Государственный стандарт республики казахстан



Скачать 12.33 Mb.
страница1/71
Дата29.06.2013
Размер12.33 Mb.
ТипДокументы
  1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   71

СТ РК ISO 10407-2

(проект, редакция 1)

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

Промышленность нефтяная и газовая
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ РОТОРНОГО БУРЕНИЯ
Часть 2

Контроль и классификация элементов бурильной колонны,

применяемых повторно
Дата введения __________
1 Область применения
Настоящий стандарт устанавливает требования к контролю для каждого уровня контроля (см. Таблицы от В.1 до В.15) и процедуры, необходимые для испытания элементов бурильной колонны. Элементы бурильной колонны включают в себя корпус бурильной трубы, резьбовое упорное соединение, утяжеленную и толстостенную бурильные трубы, переводники бурильной колонны. Настоящий стандарт включает в себя порядок работ и технологию контроля.

Порядок работ, установленный в настоящем стандарте, рассматривается как руководство по осмотру и/или испытанию, при этом лаборатория или владелец может по своему усмотрению использовать иные методы контроля, расширить рамки существующих методов контроля и проводить повторный контроль на определенных участках.

Настоящий стандарт определяет уровень квалификации персонала службы технического контроля, описывает методы контроля, калибровку прибора и процедуру стандартизации для различных методов контроля. Настоящий стандарт устанавливает оценку дефектов и маркировку элементов бурильной колонны.
2 Нормативные ссылки
Для применения настоящего стандарта необходимы следующие ссылочные документы. Для датированных ссылок применяют только указанное издание ссылочного документа, для недатированных ссылок применяют последнее издание ссылочного документа (включая все его изменения):

СТ РК 1.9-2007 Государственная система технического регулирования Республики Казахстан. Порядок применения международных, региональных и национальных стандартов иностранных государств, других нормативных документов по стандартизации в Республике Казахстан.

ISO 10407-1:2004* Petroleum and natural gas industries – Rotary drilling equipment – Рart 1: Rotary drill stem elements (Промышленность нефтяная и газовая. Оборудование для роторного бурения. Часть 1. Элементы вращающейся бурильной колонны).

ISO 11961* Petroleum and natural gas industries – Steel drill pipe (Нефтяная и газовая промышленности – Стальная буровая труба).

API RP 7A1* Testing of Thread Compound for Rotary Shouldered Connections (Тестирование смазочного материала для резьбового упорного соединения).

________

* Применяется в соответствии с СТ РК 1.
9

Проект, редакция 1
ПРИМЕЧАНИЕ При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по ежегодно издаваемому информационному указателю «Нормативные документы по стандартизации» по состоянию на текущий год и соответствующим ежемесячно издаваемым 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 обозначения
3.1 Термины и определения
В настоящем стандарте применяются следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 Лаборатория (agency): Организация, которая согласно условиям контракта должна произвести осмотр использованных элементов бурильных колонн, руководствуясь указанными критериями и требованиями.

3.2 Индикатор типа А (A-scan): Дисплей ультразвукового прибора, на котором расстояние отображается на горизонтальной оси, сила сигнала - на вертикальной оси.

3.3 Коэффициент прочности на изгиб (КПИ) (bending strength ration (BSR)): Отношение момента сопротивления внутренней резьбы на последнем витке к последнему витку наружной резьбы.

3.4 Диаметр упорного торца резьбы (bevel diameter): Внешний диаметр стыкового контакта поверхности резьбового упорного соединения.

3.5 Переводник долота (bit sub): Переводник, как правило, с двумя муфтами, использующийся для соединения долота с бурильной колонной.

3.6 Переходной переводник (bottleneck sub): Переводник с двумя различающимися внешними диаметрами.

3.7 Закрытая головка (box end): Конец колонны с внутренней резьбой.

3.8 Внутренняя резьба (box thread): Внутренняя резьба резьбового упорного соединения.

3.9 Класс 2 (class 2): Второй класс в иерархии классификации эксплуатации использованных бурильных труб, не соответствующих требованиям высшего класса.

3.10 Класс 3 (class 3): Третий класс в иерархии классификации эксплуатации использованных бурильных труб, не соответствующих требованиям класса 2.

