СТО Газпром 2-2.3-139-2007

 

Главная       Учебники - Газпром      СТО Газпром 2-2.3-139-2007

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СТО Газпром 2-2.3-139-2007

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “ГАЗПРОМ”


 


СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ, СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО “ГАЗПРОМ”


ПРОВЕДЕНИЕ ЭКСПЕРТИЗЫ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ И ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ФОНТАННЫХ АРМАТУР И ОБОРУДОВАНИЯ УСТЬЯ СКВАЖИН ПХГ


СТО Газпром 2-2.3-139-2007


Издание официальное


 


ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “ГАЗПРОМ”


Открытое акционерное общество “Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов”


Общество с ограниченной ответственностью “Информационно-рекламный центр газовой промышленности”


Москва 2007

Предисловие


  1. РАЗРАБОТАН


  2. ВНЕСЕН


  3. УТВЕРЖДЕН

    И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ


  4. ВЗАМЕН

Открытым акционерным обществом “Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов” -ОАО “СевКавНИПИгаз”) с участием специалистов организаций и дочерних обществ ОАО “Газпром”


Управлением по подземному хранению газа Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО “Газпром”


Распоряжением ОАО “Газпром” от 3 июля 2007 г. № 191 с 22 ноября 2007 г.


Регламента проведения экспертизы промышленной безопасности и технического диагностирования фонтанных арматур и оборудования устья скважин подземных хранилищ газа ОАО “Газпром”, утвержденного начальником Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа 29.06.2004 г.


© ОАО “Газпром”, 2007

© Разработка ОАО “СевКавНИПИгаз”, 2007

© Оформление ООО “ИРЦ Газпром”, 2007


Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО “Газпром”

Содержание

Введение V

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 1

  3. Термины, определения и сокращения 2

  4. Общие положения 4

  5. Объекты экспертизы промышленной безопасности и технического

    диагностирования 6

    1. Общие сведения 6

    2. Эксплуатационные определяющие параметры 7

    3. Диагностические определяющие параметры 7

    4. Критерии дефектности 8

  6. Техническое диагностирование фонтанных арматур и оборудования

    устья скважин ПХГ 9

    1. Порядок и условия проведения работ 9

    2. Программа проведения технического диагностирования 11

    3. Анализ технических документов 11

    4. Анализ условий эксплуатации 13

    5. Визуальный и измерительный контроль 13

    6. Проверка работоспособности 14

    7. Инструментальный -приборный) контроль 15

    8. Анализ прочности корпусных нагруженных деталей 15

    9. Оформление результатов 16

  7. Экспертиза промышленной безопасности фонтанных арматур и оборудования

    устья скважин ПХГ 18

    1. Порядок и условия проведения экспертизы промышленной безопасности 18

    2. Программа проведения экспертизы промышленной безопасности 18

    3. Анализ материалов и документации 19

    4. Определение остаточного ресурса фонтанных арматур и оборудования устья скважин ПХГ 20

    5. Определение величины назначаемого возможного срока безопасной эксплуатации фонтанных арматур и оборудования устья скважин ПХГ 21

    6. Требования к разработке компенсирующих мероприятий 22

    7. Заключение экспертизы промышленной безопасности 23

  8. Требования безопасности при проведении работ 24

Приложение А -обязательное) Методика по ведению формуляра технического состояния фонтанных арматур и оборудования устья скважин по результатам технического диагностирования на ПХГ 25

Приложение Б -рекомендуемое) Методика по визуальному, измерительному, инструментальному контролю и проверке работоспособности

фонтанных арматур и оборудования устья скважин ПХГ 59

Приложение В -рекомендуемое) Методика расчета остаточного ресурса

фонтанных арматур и оборудования устья скважин ПХГ 75

Приложение Г -рекомендуемое) Методика определения величины назначаемого возможного срока безопасной эксплуатации – назначенного ресурса фонтанных арматур и оборудования

устья скважин ПХГ 80

Приложение Д -обязательное) Форма заключения экспертизы промышленной безопасности фонтанной арматуры

и оборудования устья скважины 81

Библиография 96

Введение


Разработка настоящего стандарта обусловлена необходимостью детализации и конкретизации общих требований к содержанию, порядку и условиям проведения экспертизы промышленной безопасности, исходя из имеющихся в ОАО “Газпром” нормативных документов, опыта аналитических и диагностических исследований фонтанных арматур и оборудования устья отечественного и импортного производства применительно к скважинам ПХГ. С введением в действие настоящего стандарта утрачивает силу “Регламент проведения экспертизы промышленной безопасности и технического диагностирования фонтанных арматур и оборудования устья скважин подземных хранилищ газа ОАО “Газпром”, утвержденный начальником Департамента по транспортировке, подземному хранению и использова-

нию газа 29.06.2004 г.

Настоящий стандарт разработан на основе технического задания к договору с ОАО “Газпром” от 10 ноября 2005 г. № 4438-04-16 авторским коллективом в составе:

от ОАО “Газпром” – А.Е. Арутюнов, А.М. Добоньян, В.И. Шамшин;

от ОАО “СевКавНИПИгаз” – Р.А. Гасумов, В.Е. Дубенко, С.Б. Свинцицкий, Н.Г. Фёдорова, Д.М. Лорткипанидзе;

от ООО “ВНИИГАЗ” – В.С.Сафонов, С.Н. Бузинов, С.И. Трегуб;

от ООО “Газпромэнергодиагностика” – С.В. Власов, С.А. Егурцов, Г.И. Алявдин, В.С. Потапов;

от ООО “Газобезопасность” – Л.У. Чабаев, В.Б. Соломахин, В.П. Шакунов.

СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА “ГАЗПРОМ”


image


ПРОВЕДЕНИЕ ЭКСПЕРТИЗЫ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ И ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ФОНТАННЫХ АРМАТУР И ОБОРУДОВАНИЯ УСТЬЯ СКВАЖИН ПХГ

image

Дата введения – 2007-11-22


  1. Область применения


    1. Настоящий стандарт устанавливает содержание, порядок и условия проведения экспертизы промышленной безопасности и технического диагностирования фонтанных арматур и оборудования устья скважин отечественного и импортного производства на скважинах различного назначения ПХГ ОАО “Газпром” -далее – скважин).

    2. Положения настоящего стандарта обязательны для применения организациями ОАО “Газпром”, эксплуатирующими и обслуживающими скважины ПХГ, а также экспертными и специализированными организациями, проводящими экспертизу промышленной безопасности и техническое диагностирование фонтанных арматур и оборудования устья скважин ПХГ.


  2. Нормативные ссылки


    В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты: ГОСТ 12.3.002-75 Стандарты системы безопасности труда. Процессы производствен-

    ные. Общие требования безопасности

    ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения ГОСТ 3242-79 Соединения сварные. Методы контроля качества

    ГОСТ 12503-75 Сталь. Методы ультразвукового контроля. Общие требования

    ГОСТ 13846-89 -СТ СЭВ 4354-83) Арматура фонтанная и нагнетательная. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции

    ГОСТ 14782-86 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразву-

    ковые


    ГОСТ 20911-89 Техническая диагностика. Термины и определения


    image

    Издание официальное

    ГОСТ 22609-77 Геофизические исследования в скважинах. Термины, определения и буквенные обозначения

    ГОСТ 25215-82 Сосуды и аппараты высокого давления. Обечайки и днища. Нормы и методы расчета на прочность

    ГОСТ 25866-83 Эксплуатация техники. Термины и определения ГОСТ 27518-87 Диагностирование изделий. Общие требования

    ГОСТ 28919-91 Фланцевые соединения устьевого оборудования. Типы, основные параметры и размеры

    ГОСТ 28996-91 Оборудование нефтепромысловое устьевое. Термины и определения ГОСТ Р 51365-99 -ИСО 10423-94) Оборудование нефтепромысловое добычное устье-

    вое. Общие технические условия

    Примечание – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен -изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным -измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.


  3. Термины, определения и сокращения


    В настоящем стандарте использованы следующие термины и определения по ГОСТ 27.002, ГОСТ 20911, ГОСТ 22609, ГОСТ 25866, ГОСТ 28996 ГОСТ Р 51365, а также сле-

    дующие термины с соответствующими определениями и сокращениями:

    1. базовое техническое диагностирование: Процесс технического диагностирования, проводимый с целью использования его результатов в экспертно-диагностической базе данных в качестве точки отсчета для последующей оценки и прогнозирования технического состояния объекта.

    2. дефект: Отсутствие или отклонение от нормы характеристики качества, повлекшее за собой невыполнение объектом заданных эксплуатационных требований.

    3. несоответствие: Невыполнение установленных требований.

      Примечание – Настоящее определение допускает отсутствие одной или нескольких характеристик качества или элементов системы качества или их отклонение от установленных требований. Основная разница между “несоответствием” и “дефектом” заключается в возможном отличии установленных требований от эксплуатационных требований.

    4. несущий элемент: Составной элемент конструкции, техническое состояние которого определяет ее несущую способность.

    5. оборудование устья скважин: Оборудование для обвязки обсадных колонн, состоящее из отдельных сборочных единиц – одной или нескольких колонных головок.

    6. определяющий параметр: Параметр оборудования, используемый при контроле для определения вида технического состояния этого оборудования.

    7. периодическое техническое диагностирование: Процесс технического диагностирования, проводимый периодически после базового технического диагностирования с целью систематического контроля значений и закономерностей изменения определяющих параметров, их оценки и прогнозирования технического состояния в течение назначенного срока безопасной эксплуатации объекта.

    8. показатели надежности фонтанной арматуры: Срок службы до наступления предельного состояния -остаточный ресурс), количество рабочих циклов “закрытия – открытия” задвижек запорной арматуры и периодических проверок рабочим давлением.

    9. прогнозирование технического состояния: Определение технического состояния объекта с заданной вероятностью на предстоящий срок эксплуатации.

      Примечание – Целью прогнозирования технического состояния может быть определение с заданной вероятностью интервала времени -ресурса), в течение которого сохранится работоспособное -исправное) состояние объекта или вероятность сохранения работоспособного -исправного) состояния объекта на заданный интервал времени.

    10. работоспособность: Способность объекта при реальных определяющих параметрах выполнять заданные технической документацией функции.

    11. техническое диагностирование: Процесс определения технического состояния объекта -оборудования или его несущих элементов).

      Примечание – Задачами технического диагностирования являются контроль технического состояния, поиск места и причин отказа -неисправности), прогнозирование технического состояния.

    12. условия эксплуатации: Совокупность факторов, действующих на объект при эксплуатации.

    13. фонтанная арматура: Блок, включающий фонтанную елку и трубную головку в комплекте с задвижками, фитингами и дросселями, устанавливаемый на верхний фланец колонной головки и предназначенный для контроля и управления работой скважины.

    14. формуляр: Документ, удостоверяющий гарантированные предприятием-изготовителем основные параметры и технические характеристики оборудования, отражающий техническое состояние данного оборудования в любой период эксплуатации и содержащий све-

      дения по длительности и условиям работы, техническому обслуживанию и другие данные за весь период эксплуатации.

    15. экспертное техническое диагностирование: Процесс технического диагностирования по установлению реального технического состояния и прогнозирования остаточного ресурса с целью определения возможности продления сроков безопасной эксплуатации объекта, нормативно установленный срок службы которого завершается или завершен.


    16. сокращения и обозначения: фонтанная арматура; АФ

      визуальный и измерительный контроль; ВИК однофланцевая колонная головка; ГК-1 двухфланцевая колонная головка; ГК-2 газопромысловое управление; ГПУ нефтегазовая промышленность; НГП оборудование устья скважины; ОУС промышленная безопасность; ПБ

      подземное хранилище газа; ПХГ техническое диагностирование; ТД ультразвуковой контроль; УК

      экспертиза промышленной безопасности; ЭПБ


  4. Общие положения


    1. ЭПБ должна проводиться в соответствии с руководящими документами [1, 2]:

      • по достижении срока, установленного нормативной, проектной, эксплуатационной документацией, независимо от технического состояния АФ и ОУС;

      • по достижении срока, назначенного предыдущей экспертизой промышленной безопасности;

      • при возникновении обстоятельств, способных повлиять на безопасную эксплуатацию скважин;

      • по требованию Ростехнадзора или его территориального органа, предъявляемому эксплуатирующей организации в установленном порядке.

    2. Базовое ТД проводится с целью установления соответствия АФ и ОУС конкретным условиям эксплуатации, получения первичной информации об исходном состоянии оборудо-

      вания -материалы, конструкция), эксплуатационных параметров и их конкретных значений, которые на последующих этапах ТД -периодическое и экспертное) должны приниматься исходными для оценки технического состояния диагностируемого объекта.

    3. Периодическое ТД проводится с целью определения технического состояния АФ и ОУС, установления закономерности воздействия во времени рабочих параметров процесса закачки и отбора газа на параметры, определяющие работоспособность объекта, определения необходимых мер для поддержания технического состояния объекта на уровне, обеспечивающем промышленную безопасность.

    4. ЭПБ и ТД выполняют экспертные -экспертно-диагностические) организации по программе работ, согласованной с эксплуатирующей организацией и территориальным органом Ростехнадзора.

    5. Экспертная организация может привлекать для выполнения отдельных работ по ЭПБ и ТД эксплуатирующую организацию, специализированные и научно-исследовательские организации, располагающие специалистами, аттестованными в установленном порядке на право выполнения данного вида работ.

    6. ЭПБ проводится после подачи эксплуатирующей организацией заявки на проведение ЭПБ в экспертную организацию и заключения договора на указанные работы в соответствии с положением [3].

    7. Руководители эксплуатирующей организации должны обеспечить достоверность информации, представленной экспертной организации для определения безопасного срока эксплуатации АФ и ОУС.

    8. Техническое диагностирование АФ и ОУС должно проводиться с применением методов неразрушающего контроля в соответствии с действующими нормативными документами.

      Применение новых технологий контроля, методов технического диагностирования подлежит согласованию с территориальным органом Ростехнадзора и эксплуатирующей организацией.

      Используемые программы и методики расчетов, не вошедшие в состав настоящего стандарта, должны быть сертифицированы и утверждены в установленном порядке.

    9. Подготовку АФ и ОУС к техническому диагностированию обеспечивает эксплуатирующая организация.

    10. Ответственность за выполнение отдельных контрольных операций на АФ и ОУС несет экспертно-диагностическая организация, выполняющая их.

      Ответственность за правильность выбора того или иного метода расчета несет организация, выполнявшая соответствующий расчет.

    11. Процесс проведения ЭПБ и ТД должен быть задокументирован.

      Отчетные документы по техническому диагностированию АФ и ОУС, составленные для каждой скважины отдельно, должны храниться на ПХГ и в экспертно-диагностической организации.

    12. По результатам ЭПБ должно приниматься одно из следующих решений в соответствии с руководящим документом [4]:

      а) продолжение эксплуатации на установленных параметрах; б) продолжение эксплуатации с ограничением параметров; в) ремонт;

      г) реконструкция;

      д) использование по иному назначению; ж) вывод из эксплуатации.

    13. Продление эксплуатации АФ и ОУС должно осуществляться в зависимости от их технического состояния на срок до прогнозируемого наступления предельного состояния -остаточный ресурс) и нормироваться заданием назначенного ресурса -поэтапное продление), основывающегося на полученном значении остаточного ресурса.

      Основными определяющими параметрами при определении остаточного ресурса должны приниматься:

      • для ОУС – техническое состояние колонных головок;

      • для АФ – техническое состояние трубной головки;

      • для запорно-регулирующих устройств – техническое состояние корпусных деталей и соответствие требованиям ГОСТ 25215, ГОСТ Р 51365, руководящего документа [5].

