Рейтинг@Mail.ru
ОР-19.000.00-КТН-194-10 с Изм1 Порядок очистки, гидроиспытаний и внутритрубной диагностики | ПТО

ГРУППА ВК

Уважаемые коллеги, давайте создадим нормальное сообщество, для решения вопросов и обмена инфой.

Рубрики

ОР-19.000.00-КТН-194-10 с Изм1 Порядок очистки, гидроиспытаний и внутритрубной диагностики

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ «ТРАНСНЕФТЬ»
ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»

ОТРАСЛЕВОЙ РЕГЛАМЕНТ
Порядок очистки, гидроиспытаний и внутритрубной диагностики
нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ
(с изменением 1)

Скачать ОР-19.000.00-КТН-194-10_с_Изм1

Предисловие
1 ДОКУМЕНТ РАЗРАБОТАН открытым акционерным обществом «Акционерная компания по транспорту нефти (ОАО «АК «Транснефть»)
2 УТВЕРЖДЕН ОАО «АК «Транснефть»:
3 ДАТА ВВЕДЕНИЯ: с «___» ______________2013 г.
4 ВВЕДЕН ВЗАМЕН ОР-19.000.00-КТН-009-10 «Регламент по очистке и испытанию нефтепроводов на прочность и герметичность после завершения строительно-монтажных работ», утвержденного ОАО «АК «Транснефть» 31.08.2010 г.
5 СРОК ДЕЙСТВИЯ – до замены (отмены)
6 Оригинал документа хранится в отделе научно-технического обеспечения и нормативной документации ОАО «АК «Транснефть»
7 Документ входит в состав отраслевого информационного фонда ОАО «АК «Транснефть»
8 Аннотация
В регламенте определены требования к очистке, гидроиспытанию и диагностике нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ
9 Подразделение ОАО «АК «Транснефть», ответственное за документ (куратор) – отдел магистральных нефтепроводов и нефтебаз департамента технического развития и эксплуатации объектов магистральных нефтепроводов
Информация об изменениях к настоящему документу, текст изменения, а также информация о статусе документа может быть получена в отраслевом информационном фонде
ОАО «АК «Транснефть»

Права на настоящий документ принадлежат ОАО «АК «Транснефть». Документ не может быть полностью или частично воспроизведён, тиражирован и распространён без разрешения ОАО «АК «Транснефть».
®© ОАО «АК «Транснефть», 2013 г.