3.11 Калибровка (calibration): Настройка прибора согласно стандартам, зарегистрированным национальным органом по стандартизации.

3.12 Проверка (check): Определение годен/негоден для измерений в зонах допустимого.

3.13 Коррозия (corrosion): Изменения или разрушения материала под влиянием среды.

3.14 Критические зоны (critical area): зона от основания упорного заплечника бурильного замка до поверхности, удаленной на 660 мм (26 дюймов), или у окончания вмятин от клиньев, в зависимости от того, что находится на большем расстоянии (Cм. Рисунок 4).
ПРИМЕЧАНИЕ Применительно к сети бурильных труб для операций в скважине критическая зона располагается от конца трубы до поверхности, на расстоянии 508 мм (20 дюймов) или на конце вмятин от клиньев, в зависимости от того, что находится на большем расстоянии.
3.15 Надрез (cut): Зарубина, не оставляющая глубоких следов на металле, как правило, вследствие воздействия острых объектов.

3.16 Зазубрина (dent): Изменение контура поверхности, вызванное механическим воздействием, не сопровождающееся сильными дефектами металла.

3.17 Дрифт (drift): Цилиндрический измерительный прибор, используемый для определения минимального внутреннего диаметра.

3.18 Утяжелённая бурильная труба (drill collar): Толстостенная труба или труба для обеспечения густоты или плотности по массе на или около коронки долота.

3.19 Буровая труба (drill pipe): Корпус бурильной трубы с замками, приваренными оплавлением (См. Рисунок 1).

3.20 Корпус бурильной трубы (drill-pipe body): Бесшовная стальная труба с высаженными концами (См. Рисунок 1).

3.21 Ударная штанга буровой установки (drill stem): Все составляющие между вертлюгом или верхним силовым приводом и коронкой бура, в том числе буровая штанга.

3.22 Буровая колонна (drill string): Соединение нескольких секций или звеньев бурильной трубы с бурильными замками.

3.23 Отказ (failure): Неудовлетворительная работа устройства или оборудования, которая препятствует завершению выполнения изначальной функции.

3.24 Усталость (fatigue): Процесс последовательного локализованного структурного изменения материала, подверженного условиям, которые вызывают переменные напряжения и деформации в некоторых частях и могут привести к трещинам или полной поломке после определенного количества колебаний.

3.25 Излом усталости (fatigue failure): Отказ вследствие повторяющихся или переменных напряжений, максимальные показатели которых меньше, чем предел прочности на растяжение материала.

3.26 Усталостная трещина (fatigue crack): Трещина, вызванная усталостью материала.

3.27 Фильтрованный двухполупериодный переменный ток (ДППТ) (filtered FWAC): Двухполупериодный переменный ток, очищенный путем проведения через электрический конденсатор или другое электрическое устройство с целью устранения колебаний, вызванных переменным током.

3.28 Ловильная горловина (fish neck): Область с уменьшенным диаметром на или рядом с верхним краем части буровой штанги, которую может схватить ловильный снаряд.

3.29 Резьба на полную глубину (full-depth thread): Резьба, впадина которой лежит на меньшей конической насадке внешней резьбы или на большей конической насадке внутренней резьбы.

3.30 Вмятина (gall): Поверхностное повреждение резьбы, вызванное локальным трением.

3.31 Выемка (gouge): Продолговатые канавки или полости, вызванные механическим съёмом металла.

3.32 Заточка (grind, noun): Место, где металл был снят с помощью точильного колеса в процессе оценки или устранения дефекта.

3.33 Армирование/наплавка твердым сплавом (hard – banding/ hard facing): Защитный или износоустойчивый материал, применяемый к поверхности детали для предотвращения износа.

3.34 Тепловые повреждения (heat checking): Образование поверхностных трещин вследствие быстрого нагревания и охлаждения детали.

3.35 Толстостенная буровая труба (ТБТ) (heavy-weight drill pipe (HWDP)): Труба с утолщенными стенками, используемая в переходной зоне для снижения износа и уменьшения осевой нагрузки на буровое долото в наклонных скважинах.

3.36 Контроль (inspection): процесс замера, осмотра, опробования, проверки или, другими словами, сравнение соответствия изделия с установленными требованиями.