    14. Реализация мероприятий по обеспечению безопасной эксплуатации АФ и ОУС на продлеваемый период и выполнению требований промышленной безопасности осуществляется эксплуатирующей организацией.


  5. Объекты экспертизы промышленной безопасности и технического диагностирования


    1. Общие сведения

      1. Объектами ЭПБ и ТД являются АФ и ОУС как отечественного, так и импортного производства.

      2. При проведении ЭПБ и ТД должно подвергаться анализу техническое состояние следующих элементов оборудования с учетом требований ГОСТ Р 51365:

        • корпусы и катушки колонных головок;

        • катушки-переходники;

        • корпусы моноблочных колонных головок;

        • катушки трубных головок;

        • соединители-переходники -адаптеры трубных головок);

        • колпаки-соединители;

        • тройники и крестовины;

        • переходные катушки и катушки-проставки;

        • задвижки, дроссели и клапаны;

        • фланцы и фланцевые соединения;

        • подвески труб и колонн;

        • прочее оборудование -приводы, кольцевые прокладки, шпильки, гайки).

      3. Основные технические требования и нормы к параметрам, конструированию, материалам, сварке и методам испытаний АФ и ОУС должны соответствовать ГОСТ 13846, ГОСТ Р 51365, ГОСТ 28919.


    1. Эксплуатационные определяющие параметры

      В качестве эксплуатационных определяющих параметров АФ и ОУС должны приниматься:

      а) эксплуатационное давление на устье скважины; б) состав рабочей среды;

      в) содержание механических примесей в рабочей среде;

      г) конструкция подвесок труб и колонн -муфтовые, клиновые, на резьбе); д) температура на устье -минимальная, максимальная);

      е) среднемесячная температура окружающей среды -климатическое исполнение);

      ж) схема обвязки устья скважины, согласованная и утвержденная в установленном порядке;

      и) идентификационные данные, фактический срок эксплуатации как АФ и ОУС в целом, так и его отдельных несущих элементов;

      к) данные формуляра технического состояния АФ и ОУС конкретной скважины.


    2. Диагностические определяющие параметры

      1. Диагностическими определяющими параметрами АФ и ОУС должны приниматься параметры, которые могут быть определены методами неразрушающей и безразборной

        оценки состояния сопряженной функциональной пары, узла или объекта в целом без вывода их из эксплуатации.

      2. При техническом диагностировании АФ и ОУС контролю подлежат следующие определяющие параметры:

        а) герметичность -плотность) по отношению к внешней среде при эксплуатационном рабочем давлении на данный момент времени -Рр):

        • фланцевых соединений;

        • уплотнительных элементов резьбовых соединений;

        • уплотнительных узлов -сальников) запорной и регулирующей арматуры;

        • “тела” корпусных деталей;

        • герметичность уплотнителей -пакеров) ОУС;

          б) наличие давления внутри колонных головок ОУС;

          в) герметичность запорного органа задвижек и вентилей при давлении Рр; г) общий износ стенок нагружаемых деталей и узлов;

          д) работоспособность -управляемость задвижками усилием рук одного оператора) при давлении Рр;

          е) геометрические размеры;

          ж) сплошность металла;

          и) физико-механические свойства металла -по величине твердости); к) величина коррозионного износа;

          л) качество противокоррозионного покрытия.

      3. Показатели надежности должны приниматься по паспортам и техническим условиям на соответствующие АФ и ОУС.


    3. Критерии дефектности

      1. В качестве критериев дефектности АФ и ОУС должны приниматься:

        а) герметичность фланцевых и резьбовых соединений, не восстанавливаемая в эксплуатационных условиях;

        б) наличие давления в отводах колонных головок, превышающего допускаемое соответствующими инструкциями, не устраняемого закачкой в пакер уплотнительной смазки;

        в) нарушение герметичности в затворах запорных органов и уплотнений “по штоку”; г) неуправляемость одним оператором вручную запорно-регулирующих устройств;

        д) утонение толщины стенок корпусных деталей по причине коррозионного и эрозионного износа металла свыше допустимых значений, не обеспечивающее требуемую -рас-

        четную) несущую способность нагруженных элементов в конкретных условиях эксплуатации;

        е) ухудшение в процессе эксплуатации физико-механических характеристик и структуры металла, не обеспечивающее требуемую -расчетную) несущую способность нагруженных элементов в конкретных условиях эксплуатации;

        ж) трещины всех видов и направлений;

        и) дефекты изготовления, не допустимые нормативными техническими документами; к) дефекты, образовавшиеся в процессе эксплуатации -износ в парах трения, поломка,

        погнутость, остаточная деформация элементов и т.п.);

        л) неквалифицированные и несанкционированные изменения конструкции узлов и деталей объекта.

      2. Объект считается годным для дальнейшей эксплуатации, если по результатам ТД подтверждается, что вышеперечисленные дефекты в оборудовании не выявлены, а выявленные – устранены или позволяют продолжить эксплуатацию с ограничением параметров.


  1. Техническое диагностирование фонтанных арматур и оборудования устья скважин ПХГ


    1. Порядок и условия проведения работ

      1. Процесс ТД, включающий этапы базового и периодического ТД, проводится в следующем порядке:

        а) базовое ТД – перед вводом объекта -АФ, ОУС, “елок”, трубных головок, задвижек, колонных головок) в эксплуатацию как впервые, так и после капитального ремонта перед установкой на скважину, а также тогда, когда объект ранее ТД не подвергался.

        Базовому ТД – должны подвергаться и сборочные единицы, предназначенные для замены в процессе эксплуатации аналогичных в АФ и ОУС на скважине;

        б) периодическое ТД -проводится в плановом порядке) – через каждые пять лет эксплуатации, но в обязательном порядке в течение последнего года, предшествующего достижению назначенного срока безопасной эксплуатации АФ и ОУС на скважине.

      2. Экспертно-диагностическая организация должна в случае необходимости и с учетом конструктивных особенностей и конкретных условий эксплуатации АФ и ОУС разработать и предоставить на согласование эксплуатирующей организации -заказчику) технические требования на подготовку АФ и ОУС к проведению ТД.

      3. Эксплуатирующая организация обязана выполнить все необходимые работы по подготовке АФ и ОУС к проведению ТД, в т.ч.:

        а) обеспечить доступность ко всем контролируемым элементам -освобождение от грунта ГК-1 и ее обвязки, обустройство обслуживающими площадками и др.);

        б) подготовить -предварительно) поверхности оборудования для проведения контрольных операций в соответствии с картами с точками инструментального контроля в соответствии с приложением А.

      4. Техническое диагностирование АФ и ОУС должно включать:

        а) контроль параметров, характеризующих техническое состояние объекта; б) оценку их технического состояния и определение остаточного ресурса;

        в) выдачу заключения о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации объектов диагностирования;

        г) определение необходимости ограничений режимов эксплуатации и -или) проведения ремонтно-восстановительных работ, обеспечивающих проектный режим эксплуатации.

      5. Проведение ремонтно-восстановительных работ осуществляет эксплуатирующая организация.

      6. Все АФ и ОУС диагностируемой партии должны быть подвергнуты визуальному контролю в сборе и сфотографированы.

      7. Все несоответствия и повреждения, обнаруженные при визуальном и измерительном контроле, должны быть сфотографированы, а объекты подвергнуты более тщательному обследованию инструментальными методами.

      8. Ультразвуковая толщинометрия стенок, дефектоскопия сплошности материала и твердометрия корпусных деталей объектов технического диагностирования должны проводиться в соответствии с картами с точками инструментального контроля.

      9. При выявлении в корпусных деталях АФ и ОУС несоответствий больших, чем допускается нормативными и техническими документами, необходимо провести оценку их прочности в данных сечениях.

      10. Средства измерений и производство измерений должны обеспечивать выполнение требований, изложенных в нормативной документации на объект, а также требований настоящего стандарта.

      11. Используемые средства измерений должны пройти поверку и быть аттестованы в установленном порядке.

      12. Подготовка оборудования к инструментальному контролю должна проводиться в соответствии с документацией на приборы.

      13. Экспертно-диагностическая организация вправе проводить другие методы контроля, не предусмотренные в стандарте, включая расширенные обследования, проводимые по специальной методике, разработанной в установленном порядке.

      14. Состав диагностической бригады должен включать специалистов для проведения всех видов работ, предусмотренных программой ТД.

      15. Руководителем диагностической бригады должен быть назначен специалист, имеющий опыт работы с АФ и ОУС и знающий требования к этому виду оборудования.


    1. Программа проведения технического диагностирования

      1. Программа -алгоритм) проведения ТД объекта должна включать:

        а) анализ технических документов и результатов предыдущих базового и -или) периодического ТД;

        б) анализ условий эксплуатации;

        в) проверку соответствия фактической сборки АФ и ОУС, ранее зафиксированной при предыдущих базовом и -или) периодическом ТД;

        г) выработку стратегии периодического ТД -на каждый объект отдельно или на группу объектов с характерными признаками);

        д) визуальный и измерительный контроль; е) проверку работоспособности;

        ж) инструментальный контроль;

        з) составление заключения о техническом состоянии АФ и ОУС -на все объекты отдельно);

        и) составление формуляра технического состояния АФ и ОУС;

        к) составление сводной ведомости несоответствий -на диагностируемую партию).

      2. Программа может быть изменена и дополнена с учетом результатов визуального, измерительного и инструментального контроля.


    2. Анализ технических документов

      1. Анализ технических документов при ТД проводится с целью установления номенклатуры технических параметров, предельных состояний, выявления наиболее вероятных отказов и повреждений, а также элементов АФ и ОУС и их участков, рост поврежденности в которых и их дефектность могут привести к ресурсному отказу.

      2. При проведении технического диагностирования АФ и ОУС анализу должны подвергаться:

        а) нормативные документы;

        б) эксплуатационные документы;

        в) конструкторские -проектные) документы; г) ремонтные документы -при наличии);

        д) общие документы.

      3. Нормативные документы должны включать государственные, отраслевые и другие документы по стандартизации, относящиеся к данному виду оборудования.

      4. Эксплуатационные документы должны включать: а) дело скважины;

        б) паспорт скважины;

        в) паспорт, инструкцию по эксплуатации и техническому обслуживанию на АФ и ОУС; г) документы, содержащие сведения по возможным отказам и авариям, возникновение

        которых возможно во время работы;

        д) исполнительные внутренние и руководящие документы на эксплуатацию АФ и ОУС; е) данные последнего ТД при их наличии -формуляр технического состояния).

      5. Конструкторские -проектные) документы должны включать:

        а) технические условия на изготовление АФ и ОУС с информацией, относящейся к методам производства, предварительной и окончательной обработки, методам контроля качества при производстве, а также процедурам испытаний, и указаниями о рекомендуемом использовании, проектном сроке службы, условиях эксплуатации и др.;

        б) чертежи узлов и деталей оборудования, на которые воздействует внутреннее давле-

        ние;


        в) детальные чертежи, в частности сварных соединений, с указанием используемых

        материалов;

        г) проектные расчеты элементов объекта при их наличии.

        При отсутствии конструкторских документов, а именно чертежей контролируемых корпусных деталей АФ и ОУС, эксплуатирующее предприятие обязано разработать эскизные чертежи -при ТД, проводимом впервые на данной модификации) собственными силами или привлечь к разработке стороннюю организацию, например экспертно-диагностическую. В этом случае эксплуатирующая организация должна предоставить исполнителю детали и узлы, на которые необходимо разработать эскизные чертежи с требуемыми геометрическими параметрами, и обязана учесть эти работы при заключении договора на проведение ТД.

      6. Общие документы должны включать документы и научно-техническую информацию по отказам и повреждениям по парку аналогичного оборудования.

      7. Анализ технических документов должен завершаться: а) составлением перечня проанализированных документов;

б) выдачей рекомендаций по составу, объему и качеству исполнения документов;

в) разработкой карт с точками инструментального контроля корпусных деталей диагностируемого объекта.


    1. Анализ условий эксплуатации

      1. Анализ условий эксплуатации проводится с целью установления основных параметров работы АФ и ОУС -температура, давление, состав среды и др.), определения характера их изменения во времени, средних значений, пиковых значений, а также длительности эксплуатации оборудования.

      2. При анализе устанавливается соответствие оборудования его прямому назначению, определяется соответствие рабочей среды, температуры, давления и других параметров паспортным данным.

      3. Анализ условий эксплуатации АФ и ОУС проводится на основе данных дела и паспорта скважины.

      4. При анализе условий эксплуатации учитываются следующие параметры:

        а) максимальное и минимальное эксплуатационное давление на устье скважины; б) содержание механических примесей в рабочей среде;

        в) фактический срок эксплуатации;

        г) среднемесячная температура окружающей среды, годовой минимум и максимум температур для данного климатического района;

        д) наличие избыточного давления в отводах колонных головок.


    2. Визуальный и измерительный контроль

      1. Визуальный и измерительный контроль при техническом диагностировании АФ и ОУС на скважине проводится с целью:

        а) идентификации оборудования путем проверки соответствия маркировки технической документации;

        б) определения соответствия действительной сборки АФ и ОУС утвержденной схеме; в) определения соответствия узлов, деталей и соединений требованиям технической

        документации;

        г) установления соответствия габаритных и присоединительных размеров оборудования и его составных частей технической документации;

        д) обнаружения дефектов изготовления;

        е) обнаружения поверхностных дефектов в металле, образовавшихся в процессе эксплуатации -трещины всех видов и направлений, коррозионный износ поверхностей, нарушение противокоррозионных покрытий, деформация изделия и пр.);

        ж) обнаружения негерметичности во всех типах соединений.

      2. Визуальный и измерительный контроль проводится с помощью стандартных инструментов и приборов, обеспечивающих необходимую точность и прошедших метрологическую поверку.

      3. Визуальный контроль АФ и ОУС и их составных частей проводится визуально и -или) с применением оптических приборов.

      4. При измерительном контроле состояния поверхностей оборудования определяют размеры обнаруженных повреждений и дефектов.

      5. Результаты визуального и измерительного контроля должны быть оформлены актами и -или) протоколами.

      6. Визуальный и измерительный контроль проводится в соответствии с методикой, приведенной в приложении Б.


    3. Проверка работоспособности

      1. При проверке работоспособности в процессе ТД на скважине контролируются: а) управляемость задвижками;

        б) герметичность запорных узлов задвижек и их полнопроходность; в) состояние сальников в эксплуатационных условиях;

        г) функционирование нагнетательных клапанов и масленок; д) функционирование вентилей под манометры.

      2. Проверке на герметичность и управляемость подвергаются все соединения и управляемые узлы АФ и ОУС.

      3. На скважине испытания на работоспособность проводятся рабочей средой -газом) при рабочем эксплуатационном давлении.

      4. Испытания на герметичность уплотнений -сальников) шпинделя и штока -при наличии в конструкции) задвижки должны проводиться в процессе проверки управляемости при проведении цикла “открытие – закрытие”.

      5. При испытании затвора на герметичность задвижка должна находится в положении “закрыто”.

      6. Проверка работоспособности АФ и ОУС проводится в соответствии с методикой, приведенной в приложении Б.

    4. Инструментальный -приборный) контроль

      1. Инструментальный контроль элементов АФ и ОУС должен предусматривать: а) твердометрию;

        б) ультразвуковую толщинометрию;

        в) ультразвуковой контроль сплошности материалов.

      2. Твердометрия проводится по решению эксперта на корпусных деталях коренной задвижки, трубной головки и ОУС, а также на отобранных представителях от несущих крепежных деталей шпилек и гаек.