Содержание
1 Область применения 1
2 Нормативные ссылки 1
3 Термины и определения 3
4 Обозначения и сокращения 13
5 Общие положения 14
6 Организация и производство работ по очистке нефтепро-вода/нефтепродуктопровода 18
7 Организация и производство работ по профилеметрии нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию 22
8 Организация и производство работ по диагностике нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию, с применением внутритрубных диагностических приборов 26
9 Диагностика участка нефтепровода/нефтепродуктопровода при его заполнении нефтью/нефтепродуктом после завершения СМР до его ввода в эксплуатацию и после ввода участка в эксплуатацию в срок до одного года 34
10 Организация и производство работ по испытанию нефтепровода/нефтепродуктопровода 41
11 Организация и производство работ по освобождению нефтепровода/нефтепродуктопровода от воды 48
12 Меры безопасности при очистке, испытаниях, внутритрубной диагностике нефтепроводов/ нефтепродуктопроводов, устранении дефектов 51
13 Охрана окружающей среды при очистке и испытаниях нефтепроводов/нефтепродуктопроводов 58
Приложение А (обязательное) Состав и содержание специальной инструкции 61
Приложение Б (обязательное) Форма разрешения на очистку полости и испытание участка нефтепровода/нефтепродуктопровода 65
Приложение В (обязательное) Формы актов и извещений 66
Приложение Г (обязательное) Форма графика передвижения бригад сопровождения 90
Приложение Д (обязательное) Требования к временным камерам пуска – приема СОД 91
Приложение Е (обязательное) Выбор технологических параметров наполнения трубопровода 94
Приложение Ж (обязательное) Порядок проверки работоспособности передатчика для скребка 96
Приложение И (обязательное) Планирование проведения диагностического обследования 99
Приложение К (обязательное) Формы технических заданий на выполнение внутритрубной диагностики 109
К.1 Форма технического задания на выполнение внутритрубной диагностики участка нефтепровода/продуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию 109
К.2 Форма технического задания на выполнение внутритрубной диагностики участка нефтепровода/нефтепродуктопровода при его заполнении нефтью/нефтепродуктом после завершения СМР до ввода в эксплуатацию 115
К.4 Форма технического задания на выполнение внутритрубной диагностики участка нефтепровода/нефтепродуктопровода, построенного подземно и надземно, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию 125
Приложение Л (обязательное) Формы технических отчётов по профилеметрии, диагностике ВИП: WM, CDC, CDL, ДМК или МДСкан/ДКМ, ДКК, ДКУ участка нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию 132
Л.1 Форма технического отчета по профилеметрии участка нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию одноканальным профилемером 132
Л.2 Форма технического отчета по профилеметрии участка нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию многоканальных профилемером 141
Л.2.1 Форма технического отчета по внутритрубной диагностике участка нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию внутритрубным инспекционным прибором ОПТ 151
Л.3 Форма технического отчета по результатам пропуска ВИП WM по участку нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию 161
Л.4 Форма технического отчета по результатам пропуска ВИП ДМК или МДСкан/ДКМ) по участку нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию 174
Л.5 Форма технического отчета по результатам пропуска ВИП CDC по участку нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию 186
Л.6 Форма технического отчета по результатам пропуска ВИП CDL по участку нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию 194
Л.7 Форма технического отчета по результатам пропуска ВИП ДКУ по участку нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию 203
Л.8 Форма технического отчета по результатам пропуска ВИП ДКК по участку нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию 216
Л.9 Форма экспресс-отчета по профилеметрии участка нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию участка нефтепровода/нефтепродуктопровода 230
Приложение М (обязательное) Сводка по проведению внутритрубной диагностики нефтепроводов/нефтепродуктопроводов 236
Приложение Н (обязательное) Параметры дефектов, устраняемых по результатам ДДК, выявленных по результатам пропуска ВИП по участку нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию 237
Приложение П (обязательное) Параметры дефектов, подлежащих устранению, выявленных по результатам пропуска ВИП по участку нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию 252
Приложение Р (обязательное) Заключение о годности сварного стыка 265
Приложение С (обязательное) Форма плана мероприятий по проведению диагностики ВИП 266
Приложение Т (обязательное) Формы отчетов по диагностике ВИП участка нефтепровода/ нефтепродуктопровода при его заполнении нефтью/нефтепродуктом после завершения СМР до ввода в эксплуатацию и после ввода в эксплуатацию в срок до одного года 267
Т.1 Форма отчета по диагностическому обследованию участка нефтепровода/нефтепродуктопровода ВИП при его заполнении нефтью/нефтепродуктом после завершения СМР до ввода в эксплуатацию 267
Т.2 Форма отчета по диагностическому обследованию участка нефтепровода/нефтепродуктопровода ВИП после его ввода в эксплуатацию в срок до одного года 280
Т.3 Форма отчета по диагностическому обследованию участка нефтепровода/нефтепродуктопровода при его заполнении нефтью/нефтепродукта до ввода в эксплуатацию профилемерами с инерциальной навигационной системой для мониторинга, измерения направления и величины перемещений трубы 293
Т.4 Форма отчета по диагностическому обследованию участка нефтепровода/нефтепродуктопровода после его ввода вэксплуатацию в срок до одного года профилемерами с инерциальной навигационной системой для мониторинга, измерения направления и величины перемещений трубы 307
Т.4.1 Форма отчета по диагностическому обследованию участка нефтепровода/нефтепродуктопровода после его ввода в эксплуатацию в срок до одного года внутритрубным инспекционным прибором ОПТ 320
Приложение У (обязательное) Классификация дефектов, выявленных при диагностическом обследовании участка нефтепровода/нефтепродуктопровода при его заполнении нефтью/нефтепродуктом после завершения СМР до ввода в эксплуатацию и при пропуске ВИП после ввода участка нефтепровода/нефтепродуктопровода в эксплуатацию 334
Приложение Ф (обязательное) Параметры гидравлических испытаний 347
Приложение Х (обязательное) Журнал наблюдений 348
Приложение Ц (обязательное) Форма мероприятий по исключению сброса воды в нефтепроводы/нефтепродуктопроводы 349
Приложение Ш (обязательное) Исходные данные для проведения расчетов на прочность и долговечность 350

