалардың тозуы);

      3) таспалы тежегіштер мен қалыптық тежегіштер қалыптарындағы болат тежегіш таспаларының жай-күйі және оларды тежегіш жақтауына бекіту;

      4) тежегіш тегердің радиалды соғуы, оның беткі қабатының тозуы, жұмыс бетінде жарықтардың болуы және беткі қабатын бояу;

      5) Тежегіштің рычаг жүйесінің жай-күйі және осьтердің, саусақтардың және олардың астындағы саңылаулардың тозуы;

      6) тежегіш жетектерінің жағдайы (гидравликалық итергіш, пневматикалық жетек, серіппелер);

      7) иінді біліктің жай-күйі.

      74. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыда агрегаттар мен механизмдер біліктерінің ұштарын қосу үшін қолданылатын барлық муфталар: бітеу муфталар; тісті муфталар; топсалы муфталар (кардан біліктері); серпімді муфталар; жұдырықшалы, тісті, фрикциялық, шиналы-пневматикалық муфталар; сырғудың электрмагниттік муфталары; электрмагниттік ұнтақты муфталар тексеріс жүргізуге жатады. Тексеріс мынадай тексеруді қамтиды:

      1) біліктердің ұштарына жартылай муфталарды орнату сапасы;

      2) кілтекті және оймакілтекті қосылыстардың жай-күйі;

      3) фланецтердің, бұрандалардың, саусақтардың жай-күйі;

      4) тісті муфталардағы тістердің жағдайы;

      5) серпімді иілгіш муфталардағы серпімді элементтердің жай-күйі;

      6) біліктердің, оларға топсалы қосылған айқастырмалардың, бұрандалар тартуының жай-күйі;

      7) ілініс муфталарындағы жұдырықшалар мен тістердің жай-күйі;

      8) фрикциялық муфталардағы фрикциялық дискілердің, жапсырмалардың жай-күйі;

      9) тісті тұрақты муфталарда майлаудың болуы;

      10) муфталар және кардан біліктердің қоршау қаптамаларының бар болуы және жай-күйі.

      Муфталарғатексеріс жүргізу кезінде пайдалану жөніндегі нұсқаулықты басшылыққа алу қажет. Тексеріс жүргізу процесінде ақаулардың параметрлері бойынша қажетті өлшеулер жүргізіледі.

      75. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған агрегаттар мен қондырғы механизмдерінің тізбекті берілістеріне және тізбекті редукторларынатексеріс жүргізу мынадай тексеруді қамтиды:

      1) тізбектердің жай-күйі (ақаулы пластиналардың, білікшелердің, аунақшалардың болуы; бір қатарда тізбектің жекелеген элементтерінің олардың бұзылуына байланысты болмауы, жекелеген шплинттердің болмауы);

      2) тізбектердің тартылу жай-күйі;

      3) топсалы қосылыстардағы тізбектің қозғалғыштығы;

      4) жеке тізбек пластиналарының пропеллерлілігі және орақ тәрізді болмауы;

      5) отқабыршақтардың, жарықтардың, қабыршақтардың және тоттанудың болмауы;

      6) тізбекті берілістер жұлдызшаларының жай-күйі (сынудан жеке тістердің болмауы, тістердің деформациясы, тістердің жұмыс беттерінің тозуы, жарықтардың болуы);

      7) тізбекті редуктор корпусының және тірек фланецтерінің тұтастығы;

      8) шынжырлы редуктор мен мойынтірек тіректерін жақтауға бекіту (бұрандалардың болуы, тартудың әлсіреуі);

      9) тізбекті берілістердің майлау жағдайы (редукторлардың иінді корпусында майдың болуы, ағып кетудің, майдың болмауы).

      76. Тексеріс барысында тізбекті беріліс элементтерінің ақауларының параметрлерін қажетті өлшеу жүргізіледі.

      77. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының тальдік және қосалқы тетіктерінің арқан блоктарынатексеріс жүргізу мынадай тексеруді қамтиды:

      1) арқанға арналған науасы бар блок жиегінің жай-күйі (ойықжырашық түбінің және науаның бүйір қабырғаларының тозуы, блоктың сынығы);

      2) дискінің және блок күпшегінің жай-күйі (жарықтардың болуы, механикалық зақымданулар);

      3) кронблок жақтауының және оны көтергіш жақтаудың арқалықтарына бекітудің жай-күйі (бұрандалардың болуы, тарту дәрежесі);

      4) мойынтірек тораптарының жай-күйі;

      5) осьтер мен траверс жай-күйі;

      6) мойынтірек тораптарында майлаудың болуы;

      7) қорғаныш қаптамаларының болуы және жай-күйі.

      78. Науа бейінінің тозу дәрежесін тексеру тиісті үлгілердің көмегімен жүргізіледі.

      79. Арқандарғатексеріс жүргізу мынадай тексеруді қамтиды:

      1) арқанның барлық жұмыс ұзындығында сымдар үзілуінің болуы;

      2) арқан жіптерінің үзілуінің болуы;

      3) сыртқы және ішкі тозу;

      4) беттік және ішкі коррозия;

      5) арқан диаметрі жергілікті азаятын аймақтың болуы;

      6) толқынды, себет тәрізді, сымдар мен жіптерді сығу, жіптерді, сынықтарды, арқанның иілімдерін жаншу, диаметрінің жергілікті ұлғаюы түрінде деформацияның болуы;

      7) әртүрлі механикалық зақымданулардың болуы;

      8) мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған барабандар мен қондырғы конструкцияларында арқан ұштары бекітпесінің жай-күйі.

      80. Таль арқанының қозғалмайтын тармағын бекітуге арналған құрылғығатексеріс жүргізу мынадай тексеруді қамтиды:

      1) құрылғы тұғырының жай-күйі және оны БҚ негізінің жақтауына бекіту (бұрандалардың болуы, бұрандалардың тартуының әлсіреуі, дәнекерленген жіктердің сапасы);

      2) қысқыштардағы арқанның бекітілуінің жай-күйі;

      3) барабанның, иінтіректің және осьтердің жай-күйі;

      4) мойынтірек тораптарының жай-күйі және оларда майлаудың болуы;

      5) арқанның тарту датчигінің жай-күйі.

      81. Ілмектер мен арнайы аспаларғатексеріс жүргізу мынадай тексеруді қамтиды:

      1) ілмек денесінің және оның жұтқыншағының жай-күйі (жарықтар, тозу, механикалық зақымданулар, пластиналы ілгектерде тойтармалардың болуы);

      2) бүйір ілмектер, сақтандырғыш құрылғының саңылаулары мен соташық ашасына ілмекті бекіту осінің жай-күйі, тежегіш тақтайша осі бар болуы;

      3) аспа корпусының жай-күйі;

      4) ашасы бар соташықтың (ұңғы) жай-күйі, бұрамалы ұшта сомынның және тежегіш тақтайшаның бекітпесінің бар болуы;

      5) серіппелердің жай-күйі;

      6) ілгекті аспаның тальдік аспаға бекітілуінің жай-күйі.

      82. Топсақтарғатексеріс жүргізу мынадай тексеруді қамтиды:

      1) топсақтардың орталық ұңғы мен корпусының жай-күйі;

      2) штроптың жағдайы және оны корпусқа бекіту;

      3) мойынтірек тораптарының жай-күйі;

      4) май ваннасының герметикалығы.

      83. Бұрғылау роторларынатексеріс жүргізу мынадай тексеруді қамтиды:

      1) тұғырдың және оның негіздің металл конструкцияларына бекітулуінің жай-күйі;

      2) үстел жай-күйі;

      3) конустық беріліс жай-күйі;

      4) мойынтірек тораптарының жай-күйі;

      5) май ваннасының герметикалығы.

      84. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының агрегаттар мен механизмдерінің мойынтіректі тораптарынатексеріс жүргізу мынадай тексеруді қамтиды:

      1) мойынтірек тіректері бекітілуінің жай-күйі (болттардың болуы, тартылудың әлсіреуі);

      2) мойынтіректер тіректері корпустарының тұтастығы;

      3) сақиналардың, тербеліс денелерінің, сепараторлардың жай-күйі (жүгіру жолдарындағы сақиналардың және тербеліс денелерінің жанаспалы бояуы, сепараторлардың тұтастығы, мойынтірек элементтерінің тозуына байланысты осьтік және радиалды люфттердің болуы);

      4) корпуста және білікте (осьте) мойынтіректерді орнатудың жай-күйі;

      5) мойынтірек тораптары қақпақтарының және тығыздағыштардың жай-күйі.

      85. Механизм элементтерінің барлық топсалы қосылыстарынатексеріс жүргізу саңылаулардың тозуын, соқпадақтың болуын, майлаудың ағуын, осьтің жай-күйін және ұқсас ақауларды тексеруді қамтиды.

      86. Гидрожүйелердің, гидрожабдықтардың және құбырлардың жай-күйінетексеріс жүргізу мынадай тексеруді қамтиды:

      1) тістегерішті сорғылар (олардың бекітілуінің жай-күйі, корпустық бөлшектердің, тістегершіктердің, тығыздау тораптарының жай-күйі, гидравликалық сұйықтықтың болуы);

      2) поршеньді сорғылар мен гидромоторлар (олардың бекітілуінің жай-күйі, корпустық бөлшектердің, жетекті біліктердің, цилиндр блоктарының, мойынтіректі тораптардың, поршеньдердің, бұлғақтардың, тығыздағыштардың, серіппелердің жай-күйі);

      3) гидроцилиндрлер (олардың бекітілуінің жай-күйі, корпустардың, гильзалардың, соташықтардың, манжет ұстағыштардың, қақпақтардың, сұйықтықтарды жеткізуге арналған арналардың жай-күйі);

      4) гидротаратқыштардың (олардың бекітілуінің жай-күйі, корпустық бөлшектердің, реттығындардың, көмкермелердің, тіреуіш сақиналардың, серіппелердің, бітеуіштердің, тығыздағыш сақиналардың, өткізу клапандарының, тұтқалардың, шанышқылардың, шығыршықтардың, кронштейндердің жай-күйі);

      5) сақтандырғыш клапандар (корпустық бөлшектердің, реттығындардың, серіппелердің, ершіктердің, тығыздағыш сақиналардың, қалпақ сомындарының жай-күйі);

      6) құбыржолдар (болат құбырлар мен иілгіш түтіктердің, қосылыстардың жай-күйі);

      7) бактар (резервуарлар), оның ішінде корпустардың, қалқалардың, қақпақтардың, құю сүзгілерінің, тығын крандарының, түсіру тығындарының, сүзгілердің жай-күйі;

      8) сүзгілердің (торлы сүзгіш дискілердің, өзектердің, корпустардың, қақпақтардың, клапандардың, серіппелердің, тығындардың жай-күйі);

      9) гидротопсалар (құбыржолдары корпустарының, құрсауларының, сақиналарының жай-күйі);

      10) радиаторлар (май коллекторларының, құю бөшкелерінің, редукциялық клапандардың, тығындардың жай-күйі).

      87. Гидрожүйелер және оны жинақтайтын гидрожабдықтар, оның ішінде сақтандырғыш гидроклапандар, гидроаккумуляторлар, гидромоторлар мен сорғылар, сондай-ақ жұмыс сұйықтығы, құбырлар мен түтіктер тиісті сертификаттардың болуымен қамтамасыз етіледі.

      88. Пневматикалық жабдықтың жай-күйінетексеріс жүргізу мынадай тексеруді қамтиды:

      1) компрессорлық станциялардың жай-күйі (станция агрегаттарының жақтауына бекіту, компрессорлық станция рамасын бұрғылау қондырғысы негізінің металл құрылымдарына бекіту);

      2) компрессорлардың жай-күйі (мысалы, корпустың, иінді біліктің, бұлғақтың, поршень сақиналары бар поршеньдердің, цилиндрлердің, тығыздағыштардың, сүзгінің тұтастығы);

      3) пневматикалық муфталардың жай-күйі (дисктің, жиектің, шина-пневматикалық баллонның жай-күйі);

      4) түсіру құрылғылары бар қарсы жетектердің жай-күйі;

      5) белдік берілістер тегерлерінің жай-күйі;

      6) ауа жинағыштардың жай-күйі;

      7) сақтандырғыш клапандардың жай-күйі;

      8) ылғал бөлгіш сүзгілердің жай-күйі;

      9) вентильдердің, түтіктердің, құбыржолдардың және олардың қосылыстарының, крандардың жай-күйі;

      10) бір және екі арналы топсақтардың жай-күйі;

      11) пневматикалық тежегіш цилиндрлердің жай-күйі (бекіту, корпустың, поршеннің, соташықтың, серіппелердің, топсалы қосылыстың жай-күйі);

      12) бұрғылау шығырларының пневматикалық тежегіш цилиндрлерінің жай-күйі (корпус, соташықты поршень, шетмойын жай-күйі);

      13) пневмоажыратқыштардың пневматикалық цилиндрлерінің жай-күйі;

      14) тежегіш крандардың жай-күйі;

      15) ауа резервуарларының жай-күйі.

      89. Пневматикалық жабдықтың жай-күйінетексеріс жүргізу кезінде жабдықтың паспорттарында көрсетілген техникалық талаптарды басшылыққа алу қажет.

      90. Күш агрегатының жай-күйінетексеріс жүргізу мынадай тексеруді қамтиды:

      1) дизельді қозғалтқыш;

      2) турботрансформатор;

      3) жалғастырғыш муфталар;

      4) майлы су радиаторлары;

      5) дизельді майлау жүйелері;

      6) турботрансформатордың жұмыс сұйықтығының жабық жүйесі;

      7) суды салқындату жүйелері;

      8) отын жүйесі.

      91. Циркуляциялық жүйе жабдықтарының жай-күйінетексеріс жүргізу мынадай тексеруді қамтиды:

      1) жылжымалы арқалықтардың тальмен бекітілген тораптары;

      2) дірілелеуіш пен шлам сорғыларының астындағы тірек арқалықтары;

      3) дірілелеуіш, гидроциклон және шлам сорғыларының жай-күйі;

      4) ыдыстар мен құбырлардың жай-күйі;

      5) шлангілердің, шүмектер мен құбырлардың, гидравликалық араластырғыштардың, деаэратордың, гидроқоспашының, газсыздандырғыштың жай-күйі;

      6) қалақты араластырғыштардың редукторлары.

      92. Тораптардың, бөлшектердің рұқсат етілген ақаулары өлшемдерінің үлгілік тізбесі және оларды жарамсыз ету нормалары осы Нұсқаулықтың 10-қосымшасының кестесінде келтірілген.

4-параграф. Бұрғылау қондырғысының агрегаттары мен тораптарының жұмысын бақылау

      93. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған агрегаттар мен қондырғы тораптарының жұмысын бақылау паспорттық деректермен сәйкестікке тексеруді қамтиды.

      1) пневможүйелердің жұмысқа қабілеттілігі (пневможүйелердің компрессормен сынама қысымға сығымдауы, барлық басқару органдарының жұмысқа қабілеттілігін тексеру (ауа өткізуге жол берілмейді));

      2) тежегіш жүйелерінің жұмыс қабілеттілігі;

      3) күш агрегаттарының жұмысы, бақылау-өлшеу аспаптары және автоматика көрсеткіштерін технологиялық процестің нормативтік параметрлерімен салыстыру (дамытылатын қуат, май шығыны, мотосағатпен жұмыс басталғаннан бастап жұмыс);

      4) гидрожүйелердің, гидрожабдықтардың және құбырлардың жұмыс қабілеттілігі (гидрожүйелерді сынақ қысымына сығымдау, барлық басқару органдарының жұмыс қабілеттілігін тексеру (сұйықтықты өткізуге жол берілмейді));

      5) майлау жүйесінің жұмыс қабілеттілігі;

      6) роторлардың, бұрғылау сорғыларының жұмыстары;

      7) бос жүрістегі болатарқан блокты жүйелердің жұмысқа қабілеттілігі;

      8) бос жүрісті механизмдердің жұмысы (дірілелеуіш, шлам сорғылары, механикалық араластырғыштар, газсыздандырғыштар).