      3. Ультразвуковая толщинометрия проводится с целью определения действительной толщины стенок корпусных деталей объектов, работающих под давлением.

      4. Ультразвуковой контроль сплошности материалов применяется для выявления в металле внутренних дефектов, определения их месторасположения и условных размеров в случаях, если появятся подозрения на их наличие.

      5. Ультразвуковой контроль сплошности материалов не проводится на участках корпусных деталей АФ и ОУС с грубой наружной поверхностью -наплывы литья, неровности и т.д.), участках с большой кривизной поверхности -радиусом менее 30 мм) и недоступных для сканирования преобразователем.

      6. Инструментальный -приборный) контроль АФ и ОУС проводится в соответствии с методикой, приведенной в приложении Б.

      7. Для проверки герметичности и прочности элементов АФ, работающих под давлением, могут быть проведены испытания давлением гидравлическим либо пневматическим способом с применением специального оборудования по технологии без глушения скважин.

      8. Допускается применять дополнительный контроль сварных соединений методами, не предусмотренными настоящим стандартом.


    1. Анализ прочности корпусных нагруженных деталей

      1. Анализ прочности проводится в целях определения влияния дефектов на прочность узлов и деталей АФ и ОУС.

      2. Анализ прочности проводится в тех случаях, когда возникают сомнения по запасам прочности. В других случаях необходимость проведения расчетов определяется руководителем экспертной группы в процессе ТД объектов в зависимости от результатов контрольных операций.

      3. Расчет на прочность узлов и деталей АФ и ОУС проводится с учетом всех действующих режимов нагружения, фактических геометрических размеров и механических свойств металла.

      4. При необходимости дополнительно могут проводиться в соответствии с руководящим документом [4]:

  • отбор образцов для проведения лабораторных исследований;

  • определение механических характеристик;

  • исследование напряженно-деформированного состояния, выявление концентраторов напряжений и установление критериев предельного состояния;

  • металлографические исследования;

  • определение химического состава материалов;

  • испытания на прочность и другие виды испытаний.


    1. Оформление результатов

      1. Результаты всех выполненных измерений -контроля) должны оформляться актами и -или) протоколами измерений -контроля).

      2. В актах и -или) протоколах должны быть указаны: а) условия проведения контроля;

        б) параметры контроля;

        в) средства измерения -контроля);

        г) полученные результаты контроля в сопоставлении с указанными в нормативных и технических документах;

        Примечание – Допускается результаты измерений заносить непосредственно в формуляр технического состояния, т. е. совмещать документы.

        д) заключение.

      3. Решение о соответствии или несоответствии установленным требованиям следует принимать по каждому контролируемому параметру и в целом по узлу и оборудованию.

      4. При квалификации результата контроля необходимо руководствоваться требованиями нормативной и технической документации на АФ и ОУС.

      5. Фонтанная арматура и оборудование устья скважин относятся к оборудованию, определяющие параметры которого со временем подвергаются деградационным процессам, связанным с воздействиями условий эксплуатации. Поэтому по завершению очередного ТД для АФ и ОУС каждой скважины должен оформляться формуляр технического состояния в соответствии с приложением А.

        В формуляре технического состояния указываются объем и сроки следующего ТД -при удовлетворительном состоянии АФ и ОУС) или необходимость проведения ремонтных работ -при их неудовлетворительном состоянии).

        Формуляр технического состояния включает формы, куда заносятся из актов и -или) протоколов данные результатов контроля параметров, полученные при проведении ТД, и заключения о техническом состоянии АФ и ОУС на момент проведения работ.

        Состав форм формуляра должен включать:

        • форму регистрации работ со сведениями об организациях, их проводивших;

        • форму с перечнем рассмотренных документов, которые фактически имелись на ПХГ и были использованы при ТД;

        • форму со сведениями, полученными в результате анализа выявленной информации по АФ и ОУС;

        • форму с результатами визуального и измерительного контроля;

        • форму с результатами проверки работоспособности;

        • форму с результатами толщинометрии корпусных деталей;

        • форму с результатами ультразвукового контроля сплошности материала корпусных деталей;

        • форму с результатами измерения твердости металла корпусных деталей узлов и крепежных деталей;

        • форму, содержащую сводные данные по выявленным несоответствиям АФ и ОУС;

        • форму с реальной схемой АФ;

        • форму с реальной схемой ОУС;

        • форму с картами с точками инструментального контроля корпусных деталей АФ и ОУС;

        • форму с фотоснимками АФ и ОУС на конкретной скважине;

        • форму с фотоснимками обнаруженных поверхностных дефектов и повреждений.

        Заполнение и оформление форм должно проводиться экспертно-диагностической организацией, проводившей ТД.

        Формуляр технического состояния АФ и ОУС утверждается экспертно-диагностической организацией.

        Допускается внесение изменений и дополнений в состав формуляра в пределах основных положений и требований настоящего стандарта.

      6. Результаты ТД заносятся в экспертно-диагностическую базу данных ПХГ ОАО “Газпром”.

  1. Экспертиза промышленной безопасности фонтанных арматур и оборудования устья скважин ПХГ


    1. Порядок и условия проведения экспертизы промышленной безопасности

      1. ЭПБ с целью определения возможности продления срока безопасной эксплуатации АФ и ОУС проводится в соответствии с согласованной и утвержденной программой работ. Программа работ отдельно не разрабатывается, если она предусмотрена в составе договора на проведение работ.

      2. В рамках ЭПБ проводится экспертное ТД, объем и виды работ при котором должны быть определены программой работ, составленной с учетом анализа результатов базового и -или) периодического ТД.

        Разработка программы работ экспертно-диагностической организацией и ее согласование с эксплуатирующей организацией обязательны, если программа не предусмотрена в составе договора на проведение работ.

        Для объектов, отслуживших свой паспортный срок и ранее не подвергавшихся ТД, проведение экспертного ТД обязательно. При этом программа работ должна предусматривать максимальный объем контроля определяющих параметров.

      3. Экспертно-диагностическая организация должна приступить к проведению экспертизы только после получения комплекта необходимых материалов и документов в полном объеме, установленном программой работ.

      4. При проведении ЭПБ должны учитываться результаты обработки диагностической информации, полученной на этапах базового и периодических ТД.

      5. ЭПБ завершается выдачей эксплуатирующей организации заключения о возможности продления сроков безопасной эксплуатации АФ и ОУС.


    1. Программа проведения экспертизы промышленной безопасности

      1. Программа работ ЭПБ должна предусматривать: а) анализ материалов и документации;

        б) анализ фактических условий эксплуатации;

        в) проведение экспертного ТД -проводится по решению экспертной организации);

        г) разработку отчетных документов -отчетов, актов, протоколов, частных и итогового заключений) по результатам выполненных работ;

        д) разработку заключения ЭПБ о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации объекта с планом работ по корректирующим мероприятиям на АФ и ОУС каждой скважины;

        е) контроль -авторский надзор) за выполнением компенсирующих мероприятий -выполняется по отдельному договору).

      2. Программа работ должна разрабатываться в соответствии с требованиями руководящего документа [1] и настоящего стандарта.


    2. Анализ материалов и документации

      1. Анализ материалов и документации проводится с целью установления полноты, достоверности и правильности представленной информации, соответствия их и основных несущих элементов АФ и ОУС, крепежных изделий стандартам, нормам и правилам промышленной безопасности.

      2. Анализу при проведении ЭПБ должны подлежать следующие материалы и документы:

        а) нормативные и технические документы в области промышленной безопасности; б) документы завода-изготовителя -поставщика);

        в) технические документы, включающие:

        • эксплуатационные документы;

        • конструкторские документы;

        • ремонтные документы -при наличии);

          г) руководящие, организационно-методические и другие документы, действующие для АФ и ОУС на ПХГ;

          д) данные последнего технического диагностирования АФ и ОУС при их наличии.

      3. Анализ нормативных и технических документов в области промышленной безопасности проводится с целью установления:

        а) наличия договора на профилактическое и оперативное обслуживание аварийно-спасательными формированиями;

        б) соответствия действительной обвязки устья схеме, одобренной в установленном порядке;

        в) соблюдения требований промышленной безопасности к обвязке устья при использовании в ней конкретных комплектующих элементов -задвижек, дросселей и др.) с целью установления возможности их профилактического и оперативного обслуживания аварийноспасательными формированиями;

        г) полноты выполнения предписаний территориальных органов -при их наличии).

      4. Документы завода-изготовителя -поставщика) должны анализироваться с целью установления правомочности изготовителя на выпуск данного вида оборудования и его соот-

        ветствия промышленной безопасности при целевом использовании для обвязки устья скважин.

      5. Анализ эксплуатационных и ремонтных документов -при наличии) на АФ и ОУС должен проводиться с целью определения соответствия условиям эксплуатации, установления степени выработки основных ресурсных показателей, определения сведений об основных, наиболее часто встречающихся дефектах, причинах повреждений, отказов и предельных состояний.

      6. Анализ конструкторских -проектных) документов должен проводиться с целью определения:

        а) перечня контролируемых параметров, исходя из специфических -отличительных) особенностей конструктивного и материального исполнения оборудования;

        б) характеристик предельного состояния;

        в) наиболее вероятных отказов оборудования применительно к конкретным условиям эксплуатации.

      7. По результатам анализа эксплуатационных и конструкторских документов определяются основные параметры работы оборудования -температура, давление, состав среды и др.) и условия эксплуатации, характер их изменения во времени, средние и пиковые значения. Устанавливается соответствие оборудования его прямому назначению, определяется соответствие рабочей среды, температуры, давления и др. параметров паспортным данным.

      8. Руководящие, организационно-методические и другие документы анализируются с целью установления их соответствия, полноты по составу, объему, качеству исполнения. При этом необходимо обратить внимание на соблюдение требований к содержанию и оформлению отчетных документов.

      9. Анализ материалов и документов должен завершаться: а) составлением перечня проанализированных документов;

б) выдачей рекомендаций по составу, объему, качеству исполнения документов.


    1. Определение остаточного ресурса фонтанных арматур и оборудования устья скважин ПХГ

      1. Определение остаточного ресурса АФ и ОУС должно проводиться с учетом требований руководящего документа и методических указаний [5].

      2. Расчет остаточного ресурса проводят для корпусных несущих элементов АФ и ОУС в случае обнаружения утонения в результате износа их стенок на величину, превышающую 15 % от номинальной.

      3. Определение остаточного ресурса АФ и ОУС осуществляется как по совокупности определяющих параметров, так и по одному из них, скорость деградации которого является наибольшей.

      4. Оценка остаточного ресурса АФ и ОУС базируется на результатах ТД и оценки фактической нагруженности основных деталей и сборочных единиц АФ и ОУС.

      5. При оценке реального технического состояния АФ и ОУС должны использоваться данные по показателям надежности и по критериям отказов и предельных состояний, приведенные в нормативных документах.

      6. Оценка остаточного ресурса деталей и сборочных единиц АФ и ОУС выполняется в соответствии с методикой, приведенной в приложении В.

      7. Данные по оценке остаточного ресурса служат основанием для принятия экспертно-диагностической организацией решения о возможности назначения срока безопасной эксплуатации АФ и ОУС в соответствии с остаточным ресурсом, его ремонте, снижении рабочих параметров или списании.


    2. Определение величины назначаемого возможного срока безопасной эксплуатации фонтанных арматур и оборудования устья скважин ПХГ

      1. Порядок определения величины назначаемого возможного срока безопасной эксплуатации АФ и ОУС должен предусматривать:

        а) выбор определяющих параметров, характеризующих техническое состояние оборудования;

        б) определение граничных значений определяющих параметров;

        в) сопоставление реальных значений определяющих параметров с прогнозируемыми; г) прогнозирование изменения определяющих параметров во времени;

        д) на базе сводной таблицы выявленных несоответствий разработку компенсирующих мероприятий.

      2. Основными определяющими параметрами, влияющими на величину назначаемого возможного срока безопасной эксплуатации АФ и ОУС, являются:

        а) прочность -запас прочности по пробному, рабочему и реальному скважинному давлению);

        б) герметичность -затворов, сальников, фланцевых, резьбовых и других соединений); в) работоспособность -функционирование и управляемость задвижек и других элемен-

        тов);


        г) параметры технологического процесса закачки и отбора газа;

        д) состав газа;

        е) закономерность деградационных процессов -утонение стенок корпусных деталей, увеличение усилия управления задвижками, уменьшение прочности от циклических нагрузок, если такое имеет место);

        ж) действенность и интенсивность восстановительных операций;

        и) действующая система ремонтно-профилактического обслуживания; к) действующая система документирования и прослеживаемость;

        л) квалификация обслуживающего персонала;

        м) наличие действующей системы менеджмента качества.

      3. Оценка величины назначаемого возможного срока безопасной эксплуатации АФ и ОУС выполняется в соответствии с методикой, приведенной в приложении Г.


    1. Требования к разработке компенсирующих мероприятий

      1. К экспертизе промышленной безопасности, как правило, должны предъявляться АФ и ОУС, прошедшие подготовку в соответствии с паспортами и инструкциями по техническому обслуживанию и эксплуатации соответствующего оборудования.

      2. При обнаружении в процессе ТД несоответствий нормативным и техническим документам, требующих устранения, разрабатываются компенсирующие мероприятия по обеспечению безопасной эксплуатации на продлеваемый период или оборудование должно демонтироваться и подлежать ремонту или списанию.

      3. Компенсирующие мероприятия должны разрабатываться в соответствии с требованиями правил безопасности [2] и содержать следующие данные:

        а) квалификацию выявленного несоответствия;

        б) описание несоответствия и его местонахождение;

        в) рекомендации по устранению выявленного несоответствия;

        г) рекомендации по техническому обслуживанию, контролю за техническим состоянием АФ и ОУС, включающие обязательный контроль технического состояния конкретных узлов и параметров;

        д) сроки выполнения рекомендаций.

      4. Компенсирующие мероприятия должны разрабатываться на базе сводной таблицы выявленных при ЭПБ и ТД несоответствий.

    1. Заключение экспертизы промышленной безопасности

      1. Результаты ЭПБ с проектом решения о возможности продления срока безопасной эксплуатации АФ и ОУС должны оформляться заключением ЭПБ в соответствии с правилами безопасности [2].

      2. Заключение экспертизы должно содержать в соответствии с приложением Д настоящего стандарта:

        а) титульный лист, подписанный руководителями экспертной организации;

        б) содержание, включающее основание для проведения экспертизы, сведения об экспертной организации, экспертах и наличии лицензии на право проведения экспертизы промышленной безопасности;

        в) перечень объектов экспертизы, на которые распространяется действие заключения экспертизы;

        г) данные о заказчике; д) цель экспертизы;

        е) сведения о рассмотренных в процессе экспертизы документах; ж) краткую характеристику и назначение объекта экспертизы;

        и) результаты проведенной экспертизы;

        к) заключительную часть с обоснованными выводами, а также рекомендациями по техническим решениям и проведению компенсирующих мероприятий.

      3. Приложения к заключению экспертизы:

        а) перечень использованных при ЭПБ нормативных, технических и методических документов;

        б) отчетные документы;

        в) акт реализации рекомендаций по устранению несоответствий АФ и ОУС, выявленных ЭПБ на скважине № станции ПХГ -см. Д.3 приложения Д);

        г) документы, подтверждающие правомочность проведения экспертизы промышленной безопасности и технического диагностирования -копии удостоверений экспертов и специалистов; копия приказа о создании экспертной группы; копии лицензии, свидетельства об аккредитации).