3.37 Ударный ясс (освобождающий инструмент) (jar): Механическое или гидравлическое устройство, используемое в ударной штанге буровой установки для передачи ударной нагрузки другому компоненту ударной штанги, в особенности, если этот компонент прихвачен в скважине.

3.38 Ведущая или рабочая труба (kelly): Толстостенная стальная труба, имеющая в сечении квадратную или шестигранную форму.
ПРИМЕЧАНИЕ Ведущая или рабочая труба проходит через ротор буровой установки и передает крутящий момент ударной штанге буровой установки.
3.39 Индекс (label): Небольшое обозначение размеров трубы, ее массы на единицу длины или размеры и тип резьбового упорного соединения.

3.40 Последняя находящаяся в зацеплении нитка резьбы (last engaged thread): Последняя нитка резьбы на ниппеле бурильного замка, находящегося в зацеплении с муфтой соединительного замка или на муфте соединительного замка, находящегося в зацеплении с ниппелем бурильного замка.

3.41 Шаг витка резьбы (lead): Расстояние, параллельное оси резьбы от острия долота на витке резьбы до ближайшего соответствующего острия долота на следующем витке, т.е. осевое смещение острия долота, следуемое за полным кругооборотом вокруг оси резьбы.

3.42 Нижний клапан ведущей буровой трубы (задвижка-переводник ведущей трубы) (lower kelly valve kelly cock): полнопроходная задвижка, установленная под ведущей буровой трубой с внешним диаметром равным внешнему диаметру замка бурильной трубы.

3.43 Монтажный выступ муфты над поверхностью труб (make-up shoulder): Пломбированный выступ муфты на резьбовом упорном соединении.

3.44 Замер (measure): Определение размерной величины и указание ее в рабочем журнале.

3.45 Заводская маркировка на трубе (mill slot): Отшлифованная поверхность на внешнем диаметре замка бурильной трубы, где обозначены уровень грунта, масса и серийный номер.

3.46 Владелец (owner): Компания или лицо, определяющее вид проводимого инспектирования или контроля имеющее полномочия на его осуществление.

3.47 Мерная лента (pi tape): Гибкая стальная мерная лента, которая при единичной обмотке длины окружности цилиндра, показывает среднюю величину внешнего диаметра.

3.48 Основание штифта (pin base): Поверхность безрезьбового типа на штифтовом соединении большого диаметра, прилежащего к выступу муфты.

3.49 Безмуфтовый резьбовой конец (pin end): Конец трубы с внешними нитками резьбы.

3.50 Корпус трубы (pipe body): Бесшовная стальная труба без высаженной и пораженной поверхности.

3.51 Язвина (pit): Углубление, как результат коррозии или удаления инородных частиц, попавших на поверхность в процессе изготовления.

3.52 Шаг резьбы (pitch): Осевое расстояние между последующими резцами.
ПРИМЕЧАНИЕ В однооборотной резьбе шаг резьбы равен шагу витка резьбы.
3.53 Премиум класс (premium class): Наивысший класс в иерархии классификации эксплуатации использованных бурильных труб, лучше классов 2 и 3.

3.54 Программа обеспечения качества (quality programme): Утвержденная документированная система по обеспечению качества.

3.55 Резьбовое упорное соединение (rotary shouldered connection): Соединение, применяющееся для составляющих бурильной колонны, которая имеет грубую коническую резьбу и уплотнительные заплечники.

3.56 Бесшовная труба (seamless pipe): Труба из мягкой стали, сделанная без сварных швов.

3.57 Зажимаемый роторными клиньями участок трубы (slip area): Часть корпуса трубы, в которой видно, что при подъёме и спуске бурильного инструмента клиновая плашка неоднократно зажимается в одном и том же месте (См. Рисунок 4).
ПРИМЕЧАНИЕ В верхнем конце зажимаемый роторными клиньями участок трубы, как правило, находится приблизительно на расстоянии 560 мм (22 дюйма) от заплечика муфты соединения труб под трубным элеватором и с этой отметки продолжается на расстояние примерно в 660 мм (26 дюймов) в сторону безмуфтового резьбового конца. Его местонахождение может меняться в зависимости от формы буровой установки и позиции спуско-подъемного оборудования. Он не включает временный зажим клиновой плашки в других участках в результате ловильных работ, тестирования в бурильной колонне и аналогичных операций.
3.58 Стабилизатор (stabilizer): часть компоновки бурильной колонны, используемая для централизации или контроля нижней части бурильной колонны.