      94. Агрегаттарды қосу кезінде олардың жұмысы кезінде шу мен дірілдің болуы анықталады.

      95. Құбырлар мен бұрмалар ең жоғары қысымнан 1,25 есе асатын шамаға нығыздау арқылы герметикалыққа сыналады.

5-параграф. Аспалы құбыр кілтінетексеріс жүргізу бойынша жұмыстар

      96. Тексеріс кезіндегі жұмыстардың тізбесі мыналарды қамтиды:

      1) техникалық құжаттаманы талдау;

      2) кілттің техникалық күйін бұзбай бақылау әдістерін таңдау;

      3) жарықтары бар аймақтарды, кернеу концентраторлары бар учаскелергетексеріс жүргізу (мысалы, бұранда, кілттік және оймакілтек жырашықтар, көлденең саңылаулар мен жырашықтар);

      4) кілттің жұмыс параметрлерінің паспорттық сипаттамаларына сәйкестігі;

      5) механикалық зақымдануларды анықтау;

      6) бұрандалы қосылыстар мен резеңке техникалық бұйымдарды тексеру.

      97. Кілттің бөлшектері мен құрастыру қондырғыларының беткі қабаттарын бақылау нәтижелері карталарда бақыланатын учаскелердің эскиздерін ұсына отырып тіркеледі.

      98. Кілткетексеріс жүргізу кезінде анықталған және негізгі бөлшектер металының, нығыздағыш элементтердің, бөлшектер бұрандаларының, дәнекерлеу жіктерінің жай-күйін, қабырғалардың қалыңдығын, деформацияны, коррозияны сипаттайтын барлық деректер дайындаушының қолданыстағы конструкторлық құжаттамасы бойынша рұқсат етілетін параметрлермен салыстырылады.

6-параграф. Электр жабдығы мен электр аппаратурасының жай-күйінетексеріс жүргізу

      99. Тексеріс кезінде дайындаушының техникалық құжаттамасын басшылыққа алу қажет.

      100. Мыналарғатексеріс жүргізіледі:

      1) кабельдер, сымдар және жерге қосу;

      2) жетектердің электр қозғалтқыштары;

      3) тежегіш электрмагниттер және гидравликалық итергіштердің электр қозғалтқыштары;

      4) басқару тақтасы;

      5) қауіпсіздік құрылғылары және бақылау-өлшеу аспаптары;

      6) түзеткіштер мен трансформаторлар;

      7) іске қосу-реттеу резисторлары;

      8) командалық контроллерлер, релелер, контакторлар, магниттік стартерлер, сақтандырғыштар;

      9) электр жарығы, жылыту және дабыл жүйесі;

      10) тарату шкафы.

      101. Электр жабдықтары мен электр жабдықтарының жағдайынатексеріс жүргізу мына кезеңдерді қамтиды:

      1) электр жабдығы мен электр аппаратурасын сыртқы қарап-тексеру және қауіпсіз жұмыс істеу үшін қажетті тексерулерді (өлшеулерді) жүргізу;

      2) электр жабдығы мен электр аппаратурасының жұмыс қабілеттілігін тексеру;

      3) электр жабдығы мен электр аппаратурасын қалыпты пайдалану мүмкіндігін растау үшін электр және механикалық өлшеулер жүргізе отырып бөлшектеу;

      4) тексеріс нәтижелері туралы қорытынды жасау.

      102. Электр жабдығы мен электр аппаратурасының барлық анықталған ақаулары осы Нұсқаулықтың 11-қосымшасына сәйкес "Металл конструкциялар, тораптар мен бөлшектердің, электр жабдығы мен электр аппаратурасының ақаулары мен дефектілерінің жиынтық ведомосіне"(әрі қарай-ақаулар мен ақаулардың жиынтық ведомосінің нысаны) енгізіледі.

      103. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының электр жабдығы мен электр аппаратурасының ақаулы құрылғыларының жұмысқа қабілеттілігін талдағаннан кейін әрбір анықталған ақаулық бойынша нақты шешім қабылданады.

      104. Техникалық диагностикалау жүргізетін комиссия жасалған талдау негізінде атқарылған жұмыстың нәтижелері туралы қорытынды жасайды, ол Техникалық жай-күйін тексеру хаттамасынасәйкес Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының техникалық жай-күйінетексеріс жүргізу хаттамасының тиісті бөлімінде жазылады.

      105. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының электр жабдығы мен электр аппаратурасынатексеріс жүргізу кезінде дайындаушының құжаттамасын басшылыққа алу қажет.

7-параграф. Ортадан тепкіш сорғыларғатексеріс жүргізу

      106. Талдамалық тексерулердің нәтижелері бойынша ортадан тепкіш сорғылардың техникалық жай-күйін анықтайтын сипаттамалары белгіленеді:

      Q - өнімділік;

      Н - арын;

      V - тығыздағыштар арқылы ағып кету көлемі (корпус бөліктері арқылы ағып кетуге жол берілмейді);

      F - діріл деңгейі;

      t - сорғының жұмыс режимінде мойынтіректерді қыздыру температурасы.

      107. Ортадан тепкіш сорғыларғатексеріс жүргізу мынадай негізгі жұмыс кезеңдерін орындауды көздейді:

      1) қарап-тексеру;

      2) жұмыс режимінде сорғының техникалық сипаттамаларын тексеру;

      3) тораптар мен бөлшектердің ақауын анықтау;

      4) сынау.

      108. Дефектоскопия әдісін таңдауды және бақылау көлемін техникалық диагностикалау жүргізетін комиссия анықтайды.

      109. Сорғының Q өнімділігі мен Н арынын өлшеу әдісі осы Нұсқаулықтың 12 қосымшасында келтірілген.

8-параграф. Анықталған тораптар мен бөлшектердің ақауларын талдау және техникалық диагностикалау нәтижелері туралы қорытынды жасау

      110. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғы агрегаттары мен механизмдерінің конструкцияларына, жабдықтарына, тораптары мен тетіктеріне техникалық диагностикалау процесінде оларды одан әрі пайдалану мүмкіндігі туралы шешім қабылдау үшін ақаулары бар бөлшектер мен тораптар тіркеледі және талдауға алынады.

      111. Тораптар мен бөлшектер анықталған барлық ақаулар Ақаулар мен ақаулардың жиынтық ведомосінің нысанынасәйкес "Металл конструкциялар, тораптар мен бөлшектердің, электр жабдығы мен электр аппаратурасының ақаулары мен дефектілерінің жиынтық ведомосіне" енгізіледі.

      112. Бұзбай бақылау әдістерінің нәтижелері осы Нұсқаулықтың 13-қосымшасына сәйкес пайдаланылған бақылау әдістерінің тиісті хаттамаларымен діңгектің металл конструкциясын және мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыларнегізін техникалық диагностикалау нәтижелерін қамтуы тиіс техникалық есеппен ресімделеді.

      113. Ақаулар бейнеленген және ақаулықты сипаттайтын барлық қажетті өлшемдерді көрсететін бөлшектердің эскиздері жасалады.

      114. Барлық анықталған ақаулы бөлшектер бойынша ақаулардың шамаларын пайдалану және нормативтік құжаттамамен анықталатын рұқсат етілген шамалармен талдау және салыстыру жүргізіледі.

      115. Ақаулы бөлшектер мен тораптардың жай-күйін талдағаннан және олардың мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғы агрегаттары мен механизмдерінің жұмыс қабілеттілігіне әсерін бағалағаннан кейін әрбір анықталған ақау бойынша (бөлшекті жөндеу, оны ауыстыру) шешім қабылданады.

      116. Тексеріс жүргізетін комиссия жүргізілген талдау негізінде атқарылған жұмыстың нәтижелері туралы қорытынды жасайды, ол Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының техникалық жай-күйінетексеріс жүргізу хаттамасының тиісті бөлімінде жазылады.

6-тарау. Мұнай және газ ұңғымаларын одан әрі пайдалану мүмкіндігін анықтау мақсатында оларды бұрғылау және жөндеу үшін қондырғыларды сынау

      117. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыны сынау жабдықтардың, тораптардың техникалық жай-күйіне толық тексеріс жүргізілгеннен кейін және механизмдер мен құрылғылардың жұмысқа қабілеттілігін тексере отырып, барлық анықталған ақаулықтарды жойғаннан кейін жүргізіледі.

      118. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыны сынауды мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының паспортына және мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыны дайындаушының пайдалану құжаттамасына сәйкес жауапты қызметкерлердің басшылығымен мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыны пайдаланатын ұйым жүргізеді.

      119. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыны сынау үшін (типі мен моделіне байланысты) күш агрегаттарының қозғалтқыштары немесе негізгі атқарушы тетіктердің, компрессорлардың электр қозғалтқыштары іске қосылады, муфталарды қосады және трансмиссиялардың, редукторлардың, шығырлардың, сорғылардың, ротордың жұмысын бос жүрісте тексереді. Іштен жану қозғалтқыштарының жұмысы кезінде олардың жұмысының синхрондылығын, отынның берілуі мен шығынын, қысым мен температураны, барлық құбырлардың герметикалығын және аспаптардың көрсеткіштерін реттейді және тексереді.

      120. Егер анықталған ақаулар статикалық сынақтар жүргізуге мүмкіндік бермесе, онда ақауларды жою үшін тексеріс жүргізу тоқтатылады.

      121. Мұнараға (діңгекке) сынақ жүктемесі дайындаушының пайдалану құжаттамасының талаптарына сәйкес және мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыларүлгісіне, моделіне байланысты белгіленеді.

      122. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыға статикалық сынақтарды ұңғыманың сағасында жүргізуге жол берілмейді. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған жылжымалы қондырғылар үшін арнайы алаң таңдалады және дайындалады.

      123. Мұнай және газ ұңғымаларын жүктемемен бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыны сынау кезінде жүктемені бақылау арқанның диаметрін, сынақ жүктемесін және тальдік жүйенің пайдалы әсер коэффициентін ескере отырып, бағаналы теңеспе салмақ индикаторы бойынша жүргізіледі.

      124. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының техникалық жай - күйін бағалау конструкторлық құжаттамаға сәйкес оның сенімді және қауіпсіз пайдаланылуын қамтамасыз ететін конструкцияның, жабдық пен тораптардың техникалық жай-күйінің параметрлері бойынша, ал қалдық ресурс-техникалық жай-күйдің параметрлері бойынша жүзеге асырылады.

7-тарау. Техникалық диагностикалау нәтижелерін ресімдеу

      125. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыны диагностикалау нәтижелері бойынша техникалық диагностикалау хаттамасы ресімделеді, онда мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыны одан әрі пайдалану мүмкіндігі мен шарттары туралы немесе қайта тексеріс жүргізе отырып жөндеу жұмыстарын жүргізу немесе мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыны пайдаланудан шығару қажеттігі туралы қорытынды беріледі.

      126. Техникалық диагностикалау хаттамасын мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының техникалық жай-күйін тексеру жөніндегі комиссияның төрағасы мен мүшелері құрастырады және қол қояды.

      127. Техникалық диагностикалау жай-күйінетексеріс жүргізу хаттамасы актілермен және ақаулар ведомосімен бірге мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыны пайдаланушы ұйымда паспортпен бірге сақталады, ол мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыны одан әрі пайдалануға рұқсат беру үшін негіз болады. Техникалық диагностикалау хаттамасы мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғы паспортының ажырамас бөлігі болып табылады.

      128. Екінші данасы тексерісті орындаған аттестатталған ұйымда қалады.

      129. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыны пайдаланудың ұзартылған мерзімі шегінде одан әрі пайдалану, оны ауыстыру, жөндеу немесе жұмыс параметрлерін шектеу туралы шешімді пайдаланушы ұйым сараптамалық қорытынды негізінде және оның қорытындысына қайшы келмейтіндей етіп қабылдайды.

  Қызмет ету мерзімі өткен мұнай
және газ ұңғымаларын
бұрғылауға және жөндеуге
арналған қондырғыларға оларды
одан әрі пайдалану мүмкіндігін
айқындау мақсатында
техникалық диагностикалау
жүргізу жөніндегі нұсқаулыққа
1-қосымша

Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыға техникалық диагностикалау жүргізу туралы бұйрықтың нысаны БҰЙРЫҚ

      20__ ж. "___"_________ №___

      ______________________________________________________________

      (мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеугеарналған қондырғыларды пайдаланатын кәсіпорын-ұйымның атауы)

      бойынша

      Белгіленген қызмет ету мерзімін өтеген мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыны одан әрі пайдалану мүмкіндігін анықтау мақсатында,

      ____________________________________________________________________

      (түрі, маркасы, зауыттық №, шығарылған күні мен жылы, мүк. №)

      БҰЙЫРАМЫН:

      1. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының техникалық жай-күйіне ____ кезеңінде тексеріс жүргізілсін

      2. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғы "_____" ________________________ пайдаланудан шығарылсын

      3. Техникалық диагностикалау __________________________________ мерзімінде жүргізілсін

      4. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының техникалық жай-күйін тексеру үшін мына құрамда комиссия құрылсын:

Төраға

_______________________________________________________
(лауазымы, Т.А.Ә. (болған жағдайда))



Комиссия мүшелері

_______________________________________________________
(лауазымы, Т.А.Ә. (болған жағдайда))

Кәсіпорын басшысы

____________________________________________________
(қолы, Т.А.Ә. (болған жағдайда))

      5. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыны техникалық диагностикалау жүргізуге, жұмыс орнында нұсқама өткізуге дайындау жүктелсін:

      ______________________________

      (лауазымы, Т.А.Ә.(болған жағдайда))

      6. Бұрғылау жабдықтарын қамтамасыз ету жөніндегі қажетті құжаттаманы дайындау бас механикке жүктелсін __________________________

      (лауазымы, Т.А.Ә.(болған жағдайда))

      7. Осы бұйрықтың орындалуын бақылау_____________________ жүктелсін

      (лауазымы, Т.А.Ә. (болған жағдайда))

  Қызмет ету мерзімі өткен
мұнай және газ ұңғымаларын
бұрғылауға және жөндеуге
арналған қондырғыларға оларды
одан әрі пайдалану мүмкіндігін
айқындау мақсатында
техникалық диагностикалау
жүргізу жөніндегі нұсқаулыққа
  2-қосымша

Сараптама ұйымының мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыға техникалық диагностикалау жүргізу туралы бұйрығыныңнысаны БҰЙРЫҚ

      20__ ж. "___"___________ №______

      "Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғығатехникалық диагностикалау жүргізу туралы"

      Белгіленген қызмет ету мерзімін өтеген және шартқа сәйкес мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылау және жөндеуге арналған қондырғыны одан әрі пайдалану мүмкіндігін айқындау жөніндегі жұмыстарды жүргізу мақсатында 20___ ж. "___" _____________ №________________

      БҰЙЫРАМЫН:

      1.Бұрғылау қондырғысын техникалық сараптау үшін мынадай құрамда сараптама тобы тағайындалсын:

      __________________________ - топ жетекшісі, ____ деңгейдегі сарапшы.

      __________________________ - топ мүшесі, ____ деңгейдегі сарапшы.

      ___________________________ - топ мүшесі, ____ деңгейдегі сарапшы.

      2.Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылау және жөндеуге арналған мына қондырғыға техникалық сараптама жүргізілсін:

Бұрғылау қондырғысының түрі

Зауыттық №

Шығарылған жылы







      3.Қауіпсіздік техникасы ережелерінің сақталуына жауапкершілік топ басшысына жүктелсін.