      4. Результаты проведенных экспертами работ должны оформляться и храниться в порядке, установленном в экспертно-диагностической организации.

      5. Заключение экспертизы не позднее одного месяца с момента его подписания руководителем экспертной организации направляют надзорным органам на утверждение в установленном порядке в соответствии с требованиями руководящего документа [7].

      6. Заключение экспертизы с приложениями должно прикладываться к делу скважины -объекту) и являться неотъемлемой частью документации на скважину -объект) и храниться вплоть до списания объекта.


  1. Требования безопасности при проведении работ


    1. При проведении технического диагностирования АФ и ОУС должны соблюдаться требования ГОСТ 12.3.002 и правил безопасности [8].

    2. К работам по ТД допускаются лица, достигшие 18 лет, прошедшие обучение и инструктаж по безопасному ведению всех видов диагностических работ.

    3. При проведении технического диагностирования АФ и ОУС в эксплуатационных условиях необходимо руководствоваться инструкциями по технике безопасности данной эксплуатирующей организации.

    4. На все виды работ эксплуатирующей организацией должен оформляться наряд-допуск, соответствующий требованиям, действующим в данной эксплуатирующей организации.

    5. Эксплуатирующая организация несет ответственность за подготовку объекта к техническому диагностированию и обеспечивает все условия для безопасного ведения работ.

    6. Все виды работ проводятся только в сопровождении -присутствии) представителя эксплуатирующей организации -инженерно-технического работника).

    7. Все виды работ по проверке работоспособности должны проводиться персоналом эксплуатирующей организации.

    8. Организация работ, контроль за выполнением требований безопасности и производственной санитарии возлагается на инженерно-технических работников эксплуатирующей организации в соответствии с должностными инструкциями.

    9. В случае возникновения условий, угрожающих жизни и здоровью работающих, выполнение работ должно быть приостановлено до принятия мер по устранению опасности.

    10. Не допускается применение неисправного оборудования, инструментов и приспособлений.

    11. Не допускается проводить работы по устранению дефектов при наличии давления в полостях как объекта в целом, так и во всех его элементах.

    12. Не допускается проведение работ, связанных с нарушением целостности объекта в целом -смена комплектующих элементов, съем и замена шпилечных соединений и др.) и его комплектующих элементов -замена сальников, масленок и др.) под давлением.

Приложение А

-обязательное)


МЕТОДИКА

по ведению формуляра технического состояния

фонтанных арматур и оборудования устья скважин по результатам технического диагностирования на ПХГ


Содержание

А.1 Общие положения 26

А.2 Порядок ведения, согласования и утверждения формуляра технического состояния . .26 Приложение 1 Формуляр технического состояния 28

Приложение 2 Типовая схема фонтанной арматуры, выполненной

по тройниковой схеме 46

Приложение 3 Типовые схемы оборудования устья скважины 48

Приложение 4 Типовая карта с точками инструментального контроля

адаптера -переводника) 53

Приложение 5 Типовая карта с точками инструментального контроля

катушек 53

Приложение 6 Типовая карта с точками инструментального контроля

корпусов задвижек 54

Приложение 7 Типовая карта с точками инструментального контроля

корпусов колонных головок 56

Приложение 8 Типовая карта с точками инструментального

контроля тройников 57

Приложение 9 Типовая карта с точками инструментального контроля

трубных головок 58

А.1 Общие положения


А.1.1 Фонтанная арматура и оборудование устья скважин относятся к оборудованию, определяющие параметры которого со временем подвергаются деградационным процессам, связанным с воздействиями условий эксплуатации. Поэтому по завершении очередного ТД для АФ и ОУС каждой скважины должен оформляться формуляр технического состояния.

А.1.2 Формуляр технического состояния должен содержать формы -приложение 1), в которые из актов -протоколов) заносятся данные результатов контроля определяющих параметров, полученные при проведении ТД, и заключения о техническом состоянии АФ и ОУС на момент проведения работ.

Заполнение и оформление форм должно проводиться экспертно-диагностической организацией, проводившей ТД.

А.1.3 В формуляре технического состояния должны указываться:

  • место проведения контроля;

  • объем контроля;

  • условия проведения контроля;

  • контролируемые параметры;

  • оборудование и средства контроля;

  • сроки проведения следующего ТД -при удовлетворительном состоянии АФ и ОУС) или необходимость проведения ремонтных работ -при их неудовлетворительном состоянии). А.1.4 Наименования и обозначения комплектующих должны соответствовать приве-

денным в приложениях 2–9.

Допускается внесение изменений и дополнений в состав и формы формуляра технического состояния в пределах основных положений и требований настоящего стандарта.


А.2 Порядок ведения, согласования и утверждения формуляра технического состояния


А.2.1 В состав формуляра технического состояния АФ и ОУС должны входить:

  • формы формуляра технического состояния АФ и ОУС на момент проведения работ -приложение 1);

  • карты и схемы АФ и ОУС;

  • фотоснимки АФ и ОУС.

    А.2.2 Альбом карт и схем должен включать:

  • реальную схему АФ;

  • реальную схему ОУС;

  • карты с точками инструментального контроля корпусных деталей АФ и ОУС. А.2.3 Альбом фотоснимков АФ и ОУС должен включать фотоснимки -копии):

  • АФ и ОУС на конкретной скважине;

  • обнаруженных поверхностных дефектов и повреждений.

А.2.4 В форме 1 должны быть указаны фамилия, должность и аттестационная квалификация всех членов диагностической бригады, выполнявших работы по техническому диагностированию АФ и ОУС, их подписи, печать или штамп организации.

А.2.5 Руководителем диагностической бригады должен быть назначен специалист, имеющий опыт работы с АФ и ОУС и знающий требования к этому виду оборудования.

А.2.6 Состав диагностической бригады должен включать специалистов для проведения всех видов работ, предусмотренных программой ТД.

А.2.7 Все формы формуляра технического состояния АФ и ОУС должны быть полностью заполнены и подписаны исполнителем данного вида работы с указанием его идентификационных сведений.

А.2.8 Формуляр технического состояния АФ и ОУС составляется и утверждается экспертно-диагностической организацией.

Приложение 1


Открытое акционерное общество “Газпром”


СОГЛАСОВАНО УТВЕРЖДАЮ

Главный инженер газопромысловой Заместитель генерального директора / организации -ПХГ, ГПУ) Главный инженер экспертно-

Ф.И.О. диагностической организации

image

Ф.И.О.

-дата)


image

-дата)


ФОРМУЛЯР ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ

фонтанной арматуры -заводской № )

и оборудования устья скважины -заводской № ) скважины №


Газопромысловая организация -ПХГ, ГПУ):


Главный механик ПХГ -ГПУ)

Ф.И.О.



image

-дата)

Начальник отдела экспертнодиагностической организации

Ф.И.О.



image

-дата)


Руководитель диагностической бригады

Ф.И.О.



image

-дата)


-Город, год)

Содержание

ФОРМА 1 Информационные сведения 30

ФОРМА 2 Анализ технических документов. Таблица результатов 31

ФОРМА 3 Выявленная информация по АФ и ОУС 32

ФОРМА 4 Визуальный и измерительный контроль. Таблица результатов 33

ФОРМА 5 Проверка работоспособности. Таблица результатов 34

ФОРМА 6 Толщинометрия корпусных деталей. Таблица результатов 35

ФОРМА 7 Ультразвуковой контроль сплошности. Таблица результатов 37

ФОРМА 8 Твердометрия металла. Таблица результатов 39

ФОРМА 9 Сводная ведомость выявленных несоответствий 40

ФОРМА 10 Заключение по техническому состоянию 41

ФОРМА 11 Компенсирующие мероприятия 42

ФОРМА 12 Схема объекта 43

ФОРМА 13 Фотоснимок объекта 44

ФОРМА 14 Журнал учета работ, выполненных при эксплуатации 45


ФОРМА 1

Информационные сведения

Лист 1

Листов 1


ОБЪЕКТ

Оборудование нефтепромысловое добычное устьевое

скважины №


ОБОРУДОВАНИЕ

Арматура фонтанная -шифр)

Оборудование устья скважины -шифр)


Наименование работ

Техническое диагностирование -ТД) в соответствии с Регламен-

том проведения экспертизы промышленной безопасности и технического диагностирования фонтанных арматур и оборудования устья скважин подземных хранилищ газа ОАО “Газпром”


Цель технического диагностирования

Использование результатов ТД для оценки и прогнозирования

технического состояния АФ и ОУС в процессе эксплуатации и при проведении экспертизы промышленной безопасности


Сроки проведения

Начало: г.

Окончание: г.


Экспертно-диагностическая организация

Специализированный экспертно-диагностический центр

ОАО “Газпром” –

-наименование экспертной организации)


Лицензия № Дата выдачи г.

Действительна до г.

Свидетельство об аккредитации № Дата регистрации г.

Действительно до г. Адресные данные: Тел. ; факс Газ. связь: тел. ; факс

Субподрядная организация


Состав экспертно-диагностической группы

Руководитель группы:

Главный специалист – эксперт по ПБ Ф.И.О. в НГП -удостоверение: № ,

срок действия до г.)


Члены группы:

Специалисты по ВИК и УК уровня Ф.И.О. -удостоверение № ,

срок действия: по УК – до г., по ВИК – до г.)

Ф.И.О.

image


image


image




ФОРМА 2

Анализ технических документов.

Таблица результатов


Лист 1


Листов 1


ОБЪЕКТ

Оборудование нефтепромысловое добычное устьевое скважины №


ОБОРУДОВАНИЕ

Арматура фонтанная -шифр) Оборудование устья скважины -шифр)

Наименование

Результаты

1 Дело скважины

2 Паспорт скважины

3 Схема обвязки устья скважины

4 Формуляр технического состояния на оборудования скважины

5 Документация на фонтанную арматуру -АФ)

5.1 Паспорт

5.2 Инструкция по эксплуатации

5.3 Инструкция по техническому обслуживанию

5.4 Паспорта на комплектующие

5.5 Рабочие чертежи на элементы АФ

5.6 Технические условия на изготовление

6 Документация на оборудование устья скважины -ОУС)

6.1 Паспорт

6.2 Инструкция по эксплуатации

6.3 Инструкция по техническому обслуживанию

6.4 Паспорта на комплектующее оборудование

6.5 Рабочие чертежи

6.6 Технические условия на изготовление

7 Журнал учета проводимых на скважине работ

8 Карта обслуживания скважин

9 Методические документы по проведению ремонтно-профилактических работ на скважинах

станции ПХГ

10 Журнал по замеру межколонных давлений в скважинах


Специалист – эксперт по ПБ в НГП Ф.И.О.



ФОРМА 3

Выявленная информация по АФ и ОУС


Лист 1


Листов 1


ОБЪЕКТ

Оборудование нефтепромысловое добычное устьевое скважины

ОБОРУДОВАНИЕ

Арматура фонтанная -шифр) Оборудование устья скважины -шифр)

1

Год ввода скважины в эксплуатацию

2

Назначение скважины

3

Наименование объекта технического диагностирования

Инвентарный №

Заводской

Заводизготовитель

Год выпуска

Год ввода в эксплуата-

цию

4

Фонтанная арматура, в т.ч.

4.1

задвижки

4.2

трубная головка

5

Оборудование устья скважины,

в т.ч.

5.1

задвижки

5.2

колонные головки

6 Эксплуатационное давление, МПа:

  • минимальное

  • максимальное

7 Рабочая среда

8 Вынос частиц породы, мг/м3

9 Ремонтные работы -замена элементов) на оборудовании АФ и ОУС скважины,

в т.ч.


image



image


image


Специалист – эксперт по ПБ в НГП Ф.И.О.


image



Специалист – эксперт по ПБ в НГП Ф.И.О.

Специалист по ВИК уровня Ф.И.О.



ФОРМА 5

Проверка работоспособности.

Таблица результатов


Лист 1

Листов 1


ОБЪЕКТ

Оборудование нефтепромысловое добычное устьевое скважины №


ОБОРУДОВАНИЕ

Арматура фонтанная -шифр) Оборудование устья скважины -шифр)

Контролируемые параметры

Результаты контроля

Рекомендации по устранению несоответствий

1 Управляемость задвижками

2 Герметичность запорных узлов задвижек

3 Герметичность сальников

4 Функционирование, в т.ч.

  • нагнетательных клапанов

  • вентилей, манометров


Специалист – эксперт по ПБ в НГП Ф.И.О.


Специалист по ВИК уровня Ф.И.О.


image


image


Специалист – эксперт по ПБ в НГП Ф.И.О.


Специалист по УК уровня Ф.И.О.


image


image


image


Специалист – эксперт по ПБ в НГП Ф.И.О.


Специалист по контролю

уровня Ф.И.О.


image


ФОРМА 10

Заключение по техническому состоянию

Лист 1

Листов 1


ОБЪЕКТ

Оборудование нефтепромысловое добычное устьевое

скважины №


ОБОРУДОВАНИЕ

Арматура фонтаннная -шифр)

Оборудование устья скважины -шифр)

В результате анализа документов технического диагностирования оборудования нефтепромыслово-

го добычного устьевого на скважине № станции ПХГ, установлено следующее:


image


image


image


image


image


image


image


image


image


image


image


image


image


image


image


image


image


image


image


image


image



Специалист – эксперт по ПБ в НГП Ф.И.О.


ФОРМА 11

Компенсирующие мероприятия

Лист 1

Листов 1


ОБЪЕКТ

Оборудование нефтепромысловое добычное устьевое

скважины №


ОБОРУДОВАНИЕ

Арматура фонтаннная -шифр)

Оборудование устья скважины -шифр)

По результатам технического диагностирования для повышения промышленной безопасности при

последующей эксплуатации оборудования рекомендуется следующее:


image


image


image


image


image


image


image


image


image


image


image


image


image



image

ФОРМА 12 Схема объекта Лист 1 Листов 1



ОБЪЕКТ ОБОРУДОВАНИЕ

Оборудование нефтепромысловое добычное устьевое скважины №

Арматура фонтаннная -шифр) Оборудование устья скважины -шифр)


1 – задвижка буферная 8 – задвижка контрольная -затрубье) 2 – задвижка контрольная 9 – задвижка рабочая -затрубье)

3 – задвижка рабочая 10 – задвижка контрольная 6 – задвижка стволовая 11 – задвижка геологическая 7 – задвижка коренная 12 – задвижка ГК-1



ФОРМА 13


Фотоснимок объекта


Лист 1


Листов 1


ОБЪЕКТ

Оборудование нефтепромысловое добычное устьевое скважины №


ОБОРУДОВАНИЕ

Арматура фонтаннная -шифр) Оборудование устья скважины -шифр)



image


ФОРМА 14


Журнал

image

учета работ, выполненных при эксплуатации



Дата


Наименование работы и причина ее выполнения

Должность, фамилия и подпись


Примечание

выполнившего работу

проверившего работу

Приложение 2


ТИПОВАЯ СХЕМА

ФОНТАННОЙ АРМАТУРЫ, ВЫПОЛНЕННОЙ ПО ТРОЙНИКОВОЙ СХЕМЕ



image


  1. – задвижка буферная 7 – задвижка коренная

  2. – задвижка контрольная 8 – задвижка контрольная -затрубье) 3 – задвижка рабочая 9 – задвижка рабочая -затрубье)

6 – задвижка стволовая 11 – задвижка геологическая

Обвязка устья по крестовой схеме


image


  1. – задвижка буферная 7 – задвижка коренная

  2. – задвижка контрольная 8 – задвижка контрольная -затрубье) 3 – задвижка рабочая 9 – задвижка рабочая -затрубье)