3.59 Прямой переводник (straight sub): Переводник, не меняющий внешний диаметр.

3.60 Стандартизация (standardization): Регулирование приборов перед использованием произвольного исходного значения.

3.61 Переводник (sub): Короткая резьбовая деталь трубы, используемая для соединения частей буровой компоновки по различным причинам, например, пересечение с другим соединением, или для предотвращения изнашивания более дорогих элементов.

3.62 Форма резьбы (thread form): Профиль резьбы на осевой плоскости длиной в один шаг резьбы.

3.63 Допуск (tolerance): число допустимых вариаций

3.64 Верхний шаровой клапан ведущей штанги (upper kelly cock): Клапан, находящийся непосредственно над ведущей трубой, который может быть закрыт для сосредоточения давления внутри бурильной колонны.

3.65 Высаженный конец трубы (upset): Кованый конец буровой трубы, используемый для повышения толщины стенки.

3.66 Пользователь (user): Компания или лицо, эксплуатирующее оборудование.

3.67 Взвешенный код (weight code): Уникальный цифровой код для каждого внешнего диаметра буровой трубы, который обычно отпечатан на основании шрифта и на заводской маркировке на трубе, который также показывает толщину стенки и массу тела трубы на единичную длину.


1 - бурильная труба

2 - корпус бурильного замка

3 - корпус бурильной трубы

4 - ниппель замка

5 - корпус трубы

6 - сварной шов
Рисунок 1 – Система обозначений бурильной трубы




  1. - последняя находящаяся в зацеплении нитка резьбы – ниппель

  2. - последняя находящаяся в зацеплении нитка резьбы – корпус

  3. - диаметр упорного торца резьбы, DF

  4. – уплотнение


Рисунок 2 – Последняя находящаяся в зацеплении нитка резьбы


  1. Обозначения и сокращения




    1. Обозначения


Acs площадь поперечного сечения;

D внешний диаметр ;

D cb диаметр зенковки;

DF диаметр упорного торца резьбы;

Dfr диаметр уступа проточки под обратный клапан;

Dl диаметр основания шрифта;

DLДоrq диаметр зенковки с малым вращающимся моментом;

DRG диаметр разгрузочной канавки;

Dtj внешний диаметр бурильного замка;

dtj внутренний диаметр бурильного замка;

le глубина канавки под элеватор;

ls глубина канавки клиновой плашки;

LBC длина соединения муфты;

Lbr длина уступа перегородки;

LBT длина, измеряемая от заплечника до безнапорной стороны на корпусе резьбы на полную глубину;

Lc минимальная длина полнопрофильной резьбы;

LCyl длина, измеряемая от последней риски до начала плавного волнового перехода проточки;

Leg длина канавки под элеватор;

Lfn длина ловильной горловины;

LPC длина ниппельной резьбы;

Lpb длина основы шрифта;

Lqc длина зенковки;

Lr длина заплечика проточки под обратный клапан;

Zrg длина разгрузочной канавки;

Lsg длина канавки клиновой плашки;

LTpr длина плавного волноводного перехода проточки;

Lx длина, измеряемая от заплечника до последней риски проточного цилиндра;

Qc диаметр зенковки;

rEG радиус канавки под элеватор;

rSG радиус канавки клиновой плашки;

Sw ширина заплечика;

t средняя толщина стенки.


    1. Сокращения

Таблица 1


Сокращение

Обозначение

дБ

децибелы

КНБК

компоновка низа бурильной колонны

КПИ

Коэффициент прочности на изгиб

Таблица 1 (продолжение)


Сокращение

Обозначение

ЭМД

электромагнитная дефектоскопия

ВНК

высаженный наружу конец (трубы)

ПУЗП

полная ультразвуковая поперечина

ТБТ

толстостенная буровая труба

МКМ

малый крутящий момент

НД

наружный диаметр

ПОО

Производитель оригинального оборудования

TР

труба с раструбом

мВ

микроватт




  1. Заключение о соответствии


5.1 Основы инспектирования


      1. Общие сведения

Настоящий стандарт содержит инструкции по проведению инспектирования, оценки и классификации использованных элементов бурильной колонны. Рекомендации по определению уровня инспектирования для пользователя представлены в Приложении Е.