1 Область применения
1.1 Областью применения настоящего регламента является:
1.1.1 Порядок и организация работ по проведению гидравлических испытаний на прочность и проверке на герметичность (далее – гидроиспытания), очистке внутренней полости, профилеметрии, внутритрубной ультразвуковой, магнитной диагностике при пропуске ВИП по участку нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, опорожнению от воды линейных участков трубопровода после завершения строительно-монтажных работ при строительстве (техническом перевооружении, реконструкции, капитальном ремонте) до ввода участка трубопровода в эксплуатацию;
1.1.2 Классификация и методы устранения дефектов, выявленных при пропуске ВИП по участку трубопровода, заполненному водой после завершения СМР до ввода в эксплуатацию;
1.1.3 Порядок и организация работ по очистке внутренней полости, профилеметрии, внутритрубной ультразвуковой, магнитной диагностике участка нефтепровода/нефтепродуктопровода при заполнении его нефтью/нефтепродуктом после завершения строительно-монтажных работ при строительстве до ввода участка трубопровода в эксплуатацию;
1.1.4 Порядок и организация работ по очистке внутренней полости профилеметрии, внутритрубной ультразвуковой, магнитной диагностике участка нефтепровода/нефтепродуктопровода в срок до одного года после его ввода в эксплуатацию с применением внутритрубных дефектоскопов, обследование которыми не было произведено до ввода участка трубопровода в эксплуатацию;
1.1.5 Классификация, методы и сроки устранения дефектов, выявленных по результатам внутритрубной диагностики на участке нефтепровода/нефтепродуктопровода:
 при заполнении нефтью/нефтепродуктом после завершения строительно-монтажных работ до ввода участка в эксплуатацию;
 в срок до одного года после ввода участка в эксплуатацию.
1.2 Регламент разработан в развитие положений СНиП Ш-42-80*, ВСН 011-88 и является обязательным для предприятий ОАО «АК «Транснефть» и подрядных организаций, осуществляющих строительство нефтепроводов/нефтепродуктопроводов.
2 Нормативные ссылки
В настоящем документе использованы нормативные ссылки на следующие документы:
ГОСТ Р 52079-2003 Трубы стальные сварные для магистральных газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Технические условия
ГОСТ Р 12.4.026-2001Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Система стандартов безопасности труда. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытаний
ГОСТ 4366-76 Смазка солидол синтетический. Технические условия
СНиП III-42-80* Магистральные трубопроводы
СНиП 12-03-2001 Безопасность труда в строительстве. Часть 1. Общие требования
СНиП 12-04-2002 Безопасность труда в строительстве. Часть 2. Строительное производство
СНиП 12-01-2004 Организация строительства
СНиП 2.05.06-85* Магистральные нефтепроводы
СНиП 2.06.07-87 Подпорные стены, судоходные шлюзы, рыбопропускные и рыбозащитные сооружения
ВСН 011-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытания
ВСН 012-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ. Часть II. Формы документации и правила ее оформления в процессе сдачи-приемки
ВСН 014-89 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Охрана окружающей среды
РД 153-39.4Р-118-02 Правила испытаний линейной части действующих магистральных нефтепроводов
РД 153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов
РД 03-613-03 Порядок применения сварочных материалов при изготовлении, монтаже, ремонте и реконструкции технических устройств для опасных производственных объектов
РД 03-614-03 Порядок применения сварочного оборудования при изготовлении, монтаже, ремонте и реконструкции технических устройств для опасных производственных объектов
РД 03-615-03 Порядок применения сварочных технологий при изготовлении, монтаже, ремонте и реконструкции технических устройств для опасных производственных объектов
РД-13.220.00-КТН-211-12 Правила пожарной безопасности на объектах организаций системы «Транснефть»
РД-19.100.00-КТН-001-10 Неразрушающий контроль сварных соединений при строительстве и ремонте магистральных трубопроводов
РД-25.160.00-КТН-011-10 Сварка при строительстве и капитальном ремонте магистральных нефтепроводов
РД-23.040.00-КТН-386-09 Технология ремонта магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов с давлением до 6.3 МПа
РД-23.040.01-КТН-108-10 Технология проведения работ по композитно-муфтовому ремонту магистральных трубопроводов
РД-93.010.00-КТН-114-07 Магистральные нефтепроводы. Правила производства и приемки строительно-монтажных работ
РД-13.110.00-КТН-319-09 Правила безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов
РД-23.040.00-КТН-140-11 Методы ремонта дефектов и дефектных секций действующих магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
РД-75.180.00-КТН-274-10 Технология установки ремонтных конструкций на трубопроводы диаметром 1067 и 1220 мм с давлением 10 МПа