  1. – задвижка контрольная 10 – задвижка контрольная

  2. – задвижка рабочая 11 – задвижка геологическая

  3. – задвижка стволовая 12 – задвижка ГК-1

    Приложение 3


    ТИПОВЫЕ СХЕМЫ ОБОРУДОВАНИЯ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ


    Оборудование устья скважины типа ОКК-1 -г. Баку)


    image

    Оборудование устья скважины типа ОКК-2 -г. Баку)



    image


    Оборудование устья скважины типа ООК-2 -г. Баку)



    image


    Оборудование устья скважины типа DKG -г. Надьканижа, Венгрия)


    image


    Оборудование устья скважины -г. Грозный)



    image


    Приложение 4


    ТИПОВАЯ КАРТА

    С ТОЧКАМИ ИНСТРУМЕНТАЛЬНОГО КОНТРОЛЯ АДАПТЕРА -ПЕРЕВОДНИКА)


    image


    Приложение 5


    ТИПОВАЯ КАРТА

    С ТОЧКАМИ ИНСТРУМЕНТАЛЬНОГО КОНТРОЛЯ КАТУШЕК


    image

    Приложение 6


    ТИПОВАЯ КАРТА С ТОЧКАМИ ИНСТРУМЕНТАЛЬНОГО КОНТРОЛЯ КОРПУСОВ ЗАДВИЖЕК


    Задвижка -г. Надьканижа, Венгрия) Задвижка -г. Надьканижа, Венгрия)


    image image


    Задвижка -г. Воронеж) Задвижка -г. Воронеж)


    image image

    Задвижка -завод им. П. Монтина, г. Баку)


    image

    Приложение 7


    ТИПОВАЯ КАРТА

    С ТОЧКАМИ ИНСТРУМЕНТАЛЬНОГО КОНТРОЛЯ КОРПУСОВ КОЛОННЫХ ГОЛОВОК


    Корпус ГК-2


    image


    Корпус ГК-1



    image

    Приложение 8


    ТИПОВАЯ КАРТА

    image

    image

    С ТОЧКАМИ ИНСТРУМЕНТАЛЬНОГО КОНТРОЛЯ ТРОЙНИКОВ


    image


    Приложение 9


    ТИПОВАЯ КАРТА

    C ТОЧКАМИ ИНСТРУМЕНТАЛЬНОГО КОНТРОЛЯ ТРУБНЫХ ГОЛОВОК



    image


    image

    Приложение Б

    -рекомендуемое)


    МЕТОДИКА

    по визуальному, измерительному, инструментальному контролю и проверке работоспособности фонтанных арматур и оборудования устья скважин ПХГ


    Содержание

    Б.1 Общие требования 60

    Б.2 Проведение визуального и измерительного контроля 61

    Б.3 Проверка работоспособности фонтанных арматур и оборудования

    устья скважин ПХГ 66

    Б.4 Инструментальный контроль узлов и элементов фонтанных

    арматур и оборудования устья скважин ПХГ 69

    Б.5 Оформление результатов 73

    Б.1 Общие требования


    Б.1.1 Визуальному, измерительному, инструментальному контролю -далее – контролю) и проверке работоспособности должны подвергаться все АФ, ОУС и входящие в них составные части.

    Объектами для контроля и проверки работоспособности являются АФ и ОУС как отечественного, так и зарубежного производства.

    Б.1.2 Объем проверки на каждом этапе ТД должен определяться в соответствии с требованиями настоящего стандарта.

    Б.1.3 Контроль должен проводиться с помощью стандартных средств измерения и оборудования, обеспечивающих необходимую точность.

    Измерение размеров должно проводиться исправными средствами измерения, прошедшими метрологическую поверку.

    Б.1.4 Контроль и проверка работоспособности оборудования АФ и ОУС должны производиться в условиях достаточной освещенности -не менее 300 Лк).

    Б.1.5 Фактические размеры проверяемых изделий, подвергающиеся контролю, должны иметь допуски на размеры, установленные в нормативных и технических документах.

    Б.1.6 Наружная окраска изделия, подвергаемого контролю, не должна препятствовать обнаружению дефектов.

    Б.1.7 Условия проведения контроля и проверки работоспособности АФ и ОУС должны соответствовать требованиям паспорта, инструкции по эксплуатации оборудования и настоящему стандарту.

    Б.1.8 Проверяемые детали должны соответствовать требованиям нормативных и технических документов на оборудование – ГОСТ Р 51365, ГОСТ 28919.

    Б.1.9 Специалисты, проводящие контроль и проверку работоспособности, должны пройти обучение методам контроля, знать конструкцию АФ и ОУС в целом и отдельных узлов, иметь удостоверение о допуске к проведению работ на особо опасных объектах, действующее квалификационное удостоверение о допуске к проведению контроля, а также пройти инструктаж по технике безопасности.

    Б.1.10 Инженерно-технический персонал, осуществляющий руководство работами по контролю и проверке работоспособности АФ и ОУС, кроме профессиональной аттестации согласно Б.1.8 должен проходить аттестацию на знание правил, норм и инструкций по безопасному ведению работ на объектах, подконтрольных Ростехнадзору.

    Б.1.11 По данным контроля и проверки работоспособности должен быть оформлен документ -акт или протокол), содержащий в обязательном порядке зафиксированные результаты контроля параметров и заключение о соответствии или несоответствии контролируемых параметров предъявляемым к ним требованиям.

    Заключение должно быть составлено дефектоскопистом соответствующей специализации с квалификацией не ниже 2-го уровня.


    Б.2 Проведение визуального и измерительного контроля


    Б.2.1 При визуальном и измерительном контроле в процессе технического диагностирования АФ и ОУС на скважине определяются:

    • качество маркировки;

    • соответствие комплектности и качества сборки нормативным и техническим документам;

    • наличие наружных дефектов в АФ, ОУС и входящих в них составных частях;

    • наличие утечек газа в соединениях;

    • состояние привода запорного узла;

    • состояние резьбовых -шпилечных и др.) соединений;

    • состояние штурвалов задвижек и регулируемых дросселей -при их наличии в конструкции АФ);

    • соответствие сроков поверки манометров установленным требованиям;

    • состояние противокоррозионной защиты.

    Б.2.2 Визуальный контроль основных материалов, сварных швов, оборудования и его частей проводится невооруженным глазом и -или) с применением оптических приборов.

    Б.2.3 Проверка маркировки

    Б.2.3.1 Каждое изделие АФ и ОУС должно иметь маркировку на наружной поверхности, содержащую:

    • наименование или товарный знак предприятия-изготовителя;

    • наименование или условное обозначение;

    • дату изготовления;

    • температурный диапазон;

    • класс или марку материала.

      Б.2.3.2 Маркировка каждого элемента, работающего под воздействием внутреннего давления, должна содержать:

    • рабочее давление;

    • условный проход;

    • условный проход и рабочее давление присоединительных фланцев;

    • направление потока -если требуется).

    Б.2.3.3 Каждое составляющее АФ и ОУС изделие должно быть маркировано отдельным номером, обеспечивающим контроль этого изделия в процессе эксплуатации.

    Б.2.3.4 При отсутствии указателей положения шибера на маховике должна быть нанесена маркировка направления вращения для открытия-закрытия.

    Б.2.4 Контроль соответствия комплектности и качества сборки техническим докумен-

    там


    Б.2.4.1 При контроле проверяются комплектность и правильность установки изделий,

    входящих в оборудование.

    Б.2.4.2 Сборка АФ и ОУС и ее комплектность должны соответствовать схемам обвязки устья, приведенным в деле и паспорте конкретной скважины.

    Б.2.4.3 Качество сборки АФ и ОУС должно соответствовать техническим документам.

    Б.2.4.4 Проверке правильности сборки АФ и ОУС должна предшествовать проверка комплектности оборудования.

    Б.2.4.5 Проверка правильности сборки АФ и ОУС и установки отдельных узлов производится путем визуального внешнего осмотра. При этом необходимо обращать внимание на задвижки, конструкция которых предусматривает определенную ориентацию относительно направления потока газа.

    Б.2.4.6 В случае выявления неправильной установки задвижки должна быть сделана соответствующая запись в акте проверки. Факт неправильной установки задвижки фиксируется съемкой на фотокамеру. Полученные снимки используются в качестве приложения к акту проверки.

    Б.2.4.7 При проведении проверки комплектности АФ и ОУС должно контролироваться наличие -или отсутствие):

    • шпилек и гаек во всех фланцевых соединениях;

    • масленок на крышках подшипниковых узлов;

    • нагнетательных клапанов и крышек на них;

    • указателей положения затвора или стрелки, указывающей направление вращения штурвалов;

    • фиксаторов на крышках и регулировочных гайках;

    • трехходовых вентилей и манометров;

    • штурвалов на задвижках и дросселях;

    • маховичков на вентилях;

    • заглушек на задвижках необвязанных отводов.

    Б.2.4.8 Затяжка гаек фланцевых соединений не должна вызывать перекоса соединенных деталей.

    Б.2.4.9 Торцевые поверхности противолежащих фланцев должны быть взаимно параллельны и перпендикулярны оси соответствующего проходного отверстия.

    Б.2.4.10 Концы шпилек должны выступать из гаек не менее, чем на одну и не более, чем на три нитки резьбы.

    Б.2.4.11 Действительные размеры комплектующего оборудования и изделий -фланцев, шпилечных соединений, штурвалов и др.) должны соответствовать размерам, указанным в нормативных и технических документах.

    Б.2.5 Контроль на наличие наружных дефектов

    Б.2.5.1 При визуальном контроле состояния изделий, основного материала, сварных соединений должны быть выявлены -при наличии) и зафиксированы съемкой на фотокамеру:

    • механические повреждения;

    • формоизменение изделий;

    • зарождение трещин и другие поверхностные дефекты, образовавшиеся в процессе эксплуатации;

    • коррозионный и механический износ поверхностей пар трения.

    Требования к дефектации основного материала, применяемого для изготовления АФ и ОУС, должны соответствовать требованиям, указанным в нормативных и технических документах.

    В корпусных деталях, воспринимающих внутреннее давление, не должно быть утечек рабочей среды через стенки и сварные швы.

    Б.2.5.2 Рекомендуемый порядок контроля корпусных деталей на наличие дефектов:

    • произвести осмотр корпусных деталей на предмет выявления трещин, коррозионного износа, выходящих на поверхность раковин, забоин и деформаций на привалочных поверхностях фланцев;

    • зафиксировать местоположение выявленного дефекта отметкой маркера или мелом;

    • произвести измерения геометрических размеров дефекта с помощью имеющихся средств измерения;

    • дефекты, размеры которых превышают предельно допустимые значения, должны фиксироваться съемкой на фотокамеру.

    В поле экспозиции рядом с дефектом должны помещаться горизонтально и вертикально измерительные линейки. На фотографируемой детали мелом должен быть проставлен номер скважины и номер изделия по схеме. Полученные снимки используются в качестве приложения к акту проверки.

    Б.2.5.3 Визуальный и измерительный контроль сварных соединений

    Б.2.5.3.1 Визуальному и измерительному контролю подвергаются все сварные соединения АФ и ОУС.

    Б.2.5.3.2 Визуальный контроль сварных соединений проводят по ГОСТ 3242.

    Б.2.5.3.3 В сварных соединениях не допускаются наружные дефекты – трещины, непровары, подрезы, незаплавленные кратеры.

    Б.2.5.4 Визуальный контроль приводного узла

    Б.2.5.4.1 Визуальный контроль приводного узла -шпиндель, ходовая гайка, подшипники) задвижки проводится по решению эксперта выборочно при подозрении на наличие в нем дефектов в следующем порядке: шибер переводится в положение “открыто”, снимается штурвал, отворачивается крышка шарикоподшипника, извлекаются шарикоподшипники, осматриваются сопрягаемые поверхности и, при необходимости, проводятся измерения размеров. Б.2.5.4.2 Дефектами шпинделей являются глубокие риски, забоины, трещины, отколы, коррозионный и механический износ, заусенцы и выкрашивания. Выявление дефектов проводится осмотром, а их параметры определяются измерением универсальным инструментом. На ходовой резьбе шпинделя вмятины, заусенцы, рванины и выкрашивания не допускаются. Допускается равномерный износ ходовой резьбы не более 15 % толщины нитки по

    среднему диаметру резьбы.

    Б.2.5.4.3 На резьбе ходовой гайки вмятины, рванины и выкрашивания не допускаются. Допускается равномерный износ ходовой резьбы не более 10 % толщины нитки по среднему диаметру резьбы.

    Б.2.5.4.4 Шарикоподшипники при наличии язвенной коррозии и механического износа на рабочих поверхностях должны быть отнесены к дефектным.

    Б.2.5.5 Визуальный контроль соединительных частей фланцевых соединений

    Б.2.5.5.1 Шпилечные соединения контролируются по решению эксперта при подозрении на наличие в них дефектов следующим образом:

    а) выбирается наиболее нагруженное фланцевое соединение с предпосылками наличия дефектов в шпилечных соединениях;

    б) выбранное фланцевое соединение отсекается от рабочего давления;

    в) из числа шпилечных соединений фланцевого соединения выбираются для контроля две шпильки с гайками и соединения разбираются;

    г) проводится визуальный контроль шпилек и гаек, и, если возникнет необходимость -по решению эксперта), шпилечные соединения заменяются другими, а шпильки и гайки подвергаются измерениям;

    д) в случае установления необходимости принимается решение о проведении испытаний на определение механических свойств металла.

    Б.2.5.5.2 Дефектами резьбы шпилек и гаек являются механические повреждения -надрывы, выкрашивание ниток глубиной более 1/2 высоты профиля резьбы или длиной более 5 % общей длины резьбы по винтовой линии, а в одном витке – более 25 % его длины), любые виды трещин, износ профиля резьбы свыше 25 %, недостаточная прочность, низкие

    механические свойства -твердость НВ, предел текучести при растяжении 0,2, предел прочно-

    сти при растяжении в) материала шпилек -на 20 % и ниже) относительно нижнего предела нормативных величин.

    Б.2.5.5.3 Технические требования к соединительным частям фланцевых соединений должны соответствовать ГОСТ 28919.

    Б.2.5.6 Состояние штурвалов -маховиков) контролируют на целостность конструкции и отсутствие деформированных участков. Излом и наличие деформированных участков, влияющих на выполнение работ с помощью штурвалов, не допускаются.

    Б.2.6 Контроль на наличие утечек газа в соединениях

    Б.2.6.1 Основным критерием качества соединений в оборудовании АФ и ОУС является отсутствие утечек газа в сальниках, резьбовых и фланцевых уплотнительных соединениях.

    Б.2.6.2 Места утечек газа должны определяться по звуку, запаху, пятнам на прилегающей поверхности оборудования и другим признакам.

    Подтверждение наличия утечек и их величину, в случае необходимости, фиксируют прибором для измерения утечек газа, например типа “Метан-99”.

    Б.2.6.3 Соединение считается герметичным, если отсутствуют признаки утечек газа и -или) через него не фиксируется утечка.

    Б.2.7 Контроль манометров установленным требованиям

    Контроль соответствия сроков поверки манометров установленным требованиям проводится по отметке на пломбе.

    Б.2.8 Контроль состояния противокоррозионного покрытия

    Б.2.8.1 Контролю противокоррозионного покрытия подлежат наружные необработанные и обработанные металлические поверхности АФ и ОУС -кроме уплотнительных, посадочных и трущихся).