Проверки на каждом уровне инспектирования представлены в Приложении В; данные инструкции могут располагаться в одном из следующих уровнях:

  1. Проверки при стандартном контроле, установленные в качестве обязательных, составляют минимальные требования к контролю элементов бурильной колонны.

  2. Проверки, установленные в качестве обязательных при сервисном контроле, составляют минимальные требования к контролю элементов бурильной колонны согласно требованиям сервисного контроля.

  3. Проверки, установленные в качестве обязательных при обязательном (критическом) сервисном контроле, составляют минимальные требования к контролю элементов бурильной колонны согласно требованиям критического технического осмотра.

  4. Проверки, не установленные в качестве обязательных, могут считаться основанными на условиях бурения.

5.1.2 Требуемые таблицы по инспектированию в Приложении В

Таблицы в Приложении В представляют список требуемых проверок для каждого из вышеперечисленных уровней инспектирования. Ниже дан список элементов бурильной колонны, приведенных в Приложении В.

- Таблица В.1 устанавливает допустимые проверки и определяет, какой вид проверки необходим для каждого уровня инспектирования использованных корпусов бурильных труб, включая дополнительные допустимые процедуры.

- Таблица В.2 устанавливает допустимые проверки и определяет, какой вид проверки необходим для каждого уровня инспектирования использованных бурильных замков, включая дополнительные допустимые процедуры.

- Таблица В.3 устанавливает допустимые проверки и определяет, какой вид проверки необходим для каждого уровня инспектирования соединений использованных на забойных блоках, включая дополнительные допустимые процедуры.

- Таблица В.4 устанавливает допустимые проверки и определяет, какой вид проверки необходим для каждого уровня инспектирования элементов бурильной колонны забойных блоков, включая дополнительные допустимые процедуры.

- Таблица В.15 устанавливает допустимые проверки и определяет, какой вид проверки необходим для каждого уровня инспектирования использованных спусковых колонн насосно-компрессорных труб.
5.2 Воспроизводимость результатов
Процессы неразрушающего контроля и измерений по своей природе имеют изменчивые результаты.

Некоторые из факторов, влияющие на эту изменчивость, следующие:

  1. Допустимые варианты в выборе инструкций по проведению инспектирования специфических свойств;

  2. Допустимые варианты в выборе образца;

  3. Вариации проектирования механических и электронных изделий, использованных каждым изготовителем оборудования систем неразрушающего контроля;

  4. Недостаток точной воспроизводимости в рамках работоспособности единичной системы неразрушающего контроля




    1. Служебная информация


В определении применения настоящего стандарта к порядку инспектирования использованных элементов бурильной колонны, владельцу оборудования следует установить информацию по порядку проведения работ для каждого размера и типа элемента:

  1. Применяемые проверки;

  2. Исходный образец, при его применении;

  3. Инструкции по маркировке.




  1. Гарантия качества


6.1 Общие сведения
Лаборатория, осуществляющее эксплуатационный контроль, должно выполнять и поддерживать программу обеспечения качества. Программа управления качеством агентства должна быть задокументирована и должна включать в себя письменные процедуры осуществляемого инспектирования, в том числе все методики, функции контроля и документацию.

Программа обеспечения качества агентства должна рассматривать калибровку оборудования. Частота, порядок, точность и порядок действия калибровки, функции контроля и документация должны быть включены.

Программа обеспечения качества агентства должна включать записи, подтверждающие технические характеристики системы контроля для определения необходимых индикаторов исходного положения. Подтверждение технических характеристик системы контроля должно применяться в соответствии с пунктами от 6.2 до 6.6.
6.2 Техника эксплуатации и стандартизации
Техника стандартизации различается в зависимости от типа оборудования. Как минимум, письменная процедура должна включать минимальный индикатор исходного положения и допустимый лимит отношения сигнал-шум. Письменная техника эксплуатации должна включать в себя необходимые шаги, настройки управления и предельные значения параметра, например, использование специальных электронных схем, использование специальной детекторной матрицы и использованный скоростной ряд. Процедуры должны быть локальными, чтобы всё оборудование и материалы, задействованные в тестировании и контроле, были использованы в рамках установленных изготовителем температуры и предела влажности.
6.3 Описание оборудования
Оборудование, использованное для проведения инспектирования, следует описывать в деталях, чтобы показать, что оно отвечает всем требованиям.
6.4 Степень квалифицированности персонала
Программа обеспечения качества агентства должна включать в себя положения касательно образования, обучения и квалификации персонала, осуществляющего осмотр согласно настоящему стандарту.