      4.Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыны техникалық диагностикалауды жүргізу бойынша жұмыстарға шығу алдында топ дайындық жұмыстарын жүргізіп, қауіпсіздік техникасы бойынша нұсқаулықтан өтсін.

      5.Бұйрықтың орындалуын бақылау _______________________ жүктелсін

      (лауазымы, Т.А.Ә.(болған жағдайда))

      Аттестатталған ұйымның басшысы _____________________________

      (қолы, Т.А.Ә.(болған жағдайда))

  Қызмет ету мерзімі өткен
мұнай және газ ұңғымаларын
бұрғылауға және жөндеуге
арналған қондырғыларға оларды
одан әрі пайдалану мүмкіндігін
айқындау мақсатында
техникалық диагностикалау
жүргізу жөніндегі нұсқаулыққа
3-қосымша

Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыны қарап- тексеру картасының нысаны

  1-кесте

Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылау және жөндеу үшін қондырғыны қарап-тексеру картасы

Поз. №

Құрастыру бірлігінің атауы

Қарап-тексеру аймағы

Бақылау әдісі

Болжамды ақау

1

Шасси

Жүріс жақтауы

Қарап-тексеру, лупа, сызғыш, қалыңдық өлшегіш, штангенциркуль, УДБ

Арқалықтардың жарылуы, металл мен дәнекерленген жіктердегі жарықтар, қалдық пластикалық деформациялар, коррозия, бекітудің әлсіреуі, тозу

2

Діңгек тірегі, аутригерлер 

Тіректің металлы, аутригерлердің дәнекерленген арқалықтары, аутригердің тірекпен қосылыс аймағы, тірек табандықтары, тіректердің өлшеуіш құрылғысы (бұрандалар, гидродомкраттар)

Қарап-тексеру, лупа, сызғыш, жол, штангенциркуль, қалыңдық өлшеуіш, бұрандаларды түрту УДБ

Қалыптан ауытқу, қалдық пластикалық деформациялар, үзілістер, жарықтар, бүрісу, коррозия, тозу 

  1-кестенің жалғасы

3

Телескопиялық діңгек

Діңгек (жалпы), оның элементтері, жақтау және гидроцилиндрмен жалғасу орындары. Тірек және жылжымалы секцияның жалғасу орындары. Секцияларды жылжыту механизмін бекіту орындары

Қарап-тексеру, лупа, ішек, сызғыш, өлшеуіш, бұрыш өлшегіш, қалыңдық өлшегіш, штангенциркуль, УДБ

Қораптық арқалықтардың қисықтығы мен бұралуы, қабырғалардың перпендикуляр еместігі және жалпақ еместігі, дөңестігі (ойыстығы), осьтік сызықтардың ауытқуы, жарықтар, деформациялар, тозу, коррозия

4

Құбырлармен және штангалармен жұмыс істеуге арналған қалқанша және қызмет көрсету алаңдары

Тұтас алғанда алаңдар және олардың элементтері, белдіктер, қиғаштар, тор тіреулері, діңгек секциясымен жалғанған орындар

Қарап-тексеру, лупа, ішек, өлшеуіш, сызғыш, бұрыш өлшегіш, қалыңдық өлшегіш, штангенциркуль, бұрандаларды түрту

Белдіктер мен элементтердің қисықтығы, пластикалық деформациялар, жарықтар, бұралу, орнатылатын орын саңылауларының тозуы, бекітудің әлсіреуі, коррозия

5

Діңгектің көліктік тірегі

Тірек элементтері, жалғасу орындары, бекіту орындары

Қарап-тексеру, лупа, сызғыш, штанген-циркуль, УДБ

Қисықтық, пластикалық деформациялар, жарықтар, коррозиялық тозу

6

Механизмдер

Редукторлар (корпустар, біліктер, тісті дөңгелектер, тізбектер, жұлдызшалар, мойынтіректер), тежегіштер, муфталар, бекіту орындары, барабандар

Қарап-тексеру, сызғыш, сүңгілер, штангенциркуль, қалыптар, тіс өлшегіш

Корпустың, тістердің сынуы, жарықтар, тозу, ұлғайтылған саңылау, тісті бояу

7

Жүк көтергіш құрылғылар: негізгі шығыр; тарталь шығыры; қосалқы шығыр

Арқандар, блоктар, ілмек, ілгекті құрсау, арқанды сынабекітпе, жалғасу орындары, штроптар, топсақ

Қарап-тексеру, сызғыш, штангенциркуль, қалып

Арқан жіптерінің тозуы, үзілуі, коррозия, жарықтар, блоктардың тозуы және сынуы, ілгектің тозуы, жарықтар

8

Машинист кабинасы (жұмыс орны)

Кабинаны бекіту, қаңқа, есік, құлып, шыны, басқыштар және басқару иінтіректері, пульт және аспаптар, қаптама, жылытқыш

Қарап-тексеру, сызғыш

Бекітудің әлсіреуі, деформация, жарықтар, тесіктер, үзілістер,
ойыстар, коррозия

9

Гидрожабдық

Гидросорғы, гидроцилиндрлер, гидрожелілер, гидроклапандар, дистрибьюторлар, гидромуфталар, қысым релесі, гидроқұлыптар, кері клапандар, манометрлер

Қарап-тексеру, өлшеулерді орындау

Гидрожелілердегі ағу, сыну, деформация және жарықтар, ақаулық, бекіту орындарының тозуы, жарықтар

10

Пневможүйе

Компрессор, ресивер, пневможелілер, пневмомуфталар, дистрибьюторлар, клапандар, цилиндрлер, манометрлер

Қарап-тексеру, өлшеулерді орындау

Құбырдың ағуы, сынуы, деформациясы, механизмдердің ақаулығы, жарықтар, көмкермелер мен тығыздамалардың тозуы

11

Электр жүйесі

Генератор, қозғалтқыш, электр сымдары, реле, магниттік стартерлер, ток өткізгіштер, кедергілер, пульт, жарылысқа қарсы қабықтар

Қарап-тексеру, кедергіні өлшеу

Оқшаулаудың сынуы, бұзылуы, контактілердің тозуы және жануы, ақаулық

12

Қауіпсіздік құралдары

Жұмыс қозғалыстарын шектегіштердің тораптары, көрсеткіштер тораптары, бұғаттау тораптары

Қарап-тексеру, өлшеулерді орындау

Тораптардың сынуы, қосылыстардың тозуы, қосылыстардың әлсіреуі, ақаулық

13

Басқа тораптар


Қарап-тексеру

Ақаулық, тозу, бекітудің әлсіреуі

  2-кесте

Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының металл конструкциялары тораптарына тән ақауларын жою бойынша диагностика әдістері

Торап

Бақыланатын аймақ

Болжалды ақау

Эскиз

Диагностикалау әдісі

Шегі

Әрі қарай пайдалану мүмкіндігі

Ұсынымдар

1. Жүріс жақтауы (шасси жақтауы)

Тіректің артқы арқалығы

Дәнекерленген жіктердегі жарықтар: төменгі белдіктің қабырғамен қосылысы; жапсырманың аяқталу орындарында;
тік қабырғада; қабырғаның төменгі белдікпен қосылысы



 

Көзбен шолып қарап-тексеру, УДБ

-

Рұқсат етілмейді

Жөндеу

Жақтауға ось бекітуінің астында төлкенің жарықтары



 

Флюгер алынған кезде көзбен шолып қарап-тексеру

-

Рұқсат етілмейді

Төлкені ауыстыру

  2-кестенің жалғасы

2. Жүріс жақтауы (шасси жақтауы)

Артқы (соңғы) арқалық

Дәнекерленген жіктердегі жарықтар: баутесіктің тік парақтарының соңғы арқалықтың төменгі парағымен және қабырғасымен қосылысы;
баутесіктің тік парақтарының жоғарғы парақпен қосылысы; көлденең жапсырманың баутесіктің төменгі парағымен іргесіндегі қосылысы;
жақтаудың төменгі парақтарының түйіспелері
(А көрінісін қараңыз).
Төменгі баутесіктің түбіндегі негізгі металдағы жарықтар




 

Акустикалық-эмиссиялық бақылау (әрі қарай - АЭБ),
АЭ - Көзбен шолып қарап-тексеру, УДБ

-

3. Жүріс жақтауы (шасси жақтауы)

Соңғы арқалық

Шығарылатын тіректерді, қайырмалы платформаларды бекіту осінің астына баутесік саңылауларын жасау



 

Саңылаудың диаметрін штангенциркульмен ось алынған кезде өлшеу





Шығарылатын тіректердің, діңгектердің, қайырмалы платформалардың, блоктардың бекіту саусағындағы жарықтар



 

Бөлшектеусіз көзбен шолып қарап-тексеру

-

Ультрадыбыстық дефектоскопия немесе магнитті ұнтақты әдіс (әрі қарай - МҰӘ)

-

4. Діңгек

Діңгектің элементтері жұқа қабырғалы қабыршақтардан (иілген бейінді)

Өлшемдері мынадай тереңдігімен жергілікті жаншылма (0,25Q<s < 0,75Q)



 

Сызғыш пен штангенциркульдің көмегімен өлшеу





5. Діңгек

Діңгек торының дәнекерленген ажырамайтын қосылыстары

Еңістерді белдіктермен жалғаудың дәнекерленген жіктеріндегі жарықтар



 

Көзбен шолып қарап-тексеру, УДБ

-

6. Діңгек

Баутесігі бар діңгекті бекіту

Баутесіктің діңгек элементтерімен жалғау үшін дәнекерленген жіктеріндегі жарықтар



 

Көзбен шолып қарап-тексеру, УДБ

-

7. Діңгек

-

Осьтің түзусызықтығынан ауытқуы діңгек осінің биіктігі Н



 

-









8. Діңгек

Түйіспе қосылыстар

Дәнекерленген жіктердегі жарықтар



 

Көзбен шолып қарап-тексеру, УДБ

-




 

Тексеру

-

Бұрандаларды қатайтуды босату



 

Сомын немесе динамометриялық кілтпен тексеру

Тарту сәті пайдалану құжатында көрсетілген



Бұранданың үзілуі

Көзбен шолып қарап-тексеру

-

Діңгек торының дәнекерленген ажырамайтын қосылыстары

Еңістерді, бағананы белдіктермен жалғаудың дәнекерленген жіктеріндегі жарықтар



 

Көзбен шолып қарап-тексеру, УДБ

-

9. Діңгек

Діңгекті бекіту баутесіктері

Баутесікті белдікпен жалғау үшін дәнекерленген жіктегі жарықтар



 

Көзбен шолып қарап-тексеру, УДБ


Сүйемемен қосылыс саусағына сай саңылау жасау

Көтергіш жұмыс жасауы кезінде немесе штангенциркульмен бөлшектеу кезінде сызғыш көмегімен люфт бойынша тексеру






10. Діңгек

Жалпы

Ось перпендикуляры нан топсаның осіне ауытқу



 

-






Секция

Жұқа қабырғалы қабықшалардан жасалған белдік осінің немесе діңгек көлденең қимасының түзусызықтығынан ауытқу 



 

Ішек пен сызғыштың көмегімен өлшеу, УДБ





11. Діңгек тірегі

Тіреулер, баутесіктердің сүйемесі

Дәнекерленген қосылыстардағы жарықтар



 

Ішек пен сызғыштың көмегімен








 



Элементтер осінің перпендикулярлығынан ауытқу


Жұмыс кезінде сызғыштың көмегімен люфт бойынша тексеру



Діңгекпен қосылыс саусағына сай баутесік саңылауын жасау


немесе бөлшектеу кезінде штангенциркульмен тесік жасау



12. Діңгекті бекіту жақтауы

Жақтау элементтерінің дәнекерленген қосылыстары

Жақтау элементтерін жалғаудың дәнекерленген жіктеріндегі жарықтар



(Бұрылған)

Көзбен шолып қарап-тексеру, УДБ

-

13.Діңгектің көлік тіреуі, жоғарыдағы жұмысшының балконы

Торлы конструкцияның дәнекерленген ажыратылмайтын қосылыстары

Кергіштерді бекітудің дәнекерленген жіктеріндегі жарықтар



 

Көзбен шолып қарап-тексеру, УДБ

-

14. Топсалы қосылыстар

Кез келген кіндіктемір

Жіктақтай орнында пайда болған жарық



 

Бөлшектегеннен кейін көзбен шолу, түсті дефектоскопия,
УДБ-бақылау

-

Баутесік

Ось үшін саңылау диаметрін ұлғайту (өндіру)



 

Штангенциркульмен бөлшектеу кезінде ось үшін саңылау диаметрін өлшеу





Баутесік

Кіндіктемір осіне сай саңылау жасау



 

Штангенциркульмен бөлшектеу кезінде ось үшін саңылау диаметрін өлшеу





  Кестенің жалғасы

Рұқсат етілмейді

Жөндеу

Рұқсат етіледі

-

Рұқсат етілмейді

Жөндеу

Рұқсат етілмейді

Осьті ауыстыру

Дәл солай

Дәл солай

Рұқсат етіледі

-

Рұқсат етілмейді

Жөндеу

Рұқсат етілмейді

Жөндеу

Рұқсат етілмейді

Жөндеу

Рұқсат етіледі

-

Рұқсат етілмейді

Жөндеу

Рұқсат етілмейді

Жөндеу

Тартқышты әлсіретуге жол берілмейді

Тарту

Тартқышты әлсіретуге жол берілмейді

Тарту

Кем дегенде бір бұранда үзілген кезде рұқсат етілмейді

Бұранданы ауыстыру

Рұқсат етілмейді

Жөндеу

Жол берілмейді

Жөндеу

Рұқсат етіледі

-

Рұқсат етілмейді

Жөндеу

Рұқсат етіледі

-

Рұқсат етілмейді

Жөндеу

Рұқсат етіледі

-

Рұқсат етілмейді

Жөндеу

Рұқсат етіледі

-

Рұқсат берілмейді

Жөндеу

Рұқсат етіледі

-

Рұқсат етілмейді

Жөндеу

Рұқсат етілмейді

Жөндеу

Рұқсат етілмейді

Жөндеу

Рұқсат етілмейді

Кіндіктемірді ауыстыру

Рұқсат етіледі

Рұқсат етілмейді

Кіндіктемірді ауыстыру

Рұқсат етіледі

Рұқсат етілмейді

Жөндеу

  3-кесте

Сараптамаға жататын мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының техникалық құрылғыларының үлгі тізбесі және бақылау әдістері

№ р.с.