    Б.2.8.2 Контроль качества покрытий должен проводиться по ГОСТ 9.401. Б.2.8.3 Порядок проведения контроля противокоррозионного покрытия:

    а) перед началом проверки произвести измерение яркости и освещенности участка контроля;

    б) путем внешнего визуального осмотра поверхности деталей АФ и ОУС произвести проверку состояния противокоррозионного покрытия;

    в) по результатам проверки маркером или мелом отмечаются участки с нарушениями покрытия;

    г) в случае необходимости более тщательного осмотра поверхности используется металлический скребок для удаления отслоившейся краски.

    Б.2.9 Оценка технического состояния

    Б.2.9.1 Техническое состояние АФ и ОУС по результатам визуально-измерительного контроля считается исправным, если отсутствуют дефекты, указанные в Б.2.3–Б.2.8.

    Б.2.9.2 Если размеры обнаруженных несоответствий и дефектов менее указанных в Б.2.3–Б.2.8, техническое состояние считается исправным, работоспособным.

    Б.2.9.3 Если размеры обнаруженных дефектов равны или более указанных в Б.2.3– Б.2.8, техническое состояние считается неисправным, неработоспособным, требующим обязательного анализа и проведения инструментального контроля -ультразвуковой контроль сплошности элементов с дефектами, указанными в Б.2.3.1–Б.2.3.3) и -или) расчетного определения степени допустимости этих дефектов. Заключение о наступлении предельного состояния делается по результатам инструментального контроля и соответствующих расчетов.


    Б.3 Проверка работоспособности фонтанных арматур и оборудования устья скважин ПХГ


    Б.3.1 При проверке работоспособности в процессе технического диагностирования АФ и ОУС на скважине проверяются:

    • управляемость задвижками;

    • герметичность запорных узлов задвижек;

    • состояние сальников в процессе функционирования в эксплуатационных условиях;

    • функционирование нагнетательных клапанов и масленок;

    • функционирование вентилей под манометры.

    Б.3.2 Проверка работоспособности оборудования и его составных частей проводится визуально с применением средств измерения.

    Б.3.3 Проверка управляемости задвижками

    Б.3.3.1 Проверка управляемости задвижками проводится трехкратным открытием-закрытием проходного отверстия запорного узла при эксплуатационном давлении в скважине. При этом штурвал -маховик) должен вращаться усилием не более 2/3 усилия управления, установленного нормативными и техническими документами.

    Б.3.3.2 Контроль усилия на маховике при управлении задвижкой должен проводиться -по решению эксперта) в процессе испытания затвора на герметичность трехкратным измерением при перемещении шибера вверх, т.е. из положения “закрыто” в положение “открыто”. При этом все измерения должны проводиться при полностью перекрытом проходе задвижки.

    Усилие управления Руп задвижками определяется по результатам замера крутящего момента Мкр на оси шпинделя по формуле

    Руп = Мкр / L , -Б.1)

    где L – длина -плечо) рукоятки ключа.

    Б.3.3.3 Порядок измерения Мкр управления задвижками следующий:

    • динамометрический ключ устанавливается согласно инструкции по эксплуатации на штурвал задвижки и закрепляется;

    • рукояткой динамометрического ключа производятся 1–2 полных оборота маховика на открытие задвижки;

    • значение измеренного усилия фиксируется по индикатору динамометрического ключа.

    Б.3.4 Проверка на герметичность запорных узлов задвижек

    Б.3.4.1 Проверка на герметичность запорных узлов задвижек производится испытанием односторонним эксплуатационным давлением.

    Б.3.4.2 Стволовые задвижки испытываются давлением “от скважины” при обязательном условии полного отсечения АФ и ОУС от гребенки -шлейфа).

    Проверка производится в следующей последовательности:

    • демонтируется манометр с вентиля на буферной заглушке -или сама буферная заглушка);

    • открывается вентиль;

    • поочередно, начиная с буферной задвижки, проверяются стволовые задвижки.

      Б.3.4.3 Задвижки на боковых отводах проверяются также поочередно, но давлением “от гребенки -шлейфа)” при полностью отсеченном устье от скважинного давления, т.е. задвижки надкоренная и коренная закрыты, а их запорные узлы обеспечивают герметичность. Б.3.4.4 Задвижки на свободных -не обвязанных линиями) отводах АФ проверяют ана-

      логично давлением “от скважины” или “от гребенки -шлейфа)”. Проверка производится в следующей последовательности:

    • манометр с вентилем на буферной заглушке -или сама буферная заглушка) приводятся в исходное -рабочее) состояние;

    • демонтируется манометр с вентиля на заглушке -или сама заглушка) проверяемого свободного отвода;

    • открывается вентиль и поочередно проверяются задвижки на отводах.

    Б.3.4.5 В процессе испытаний проверяемая задвижка должна находиться в закрытом положении.

    Б.3.4.6 Задвижки считаются герметичными, если в их запорных узлах не наблюдается утечка, а если появляется утечка, то она должна быть не более 20 см3/ч в течение периода выдержки под давлением.

    Период выдержки под давлением – не менее 3 мин с момента полного перекрытия проходного отверстия запорного узла.

    Б.3.5 Проверка работоспособности вентилей под манометры

    Проверка работоспособности вентилей под манометры при ТД должна проводиться в соответствии с рекомендациями паспорта и инструкции по эксплуатации проверяемого вентиля.


    виях

    Б.3.6 Проверка герметичности узла уплотнения шпинделя в эксплуатационных усло-


    Б.3.6.1 Утечка газа в узле уплотнения шпинделя -задвижки, регулируемые дроссели,

    вентили) должна контролироваться в процессе проверки их управляемости.

    Б.3.6.2 Отсутствие -или наличие) утечки газа в уплотнительном узле шпинделя должно определяться по звуку, запаху, пятнам на прилегающих поверхностях узла и другим признакам.

    Б.3.6.3 В случае необходимости подтверждение наличия утечки и ее величину фиксируют прибором для измерения утечек газа, например типа “Метан-99”.

    Б.3.6.4 Узел уплотнения считается герметичным, если через него не наблюдается утечка, а если появляется утечка, то она должна быть не более 20 см3/ч.

    Б.3.7 Проверка функционирования нагнетательных клапанов и масленок

    Б.3.7.1 Проверка функционирования нагнетательных клапанов проводится после проверки управляемости и герметичности запорного узла задвижек в следующем порядке:

    • отворачивается пробка со штуцера нагнетательного клапана корпуса задвижки;

    • наворачивается на корпус нагнетатель смазки;

    • производится набивка смазки в полости корпуса.

    Б.3.7.2 Нагнетательные клапаны считаются исправными при условии, что позволяют производить набивку смазки в полости корпуса при эксплуатационном давлении скважины и предотвращают ее выброс из нагнетательного отверстия после завершения операции -съема нагнетателя).

    Б.3.7.3 Масленки проверяются аналогичным образом. Б.3.8 Оценка технического состояния АФ и ОУС

    Техническое состояние по результатам проверки работоспособности АФ и ОУС считается удовлетворительным, если выполняются условия, изложенные в Б.3.3–Б.3.7.

    В противном случае принимается решение о проведении технического обслуживания в соответствии с рекомендациями паспортов на оборудование. Если в результате технического обслуживания обнаруженные несоответствия не будут устранены, принимается решение о выводе этого оборудования из эксплуатации и направлении его на ремонт или списание.


    Б.4 Инструментальный контроль узлов и элементов фонтанных арматур и оборудования устья скважин ПХГ


    Б.4.1 Инструментальный контроль элементов АФ и ОУС должен включать:

    • твердометрию;

    • ультразвуковую толщинометрию;

    • ультразвуковой контроль сплошности материалов.

      Б.4.2 При инструментальном контроле в процессе технического диагностирования АФ и ОУС на скважине проверяются и измеряются:

    • твердость металла корпусных деталей, шпилек и гаек;

    • толщина стенок корпусных деталей;

    • сплошность корпусных деталей.

    Б.4.3 Измерения толщины стенок и контроль сплошности могут проводиться как отдельными, так и универсальными приборами с автоматическим обнаружением дефекта и возможностью масштабирования зоны контроля.

    Б.4.4 Твердометрия

    Б.4.4.1 Твердометрии подвергаются следующие детали АФ и ОУС:

    • корпусы колонных головок;

    • корпусы задвижек;

    • корпус трубной головки;

    • адаптер;

    • фитинги -тройник, крестовик, катушки);

    • шпильки.

      Б.4.4.2 Твердометрии не подвергаются зоны корпусных деталей на участках:

    • с крупными поверхностными неровностями в виде маркировки оборудования в литье на всех деталях АФ и ОУС;

    • с поверхностными дефектами литья -забоины, глубокие рытвины, канавки) на всех деталях АФ и ОУС.

      Б.4.4.3 Для получения результата измерения необходимо провести следующие работы:

    • подготовить поверхность под измерения;

    • настроить прибор на проведение конкретных измерений в соответствии с паспортом и инструкцией по эксплуатации прибора;

    • установить прибор на контролируемую поверхность изделия;

    • произвести измерение;

    • зафиксировать результат.

    Б.4.4.4 В каждой контролируемой зоне необходимо произвести не менее трех замеров в случае, если разброс результатов не превышает допускаемой трехпроцентной погрешности, и не менее пяти замеров, если несколько значений выходят за ее пределы.

    Б.4.4.5 Минимальное расстояние между точками измерения -отпечатками) должно быть не менее 3 мм. Повторные измерения в одной и той же точке не допускаются.

    Б.4.5 Ультразвуковая толщинометрия

    Б.4.5.1 Ультразвуковая толшинометрия проводится для контроля толщины стенок корпусных деталей АФ и ОУС каждой скважины.

    Б.4.5.2 Толщину стенок необходимо измерять в соответствии с картами с точками инструментального контроля на участках, работающих в наиболее сложных условиях.

    В контролируемых зонах снимается противокоррозионное покрытие, зона элемента зачищается до металлического блеска. Чистота обработки поверхности в измеряемой зоне должна быть не ниже Rz = 40 мкм.

    Б.4.5.3 Для контроля толщины стенок должны использовать ультразвуковые толщиномеры отечественного или зарубежного производства, имеющие точность измерения не более 0,1 мм.

    Проведение измерения толщины стенки элемента проводится в соответствии с инструкцией по эксплуатации используемого прибора.

    Б.4.5.4 В каждой зоне следует регистрировать показания толщины стенок не менее трех раз. Полученные значения усредняются, минимальные значения толщины заносятся в протокол и сравниваются с данными из имеющейся технической документации, а также предыдущих замеров.

    Б.4.6 Ультразвуковой контроль сплошности материалов

    Б.4.6.1 Ультразвуковому контролю сплошности для определения возможного расслоения металла или других внутренних дефектов при получении неустойчивых показаний или в случае существенного разброса значения толщины стенок подвергаются следующие детали АФ и ОУС:

    • корпусы колонных головок;

    • корпусы задвижек;

    • корпус трубной головки;

    • адаптер;

    • фитинги -тройник, крестовик, катушки).

      Б.4.6.2 Ультразвуковому контролю сплошности не подвергаются зоны корпусных деталей и фитингов на участках:

    • с крупными поверхностными неровностями в виде маркировки оборудования в литье на всех деталях АФ и ОУС;

    • с поверхностными дефектами литья -забоины, глубокие рытвины, канавки) на всех деталях АФ и ОУС;

    • значительного утолщения из конструктивных соображений или для нанесения маркировки;

    • с большой кривизной поверхности и недоступных для сканирования преобразовате-

    лем.


    Б.4.6.3 Порядок проведения ультразвукового контроля сплошности материалов сле-

    дующий:

    • подготовить поверхность изделия под измерения -поверхность в зонах дефектоскопии должна быть очищена от пыли, грязи; забоины и крупные неровности, отслаивающаяся окалина и краска должны быть зачищены механическим способом; шероховатость поверхно-

      сти после зачистки должна соответствовать требованиям паспорта на прибор; определение достаточности подготовки поверхности производится оператором путем визуального сравнения ее с эталонным образцом или с помощью прибора для измерения шероховатости);

    • настроить прибор на проведение конкретных измерений в соответствии с паспортом и инструкцией по эксплуатации прибора;

    • установить прибор на контролируемую поверхность изделия -контакт прибора с поверхностью контролируемого изделия должен обеспечиваться через контактную жидкость, в качестве которой используется трансформаторное масло, машинное масло или глицерин; допускается использовать другие контактные жидкости, не снижающие надежности контроля, например обойный клей “Экстра”);

    • произвести измерение;

    • зафиксировать результат соответствующей записью в формуляре технического состояния АФ и ОУС.

    Б.4.6.4 При контроле деталей, поверхность которых имеет цилиндрическую форму, должны применяться пьезопреобразователи, поверхность которых имеет радиусный изгиб, соответствующий радиусному изгибу контролируемого участка поверхности.

    Б.4.7 Оценка технического состояния узлов и элементов АФ и ОУС по результатам инструментального контроля

    Б.4.7.1 Техническое состояние АФ и ОУС по результатам твердометрии считается удовлетворительным, если твердость металла деталей АФ и ОУС не ниже значений, указанных в технических документах.

    В случае обнаружения фактических значений твердости металла деталей АФ и ОУС, ниже значений, указанных в технических документах, дополнительно определяется значение модуля упругости Юнга материала, выполняются расчеты напряженно-деформированного состояния, на основании которых принимается решение о дальнейшей эксплуатации АФ, ОУС или их сборочной единицы -детали) на скважине.

    Б.4.7.2 Техническое состояние АФ и ОУС по результатам толщинометрии считается удовлетворительным, если толщина стенки детали АФ и ОУС не ниже указанной в технических документах или замеренной при предыдущем ТД.

    В случае обнаружения утонения стенки в результате износа на величину, превышающую 15 % от номинальной, отбраковочную толщину стенки корпусной детали следует определять по уточненным расчетам на прочность в соответствии с требованиями руководящего документа [5].

    Б.4.7.3 Техническое состояние АФ и ОУС по результатам ультразвукового контроля сплошности материалов считается удовлетворительным, если обнаруженные дефекты не превышают допустимых нормативными и техническими документами.

    В случае нарушения указанных условий или обнаружения трещин любых видов и направлений проводится анализ их влияния на прочность и принимается решение о выводе АФ и ОУС или их сборочной единицы из эксплуатации для проведения ремонтно-восстановительных работ или списания.

    Б.4.8 Испытания давлением элементов АФ

    Б.4.8.1 Испытания давлением элементов АФ следует проводить при положительных результатах технического диагностирования и после устранения обнаруженных дефектов в соответствии с требованиями безопасности.

    Значение давления при испытании АФ на плотность принимается равным 1,25 от мак-

    симально возможного технологического давления устья скважины, но не более Рраб. паспортного. В процессе проведения испытания на прочность выполняется проверка герметичности по основному металлу, сварным швам, уплотнениям фланцевых и резьбовых соединений. При испытании на плотность проводится проверка герметичности в затворах запорных органов и уплотнений “по штоку”.

    Б.4.8.2 В отдельных случаях, по усмотрению эксперта, проводится полный комплекс работ по обследованию типового представителя АФ на производственной базе предприятия с полной разборкой, диагностированием, сборкой и испытанием:

    • на прочность – пробным давлением, равным двойному или полуторному -при

      Рраб. > 35 МПа) давлению от максимально возможного технологического давления на устье скважины;

    • на плотность – давлением, равным Рраб. по паспорту на АФ.

    Б.4.8.3 Испытания давлением элементов АФ проводятся эксплуатирующей организацией в соответствии с действующими на объекте правилами и инструкциями безопасного производства работ.