Документация по степени квалифицированности персонала службы технического контроля должна соответствовать требованиям Раздела 7.
6.5 Данные динамического контроля, демонстрирующие технические характеристики системы по определению индикатора исходного положения
Существует множество способов определения технических характеристик системы, например, 2 метода, описанных ниже в пунктах a) и b):

  1. Технические характеристики системы контроля могут быть установлены посредством использования статистических методов оценки проведения инспектирования. Установив заданные параметры системы контроля и амплитуду реагирования дефектов применимых ссылок, типы переменных величин обозначаются для определения колебания амплитуд реагирования. Данные переменные величины далее становятся основой для определения характеристик системы контроля.

  2. Технические характеристики системы контроля также могут быть продемонстрированы для каждого порядка инспектирования посредством использования исходного образца с требуемыми индикаторами исходного положения. После стандартизации системы согласно письменным процедурам, стандарт на проведение инспекций проверяется на разных позициях для установления показателя надежности во всех секторах.


6.6 Отчеты
Отчеты должны включать в себя системные настройки, архивные средства, обеспечение единства измерений при калибровке, стандартизацию и заданные процедуры, и схему стандарта на проведение инспекций.


  1. Степень квалифицированности персонала службы технического контроля


7.1 Общие сведения
В Разделе 7 изложены минимальные требования по квалификации и сертификации (при их применении) персонала, осуществляющего промысловые испытания использованных элементов бурильной колонны.


    1. Письменная процедура


Агентства, осуществляющие осмотр использованных элементов бурильной колонны в соответствии с настоящим стандартом должны иметь письменную процедуру образования, обучения, опыта и квалификации персонала.

Письменная процедура должна устанавливать следующее:

  1. Административные обязанности и ответственность за выполнение процедуры;

  2. Требования к степени квалифицированности персонала;

  3. Необходимая документация, подтверждающая квалификацию.




    1. Квалификационные обязанности и требования


Лаборатория ответственна за квалификационные требования и степень квалифицированности персонала службы технического контроля.

Требования к каждой квалификации должны включать в себя следующий минимум:

  1. Обучение и опыт, соответствующие уровню квалифицированности наблюдателя;

  2. Письменный и практический экзамены с допустимыми оценками;

  3. Проверка зрения;

  4. Применение настоящего стандарта и соответствующих разделов в промышленных стандартах.




    1. Учебные программы


Весь квалифицированный персонал должен закончить документально оформленное обучение, разработанного для данного уровня квалификации. Обучение может быть предоставлено лабораторией или другим агентом.
Программа должна включать в себя следующее:

  1. Принципы каждого применимого метода контроля;

  2. Процедуры для каждого применимого метода контроля, в том числе стандартизацию и эксплуатацию контрольного оборудования;

  3. Соответствующие разделы, применимые в промышленных стандартах.




    1. Экзамены


Экзамены могут быть проведены испытательной лабораторией или другой организацией.

Весь персонал службы технического контроля должен успешно пройти следующие экзамены:

  1. Письменные экзамены, рассматривающие общие и особые положения применимого метода инспектирования, процедуры контроля и применимые стандарты ISO, API и ASTM;

  2. Практические занятия или производственный экзамен, которые должны включать в себя узел оборудования, стандартизацию, методы контроля, техники эксплуатации, анализ результатов для соответствующего уровня и подготовку отчета;

  3. Ежегодная проверка зрения для подтверждения способностей, у природного и скорректированного зрения, для чтения букв J-2 на тест-таблице Jaeger №2 на расстоянии от 305 мм (12 дюймов) до 381 мм (15 дюймов); аналогичные тесты, например, способность воспринимать цифру Титмус 8, формулу Снеллена 20/25 (0,8), или проверка зрения при помощи оптического прибора, управляемого квалифицированным врачом, также приемлемы.