БҚ тексеріс жүргізілетін торабы

Бақылау орны

Бақылау әдісі


Барлық бақыланатын тораптардағы тақтайшалар

Жабдық/құрылғы

Бар болуы және сәйкестігін көзбен шолып тексеру

1. Мұнара (мұнаралы, А-тәрізді діңгекті)

2


қада

Көзбен өлшегіш бақылау (әрі қарай - КӨБ), түзулікті бақылау (әрі қарай - ТБ), ультрадыбыстық қалыңдығын өлшеу (әрі қарай - УДҚ)

3


көлденең тор элементтері

КӨБ, ТБ, УДҚ

4


тор элементтері көлденең

КӨБ, ТБ, УДҚ

5


үшкіл темір

КӨБ, ультрадыбыстық дефектоскопия (әрі қарай – УДД)

6


фланецтер

КӨБ,құйынды токтық бақылау (әрі қарай - ҚТБ), ТБ

7


көлденең тартқыштар

КӨБ

8


муфталар

КӨБ

9


талрептер

КӨБ

10


белдіктер

КӨБ, ТБ, УДҚ

11


жоғарғы жұмыс платформасы

КӨБ, ТБ

12


баспалдақтар

КӨБ

13


қоршаулар

КӨБ

14


баутесіктер

КӨБ, ТБ, магниттік дефектоскопия (әрі қарай - МД)

15


саусақтар

КӨБ, ТБ

16


қосалқы шығырдың айналма аунақшасы

КӨБ

17


жартылай қамыттар

КӨБ, МҰД

18


сақтандыру арқандары (қысқыштардың болуы, саны, тозуы)

КӨБ

19


бекіту элементтері (керу, сіргелеу)

КӨБ

20


кронблокқа арналған алаң

КӨБ, УДД



3-кестенің жалғасы

21


мұнара тіректерінің шарлы тіректері

КӨБ

2. Негіз

1


алаңдар

КӨБ

2


шамдар

КӨБ

3


роторға арналған арқалық

КӨБ, УДҚ

4


жүк көтергіш фермалар, жақтаулар

КӨБ

5


лонжерондар

КӨБ, ТБ

6


бағыттаушы

КӨБ

7


қозғалыс және туралау механизмі

КӨБ

8


саусақтар

КӨБ, ҚТБ

9


бекіту элементтері (тартылу, кідіртпесомынның болуы)

КӨБ

10


тартқыштар

КӨБ, ТБ

3. Механизм, (мұнараны көтеру құрылғысы) МКМ (МКҚ)

1


портал

КӨБ, ТБ, УДҚ

2


сүйемелер

КӨБ, ТБ, УДҚ

3


тіреулер

КӨБ

4


фиксаторлар (сақтандыру)

КӨБ

5


саусақтар

КӨБ

6


бекіту элементтері (керу)

КӨБ

7


Арқанның жай-күйі (тозуға сертификаттың бар болуы)

КӨБ

4. Түсіру-көтеру механизмдерінің кешені (ТКМК)

1


орнату, жебе механизмі бар шамдарды қапсыру механизмі

КӨБ

2


жылжымалы центратор

КӨБ

3


автоматты элеватор

КӨБ

4


тарақ (сақтандыру, бекіту)

КӨБ

5


КТА балконы, (сақтандыру, бекіту)

КӨБ

6


шамдалдар

КӨБ

5. Көпірлердегі кран

1


тіреу

КӨБ

2


жебе

КӨБ, ТБ

3


сүйемелер

КӨБ

4


саусақтар

КӨБ

5


баутесіктер

КӨБ

6


редуктор

КӨБ

6. Ілгек блок (таль блогы)

1


тегердің қаптамасы

КӨБ

2


тегерлер

КӨБ, ҚТБ

3


тегерлер осі

УДД

4


штроптардың аспасының ілмектері

КӨБ, ҚТБ

5


негізгі ілмек

КӨБ, ҚТБ

6


серіппе

КӨБ

7


жастық

КӨБ, ҚТБ

8


ілмек ашасының ілгішегі

КӨБ

9


штроп бекітпесінің баутесігі

КӨБ, МҰД



3-кестенің жалғасы

10


АЭ аспасының штроптары

КӨБ, УДД

7. Кронблок

1


тегерлер

КӨБ, ҚТБ

2


кронблок жақтауы

КӨБ, ҚТБ

3


тегердің қаптамасы

КӨБ

4


тегерлер осі

УДД

8. Бұрғылау шығыры

1


шығыр жақтауы, негізге бекіту (керу)

КӨБ

2


барабан

КӨБ, ҚТБ

3


тежегіш тегерлер

КӨБ, ҚТБ

4


тежегіш таспалар (реттеуді бақылау)

КӨБ, УДД

5


тежегіш қалыптардың тозуы (тозудың біркелкілігі)

КӨБ

6


құлақшалары бар бұрандалар, саусақтар

КӨБ, ҚТБ

7


белдік тежегішінің теңгерушісі

КӨБ, ҚТБ

8


тізе білігінің жартылай тұтқалары

КӨБ

9


тежегіш тұтқасы

КӨБ

10


цилиндр

КӨБ

11


муфталар

КӨБ, ҚТБ

12


тізбектер, жұлдызшалар

КӨБ, ҚТБ

13


Шина-пневматикалық муфталар

КӨБ

14


ауа өткізгіш

КӨБ

15


редуктор (жұлдызшалар, тізбектер)

КӨБ

9. Қосалқы шығырлар

1


шығыр жақтауы, негізге бекіту (керу)

КӨБ

2


барабандар

КӨБ, ҚТБ

3


үйкеліс муфтасы (іске қосу)

КӨБ

4


Тежегіш тегер

КӨБ, ҚТБ

5


тежегіш қалыптарының тозуы (тозу біркелкілігі)

КӨБ

6


айналма аунақшалар

КӨБ, ҚТБ

7


тізбек

КӨБ

10. Манифольд

1


тегеурін сызығы

УДҚ, УДД

2


шланг (сақтандыру)

КӨБ

11. Бұрғылау сорғысы, гидравликалық қорап

1


пневмокомпенсатор

КӨБ

2


сақтандырғыш клапан (іске қосу)

КӨБ

3


Қосиінді-бұлғақты механизм

КӨБ

4


тегер

КӨБ

12. Топсақ

1


топсақ корпусы

КӨБ, УДД

2


саусақтар

КӨБ, ҚТБ

3


ұңғы

УДҚ, ҚТБ

  3-кестенің жалғасы

4


аударғы

УДҚ, ҚТБ

5


штроп

КӨБ, УД

6


бұру

УДҚ, УДД

7


топсақ аспасы

КӨБ, УДД

13. Арқанды бекіту механизмі

1


корпус, негізге бекіту (керу)

КӨБ

2


барабан

КӨБ, ҚТБ

3


саусақ

КӨБ

4


шектеу жолақтары

КӨБ

5


консоль

КӨБ, ҚТБ

6


тартқыш (бекіткіш)

КӨБ, ҚТБ

7


қысқыш планка

КӨБ, ҚТБ

8


ішпек

КӨБ, ҚТБ

14. Ауа жинағыш

1


корпус (сопақша)

КӨБ, механикалық сынақтар (әрі қарай - МС)

2


түбі

МС, УДҚ, гидравликалық сынақ (әрі қарай - ГС)

3


штуцерлер (дөңесше)

капиллярлық дефектоскопия (әрі қарай -КД), ГС

4


сақтандырғыш клапан (іске қосу)

КӨБ

15. Дайындаушы мен қауіпсіздік қағидаларда көзделген бұғаттау

болуы, сәйкестігі, іске қосылуы

16. Салмақ өлшеу жүйесі. Бар болуы, түрі

салмақ өлшеу жүйесінің салыстырып тексеру сертификаттары, дәлдігін белгілеу

17. Құжаттама

1


паспорт

бар болуы және сәйкестігі (жүргізілген жөндеулер туралы мәліметтер, метрмен үңгілеу, монтаждау-демонтаж, дефектоскопия актілері)

2


жүргізілген сараптамаға құжаттар

сараптама қорытындысы, жаңғыртуға арналған құжаттар

Ескертпелер:
1 Техникалық диагностикалау жүргізу кезінде бұзбай бақылау әдістерінің қолданылуы мен санын топ басшысы анықтайды;
2 Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыларды пайдаланатын ұйыммен келісім бойынша техникалық диагностикалауға жататын техникалық құрылғылардың тізбесі толықтырылуы мүмкін.
3 Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғы түрін ескеру қажет.
Қысқарған сөздер:
КӨБ - көзбен шолу және өлшеуіш бақылауы.
ҚТБ - құйын тоқ бақылау.
УДБ - ультрадыбыстық бақылау.
УДҚ - ультрадыбыстық қалыңдық өлшеу.

  3-кестенің жалғасы

МК - магнитті дефектоскопия.
КД - капиллярлық дефектоскопия.
ТБ - түзусызықтықты бақылау.
МИ - механикалық сынақтар.
ГИ - гидравликалық сынақтар.

  Қызмет ету мерзімі өткен мұнай
және газ ұңғымаларын
бұрғылауға және жөндеуге
арналған қондырғыларға оларды
одан әрі пайдалану мүмкіндігін
айқындау мақсатында
техникалық диагностикалау
жүргізу жөніндегі нұсқаулыққа
4-қосымша

Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған діңгектер мен орнату негіздерінің негізгі элементтерінің металының химиялық құрамы мен механикалық қасиеттерін анықтау үшін сынама іріктеу

      1. Діңгектің немесе мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыларнегізінің негізгі элементтерінің конструкцияларынан металды химиялық талдау үшін бір сынамадан алады. Сынамаларды мынадай жағдайларда алады:

      1) жоғарғы, төменгі белдеулерден және арқалықтардың тік қабырғаларының сығылған аймағынан тұтас қабырғалы конструкциялар үшін;

      2) фермалық құрылымдар үшін - ферманың жоғарғы, төменгі белдіктерінен, тірек жақтауларынан және екі орта жақтаулардан.

      2. Егер бас фермада металл конструкцияларын жөндеу кезінде қойылған еңістер болса, олар үшін металға талдау жасалады (егер жөндеу кезінде пайдаланылған металға деректер болмаса):

      арқалық-фермалық құрылымдар үшін - жоғарғы, төменгі белдеулерден және арқалықтардың тік қабырғасынан, ферманың жоғарғы, төменгі белдеулерінен.

      3. Сынама кемінде 30 г болып белгіленеді. Сынама алу орнындағы элементтің беткі қабаты бояудан, тоттан, қабыршақтан, майдан және ылғалдан (металл жылтырына дейін) мұқият тазартылады.

      4. Талдау үшін жоңқа пневмоқашаумен элементтің жиегінен немесе саңылауды бұрғылау арқылы алуға болады.

      Егер жоңқа қашаумен алынса, онда сынаманы алу орны жиектің бірқалыпты сызығын қамтамасыз ете отырып ажарлау машинасымен өңделеді.

      Жоңқа алу үшін бұрғылау металдың бүкіл қалыңдығына жасалады. Бұрғылаудан кейін саңылаулар балқытылып бекітілмейді. Қажет болған жағдайда дренажды қамтамасыз ету.

      5. Сынама өзектерінің элементтерінде фасканың немесе дәнекерлеу жігінің ұшынан элементтің ең үлкен көлденең өлшемінен екі есе кем емес қашықтықта іріктеледі.

      6. Саңылаудың жиегінен негізгі элементтің жиегіне дейінгі қашықтық кемінде 15мм болып белгіленеді.

      7. Дәнекерленген фермалық және табақтық құрылымдар үшін бұрғылау диаметрі 8-10мм.

      8. Сынама буып-түйіледі және таңбаланады. Іріктелген сынамаларға сынама алынған негізгі элемент көрсетілген ведомость жасалады.

      9. Жоңқа алынғаннан кейін саңылаулар берік бітеледі.

      10. Металдың механикалық қасиеттерін айқындау мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғы конструкцияларының паспорттарында болат маркасына сертификаттар болмаған жағдайда немесе металл конструкция паспортында көрсетілген сертификаттарға және болат маркасына қатысты сызба талаптарына сәйкес келмейді деп пайымдауға негіз бар.

      11. Үлгілерді сынау кезінде оң және теріс температурада болаттың аққыштық шегін, үзілуге уақытша кедергісін, салыстырмалы ұзаруын және соққы тұтқырлығын анықтайды.

      12. Механикалық қасиеттерін анықтау үшін металл үлгілері мұнара, негіз конструкциялардың металл конструкцияларының ең ауыр жүк көтергіш элементтерінен кесіліп, содан кейін үлгіні кесу орындарын элементтің бастапқы жұмыс жағдайына дейін қалпына келтіреді.

      Эскизде көрсетілген сынамаларды іріктеу орындары дайындаушымен келісіледі. Эскиз тораптың паспортына қоса беріледі.

      13. Іріктелген дайындамаларға керн немесе бояумен таңба салынады. Элементті, кесу орнын және таңбаны көрсете отырып, ведомость жасалады.

      14. Элементтің ең аз күш әсер ету учаскелерінде сынама алуды жүргізіледі.Табақ конструкцияларынан үлгілерге арналған дайындамаларды кесу кезінде илектеу бағытын ескеру қажет.

      Сынамаларды алу орындары ең жақын ішкі қаттылық қабырғасынан, элементтің шетінен немесе дәнекерлеу жігінен 70мм-ден кем болмайтын шегініспен белгіленеді.

      15. Кестеде металды химиялық талдау нәтижелерін ұсыну нысаны көрсетілген.

  Кесте

Металды химиялық талдау нәтижелері

Сынамаларды іріктеу орындары көрсетілген сурет*

Химиялық талдау нәтижелері

Болат маркасы






















Қорытынды: ______________________________________________________________________
______________________________зертханасында химиялық талдау жүргізілді
(атауы)
"_____"______________200_ж.
Лаборант________________________________________ Т.А.Ә. (болған жағдайда)
қолы
Зертхана басшысы________________________________ Т.А.Ә. (болған жағдайда)
қолы

  Қызмет ету мерзімі өткен
мұнай және газ ұңғымаларын
бұрғылауға және жөндеуге
арналған қондырғыларға оларды
одан әрі пайдалану мүмкіндігін
айқындау мақсатында
техникалық диагностикалау
жүргізу жөніндегі нұсқаулыққа
5-қосымша

Нысан

Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының техникалық диагностикалау ХАТТАМАСЫ

      үлгісі______ зауыт.№ ______ мүк. № _____

_______________

20___ ж. "___" _____________

      Комиссия құрамы:

      Төрағасы_____________________________________

      (лауазымы, Т.А.Ә.(болған жағдайда), өкілеттілігі)

      Мүшелері:________________________________________

      (лауазымы, Т.А.Ә.(болған жағдайда), мамандығы)

      _______________________________________________________________тиесілі

      (Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыны пайдалананатын ұйым)

      ___ жылы ____________________ дайындаған, пайдалануға ___ жыл енгізілген ________________ зауыт. № _______________ , регистр. № _________________

      бұрғылау қондырғысының (оның торабының), моделінің техникалық жай-күйіне тексеріс жүргізілді.

      1. Бұрғылау қондырғысы туралы деректер (паспорт және құжаттамадан)

      ____________________________________________________________________

      (жұмыс режимінің тобы)

      ____________________________________________________________________

      (жүргізілетін жөндеулер және негізгі тораптарды ауыстыру)

      ____________________________________________________________________

      (негізгі техникалық деректер)

      ____________________________________________________________________

      (пайдаланушы персоналдың ескертпелері)

      ____________________________________________________________________

      (металл туралы деректер)

      2. Металл конструкцияларының техникалық диагностикалау нәтижелері

      Бұзбай бақылау әдісі __________________________________________________ (акустикалық-эмиссиялық, ультрадыбыстық, капиллярлық.)

      Бұзбай бақылау әдісімен диагностикаланатын элементтер мен тораптар _______

      Шасси жақтауы______________________________________________________

      (жарықтар, деформациялар, бұзылулар.)

      Тірек тораптары (оның ішінде гидродомкраттық тіректер)___________________

      (жарықтар, деформациялар, майысулар.)

      Мұнараның (діңгектің) тірек жақтауы ________________________________

      (жарықтар, деформациялар, майысулар.)

      Мұнара(діңгек)_______________________________________________________

      (жарықтар, деформациялар, бұзылулар.)

      Жоғарғы жұмысшының балконы _______________________________________

      (жарықтар, деформациялар, бұзылулар.)

      Құбырлар мен қарнақтарды орнатуға арналған жабдық_____________________

      (жарықтар, деформациялар, бұзылулар)

      Кронблок __________________________________________________________

      (жарықтар, деформациялар, бұзылулар.)