    Б.5 Оформление результатов


    Б.5.1 Результаты контроля и проверки работоспособности АФ и ОУС должны быть оформлены актом -протоколом), в котором указываются:

    • организация, проводившая проверку;

    • условия проведения измерений;

    • дата проведения измерений;

    • наименование средств измерения и контроля и даты их поверок;

    • номер скважины;

    • объект проверки -наименование контролируемого элемента);

    • результаты проверки;

    • фамилия, должность и аттестационная квалификация специалистов, проводивших проверки, их подписи, печать или штамп организации.

    Б.5.2 Акты -протоколы) могут быть оформлены на проверку каждого параметра раздельно или на весь комплекс работ по контролю, проведенному на конкретной скважине.

    Б.5.3 Сведения и результаты контроля и проверки работоспособности при ТД, приведенные в актах -протоколах), должны быть полными и достаточными для заполнения соответствующей формы в формуляре технического состояния АФ и ОУС.

    Б.5.4 Результаты испытаний давлением элементов АФ, схемы и режим нагружения оформляются соответствующим актом и прилагаемыми к нему документами.

    Приложение В

    -рекомендуемое)


    МЕТОДИКА

    расчета остаточного ресурса фонтанных арматур и оборудования устья скважин ПХГ


    Содержание

    В.1 Общие положения 76

    В.2 Оценка остаточного ресурса деталей и сборочных единиц АФ и ОУС

    при коррозионном и эрозионном износе 78

    В.1 Общие положения


    В.1.1 Расчеты остаточного ресурса АФ и ОУС могут быть выполнены как на базе аналитических формул, так и с помощью современных способов расчета напряженно-деформированного состояния конкретных элементов конструкций, деталей и сборочных единиц оборудования. Расчеты могут выполняться с учетом ударно-динамических воздействий и -или) изменения механических, физико-химических и других свойств материалов и их гетерогенной структуры, и иных значимых факторов.

    В.1.2 Прогнозирование долговечности и определение -назначение) срока службы АФ и ОУС должны быть основаны только на результатах расчетов на прочность и долговечность с учетом всех значимых факторов, определяющих условия будущей эксплуатации -нагрузки, влияние среды и др.).

    В.1.3 При проведении расчета остаточного ресурса АФ и ОУС должны учитываться следующие нагрузки:

    • внутреннее и -или) наружное давление;

    • нагрузки от присоединенных масс и конструкций;

    • нагрузки от затяга болтов и шпилек;

    • собственный вес изделия и его содержимого;

    • дополнительные нагрузки -вес присоединенных изделий, нагрузки, приводящие к деформированию при изготовлении и монтаже, и т.п.);

    • усилия от реакций и перемещений опор и труб;

    • температурные воздействия;

    • вибрационные нагрузки;

    • ударные воздействия.

      В.1.4 Основными расчетными режимами являются:

    • стационарный;

    • динамический -поток газа);

    • остановка;

    • гидравлические испытания;

    • нарушение нормальной эксплуатации.

      В.1.5 Остаточный ресурс АФ и ОУС определяется по следующим предельным состояниям:

    • вязкое или хрупкое разрушение;

    • пластическая деформация по сечению оборудования и -или) его элементов;

    • потеря устойчивости;

    • возникновение и накопление остаточных изменений формы и размеров, приводящих к невозможности эксплуатации АФ и ОУС;

    • появление макротрещин при циклическом нагружении;

    • появление коррозионных повреждений;

    • появление механических повреждений.

    В.1.6 В качестве основных механических характеристик материалов, используемых при определении значений номинальных допускаемых напряжений, принимаются временное сопротивление -предел прочности при растяжении) и предел текучести. Номинальные допускаемые напряжения следует устанавливать по указанным характеристикам путем введения соответствующих коэффициентов запаса прочности.

    Величины коэффициентов запаса прочности назначают исходя из многолетней практики конструирования и проектирования с учетом опыта эксплуатации технологического оборудования.

    В.1.7 При отсутствии в нормативной документации характеристик материалов при расчетных температурах расчетные значения необходимых характеристик должны устанавливаться на основании экспериментальных исследований.

    В.1.8 Номинальные допускаемые напряжения при расчетной температуре должны определяться по временному сопротивлению и пределу текучести материала элемента АФ и ОУС.

    Значение номинального допускаемого напряжения [] определяется по зависимости


    T image T image

    , -В.1)

      min

    Rm nm ; Rp0,2

    n0,2


    m

    где RT – временное сопротивление -предел прочности) при расчетной температуре T , МПа;

    nm – коэффициент запаса прочности по пределу прочности;

    nm = 2,6 -для элементов оборудования, отличных от болтов и шпилек);

    RT

    p 0,2 – предел текучести при расчетной температуре T, МПа;

    n0,2 – коэффициент запаса прочности по пределу текучести;

    n0,2 = 1,5 -для элементов оборудования, нагруженных внутренним давлением, а также изготовленных из металлических сплавов и нагруженных внутренним или наружным давлением);

    n0,2 = 2,0 -для основных элементов оборудования, нагруженных наружным давлением).

    В болтах или шпильках значение номинального допускаемого напряжения от давления

    и усилий затяга []W определяется по зависимости

    image

      T

    , -В.2)


    где n0,2 = 2,0.

    W Rp0,2

    n0,2

    В.1.9 Выбор применяемых методов расчета, основных расчетных схем, размеров, критических элементов и идеализация формы возможных дефектов оборудования скважин ПХГ осуществляется на основе рекомендаций проектной документации и -или) методических материалов по расчетам на прочность и долговечность металлоконструкций, труб и сосудов в машиностроении.


    В.2 Оценка остаточного ресурса деталей и сборочных единиц АФ и ОУС при коррозионном и эрозионном износе


    В.2.1 При коррозии и эрозии предельным состоянием АФ и ОУС является:

    • уменьшение толщины стенок деталей и сборочных единиц АФ и ОУС -корпусов задвижек, трубной головки, адаптера, колонных головок, катушки, крестовика или тройника и других корпусных деталей);

    • деградационный износ сопрягаемых уплотнительных поверхностей, величина которого превышает допустимую и не обеспечивает условия герметичности узла.

    В.2.2 В случае обнаружения утонения стенки в результате износа на величину, превышающую 15 % от номинальной, отбраковочную толщину стенки корпусной детали следует определять по уточненным расчетам на прочность в соответствии с требованиями руководящего документа [5].

    В.2.3 Остаточный ресурс АФ и ОУС в целом -Тост.) определяют по формуле

    Тост. = min -Тост. n) k, -В.3)

    где Тост. n – остаточный ресурс n-детали -сборочной единицы) объекта, год;

    k – поправочный коэффициент на несовершенство методики расчета, принимается

    k = 0,8.

    В.2.4 Остаточный ресурс п-детали -сборочной единицы) может быть оценен по формуле

    Тост. n = m -Sn – Sотб. n) / Cn, -В.4) где Sn – фактическая минимальная толщина стенки n-детали -сборочной единицы) на момент диагностирования, мм;

    Sn = Sф Δ, -В.5)

    где Sф – фактическое минимальное значение толщины стенки, установленное при диагностировании детали;

    Δ – техническая погрешность прибора, мм;

    Sотб. n – отбраковочная толщина стенки n-детали -сборочной единицы) объекта, мм;

    Сп – скорость коррозионного и эрозионного износа стенки n-детали -сборочной единицы) объекта, мм/год;

    m – коэффициент, учитывающий деградацию механических свойств металла. Рекомендуемые значения коэффициента m, полученные по результатам испытаний образцов, изготовленных из металла корпусных деталей фонтанных арматур Северо-Ставропольского и Краснодарского ПХГ, приведены в таблице В.1.

    Таблица В.1 – Рекомендуемые значения коэффициентов деградации механических характеристик металла


    Срок эксплуатации детали t, годы

    Коэффициент m

    15 < t 20

    0,965

    20 < t 30

    0,899

    30 < t 40

    0,864

    40 < t

    0,829

    В.2.5 Средняя скорость коррозионного и эрозионного износа стенки n-детали -сборочной единицы) объекта за весь период эксплуатации -Сср.) определяется по формуле

    Сср. = -Sисп. n – Sn) / Т , -В.6)

    где Sисп. n – исполнительная толщина стенки n-детали -сборочной единицы) объекта, мм;

    Т – весь период эксплуатации объекта, год.

    В.2.6 Средняя скорость коррозионного и эрозионного износа n-детали -сборочной единицы) объекта на интервале времени между диагностированиями -Сср. in ) определяется в соответствии с требованиями руководящего документа [6] по формуле


    Сср. in = -Sпред. n Sпосл. n) / Тin , -В.7)

    где Sпред. n – фактическая минимальная толщина стенки n-детали -сборочной единицы) объекта в момент предыдущего диагностирования, мм;

    Sпосл. n – фактическая минимальная толщина стенки n-детали -сборочной единицы) объекта в момент последующего диагностирования, мм;

    Тin – период времени между двумя следующими друг за другом диагностированиями. В.2.7 Полученные показатели средней скорости коррозионного и эрозионного износа

    Сср. и Сср. in сравнивают и за скорость коррозионного и эрозионного износа Сn принимают максимальное значение из сравниваемых величин.

    В.2.8 За остаточный ресурс объекта принимают минимальное из полученных значений расчетного ресурса основных деталей -сборочных единиц), которое обеспечивает безопасную эксплуатацию АФ и ОУС в течение прогнозируемого назначенного ресурса.

    В.2.9 Результаты выполненных расчетов по прогнозированию остаточного ресурса должны оформляться в виде отчета и служить основанием для принятия решения.

    Приложение Г

    -рекомендуемое)


    Методика определения величины назначаемого возможного срока безопасной эксплуатации – назначенного ресурса фонтанных арматур и оборудования устья скважин ПХГ


    Г.1 Назначенный ресурс устанавливается для элементов АФ и ОУС, пригодных к дальнейшей эксплуатации, по результатам расчета остаточного ресурса, выполненного в соответствии с приложением В настоящего стандарта.

    Г.2 Срок назначаемого ресурса для элементов АФ и ОУС устанавливается в зависимости от группы, к которой относится ПХГ, категории скважины и очередности ЭПБ.

    Рекомендуемые сроки максимального назначаемого ресурса фонтанных арматур и оборудования устья скважин приведены в таблице Г.1 и таблице Г.2.


    Таблица Г.1 – Максимальная величина назначенного ресурса для ОУС



    Группа ПХГ

    Назначенный ресурс в зависимости от категории скважин, лет

    эксплуатационные и наблюдательные

    другие специальные

    первая ЭПБ

    последующие ЭПБ

    первая ЭПБ

    последующие ЭПБ

    1

    12

    5

    15

    5

    2

    8

    5

    10

    5

    3

    5

    5

    7

    5


    Таблица Г.2 – Максимальная величина назначенного ресурса для АФ, запорных и регулирующих устройств



    Группа ПХГ

    Назначенный ресурс в зависимости от категории скважин, лет

    эксплуатационные и наблюдательные

    другие специальные

    первая ЭПБ

    последующие ЭПБ

    первая ЭПБ

    последующие ЭПБ


    1,2

    50 % паспортного срока на данное оборудова-

    ние


    5 лет

    70 % паспортного срока на данное оборудование

    50 % паспортного срока на данное оборудование

    3

    5 лет

    5 лет

    5 лет

    5 лет

    Приложение Д

    -обязательное)


    Форма заключения экспертизы промышленной безопасности фонтанной арматуры и оборудования устья скважины



    image

    -Наименование экспертной организации)


    ЗАКЛЮЧЕНИЕ ЭКСПЕРТИЗЫ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

    на -наименование фонтанной арматуры и оборудования устья скважины,

    подлежащих экспертизе промышленной безопасности)


    Рег. № ХХ-ХХ-ХХХХХ-ХХХХ


    Руководитель экспертной организации


    Ф.И.О.

    -подпись)


    М.П.


    -город, год)

    Содержание

    Д.1 Вводная часть 83

    Д.1.1 Основания для проведения экспертизы 83

    Д.1.2 Сроки проведения экспертизы 83

    Д.1.3 Сведения об экспертной организации 83

    Д.1.4 Сведения о специалистах, проводивших экспертизу 84

    Д.1.5 Объекты экспертизы промышленной безопасности 84

    Д.1.6 Данные о заказчике 85

    Д.1.7 Цель проведения экспертизы промышленной безопасности 85

    Д.2 Сведения о рассмотренных документах 85

    Д.3 Краткая характеристика и назначение объекта экспертизы 86

    Д.4 Результаты экспертизы 86

    Д.5 Заключение экспертизы промышленной безопасности 87

    Д.6 Рекомендуемые компенсирующие мероприятия 87

    Приложение 1 Перечень использованных при ЭПБ нормативных, технических

    и методических документов 88

    Приложение 2 Отчетные документы 89

      1. Перечень отчетных документов 89

      2. Отчет по анализу технических документов и условий эксплуатации

        АФ и ОУС скважины № ПХГ 89

      3. Протокол № визуального и измерительного контроля и проверки работоспособности АФ и ОУС скважины № ПХГ . . .91

      4. Протокол № инструментального -приборного) контроля

    АФ и ОУС скважины № ПХГ 92

    Приложение 3 Акт реализации рекомендаций по устранению несоответствий

    АФ и ОУС, выявленных ЭПБ на скважине № ПХГ 94

    Приложение 4 Документы, подтверждающие правомочность проведения экспертизы промышленной безопасности и технического

    диагностирования -копии) 95

    Д.1 Вводная часть

    Д.1.1 Основания для проведения экспертизы


    Основанием для проведения экспертизы промышленной безопасности фонтанной

    арматуры и оборудования устья скважины №

    является договор №

    между и ).

    -наименование экспертной организации) -наименование организации-заказчика)


    Д.1.2 Сроки проведения экспертизы


    Формирование комплекта необходимых для экспертизы материалов и документов завершено “ ” г. Экспертиза промышленной безопасности проводилась в период с “ ” г. по “ ” г.


    Д.1.3 Сведения об экспертной организации


    Наименование экспертной организации: Адресные данные:

    Телефон: ; факс

    Газ. связь: тел. ; факс

    Е-mail: http:

    Руководитель экспертной организации -должность, Ф.И.О.):

    Осуществляет деятельность по проведению экспертизы промышленной безопасности технических устройств, применяемых на опасных производственных объектах, контролю оборудования и материалов неразрушающими методами контроля, оборудования, работающего под давлением более 0,07 МПа, технических устройств для нефтегазодобывающих производств и др.

    Лицензия Ростехнадзора № Дата выдачи “…” г.

    Действительна по “…” г.

    Область распространения лицензии – проведение экспертизы промышленной безопасности технических устройств, применяемых на опасных производственных объектах, техническое диагностирование оборудования нефтяной и газовой промышленности, оборудования для эксплуатации скважин, оборудования нефтегазоперекачивающих станций, нефтегазопроводов, промысловых трубопроводов, резервуарных парков и др.

    Свидетельство об аккредитации Ростехнадзора № Дата регистрации “…” г.

    Действительно до “…” г.

    Д.1.4 Сведения о специалистах, проводивших экспертизу


    1. Руководитель экспертной группы, эксперт по промышленной безопасности в НГП –



      image image

      -должность) -наименование экспертной организации) -Ф.И.О.)


      -удостоверение эксперта № , срок действия до “…” г.).

      Имеет опыт .

      -по разработке данного вида оборудования, его внедрению, проведению авторского надзора в процессе эксплуатации на предприятиях нефтегазовой промышленности)

    2. Специалист уровня по визуальному и измерительному контролю -ВИК) –



      image

      -должность) -наименование экспертной организации) -Ф.И.О.)