    1. Опыт


Все кандидаты на получение квалификации должны иметь опыт, требуемый письменной процедурой.


    1. Переквалификация


Требования по переквалификации должны быть определены в письменной процедуре.

Переквалификация требуется как минимум каждые 5 лет для всего персонала.

Переквалификация персонала требуется в случае, если лицо не выполнило определенные функции в течение прошедших 12 месяцев или если лицо меняет работодателя.

В качестве минимальных требований по переквалификации весь персонал должен:

  1. Набрать допустимый балл на письменном экзамене касательно текущих применимых процедур контроля и применимых промышленных стандартов, и

  2. Представить свидетельство текущей удовлетворительной технической работы.




    1. Документация


Хранение и ведение документации требуется от всех программ повышения квалификации.

Минимальным требованием является хранение следующих документов:

  1. Материалы обо всем квалифицированном персонале, содержащие информацию об окончании программы обучения и об опыте;

  2. Результаты экзаменов, которые должны храниться лабораторией и должны быть доступными для просмотра по требованию;

  3. Материалы о каждом квалифицированном лице, которые должны храниться на протяжении минимум одного года после даты аннулирования степени квалификации;

  4. Все степени квалификации и относящиеся к ним документы должны быть одобрены уполномоченным персоналом агентства.




    1. Аттестация персонала


Программа аттестации персонала, осуществляющего неразрушающий контроль, должна быть разработана лабораторией. ISO 11484 может быть использована в качестве руководства.
Управление программой аттестации персонала, осуществляющего неразрушающий контроль, входит в обязанности агентства.


  1. Процедуры общего контроля




    1. Общие сведения


  1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   71

Похожие:

Государственный стандарт республики казахстан iconГосударственный стандарт республики казахстан

Государственный стандарт республики казахстан iconПравила въезда и пребывания иностранных граждан в Республике Казахстан, а также их выезда из Республики Казахстан
Конституцией Республики Казахстан, Законом Республики Казахстан "О миграции населения", Указом Президента Республики Казахстан, имеющим...
Государственный стандарт республики казахстан iconЗакон Республики Казахстан от 30 марта 1995 года n 2155 о национальном Банке Республики Казахстан
Ведомости Верховного Совета Республики Казахстан, 1995 г., N 3-4, ст. 23, N 12, ст. 88, N 15-16, ст. 100, n 23, ст. 141; Ведомости...
Государственный стандарт республики казахстан iconКодекс республики казахстан
Республике Казахстан и направлен на защиту суверенитета и экономической безопасности Республики Казахстан, активизацию связей казахстанской...
Государственный стандарт республики казахстан iconРешение Алматинского городского маслихата XXI сессии I созыва
В соответствии со статьей 40 Закона Республики Казахстан "О местных представительных и исполнительных органах Республики Казахстан"...
Государственный стандарт республики казахстан icon1. Паспорт Программы Наименование Программа по развитию космической
Республики Казахстан №958 от 19 марта 2010 года "о государственной программе по форсированному индустриально-инновационному развитию...
Государственный стандарт республики казахстан iconЗакона Республики Казахстан «О выборах в Республике Казахстан»
В соответствии с пунктом 2 статьи 17 Конституционного Закона Республики Казахстан «О выборах в Республике Казахстан» Алматинская...
Государственный стандарт республики казахстан iconПрограмма по развитию конкуренции в республике казахстан на 2010 2014 годы
Казахстан от 14 апреля 2010 года №302 Об утверждении Плана мероприятий Правительства Республики Казахстан по реализации Государственной...
Государственный стандарт республики казахстан iconГост 3749-77 государственный комитет СССР по управлению качеством продукции и стандартам москва государственный стандарт союза сср
Настоящий стандарт распространяется на поверочные угольники 90° размером до 1600 мм
Государственный стандарт республики казахстан iconБлижайшей железнодорожной станции ст. Астана
Астана (до 6 мая 1998 года Акмола) объявлена столицей Республики Казахстан с 10 декабря 1997 года Указом Президента Республики Казахстан...
Разместите кнопку на своём сайте:
ru.convdocs.org


База данных защищена авторским правом ©ru.convdocs.org 2016
обратиться к администрации
ru.convdocs.org