      Діңгектіңсүйеу тіреуіші______________________________________________

      (жарықтар, деформациялар, бұзылулар.)

      Топсалы қосылыстар __________________________________________________

      (жарықтар, деформациялар, бұзылулар.)

      Бұрандалы қосылыстар _______________________________________________

      (жарықтар, тартудың әлсіреуі)

      3. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылау және жөндеу үшінқондырғысының бос жүрістегі жұмысы:

      Қозғалыс механизмдері______________________________________________

      Негізгі шығыр_______________________________________________________

      Тарталь шығыры ___________________________________________________

      Қосалқы шығыр____________________________________________________

      Діңгекті көтеру механизмі____________________________________________

      Діңгекті жылжыту механизмдері _______________________________________ Аутригерлер_____________________________________________________

      Басқару тұтқалары мен педальдары _____________________________________

      Бұрандалы қосылыстар (бекіткіштер)___________________________________

      Жұмыс сұйықтығының (ауаның, майдың) ағу орындары ___________________

      Басқа ескертпелер ___________________________________________________

      4. Механизмдерге, агрегаттарға және аспалы жабдыққа тексеріс жүргізу нәтижелері:

      1) Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылау және жөндеу қондырғысының механизмдері

      Негізгі шығыр _______________________________________________________

      Тарталь шығыры ____________________________________________________

      Қосалқы шығыр _____________________________________________________

      Негізгі шығыр арқаны________________________________________________

      Тарталь шығырының арқаны ________________________________________

      Қосалқы шығыр арқаны ______________________________________________

      Өзге арқандар мен тартқыштар_________________________________________

      Таль жүйесі (кронблок, таль блогы, ілмек блогы)_________________________

      Ілгектер_____________________________________________________________

      Діңгекті көтеру механизмдері _________________________________________

      Діңгекті жылжыту механизмдері ______________________________________

      Аутригерлер ______________________________________________________

      Басқа механизмдер ___________________________________________________

      2) Гидрожабдықтар

      Гидрожүйе ыдысы __________________________________________________

      Гидросорғылар ___________________________________________________

      Гидромоторлар_______________________________________________________

      Гидроцилиндрлер __________________________________________________

      Гидротаратқыштар____________________________________________________

      Гидроклапандар ____________________________________________________

      Гидросызықтар_______________________________________________________

      Гидромуфталар_______________________________________________________

      Өзге де гидрожабдықтар______________________________________________

      Ағу орындары ______________________________________________________

      3) Пневможүйелер Компрессор

      ________________________________________________________

      Ресивер______________________________________________________________

      Пневмоклапандар ___________________________________________________

      Пневмотаратқыштар _________________________________________________

      Пневмомуфталар ____________________________________________________

      Пневмосызықтар ____________________________________________________

      Өзге де

      пневможабдықтар __________________________________________

      Ағу орындары _______________________________________________________

      4) Электр жабдығы

      Генератор ________________________________________________________

      Электр қозғалтқыштар ____________________________________________

      Магниттік іске қосқыш ___________________________________________

      Ток алғыштар _____________________________________________________

      Ұстатқыштар ______________________________________________________

      Электр сымдары ___________________________________________________

      Басқа электр жабдықтары ____________________________________________

      5) Машинист кабинасы

      Бекіту қаттылығы ___________________________________________________

      Шынылау және оқшаулау_____________________________________________

      Қорғаныс құрылғыларымен жарақталуы__________________________________

      6) Қауіпсіздік құралдары

      Бақылау пульті _______________________________________________________

      Күштер датчигі ____________________________________________________

      Ілмекті көтеру биіктігін шектегіш _______________________________________

      Жұмыс қозғалысын шектегіш __________________________________________

      Құлыптау __________________________________________________________

      Сақтандырғыш клапандарын реттеу ____________________________________

      7) Бұрғылау қондырғысының өзге тораптары

      5. Қауіпсіздік аспаптарының жұмысын тексеру

      6. Қосымша ескертулер

      7. Қорытынды

      ________ № ______ мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылау және жөндеу қондырғысының техникалық жай-күйінетексеріс жүргізу негізінде

      комиссия _______________________________________________________________

      (қандай жағдайларда, қандай жұмыс сипаттамаларында, қандай мерзімге (3 жылға дейін) қауіпсіз пайдалану мүмкіндігін көрсету не ақауларды жоюға жіберу

      және мерзімінде қайта ұсыну)

      Қосымша: р.с. бойынша актілер ________________________________________

      Ақаулар ведомосі ____________________________________________________

      Қарап-тексеру картасы ________________________________________________

Қолдары:


Комиссия төрағасы

___________________________
(Т.А.Ә.(болған жағдайда))

Комиссия мүшелері:

_________________________________
(Т.А.Ә. (болған жағдайда))
_________________________________
(Т.А.Ә. (болған жағдайда))

  Қызмет ету мерзімі өткен мұнай
және газ ұңғымаларын
бұрғылауға және жөндеуге
арналған қондырғыларға оларды
одан әрі пайдалану мүмкіндігін
айқындау мақсатында
техникалық диагностикалау
жүргізу жөніндегі нұсқаулыққа
6-қосымша

Коррозия әсеріне ұшырайтын мұнараның металл конструкицясының қалдық ресурстарын есептеу

      Коррозияға ұшырайтын металл конструкцияларының қалдық ресурсы мына формула бойынша анықталады:



      мұнда: Sф - элемент қабырғасының нақты ең аз қалыңдығы, мм;

      Sе - элемент қабырғасының есептік (ең аз рұқсат етілген) қалыңдығы, мм;

      а - біркелкі коррозия жылдамдығы, мм/жыл.

      Егер салмақ түсетін элементтер қабырғаларының қалыңдығының N өлшеу жиілігі 3-тен аспаса, (1) формула пайдаланылады.

      Біркелкі коррозия жылдамдығы келесі тәртіппен анықталады.

      Егер кезекті тексерісті жүргізгеннен кейін қаралып отырған тексеріс кезінде алынған Ѕф (t1) бақыланатын параметрінің бір ғана өлшемі болса, онда коррозия жылдамдығы мынадай формула бойынша айқындалады:



      мұнда

      Sа - элемент қабырғасының атқарушы қалыңдығы, мм;

      С0 - прокат қабырғасының қалыңдығына плюстік шақтама, мм;

      t1 - пайдалану басталған сәттен бастап тексеріс сәтіне дейінгі уақыт, жыл.

      Егер кезекті тексеріс жүргізілгеннен кейін Sф(t2), Sф(tl) бақыланатын параметрінің екі өлшемі болса, онда коррозия жылдамдығы мынадай формула бойынша анықталады:



      мұнда

      Sф(t1), Sф(t2)- тиісінше бірінші және екінші тексерістер жүргізу кезінде анықталған қабырғаның нақты қалыңдығы, мм;

      tl, t2 - пайдалану басталған сәттен бастап тиісінше бірінші және екінші тексеру сәтіне дейінгі уақыт, жыл;

      К1 - сенімді ықтималдығы g= 0,7-0,95 болатын коррозияның орташа күтілетін жылдамдығының коррозияның кепілдік берілген жылдамдығынан айырмашылығын ескеретін коэффициент;

      К2 - бақыланатын параметрдің неғұрлым дәл (сызықты емес) өзгеру заңдары бойынша есептелген коррозия жылдамдығынан сызықтық заң бойынша коррозия жылдамдығын анықтаудың қателігін ескеретін коэффициент.

      К1 және К2 коэффициенттерінің мәндерін К1 =0,5-0,75; К2 =0,75-1,0 шегінде қабылдау жөн керек. Бұл ретте К1 және К2 үлкен мәндері коррозияның нақты жылдамдығы болмашы (жылына 0,1мм-ден кем) және коррозияның жалпы шамасы коррозияға жобалық үстемеден (2-3мм) аспаған кезде қабылданады. К1 және К2-нің кіші мәндері коррозияның айтарлықтай жылдамдығымен және коррозияның жобалық өсімінен асатын коррозияның жалпы мөлшерімен қабылданады.

  Қызмет ету мерзімі өткен мұнай
және газ ұңғымаларын
бұрғылауға және жөндеуге
арналған қондырғыларға оларды
одан әрі пайдалану мүмкіндігін
айқындау мақсатында
техникалық диагностикалау
жүргізу жөніндегі нұсқаулыққа
7-қосымша

Нақты жай-күйі бойынша мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының металл конструкцияларының көтергіш қабілетін есептеу

      1. Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыларынесептеу

      Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыларынесептеу мұнараның соңғы-элементтік өзекті моделі түрінде іске асырылатын деформацияланған схема бойынша (жүктеме кезінде элементтердің деформациясын ескере отырып) бірыңғай кеңістіктік жүйе негізінде жүргізіледі.

      Кеңістіктік есептеуді діңгектерді есептейтін жобалау-есептеу кешендерін (мысалы, SCAD Office, SUDM) пайдалана отырып орындалады.

      Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыларыдіңгек элементтерінің өз салмағынан, тартқыштардан және жабдықтың салмағынан анықталатын тұрақты жүктемелерге және қосымша жүктемелерге (мысалы, жел, қар) тап болады. Мұнаралар мен діңгектерді есептеу кезінде авариялық сипаттағы (соқпалы, жарылғыш) жүктемелер есепке алынбайды, себебі олар уақытша болып табылады.

      Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыларға(діңгекке) әсер ететін жүктемені неғұрлым ауыр жағдайлар үшін (бұрғылау немесе шегендеу құбырларының неғұрлым ауыр бағанасын көтеру) анықтайды.

      Құрылымдық болат үшін fy аққыштық шегі мен fu уақытша кедергісінің номиналды мәндері мыналарға тең қабылданады:

      1) fy = Reh и fu = Rm тікелей прокатқа арналған стандарт бойынша (дайындаушы зауыттардың немесе жеткізушілердің деректері бойынша);

      2) Ішкі күштер мен кезеңдерді серпімді жалпы есептеу арқылы анықтау керек.

      Көтергіш қабілеттіліктің есептік мәндері көлденең қималардың жіктелуіне байланысты, оларды ҚР НТҚ 03-03-1.1(2.1)-2012 сәйкес қабылдау қажет.(ҚР ҚН EN 1993-3-1 (2):2006/2011) "Болат конструкцияларды жобалау. Бөлігі. Болат мұнаралар, діңгектер және түтін мұржалары" (бұдан әрі-ҚР ҒТБ 03-03-1.1(2.1)-2012).

      2. Діңгек тартқыштарының көтергіш қабілетін анықтау

      Тартқыштардың алдын ала кернеулі элементтерінің шекті жағдайын тексеру кезінде ҚР НТҚ 03-03-1.1(2.1)-2012 сәйкес шарт орындалады:



      мұнда

      FEd - арқанға әсер ететін осьтік күштің есептік мәні;

      FRd - созылуға есептелген кедергі.

      Тиісті диаметрлі арқаннан 1 қатқабаттың тартқыштары үшін FRd есептік кедергісі мынадай формула бойынша анықталады:



      мұнда

      gR - жеке қауіпсіздік коэффициенті,

      Fuk - 1 қатқабаттың тартқыштарының созылған элементтері үшін анықталатын үзілу беріктігінің сипаттамалық мәні



      мұнда

      ke = 0,8-ҚР НТҚ 03-03-1.1(2.1)-2012 сәйкес қабылданатын U-тәрізді бұранда-қамыттар үшін шығын коэффициенті;

      Fmin- ҚР СТ EN 12385-2 "Сым болат арқандар. Қауіпсіздік. 2-бөлім. Терминдер мен анықтамалар, белгіленуі мен жіктеу" сәйкес К, d және Rr мәндері үшін анықталатын минималды үзілу күші.

      ҚР НТҚ 03-03-1.1(2.1)-2012 сәйкес сай диаметрлі арқан үшін:



      мұнда

      Rr - арқан маркасы;

      d – арқанның диаметрі, мм;

      К – үзілуге әсер ету коэффициенті (ҚҚР НТҚ 03-03-1.1(2.1)-2012 сәйкес).

      gMg = 2,0 кезінде тартқыштар мен олардың бекітпелерінің кедергісі үшін қауіпсіздіктің жеке коэффициенті кезінде 1 қатқабаттың тартқыштар үшін FRd есептік кедергісі мынадай болады:



      Параметрлері Еурокод талаптарына сәйкес айқындалған материалдарды қолдану кезінде Қазақстан Республикасының Құрылыс нормаларыныңҰлттық қосымшаларында жеке қауіпсіздік коэффициенттерінің мәндері қолданылады:

      аққыштық элементінің кедергісі (қиманың беріктігі) уМ0 = 1,00;

      тұрақтылық элементінің кедергісі gМ1 = 1.00;

      бұрандалы саңылаулардағы нетто қимасының кедергісі gМ2 = 1,25;

      тартқыш және оларды бекіту кедергісі gМg = 2,00;

      оқшаулау материалдарының кедергісі gМi = 2,50.

      1 қатқабатты тартқыштардың көтергіштік қабілетін тексеру кезінде мына шарт орындалалады:



      Арқанның пайдалану жарамдылығы бойынша шекті жай-күйі үшін Fuk үзілу беріктігіне байланысты suk шекті кернеулерін анықтау қажет:



      мұнда

      Am - арқанның металл элементтерінің қима ауданы.

      Келесі қабаттың тартқыштарының көтергіш қабілетін тексеру бойынша ұқсас есеп арқанның маркасы мен мөлшерін ескере отырып жүргізіледі.

      Тартқыштардың шекті жағдайы бойынша шарттар орындалмаған кезде диаметрі үлкейтілген арқан көзделуі қажет.

      3. Діңгек ұңғысының қаттылығының (еңістерінің) негізгі байланыстарының көтергіш қабілетін анықтау.

      Діңгек қаттылығының (еңісінің) негізгі байланысының тұрақтылығын тексеру мына шартқа сәйкес:



      мұнда

      NEd - SCAD Office бағдарламасы бойынша есептеу кезінде алынған максималды күш түсірумен схема бойынша қабылданатын қысу күшінің есептік мәні;

      Nb,rd - тұрақтылық бойынша сығылған элементтің жүк көтергіштігінің есептік мәні.

      h төмендету коэффициентін ескере отырып, Nb,Rd тұрақтылығы бойынша діңгек қаттылығының (еңісінің) негізгі байланысының көтергіш қабілетінің есептік мәні мына формула бойынша анықталады:



      мұнда

      c – тұрақтылықтың шығын қисығы үшін төмендету коэффициенті;

      А – қима ауданы;

      YM1 - жеке қауіпсіздік коэффициенті;

      fy- материалдың аққыштық шегі.

      4. Діңгек ұңғысының қаттылығының (кергішінің) негізгі байланыстарының көтергіш қабілетін анықтау.

      ҚР НТҚ 03-03-1.1(2.1)-2012 бойынша екі жағынан да қатаң бекіту үшін тиімді икемділік коэффициенті анықталады:



      мұнда


- құрылымдық элементтің өлшеміне және оның жағдайына байланысты икемділік.

      Қаттылықтың (қисаюдың) негізгі байланысының тұрақтылығы мына шартты қанағаттандырады:



      h төмендету коэффициентін ескере отырып, Nb,Rd тұрақтылығы бойынша діңгек қаттылығының (кергішінің) негізгі байланысының көтергіш қабілетінің есептік мәні мына формула бойынша анықталады:



      5. Жел жүктемелерін анықтау

      Жел жүктемелерін анықтау кезінде ҚР НТҚ 03-03-1.1(2.1)-2012 талаптарын басшылыққа алынады:

      6. Тозығы жету үшін қауіпсіздікті бағалау

      Тозығы жету үшін қауіпсіздікті бағалау мына формула бойынша есептеледі:



      мұнда

      l - DsЕ Nc = 2 × 106 өтпесінің цикліне эквивалент коэффициент;

      DsЕ - N циклімен байланысты кернеу диапазоны, қажет болған жағдайда кернеу концентрациясының коэффициентін ескеру керек.

      l эквиваленттік коэффициенті төмендегідей анықталады:



      мұнда

      m - S-N қисығының көлбеуі (бұзылуға дейінгі циклдар саны - N, тозығы жету беріктігі - S).