      -удостоверение № , срок действия до “…” г.).


      image

    3. Специалист уровня по визуальному и измерительному -ВИК) и ультразвуковому -УК) контролю –

      -должность) -наименование экспертной организации) -Ф.И.О.)


      -удостоверение № , срок действия: по УК – до “…” г.; по ВИК – до “…” г.).


    4. Для проведения экспертизы промышленной безопасности фонтанных арматур и оборудования устья скважин специалисты назначены приказом от “…” г. № по .

-наименование экспертной организации)


Д.1.5 Объекты экспертизы промышленной безопасности


Фонтанная арматура и оборудование устья ,

-тип, завод. номер) -тип, завод. номер)


эксплуатируемые на скважине № .

Д.1.6 Данные о заказчике


Наименование организации:

Занимается приемом, хранением и выдачей газа в соответствии с заданными режимами эксплуатации.

Адресные данные:

Телефон: ; факс

Газ. связь: тел. ; факс

Е-mail: http:

Руководитель организации -должность, Ф.И.О.):

Лицензия эксплуатирующей организации № на право осуществления деятельности по эксплуатации объектов нефтяной и газовой промышленности.


Д.1.7 Цель проведения экспертизы промышленной безопасности


Целью экспертизы промышленной безопасности фонтанной арматуры и оборудования устья скважины № является определение возможности продления срока их безопасной эксплуатации по реальному техническому состоянию и соответствию требованиям промышленной безопасности.


Д.2 Сведения о рассмотренных документах


В процессе экспертизы были рассмотрены следующие нормативные, технические, руководящие, организационно-методические и другие документы:

  1. дело скважины;

  2. паспорт / формуляр скважины;

  3. паспорт фонтанной арматуры;

  4. паспорт оборудования устья скважины;

  5. схема обвязки устья скважины;

  6. методические документы по проведению планово-предупредительных ремонтов на скважинах ПХГ;

  7. инструкции и другие методические и руководящие документы в области обеспечения промышленной безопасности, действующие на ПХГ;

  8. журнал по замеру межколонных давлений в скважинах;

  9. журнал по проверке знаний и проведению инструктажа обслуживающего персонала;

  10. данные последнего технического диагностирования объектов.

Д.3 Краткая характеристика и назначение объекта экспертизы


Скважина № начата бурением “ ” г., окончена “ ” г. Категория скважины .

Скважина заполнена газом -газожидкостная смесь – вода), Ту = оС,

Рз = кгс/см2, Тз = оС.


Фонтанная арматура Срок службы, лет Год ввода в эксплуатацию Место и год изготовления Оборудование устья скважины Срок службы, лет Год ввода в эксплуатацию Место и год изготовления


Д.4 Результаты экспертизы


Экспертиза проводилась в соответствии с действующими правилами и положениями по проведению экспертизы промышленной безопасности на опасных производственных объектах, программой работ по продлению срока безопасной эксплуатации скважин

ПХГ.

Перечень использованных при ЭПБ нормативных, технических и методических документов приведен в приложении 1.

Эксплуатация и обслуживание оборудования осуществляются в соответствии с нормативными, техническими, методическими и др. документами.

Результаты технического диагностирования приведены в формуляре технического состояния -форма 9, 10).

Перечень отчетных документов приведен в приложении 2.

Акт реализации рекомендаций по устранению несоответствий АФ и ОУС, выявленных ЭПБ на скважине, приведен в приложении 3.

Копии документов, удостоверяющих правомочность проведения специалистами экспертной группы технического диагностирования и экспертизы промышленной безопасности, приведены в приложении 4.

Д.5 Заключение экспертизы промышленной безопасности


В результате анализа нормативных, технических и методических документов, материалов технического диагностирования АФ и ОУС, эксплуатируемых на скважине №

ПХГ

установлено:



image



image



image

.

Фонтанная арматура и оборудование устья скважины в целом по своей функциональной работоспособности и исправности соответствуют / не соответствуют требованиям нормативных и технических документов, назначению и условиям эксплуатации.


На основании анализа результатов экспертизы сделан вывод о соответствии фонтанной арматуры -завод. № ) и оборудования устья скважины -завод. № ) скважины

№ требованиям промышленной безопасности и возможности продления срока безо-

пасной эксплуатации в данных условиях

ПХГ в течение последующих

лет, т.е. назначенный срок их службы может быть продлен по “…” г.


Д.6 Рекомендуемые компенсирующие мероприятия


По результатам экспертизы для повышения промышленной безопасности при последующей эксплуатации оборудования рекомендуется реализовать следующие мероприятия:


image

.

Пример:

Продолжать эксплуатацию скважины № с прежними параметрами и условиями.


Руководитель экспертной группы –

эксперт по ПБ в НГП Ф.И.О.

Приложение 1


ПЕРЕЧЕНЬ ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ПРИ ЭПБ НОРМАТИВНЫХ, ТЕХНИЧЕСКИХ И МЕТОДИЧЕСКИХ

ДОКУМЕНТОВ


  1. Федеральный закон от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ “О промышленной безопасности опасных производственных объектов”.

  2. ПБ 03-246-98 Правила проведения экспертизы промышленной безопасности.

  3. РД 03-484-02 Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах. 4 РД 03-298-99 Положение о порядке утверждения заключений экспертизы промы-

шленной безопасности.

  1. РД 12-331-99 Положение по проведению экспертизы промышленной безопасности на объектах газоснабжения.

  2. РД 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

  3. РД 09-102-95 Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, поднадзорных Госгортехнадзору России.

  4. РД 34.17.469-96 Методические указания по техническому диагностированию и продлению срока службы сосудов, работающих под давлением.

  5. ГОСТ 13846-84 Арматура фонтанная и нагнетательная. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции.

  6. ГОСТ 12.2.132-93 ССБТ. Оборудование нефтепромысловое добычное устьевое. Общие требования безопасности.

  7. ГОСТ Р 51365-99 -ИСО 10423-94) Оборудование нефтепромысловое добычное устьевое. Общие технические требования.

  8. ГОСТ 28919-91 Фланцевые соединения устьевого оборудования.

  9. Положение о системе обеспечения промышленной безопасности и качества диагностирования технических устройств, оборудования и сооружений газопромысловых объектов подземных хранилищ газа ОАО “Газпром”, утвержденное письмом Госгортехнадзора России от 23.12.2003 г. № 10-03/1386.

Приложение 2 ОТЧЕТНЫЕ ДОКУМЕНТЫ

    1. Перечень отчетных документов


      Перечень включает следующие отчетные документы, составленные в соответствии с требованиями п. 5.1 Правил проведения экспертизы промышленной безопасности -ПБ 03-246-98).

      1. Отчет по анализу технической документации и условий эксплуатации АФ и ОУС скважины № ПХГ.

      2. Протокол № визуального и измерительного контроля и проверки работоспособности АФ и ОУС на скважине № ПХГ.

      3. Протокол № инструментального -приборного) контроля АФ и ОУС на скважине № ПХГ.

      Отчетные документы в соответствии с требованиями п. 25 Положения о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах -РД 03-484-02) оформлены, переданы в архив и хранятся в соответствующем порядке в .

      -наименование диагностической организации)


    2. Отчет по анализу технических документов и условий эксплуатации АФ и ОУС скважины № ПХГ


      Период проведения: г. Организация, проводившая работы:


      image

      Анализу подверглась вся выявленная, имеющаяся на станции ПХГ документация на АФ и ОУС и их комплектующие элементы.

      В результате анализа установлено следующее.


      1. Объекты ЭПБ

        Фонтанная арматура


        и оборудование устья скважины ,

        -тип, завод. номер) -тип, завод. номер)


        эксплуатируемые на скважине № ПХГ.

      2. Сведения о рассмотренных документах

        В процессе экспертизы были рассмотрены следующие нормативные, технические, методические и другие документы:

        а) лицензия эксплуатирующей организации № на право осуществления деятельности по эксплуатации объектов нефтяной и газовой промышленности;

        б) дело скважины;

        в) паспорт / формуляр скважины; г) паспорт фонтанной арматуры;

        д) паспорт оборудования устья скважины; е) схема обвязки устья скважины;

        ж) методические документы по проведению планово-предупредительных ремонтов на скважинах станции ПХГ;

        и) журнал по замеру межколонных давлений в скважинах станции ПХГ; к) данные последнего технического диагностирования объектов.


      3. Результаты анализа документов

        Скважина закончена бурением в г., передана в эксплуатацию в г. Фонтанная арматура изготовлена .

        -место, дата)


        Показатели назначения и надежности АФ:

        • срок службы, лет ;

        • год ввода в эксплуатацию ;

        • рабочее давление, МПа ;

        • давление испытания на прочность и плотность -пробное), МПа . Оборудование устья скважины изготовлено .

          -место, дата)


          Показатели назначения и надежности ОУС:

        • срок службы, лет ;

        • год ввода в эксплуатацию ;

        • рабочее давление, МПа ;

        • давление испытания на прочность и плотность -пробное), МПа . Результаты анализа представлены в формах 2, 3 формуляра технического состояния.

      4. Выводы и рекомендации


image

.

Специалист – эксперт по ПБ в НГП Ф.И.О.


    1. Протокол № визуального и измерительного контроля и проверки работоспособности АФ и ОУС скважины № ПХГ

      Период проведения: г. Организация, проводившая работы:


      image

      Визуальному и измерительному контролю и проверке работоспособности подвергались АФ и ОУС и их комплектующие элементы.

      В результате контроля установлено следующее.


      1. Объекты контроля

        Фонтанная арматура и оборудование устья скважины ,

        -тип, завод. номер) -тип, завод. номер)


        эксплуатируемые на скважине № ПХГ.


      2. Контрольно-измерительные инструменты, приборы и принадлежности

        Комплект для визуального и измерительного контроля, включающий:



        image

        -наименование; номер свидетельства о поверке; дата следующей поверки)


        .

        Цифровая фотокамера.

        Персональный компьютер типа NOTE-BOOK.

        Материалы для подготовки поверхностей -напильники, абразивная шкурка, обтирочные материалы, маркеры).


      3. Результаты контроля

        Таблица результатов ВИК представлена в форме 4 формуляра технического состояния.

        Таблица результатов проверки работоспособности представлена в форме 5 формуляра технического состояния.

        Заключение по техническому состоянию и компенсирующие мероприятия представлены соответственно в формах 10 и 11 формуляра технического состояния.

        Объект контроля зафиксирован на фотоснимке, представленном в форме 13 формуляра технического состояния.


      4. Выводы и предложения


image


image


image

Фонтанная арматура и оборудование устья скважины в целом по своей функциональной работоспособности и исправности с учетом реализации рекомендаций соответствуют / не соответствуют требованиям нормативных и технических документов, назначению и условиям эксплуатации.


Специалист – эксперт по ПБ в НГП Ф.И.О.


Специалист по ВИК уровня Ф.И.О.


    1. Протокол № инструментального -приборного) контроля АФ и ОУС скважины № ПХГ


      Период проведения: г. Организация, проводившая работы:


      image

      Инструментальному -приборному) контролю подвергались АФ и ОУС и их комплектующие элементы.

      В результате контроля установлено следующее.


      1. Объекты контроля

        Фонтанная арматура и оборудование устья скважины ,

        - тип, завод. номер) -тип, завод. номер)


        эксплуатируемые на скважине № ПХГ.

      2. Контрольно-измерительные инструменты, приборы и принадлежности

        Использованные средства измерительной техники: при контроле твердости –

        ;

        -наименование; завод номер; номер свидетельства о поверке; дата следующей поверки)


        при контроле толщины стенки –

        ;

        -наименование; завод номер; номер свидетельства о поверке; дата следующей поверки)


        при дефектоскопии сплошности –

        .

        -наименование; завод номер; номер свидетельства о поверке; дата следующей поверки)


        Цифровая фотокамера.

        Персональный компьютер типа NOTE-BOOK.

        Материалы для подготовки поверхностей -напильники, абразивная шкурка, обтирочные материалы, маркеры).


      3. Результаты контроля

        Результаты контроля приведены в формах 6, 7, 8 формуляра технического состояния. Заключение по техническому состоянию и компенсирующие мероприятия представле-

        ны соответственно в формах 10 и 11 формуляра технического состояния.

        Схема объектов контроля приведена в форме 12 формуляра технического состояния. Типовые карты со схемами зон контроля и типовые схемы АФ и ОУС приведены в при-

        ложении А.


      4. Выводы и предложения


image


image


image

Специалист – эксперт по ПБ в НГП Ф.И.О.


Специалист по УК уровня Ф.И.О.

Приложение 3


АКТ РЕАЛИЗАЦИИ РЕКОМЕНДАЦИЙ

ПО УСТРАНЕНИЮ НЕСООТВЕТСТВИЙ АФ И ОУС, ВЫЯВЛЕННЫХ ЭПБ НА СКВАЖИНЕ №

ПХГ


Мы, нижеподписавшиеся, главный инженер

-Ф.И.О.)


и начальник оперативно-производственной службы

-Ф.И.О.)


image

-наименование эксплуатирующей организации)

настоящим удостоверяем, что рекомендации по устранению несоответствий, выданные в Заключении экспертизы промышленной безопасности

-наименование эксплуатирующей организации)


на оборудование скважины № ПХГ, реализованы.


Главный инженер Ф.И.О.


Начальник оперативно-

производственной службы Ф.И.О.

Приложение 4


ДОКУМЕНТЫ, ПОДТВЕРЖДАЮЩИЕ ПРАВОМОЧНОСТЬ ПРОВЕДЕНИЯ

ЭКСПЕРТИЗЫ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ И ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ

-копии)


Приводятся копии удостоверений экспертов, приказа о создании экспертной группы, лицензии, свидетельства об аккредитации.

Библиография


[1] Руководящий документ Ростехнадзора РД 03-484-02

Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасопасных производственных объектах


[2] Правила безопасности Ростехнадзора ПБ 03-246-98

Правила проведения экспертизы промышленной безопасности

[3] Положение о системе обеспечения промышленной безопасности и качества диагностирования технических устройств, оборудования и сооружений газопромысловых объектов подземных хранилищ газа ОАО “Газпром”. – М.: Газпром; ВНИИГАЗ, 2003 -утв. зам. Председателя Правления ОАО “Газпром” А.Г. Ананенковым 28.11.2003 г.)


[4] Руководящий документ Ростехнадзора РД 06-565-03

Методические указания о порядке продления срока службы технических устройств, зданий и сооружений с истекшим нормативным сроком эксплуатации в горнорудной промышленности


[5] Руководящий документ Ростехнадзора РД 09-102-95

Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, поднадзорных Госгортехнадзору России


[6] Руководящий документ Ростехнадзора РД 03-421-01

Методические указания по проведению диагностирования технического состояния и определения остаточного срока службы сосудов и аппаратов


[7] Руководящий документ Ростехнадзора РД 03-298-99

Положение о порядке утверждения заключений экспертизы промышленной безопасности


[8] Правила безопасности Ростехнадзора ПБ 08-624-03

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности


image


ОКС 75.060; 75.180.01

Ключевые слова: ПХГ, скважина, фонтанная арматура, колонная головка, обследование, техническое диагностирование, промышленная безопасность, ресурс


image


Корректура О.Я. Проскуриной, Е.М. Петровой

Компьютерная верстка С.Н. Демьяновой


image

Подписано в печать 30.10.2007 г.

Формат 60х84/8. Гарнитура “Ньютон”. Тираж 35 экз. Уч.-изд. л. 10,8. Заказ 116 .


image

ООО “ИРЦ Газпром” 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2. Тел.: -495) 719-64-75, 719-31-17.


image

Отпечатано в ЗАО “Издательский Дом Полиграфия”