      Тартқыштардың қабылданған жаңа қималары үшін нақты жобаларды әзірлеу кезінде діңгектің жаңа есебін орындау қажет, сондай-ақ лацмендік және анкерлік тораптар, қаттылық байланыстарын бекіту тораптары (діңгек торлары) есептеледі.

  Қызмет ету мерзімі өткен мұнай
және газ ұңғымаларын
бұрғылауға және жөндеуге
арналған қондырғыларға оларды
одан әрі пайдалану мүмкіндігін
айқындау мақсатында
техникалық диагностикалау
жүргізу жөніндегі нұсқаулыққа
8-қосымша

Таль жүйесінің тозған бөлшектерінің жүк көтергіштігін есептеу

      1. Бір тармақты, ілмекті және екі тармақты (топсақты) штроптар

      Тозған топсақтардың жүк көтергіштігі мына формулалар бойынша есептеледі:

      1) баутесіктің дөңгелек қимасы:



      мұнда

      QТ- тозған штроптың жүк көтергіштігі, кН;

      QП - жаңа штроптың жүк көтергіштігі (паспорттық жүк көтергіштігі), кН;

      hТ - тозған қиманың биіктігі, мм;

      hП - тозбаған қиманың биіктігі, мм;

      2) баутесіктің тамшы тәрізді қимасы:



      Бір тармақты және ілмекті штроптар үшін жүк көтергіштік шамасы ретінде екі баутесіктің ең азы болып қабылданады.

      Штроп баутесігінің тозу шамасы (қима биіктігінің төмендеуі) аспауы тиіс:

      1) дөңгелек қима үшін – 14%;

      2) тамшы тәрізді қима үшін – 10%.

      Штропты одан әрі пайдалану үшін 1 жылдан кем емес кезеңділікпен немесе бұрғылаудың жаңа нүктесіне негізін ауыстырғанда тоза бастаған жарықтардың болуына дефектоскопия жүргізу қажет. Жарықтар болған жағдайда одан әрі пайдалануға жол берілмейді.

      2. Элеваторлар, траверстер

      Тозған элеваторлар мен траверстердің жүк көтергіштігі мынадай формула бойынша есептеледі:



      мұнда

      QИ - тозған тораптың жүк көтергіштігі, кН;

      QП - жаңа тораптың жүк көтергіштігі (паспорттық жүк көтергіштігі), кН;

      IИ - байланыс аймағындағы тозған қиманың инерция моменті, мм4;

      IП - тозбаған қиманың инерция моменті, мм4.

      Қиманың тозу шамасы (қима биіктігінің төмендеуі) 8% - дан аспауы тиіс.

      Тораптарды одан әрі пайдалану үшін тоза бастаған жарықтардың болуына штроптарға ұқсас дефектоскопия жүргізу қажет.

      Жарықтар болған жағдайда одан әрі пайдалануға жол берілмейді.

  Қызмет ету мерзімі өткен мұнай
және газ ұңғымаларын
бұрғылауға және жөндеуге
арналған қондырғыларға оларды
одан әрі пайдалану мүмкіндігін
айқындау мақсатында
техникалық диагностикалау
жүргізу жөніндегі нұсқаулыққа
9-қосымша

Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғы конструкцияларының элементтерін бұзбай бақылау әдістері

      1. Көзбен шолу және өлшеуіш әдісі

      Көзбен шолу бақылауы көзбен шолып анықтауға болатын металл конструкциялардың және діңгектер мен мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғыларнегіздерінің негізгі элементтерінің қалыпты жай-күйінен ауытқуларын анықтау үшін жүргізіледі.

      Өлшеуіш бақылауы көзбен шолу бақылауы нәтижелері бойынша анықталған және өлшеу құралын қолдануды талап ететін әртүрлі ауытқуларды анықтау үшін жүргізіледі.

      Мынадай ақауларды анықтау мақсатында барлық дәнекерленген қосылыстар бақылауға жатады:

      жарықтар;

      жіктердің қуысы мен кеуектілігі;

      тілікшелер, қатпарлар, күйіктеспе, дәнекерленбеген кратерлер;

      дәнекерленетін элементтердің нормасынан артық жиектерінің ығысуы және ауысуы;

      тігістердің нысандары мен өлшемдерінің техникалық құжаттама талаптарына сәйкес келмеуі;

      металл бүрмеленуінің бар болуы; ол анықталған жағдайда бүрмеленген жерді тұтас металға дейін тазарту; ақаудың тереңдігі 1 мм-ге дейін болған кезде түзету жүргізілмейді, 1 мм-ден жоғары жөндеу жұмыстарын жүргізу;

      беткі қабаттың деформациясы.

      Жарықтардың пайда болуының сыртқы белгілері металдың беткі қабатына түсетін тоттың ағуы және бояудың қабыршақтануы болуы мүмкін.

      Кернеулердің шоғырлану аймақтарында, сондай-ақ конденсаттың жиналуы мүмкін жерлерде және бұрын жүргізілген жөндеу аймақтарында дәнекерленген жіктерінің жай-күйіне ерекше назар аударылады.

      Бақылау жүргізу кезінде анықталған ақаудың жіктемесі мен өлшемдері бойынша күмән туындаған жағдайда 4-20 еселік ұлғайтқыш лупаны, сондай-ақ маманның қалауы бойынша бұзбай бақылаудың қажетті әдісі қолданылады.

      Бақылау нәтижелерін анықталған ақаулардың мөлшерін, нысанын және орналасқан жерін сипаттайтын хаттамалар түрінде ресімдеу талап етіледі.

      2. Ультрадыбыстық әдіс

      Ультрадыбыстық дефектоскопияны қолдану арқылы диагностикалауға дәнекерлеу түйістіре жүргізілген мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған діңгектің негізгі элементтері мен діңгектің негізгі элементтерінің дәнекерленген жіктері жатады.

      Ультрадыбыстық бақылау (бұдан әрі - УДБ) ультрадыбыстық дефектоскопиялық аппаратураның көмегімен сыртқы және ішкі беткі қабаттарында, қара және түсті металдар мен қорытпалардан жасалған тіке металл бір қабатты жіксіз құбырлар қабырғаларының қалыңдығында, сондай-ақ жүк көтергіш жабдықтың жету қиын жерлерінде орналасқан әртүрлі ақауларды (металдың бүтіндігі мен біртектілігінің бұзылу типі) анықтау үшін қолданылады.

      Бақылау нәтижелерін анықталған ақаулардың мөлшерін, нысанын және орналасқан жерін сипаттайтын хаттамалар түрінде ресімдеу талап етіледі.

      3. Капиллярлық (түсті) дефектоскопия әдісі

      Капиллярлық әдісті екі жолдың бірімен орындауға болады: керосин сынамасы немесе түсті дефектоскопия. Керосин сынамасы металдың тұтассыздығына (мысалы, жарықтар, қаяулар, тесіктер, қатпарлану) керосиннің кіруіне негізделген және металдың сыртқы ақауларын анықтау және дәнекерленген және механикалық қосылыстардың герметикалығын тексеру үшін қолданылуы мүмкін.

      Бұл әдіс негізінен дәнекерленген жіктерді жарықтарды, әртүрлі беткі қабаттарын (осьтер, біліктер, білік-редукторлар, редукторлар, доңғалақтар, гидравликалық және пневматикалық цилиндрлердің шыбықтары) ауысу радиустарындағы металл жарылыстарын анықтау үшін, сондай-ақ ауыр жүктелген саусақтардың, осьтер мен біліктердің металдың тұтастығын тексеру үшін қолданылады.

      Капиллярлық (түрлі-түсті) дефектоскопия әдісі негізгі металдағы және магнит-ұнтақты дефектоскопия әдісімен бақылау үшін қол жетімсіз металл конструкциялары элементтерінің дәнекерленген жіктеріндегі беткі жарықтарды бақылау үшін жүргізіледі.

      Бақылау нәтижелерін анықталған ақаулардың мөлшерін, нысанын және орналасқан жерін сипаттайтын хаттамалар түрінде ресімдеу талап етіледі. Бақылау учаскелері мен анықталған ақаулардың орналасуы шартты түрде хаттамаға қоса берілген схемада бейнеленеді.

      4. Магнитті-ұнтақты бақылау әдісі

      Магнитті-ұнтақты дефектоскопияға металл конструкцияларының бір типті негізгі элементтерінің кемінде 20 %-ы, оның ішінде кернеу деңгейі бойынша, әсіресе механикалық зақымдану, сыртқы ортаның агрессивтілігі, діріл аймақтарында пайдаланудың неғұрлым қолайсыз жағдайларындағы барлық элементтер жатады.

      Металл конструкцияларының бір типті элементтерін іріктеп диагностикалау, егер оны орындау процесінде мыналар анықталса: олардың пайдалану жарамдылығын елеулі төмендететін ақаулар мен зақымданулардың (мысалы, жарықтар, елеулі коррозиялық тозу) болуы толық диагнозбен ауыстырылады.

      Бақылау нәтижелерін анықталған ақаулардың мөлшерін, нысанын және орналасқан жерін сипаттайтын хаттамалар түрінде ресімдеу талап етіледі.

      5. Акустикалық-эмиссиялық бақылау әдісі

      АЭБ әдісі тек дамып келе жатқан ақауларды анықтауды және тіркеуді қамтамасыз етеді. Сондықтан ол ақауларды мөлшері бойынша емес, қауіптілік дәрежесі бойынша жіктеуге мүмкіндік береді. Бұл жағдайда ақаудың орны мен бағыты анықтауға әсер етпейді.

      Дәстүрлі әдістермен (УДБ, МҰД, КӨБ, капиллярлық) ақаулар анықталған жағдайда, белгілі бір ақаулардың қауіптілігі АЭБ әдісімен бақылау нәтижесінде анықталатын бақылау схемасы қолайлы болып табылады. Мұндай жағдайларда пайдалануға рұқсат беру немесе жөндеу жүргізу туралы шешім жүргізілген АЭБ нәтижелері бойынша қабылданады. Бұзбай бақылау әдістерінің бірімен анықталған ақау болған жағдайда, уақыт өте келе осы ақаудың дамуын бақылау үшін AЭБ әдісін қолдануға болады.

      Дәстүрлі әдістермен бақылау жүргізу және дайындау жұмыстарының көлемін азайту мақсатында алдымен объектінің АЭБ жүргізілетін бақылау схемасы жүргізілуі мүмкін. Акустикалық импульстардың көздері олардың орналасқан жерінде анықталған жағдайда, бұзбай бақылаудың дәстүрлі әдістерінің бірімен бақылау жүргізу керек.

      АЭБ қолдану объектінің бұзылу мүмкіндігінің алдын алуды қамтамасыз етуге мүмкіндік береді. АЭБ әдісін статикалық сынақтар кезінде немесе объектіні жүктеудің арнайы әзірленген және келісілген әдістемесі бойынша сынақтар кезінде қолданған жөн.

      Бақылау нәтижелерін анықталған ақаулардың орналасқан жері мен сипаты келтірілген хаттамалар түрінде ресімделеді.

      6. Ультрадыбыстық қалыңдықты өлшеу

      Ультрадыбыстық қалыңдықты өлшеу (бұдан әрі - УДҚ) пайдалану кезінде металл конструкциялары элементтерінің қабырғаларының коррозиялық-эрозиялық шығындарының сандық сипаттамаларын анықтау үшін жүзеге асырылады.

      Металл қалыңдығын өлшеу үшін қолданыстағы нормативтік-техникалық құжаттаманың талаптарына сәйкес келетін және өлшеу қателігін ±0,1 мм аспайтын ультрадыбыстық қалыңдық өлшегіштер пайдаланылуы мүмкін.

      Қабырға қалыңдығын бақылау тиісті тәртіппен бекітілген диагностикалаудың үлгілік немесе жеке бағдарламаларында көрсетілген элементтер орындарында, сондай-ақ металдың қарқынды коррозиялық-эрозиялық тозу аймақтарында, ақаулардың неғұрлым ықтимал пайда болу орындарында, майысулар мен дөңестердің беткі қабатында жүргізіледі.

      Металл конструкциялары элементтерінің УДҚ нәтижелерін хаттама түрінде ресімдеу талап етіледі, онда қалыңдығын өлшеу орындарының орналасуы мен өлшенген қалыңдық мәндерінің кестесі келтірілген.

      7. Қаттылықты өлшеу

      Металдың қаттылығын және беріктік қасиеттерін өлшеуді металл конструкцияларының негізгі металы туралы мәліметтер болған жағдайда металл конструкцияларының бақылау учаскесін кеспей жүргізуге жол беріледі. Негізгі металдың қаттылығын өлшеу діңгектің әрбір секциясында (діңгектің секциялық конструкциясы кезінде) кемінде бес учаскеде және діңгектің кемінде он учаскесінде мұнара асты негіз болған кезде жүргізіледі.

      Дәнекерлеу қосылыстары мен негізгі металдың қаттылығын өлшеу оларды жөндеу жүргізілген жағдайларда жүргізіледі, бұл ретте дәнекерлеу қосылысының, тігіс маңы аймағының, жылу әсер ету аймағының және металл конструкцияларының жөнделетін учаскесіндегі негізгі металдың қаттылығын өлшеу жүргізіледі.

      Негізгі металл мен дәнекерленген қосылыстардың қаттылығын өлшеу мына жағдайларда қажет:

      металл конструкцияларын пайдалану жағдайлары нәтижесінде немесе авариялық жағдай нәтижесінде осы қасиеттердің қайтымсыз өзгерістері жағдайында қаттылық көрсеткіші бойынша механикалық қасиеттерді бағалау үшін;

      егер қаттылық көрсеткіші негізгі металл мен дәнекерленген қосылыстардың қасиеттерін анықтайтын сипаттамалардың бірі болса;

      механикалық қасиеттерді бағалау үшін, негізгі және дәнекерлеу материалдарын сәйкестендіру, олар туралы мәліметтер болмаған кезде (мысалы, паспортты жоғалту және онымен байланысты қалпына келтіру қажеттілігі кезінде), сондай-ақ импорттық болаттарды сәйкестендіру

      Металл конструкциялары элементтерінің қаттылығын өлшеу нәтижелерін хаттама түрінде ресімдеу талап етіледі, онда өлшеу орындарының орналасуы мен қаттылық мәндерінің кестесі келтірілген.

      8. Металлографиялық талдау

      Пайдалану мерзімі 10 жылдан астам бұрғылау қондырғыларының металл конструкциялары мен негізгі элементтерін металлографиялық тексеру қосымша тексерулер ретінде жүргізіледі.

      Тексерулер жүргізу үшін діңгек пен негіздің кемінде екі учаскесінен үлгілерді (сынықтарды) іріктеу жүргізіледі. Металл микроқұрылымына бедерлер (репликалар) бойынша тексерулер жүргізуге жол беріледі, бұл ретте діңгек пен негіздің кемінде үш учаскесі тексеруге жатады. Бұл ретте әрбір зерттелетін учаскеде кемінде бес таңба (реплика) алынады.

      Механикалық сынақтар жүргізу үшін үлгілерді кесу (шабу) діңгек және негіз конструкцияларының металына сапа сертификаты болмаған жағдайда жүргізіледі.

  Қызмет ету мерзімі өткен мұнай
және газ ұңғымаларын
бұрғылауға және жөндеуге
арналған қондырғыларға оларды
одан әрі пайдалану мүмкіндігін
айқындау мақсатында
техникалық диагностикалау
жүргізу жөніндегі нұсқаулыққа
10-қосымша

Тораптардың, бөлшектердің рұқсат етілген ақауларының критерийлерінің және оларды қабылдамау нормаларының үлгісі

№ р.с.

Тораптың немесе бөлшектің атауы және ақау түрі

Жол берілетін ақаудың шамасы және пайдалану бойынша шектеулер

1

Цилиндрлік, конустық және құрт тәрізді тісті берілістер

1) Тістердің сынуы

1) Пайдалануға жол берілмейді. Ақаулы бөлшекті ауыстыру қажет

2) Кез-келген сипаттағы және орналасудағы жарықтар

2) 1) тармағына ұқсас

3) Тістердің жұмыс беткі қабатын контактілі бояу

3) DS< 0,3S және d< 0,05s, мұнда DS және S - тістің бояу ауданы және жұмыс беті қабатының ауданы, мм2; d және s - бөлу шеңбері бойынша қабықтардың тереңдігі және тістің қалыңдығы, мм.

DS> 0,3S және d> 0,05s кезінде пайдалануға жол берілмейді. Көрсетілген ақауы бар бөлшек ауыстырылады.

4) Тістердің жұмыс беткі қабатының тозуы

4) Ds< 0,12s немесе Ds< 0,2m, мұндағы Ds - тістің жалпы тозуы (бір жағынан немесе 2 жағынан), мм; m-қалыпты модуль, мм.

Ds> 0,12s немесе Ds> 0,2m кезінде пайдалануға жол берілмейді.

Ақаулы бөлшекті ауыстыру қажет. Өлшеу штангензубомермен немесе арнайы шаблонмен және зондпен жүргізіледі.

  Кестенің жалғасы

2

Тербеліс мойынтіректері

1) Мойынтірек элементтерінің сынуы (бұзылуы) немесе жарықтар пайда болуы

1) Пайдалануға жол берілмейді. Ақаулы бөлшекті ауыстыру қажет

2) Мойынтірек сақиналары мен тербеліс денелердің жүгіру жолдарында тозығы жету сипатындағы бояу немесе қабыршақтану

2) 1) тармағына ұқсас

3) Коррозиялық сипаттағы металдың қабыршақты қатпарлануы және қаяуы.

3) 1) тармағына ұқсас

4) Қолмен шайқалған кезде сезілетін радиалды және осьтік люфттер (реттелмейтін мойынтіректерде)

4) 1) тармағына ұқсас

5) Сақиналардың жүгіру жолдары мен тербеліс денелердегі тотытүс түстері

5) Мойынтіректерді қыздырудың жоғарылау себебін жою қажет

3

Біліктер мен осьтер

1) Кез-келген сипаттағы және орналасудағы жарықтар

3.1 Пайдалануға жол берілмейді. Бөлшекті ауыстыру қажет.

2) Мойынтіректер астындағы шетмойын орнату беттерінің тозуы

3.2 Мойынтіректің ішкі сақинасын немесе оны шайқау кезінде люфт айналдыруға жол берілмейді. Басқа жағдайда, пайдалануға жол берілмейді және бөлікті ауыстыру қажет

3) Біліктер мен осьтердің оларға мыналарды орнатумен бүгілуі (деформациясы):
блоктар, барабандар және т. б.;
цилиндрлік тісті дөңгелектер;
конустық тісті дөңгелектер.

3)
у ≤ 0,0002xl,мұнда l - тіректер арасындағы қашықтық, мм;
уц ≤ 0,01m,мұнда m - қалыпты модуль, мм;
ук ≤ 0,005mm,мұнда mm - ортаңғы дөңгелек модуль, мм.
у> 0,0002x1уц> 0,01m кезінде ук> 0,005mm
білікті немесе осьті пайдалануға жол берілмейді. Бөлшекті жөндеу немесе ауыстыру қажет

4) Біліктердің бейіндік қосылысы учаскесіндегі (болған жағдайда) шлицтердің бұзылуы және жергілікті деформациясы (ығысу, ұсақтау)

4) 1) тармағына ұқсас

5) Бұранда орамдарының кесілуі немесе жапырылуы (бар болса)

5) Бұранданың бір орамынан артық бұзылуына жол берілмейді. Бөлшекті ауыстыру қажет

  Кестенің жалғасы

4

Редукторлардың, беріліс қораптарының, бұрғылау роторларының, компрессорлардың және т. б. корпус бөліктері.

1) Кез-келген сипаттағы және орналасқан жарықтар (қосқыштар, орнату беттері, картер және т. б.)

1) Пайдалануға жол берілмейді. Корпусты ауыстыру қажет

2) Бекітуге арналған табандардың, кронштейндердің, фланецтердің бұзылуы

2) 1) тармағына ұқсас

3) мойынтіректер астындағы орнату орындарының тозуы

3) Мойынтірек сақинасын еркін айналдыру кезінде саңылау рұқсат етілген нормадан артық тозған деп саналады. Бөлшекті ауыстыру қажет.

5

Тегіс және кесігі бар жүк барабандары

1) Кез-келген сипаттағы және орналасудағы жарықтар

1) Пайдалануға жол берілмейді. Бөлшекті ауыстыру керек

2) Ернеу мен реборд қабырғасының тозуы. Кесілген барабандар үшін - қабырғаның ойықжырашықтың түбі бойымен тозуы

2) Dd ≤ 0,2d,
мұнда Dd және d - тозудың абсолютті мәні және жиек пен қабырғаның қалыңдығы, мм.
Dd> 0,2d кезінде барабанды пайдалануға жол берілмейді және оны ауыстыру керек

3) Профиль бойынша ағынның тозуы

3) 2 мм-ден артық тозуға жол берілмейді. Жөндеу (сызба бойынша өлшемдерді алғанға дейін ағытумен балқыту) немесе ауыстыру талап етіледі

4) Ағын жалының кесілуі немесе тозуы

4) 0,3 орамнан астам биіктікте 2 мм-ден астам ағын жалының кесуіне немесе тозуына жол берілмейді.
Жөндеу (5.3 т. қараңыз) немесе ауыстыру қажет

6

Тежегіш тегерлер

1) Жұмыс және орнату беттеріне шығатын жарықтар мен бұзылулар

1) Тегердің жұмыс бетінде ұзындығы 50мм-ден кем және ені 0,5мм-ден кем жарықтарға рұқсат етіледі. Көрсетілген шамалардан артық жарықтарда - пайдалануға жол берілмейді. Тегерді ауыстыру қажет

2) Тегер жиегінің жұмыс беті қабатының тозуы

ВЗБТ бұрғылау қондырғылары үшін: Dd1 ≤ 10 мм, мұндағы Dd1 - жиек қабырғасының абсолютті тозу мөлшері.
Dd1>10 мм кезінде тегерді пайдалануға жол берілмейді. Оны ауыстыру қажет


УРАЛМАШ бұрғылау қондырғылары үшін: Dd1 ≤ 15 мм.
Dd1>10 мм кезінде тегерді пайдалануға жол берілмейді. Оны ауыстыру қажет

3) Тегер жиегінің жұмыс беті қабатындағы толқындар мен қауіптер

3) Тегер жиегінің жұмыс беті қабатындағы 2мм артық толқындар мен қауіптерге жол берілмейді. Тегерді жөндеу немесе ауыстыру қажет

4) Радиалды соғылу

4) Dd ≤ 0,002D, мұнда Dd и D - радиалды соғылу және тежегіш тегердің диаметрі.
Dd> 0,002D кезінде пайдалануға жол берілмейді. Оны ауыстыру қажет

7

Тежегіштер және тежеу жүйелері

1) Тежегіштің немесе тежеу жүйелерінің барлық бөлшектеріндегі кез келген сипаттағы және орналасудағы жарықтар

1) Пайдалануға жол берілмейді. Ақаулы бөлшектерді ауыстыру қажет

2) Тежегіш таспасының немесе жапсырманың тозуы

2) Қалыптар 10 мм қалыңдығына дейін тозған кезде ақаулы элементті ауыстыру қажет

3) Осьтердің тозуы

3) Dd ≤ 0,03d, мұнда Dd және d - абсолютті тозу мөлшері және осьтің диаметрі, мм.
Dd> 0,03d кезінде пайдалануға жол берілмейді. Ауыстыру қажет

4) Тежегіш серіппелері мен тежеу жүйелерінің бұзылуы

4) Пайдалануға жол берілмейді. Бөлшекті ауыстыру қажет

5) Тежегіш таспалар мен жапсырмалардың жұмыс беттері қабатына майдың түсуі

5) Пайдалануға жол берілмейді. Тежегіш таспалар мен жапсырмалардың жұмыс беті қабаттарын майлаудан тазарту, майлаудың түсу себептерін жою қажет

8

Арқан блоктары

1) Кез-келген сипаттағы және орналасудағы жарықтар

1) Пайдалануға жол берілмейді. Блокты ауыстыру қажет.

2) Ребордтың ішінара бұзылуы (жарықшақтар, сынықтар)

2) 1) тармағына ұқсас

3) Ағынның тозуы

3)Dr ≤ 6мм,
мұнда Dr - блок ағынының тозуының абсолютті мәні.
Dr> 6мм кезінде пайдалануға жол берілмейді. Блокты ауыстыру керек

9

Арқандар

Арқандарды жарамсыз деп тану жүк көтергіш механизмдерге нормативтік құжаттаманың талаптарына сәйкес жүргізіледі

10

Ілгектер

1) Ілгектің денесінде кез келген сипаттағы және орналасқан жарықтар

1) Пайдалануға жол берілмейді. Ілгекті ауыстыру қажет

2) Тік қимадағы ілгек жұтқыншағының тозуы

2) Dh ≤ 0,1h,
мұнда Dh и h – ілгектің тік қимасының биіктігі және тозудың абсолютті шамасы.
Dh> 0,1h кезінде пайдалануға жол берілмейді. Ілгекті ауыстыру қажет

3) Ілгектің жұтқыншағының ені бойынша тозуы

3) Db ≤ 0,12b,
мұндағы Db және b - тозудың абсолютті жалпы мәні және ілгектің жұтқыншағының ені, мм.
Db> 0,12 b кезінде пайдалануға жол берілмейді. Ілгекті ауыстыру қажет

11

Жүріс дөңгелектері мен аунақшалар

1) Кез-келген сипаттағы және орналасудағы жарықтар

1) Пайдалануға жол берілмейді. Ауыстыру қажет.

2) Сырғанау беткі қабатының тозуы

2) DD ≤ 0,03D,
мұнда DD және D - сырғанау беткі қабатының тозуының абсолютті мәні және дөңгелектің немесе аунпқшаның диаметрі, мм.
DD> 0,03D кезінде пайдалануға жол берілмейді. Жөндеу (диаметрін жобалық өлшемге дейін ағыту арқылы үшкірлеу) немесе бөлікті ауыстыру қажет

3) Реборд беткі қабатының үйкелетін жағының тозуы

3) Db ≤ 0,4b,
мұнда Db және b - тозудың абсолютті мәні және ребордтың қалыңдығы, мм.
Db> 0,4b кезінде пайдалануға жол берілмейді. Жөндеу ( 2) т. қараңыз) немесе бөлікті ауыстыру қажет

4) Сырғанау беткі қабатындағы қатпарлану

4) Қалыңдығы 0,3 мм-ден асатын қатпарлануға жол берілмейді. Жөндеу қажет ( 2) т.қараңыз).

5) Сырғанау беткі қабатындағы жеке қаяулар

5) 3 мм астам тереңдікте сырғанау беткі қабатының 3% асатын қаяудың жиынтық алаңына жол берілмейді. Жөндеу қажет (11.2 т. қараңыз)

12

Серіппелер

1) бұзылау, жарықтар және қатпарлану

1) Пайдалануға жол берілмейді. Бөлшекті ауыстыру қажет.

2) Қалдық деформациялар

2) Механизмнің жұмыс қабілеттілігін бұзатын немесе номиналды мөлшерден 10% асатын қалдық деформацияларға жол берілмейді. Серіппені ауыстыру қажет

13

Бұрандалы бөлшектер

1) Жарықтар

1), 2), 3), 4)-тармақтарда көрсетілген ақауларға жол берілмейді. Ақаулы бөлшектерді ауыстыру қажет

2) Орамдарды кесілуі немесе жапырылуы

3) Бұранданың тозуы немесе коррозиясы

4) Бұранда басының кілтінің қырларының жапырылуы

14

Тізбекті берілістің тізбектері

1) Тізбек элементтерінің бұзылуы

1) Пайдалануға жол берілмейді. Бұзылған бөлшектерді ауыстыру қажет

2) Топсалардың тозуына байланысты тізбекті созу

2) Тізбекті бастапқы ұзындығынан 2% артық созуға жол берілмейді. Тізбекті ауыстыру қажет

15

Тізбекті берілістің жұлдызшалары

1) Кез-келген сипаттағы және орналасудағы жарықтар

1) Пайдалануға жол берілмейді. Бөлшекті ауыстыру қажет

2) Жұлдызша тістерінің тозуы:
тіс профилі,
тіс қалыңдығы

2)Ds ≤ 0,1s,
мұнда Ds және s - абсолютті тозу мөлшері және бөлу шеңберінің диаметріндегі тістің қалыңдығы, мм. Өлшемдер шаблонмен жасалады.
Db ≤ 0,1b,мұнда Db және b - тозудың абсолютті мәні және тістің қалыңдығы, мм.
Ds> 0,1s және Db> 0,1b кезінде тізбекті берілісті пайдалануға жол берілмейді. Жұлдызшаны ауыстыру қажет

3) Жұлдызшалардың ұштық соғылуы

3) және 4) т.бойынша бақылау дайындаушы зауыттың нұсқауы бойынша жүргізіледі.

4) Тізбекті беріліс жұлдызшаларының жазықтықтарының параллель ығысуы

16

Белдік берілістердің тегерлері

1) Жұмыс және орнату беткі қабаттарына шығатын кез келген сипаттағы және әртүрлі орналасқан жарықтар

1) Пайдалануға жол берілмейді. Тегерді ауыстыру қажет

2) тегерлер осьтерін орнатудың параллель еместігі

2) Параллель еместік 100 мм ұзындықта 1 мм-ден аз болуы тиіс. Егер асып кетсе, тегерлерді орнатуды реттеу қажет

3) Сына белдікті берілістер тегерлердің ойықжырашықтарын ығыстыру

3) Ығыстыру 1000 мм ұзындықта 2 мм артық болмауы тиіс. Егер асып кетсе, тегерлерді орнатуды реттеу қажет

17

Белдік берілістердің белдіктері

1) Қажулық бұзылу, қатпарлану

1), 2), 3)-тармақтарда көрсетілген ақауларға жол берілмейді. Белдікті (белдіктерді) ауыстыру қажет.

3) Тозу

3) Шамадан тыс созу

      Ескертпе - Нақты бөлшектердің жарамсыздығы және жарамсыз ету нормалары туралы мәліметтер болмаған жағдайда, мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғылар агрегаттары мен тетіктерінің ақаулы элементтерін одан әрі пайдалану туралы шешімді дайындаушымен немесе бұрғылау қондырғылары жөніндегі мамандандырылған ұйыммен келісім бойынша тексеріс жүргізетін комиссия қабылдайды.

  Қызмет ету мерзімі өткен мұнай
және газ ұңғымаларын
бұрғылауға және жөндеуге
арналған қондырғыларға оларды
одан әрі пайдалану мүмкіндігін
айқындау мақсатында
техникалық диагностикалау
жүргізу жөніндегі нұсқаулыққа
11-қосымша

Металл конструкциялардың, тораптар мен бөлшектердің, электр жабдығы мен электр аппаратурасының ақаулары мен дефекттерінің жиынтық ведомосінің нысаны

      Металл конструкциялардың, тораптар мен бөлшектердің, электр жабдығы мен электр аппаратурасының ақаулары мен дефекттерінің жиынтық ведомосі

      Бұрғылау қондырғысы ___________________________________________________________

      (түрі, маркасы)

      Зауыттық № ___________________________, инв. № _______________________

      "______" ________________ ж. ____________________________ дайындалған

      (күні)                  (дайындаушының атауы)

  Кесте

Ақаулары мен дефекттердің жиынтық ведомосі

Торап және элементтердің атауы мен белгіленуі

Дефекттер, бұзылулар сипаттамасы және оларды тексеру әдісі

Қорытынды және ақаулауды жою және оның мерзімі

1 Бұрғылау қондырғысының металл конструкциясы:



1.1



1.2



2 Механизмдер, тораптар мен бөлшектер:



2.1



2.2



3 Электр жабдықтары және электр аппаратурасы:



3.1



3.2



      Тексеріс жүргізу жөніндегі комиссияның басшысы ____________________________

      (қолы, күні, Т.А.Ә.(болған жағдайда))

      Комиссия мүшелері: ___________________________________________________________

      (қолы, күні, Т.А.Ә. (болған жағдайда))

  Қызмет ету мерзімі өткен мұнай
және газ ұңғымаларын
бұрғылауға және жөндеуге
арналған қондырғыларға оларды
одан әрі пайдалану мүмкіндігін
айқындау мақсатында
техникалық диагностикалау
жүргізу жөніндегі нұсқаулыққа
12-қосымша

Сорғының өнімділігі мен қысымын өлшеу әдісі

      1. Q өнімділігі мен H сорғы қысым өлшеу мынадай жолдармен жүргізіледі:

      Сорғының кірісі мен шығысына 0,6 дәлдік класындағы манометрлер орнатылады; сорғының шығысына шығын өлшегіш орнатылады және ысырманың көмегімен сорғының өнімділігін реттей отырып, оның паспорттық мәні плюс/минус 0,05 (секундомердің көмегімен 5 немесе 10 минут ішінде өлшеу уақыты);

      - сорғының кірісіндегі қысым өлшенеді;

      - сорғының шығысындағы қысым өлшенеді;

      - Q нақты мәні өлшенеді;

      - Н қысымы мына формула бойынша есептеледі:



      мұнда

      Н - сорғының арыны, м;

      Р шығ - шығыстағы қысым, кгс/см2;

      Ркір - кірудегі қысым, кгс/см2;

      р- сорылатын сұйықтықтың тығыздығы.

      2. Тығыздағыштар арқылы ағып кетуге арналған сұйықтық шығынын өлшеу бөлінісі бар өлшеуіш ыдыстың көмегімен немесе осы температурада сұйықтықтың тығыздығын кейіннен ескере отырып, ағып кету массасын анықтау жолымен 5% - дан аспайтын қажетті қателікпен жүргізіледі.

      3. Мойынтіректердің қыздыру температурасын өлшеу мойынтірек корпусының қызуын өлшеу арқылы жүзеге асырылады. Өлшеу қателігі пайдалану жөніндегі нұсқаулықтарда келтірілген деректерден аспауы тиіс.

      4. Дірілді өлшеу МЕМСТ 25275-82 талаптарын қанағаттандыратын, дәлдік сыныбы 2,0-ден төмен емес виброметрлердің көмегімен жүргізіледі. Діріл мойынтірек түйінінің корпусында сорғының жұмыс дөңгелегінің айналу осі арқылы өтетін екі өзара перпендикуляр бағытта өлшенеді. Бұл ретте дірілді өлшеу бағыттарының бірі сорғының қысымды келте құбырының осіне параллель болуы тиіс.

      5."Қарап-тексеру карталарында" қаралмаған тораптар мен бөлшектердің ақауын анықтау ортадан тепкіш сорғының әрбір нақты моделі бойынша күрделі жөндеуге арналған техникалық шарттардың талаптарына сәйкес жүргізіледі.

      6. Сорғыны пайдалануды ұзарту мерзімі (комиссия шешімінің негізінде) тиісті актіде көрсетіледі.

  Қызмет ету мерзімі өткен мұнай
және газ ұңғымаларын
бұрғылауға және жөндеуге
арналған қондырғыларға оларды
одан әрі пайдалану мүмкіндігін
айқындау мақсатында
техникалық диагностикалау
жүргізу жөніндегі нұсқаулыққа
13-қосымша

Техникалық есеп нысаны

      1. Титулдық парақтың нысаны

      ____________________________________________________________________

      (техникалық диагностикалау және жөндеу жүргізген ұйымның атауы және мекенжайы)

      Техникалық есеп № __

      Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған діңгектер мен орнату негіздерінің металл конструкциясын бұзбай бақылау әдістерімен техникалық диагностикалау нәтижелері бойынша:

      ____________________________________________________________________ (мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының атауы, типі, түрі) 20__ ж.

      2. Техникалық есеп мазмұнының нысаны

Мазмұны

Бет

1 Техникалық диагностикалау объектісі туралы жалпы мәліметтер


2 Техникалық диагностикалаудың қолданылатын әдістерінің түрлері


3 Техникалық диагностикалау көлемі


4 Қолданылатын аспаптар, жабдықтар және нормативтік құжаттама


5 Көзбен шолу және өлшеуіш (КӨБ) бақылау хаттамасы


6 Металдың магниттік жадын өлшеу нәтижелерінің хаттамасы


7 Ультрадыбыстық қалыңдығын өлшеу нәтижелерінің хаттамасы


8 Металдың қаттылығын өлшеу хаттамасы


9 Бұзбай және металлографиялық бақылау нәтижелері бойынша қорытынды


10 Техникалық диагностикалау жүргізу жөніндегі жұмыс тобының құрамы


11-қосымша:
1) техникалық диагностикалау объектісінің схема-сызбасы;
2) бұзбай бақылау мамандарының куәліктердің көшірмелері.


      3. Техникалық есеп бөлімдерінің қысқаша мазмұны

      1) Техникалық диагностикалау объектісі туралы жалпы мәліметтер

      Атауы:___________________________________________________________

      Орнату орны:____________________________________________________

      Мақсаты:_________________________________________________________

      Жай-күйі: ________________________________________________________

      Жобалау-конструкторлық құжаттама бар (жоқ).

      2) Техникалық диагностикалауды жүргізу қолданылатын әдістерінің түрлері

      Көзбен шолу және өлшеуіш бақылауы.

      Мақсаты:_________________________________________________________

      Анықталған ақаулардың түрлері:____________________________________

      Металдың магниттік жады әдісі.

      Мақсаты:_________________________________________________________

      Анықталған ақаулардың түрлері:__________________________________

      Металдың тұтастығының ультрадыбыстық дефектоскопиясы.

      Мақсаты:_________________________________________________________

      Анықталған ақаулардың түрлері:____________________________________

      Дәнекерленген қосылыстардың ультрадыбыстық дефектоскопиясы.

      Мақсаты:_________________________________________________________

      Анықталған ақаулардың түрлері:____________________________________

      Қаттылықты бақылау.

      Мақсаты:_________________________________________________________

      Анықталған ауытқулардың сипаты:_______________________________

      Магнитті-ұнтақты дефектоскопия.

      Мақсаты:_________________________________________________________

      Анықталған ақаулардың түрлері:____________________________________

      Капиллярлық (түсті) дефектоскопия.

      Мақсаты:_________________________________________________________

      Анықталған ақаулардың түрлері:____________________________________

      Радиографиялық бақылау.

      Мақсаты:_________________________________________________________

      Анықталған ақаулардың түрлері:____________________________________

      Металлографиялық бақылау (пайдалану мерзімі 10 жылдан астам бұрғылау қондырғылары үшін).

      Мақсаты:_________________________________________________________

      Анықталған ақаулардың түрлері:_____________________________________

      3) Техникалық диагностикалау көлемі 

      Көзбен шолу және өлшеуіш бақылауы.

      Магниттік жады әдісі.

      Магнитті-ұнтақты дефектоскопия

      Капиллярлық дефектоскопия

      Радиографиялық бақылау

      Металдың тұтастығының ультрадыбыстық дефектоскопиясы.

      Дәнекерленген қосылыстардың ультрадыбыстық дефектоскопиясы.

      Металдың қаттылығын бақылау.

      Металлографиялық бақылау (пайдалану мерзімі 10 жылдан астам бұрғылау қондырғылары үшін)

      4) Қолданылатын өлшеу құралдары, аспаптар, жабдықтар және нормативтік құжаттама

      Көзбен шолу және өлшеуіш бақылауы:

      Өлшеу құралдары, аспаптар, жабдықтар:___________________________

      Нормативтік, техникалық құжаттама:______________________________

      Магниттік жады әдісі

      Өлшеу құралдары, аспаптар, жабдықтар:___________________________

      Нормативтік, техникалық құжаттама:______________________________

      Магнитті-ұнтақты дефектоскопия

      Өлшеу құралдары, аспаптар, жабдықтар:___________________________

      Нормативтік, техникалық құжаттама:______________________________

      Капиллярлық дефектоскопия

      Өлшеу құралдары, аспаптар, жабдықтар:___________________________

      Нормативтік, техникалық құжаттама:______________________________

      Радиографиялық бақылау

      Өлшеу құралдары, аспаптар, жабдықтар:___________________________

      Нормативтік, техникалық құжаттама:______________________________

      Металдың тұтастығының ультрадыбыстық дефектоскопиясы

      Өлшеу құралдары, аспаптар, жабдықтар:___________________________

      Нормативтік, техникалық құжаттама:_____________________________

      Дәнекерленген қосылыстардың ультрадыбыстық дефектоскопиясы

      Өлшеу құралдары, аспаптар, жабдықтар:___________________________

      Нормативтік, техникалық құжаттама:_____________________________

      Металдың қаттылығын бақылау

      Өлшеу құралдары, аспаптар, жабдықтар:___________________________

      Нормативтік, техникалық құжаттама:_____________________________

      Металлографиялық бақылау (пайдалану мерзімі 10 жылдан астам

      бұрғылау қондырғылары үшін)

      Өлшеу құралдары, аспаптар, жабдықтар:___________________________

      Нормативтік, техникалық құжаттама:______________________________

      5) КӨБ бақылау хаттамасының нысаны 

      Көзбен шолу және өлшеуіш бақылауының _________________ж. Хаттама № _____

      Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының атауы:_________________________________________________

      Пайдаланылған өлшеу құралдары, аспаптар мен жабдықтар:______________

      Бақылау сызбасы:______________________________________________

      Беткі қабатты бақылауға дайындау:___________________________________

  1-кесте

Көзбен шолу және өлшеуіш бақылауының нәтижелері

Элемент атауы

Ақаудың шартты нөмірі

Ақаудың орналасқан жері

Ақаулықтың сипаты

Ақаудың ауданы (өлшемдері), мм











      Маман_________________________________

      (Т.А.Ә.(болған жағдайда))

      6)Нысан Металдың магниттік жадын өлшеу нәтижелерінің хаттамасы

      Металдың магниттік жады әдісінің

      _________________________ ж. №_____хаттамасы

      Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының атауы__________________________________________________

      Пайдаланылған өлшеу құралдары, аспаптар мен жабдықтар:_____________

      Бақылау сызбасы:________________________________________________

      Беткі қабатты бақылауға дайындау:___________________________________

  2-кесте

Металдың магниттік жады әдісін бақылау нәтижелері

Элемент атауы

Ақаудың шартты нөмірі

Ақаудың орналасқан жері

Ақаулықтың сипаты

Ақаудың ауданы (өлшемдері), мм











      Маман_________________________________ (Т.А.Ә.(болған жағдайда))

      7) Ультрадыбыстық қалыңдығын өлшеу нәтижелері хаттамасының нысаны

      Ультрадыбыстық қалыңдығын өлшеудің

      № хаттамасы

      ___________________________________________________ тексеру

      диагностикаланатын объектінің атауы

      болаттан жасалған: ________________________________________________

      қалыңдық өлшегішпен (дефектоскоппен) ____ зауыт. №_____ жүргізілді.

      Салыстырып тексеру туралы сертификат № ________ _______ ж.

      Жұмыс жиілігі:_______ МГц, станжартты үлгінің қалыңдығы ______ мм

  3-кесте

Қалыңдығын өлшеу нәтижелері

Сурет бойынша өлшеу нүктесінің №

Элемент атауы

Паспорт бойынша қабырға қалыңдығы, мм

Қабырғаның нақты қалыңдығы, мм

Максималды жіңішкелену, %

Ескертпе

1






2






...






15






16






      Дефектоскопшы-маман________________________________ (Т.А.Ә.(болған жағдайда))

      II деңгейдегі маманның куәлігі

      8) Металдың қаттылығын өлшеу нәтижелері бойынша хаттама нысаны

      Металл қаттылығын өлшеу нәтижелерінің _____________________ж.

      №___________ хаттамасы

      Бақылау объектісі:_____________________________________________

      Қолданылатын жабдық: қаттылық өлшегіш- __________ зауыт. №_________

      Өлшеулер:____________________________________ сәйкес жүргізілді (нормативтік құжаттың атауы)

  4-кесте

Бринелль бойынша негізгі металдың қаттылығын бақылау нәтижелері:

Бақыланатын жабдық элементтері бөлшектерінің атауы

Өлшеу нүктесінің №

1

2

3

4

5

Бұрғылау қондырғысының діңгегі/негізі



1








2








3








4








5








1








2








3








4








5






      Дефектоскопшы-маман ________________________________

      (Т.А.Ә.(болған жағдайда))

      Бұзбай бақылау бойынша маманның куәлігі______________________

      9) Бұзбай және металлографиялық бақылау нәтижелері бойынша қорытындының нысаны

      Бұзбай бақылау нәтижелері бойынша

      №________ хаттама

      Бақылау жүргізу күні _________________________________________

      Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылауға және жөндеуге арналған қондырғының атауы:__________________________________________________

      Бақылаудың негізгі түрлері:

      КӨБ - көзбен шолу (оптикалық) және өлшеуіш бақылауы;

      МЖӘ - металдың магниттік жады әдісі;

      УДД - ультрадыбыстық дефектоскопия;

      ТД - түсті дефектоскопия.

      Бақылау нормативтері:_____________________________________________

      Бұзбай бақылау нәтижесінде мыналар анықталды:

      Діңгектің металл конструкциялары__________________________________

      (бар ақаулар (рұқсат етілген және рұқсат етілмеген) тізімделеді)

      Негіздің металл конструкциялары__________________________________

      (бар ақаулар (рұқсат етілген және рұқсат етілмеген) тізімделеді)

      КӨБ нәтижесі:____________________________________________________

      МЖӘ нәтижесі:________________________________________________

      ТД нәтижесі:__________________________________________________

      Ультрадыбыстық бақылау:_________________________________________

      Қорытындылар: (одан әрі пайдалануға жарамдылығы/жарамсыздығы, ақауларды түзету қажеттілігі туралы)

      Техникалық диагностикалауды жүргізу жөніндегі жұмыс тобының құрамы

      Жетекшісі:________________________________________________________

      (Т.А.Э.(болған жағдайда), ұйымы, қызметі, лауазымы, қолы, атауы және техникалық диагностикалау жүргізуге рұқсат құжатының №)

      Мүшелері:________________________________________________________

      (Т.А.Э. (болған жағдайда), ұйымы, қызметі, лауазымы, қолы, атауы және техникалық диагностикалау жүргізугерұқсат құжатының №)