РД-23.040.00-КТН-147-11 Методика интерпретации дефектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
РД-75.180.00-КТН-150-10 Регламент по вырезке и врезке «катушек», соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и подключению участков магистральных нефтепроводов
РД-23.040.00-КТН-115-11 Нефтепроводы и нефтепродуктопроводы магистральные. Определение прочности и долговечности труб и сварных соединений с дефектами
ОТТ-75.180.00-КТН-370-09 Камеры запуска и приема средств очистки и диагностики линейной части магистральных нефтепроводов. Общие технические требования
ОТТ-23.040.00-КТН-051-11 Трубы нефтепроводные большого диаметра. Общие технические требования
ОР-13.100.00-КТН-030-12 Порядок допуска подрядных организаций к производству работ по строительству, техническому перевооружению, реконструкции, капитальному и текущему ремонту, ремонтно-эксплуатационным нуждам объектов ОАО «АК «Транснефть»
ОР-03.100.30-КТН-150-11 Порядок организации огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности на взрывопожароопасных и пожароопасных объектах организаций системы «Транснефть» и оформления нарядов-допусков на их подготовку и проведение
ОР-91.010.30-КТН-111-12 Порядок разработки проектов производства работ на строительство, техническое перевооружение и реконструкцию объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
ОР-91.010.30-КТН-266-10 Объекты магистральных нефтепроводов. Правила приемки в эксплуатацию законченных строительством объектов. Формирование приемо-сдаточной документации
ОР-03.100.50-КТН-077-10 Порядок планирования устранения дефектов выборочным ремонтом на магистральных трубопроводах
ОР-19.100.00-КТН-053-13 Внутритрубная диагностика магистральных нефтепроводов
ОР-19.100.00-КТН-010-10 Порядок проведения дополнительного дефектоскопического контроля дефектов труб магистральных трубопроводов
ОР-75.180.00-КТН-018-10 Регламент очистки магистральных нефтепроводов от асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ)
Примечание – При пользовании настоящим нормативным документом необходимо проверить действие ссылочных нормативных документов в соответствии с «Перечнем законодательных актов и основных нормативных и распорядительных документов, действующих в сфере магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов». Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим нормативным документом 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 и определения
В настоящем документе применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 адгезия: Поверхностное явление, приводящее к сцеплению между приведенными в соприкосновение разнородными материалами под действием физико-химических сил.
3.2 амбар-отстойник: Временное сооружение, предназначенное для сброса производственных сточных вод от промывки трубопроводов для их последующего отстаивания.
3.3 арматура запорная: Промышленная трубопроводная арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды.
3.4 арматура обратная: Промышленная трубопроводная арматура, предназначенная для автоматического предотвращения обратного потока рабочей среды.
3.5 байпас для оборудования (байпас): Обвод, параллельный прямому участку трубопровода, с запорной или регулирующей трубопроводной арматурой или приборами (например, счётчиками жидкости).
3.6 бассейн речной: Водосбор реки или речной системы.
3.7 балластировка трубопровода: Установка на трубопроводе устройств, обеспечивающих его проектное положение на обводненных участках трассы.
3.8 болото: Природное образование, занимающее часть земной поверхности и представляющее собой отложения торфа, насыщенные водой и покрытые специфической растительностью.
3.9 вантуз: Устройство, присоединенное к трубопроводу для откачки-закачки продукта (вода, нефть, нефтепродукт) и для впуска в трубопровод или для выпуска из трубопровода воздуха.
3.10 вентиль: Промышленная трубопроводная арматура, в которой запорный или регулирующий орган перемещается возвратно-поступательно параллельно оси потока рабочей среды.
3.11 внутритрубная диагностика трубопровода (ВТД): Комплекс работ, обеспечивающий получение информации о дефектах, соединительных деталях, местоположении трубопровода с использованием внутритрубных дефектоскопов.
3.12 внутритрубный инспекционный прибор (ВИП), дефектоскоп: Устройство, перемещаемое внутри трубопровода потоком перекачиваемой жидкости (продукта, испытательной жидкости), снабженное средствами контроля и регистрации данных о местоположении участка трубопровода, дефектах стенки и сварных швов трубопровода.
3.13 вогнутый участок отвода: Внутренняя сторона изогнутой дуги отвода.
3.14 водозабор: Комплекс сооружений и устройств для забора воды из водных объектов.
3.15 водопонижение: Искусственное понижение уровня подземных вод.
3.16 водораздел: Граница между смежными водосборами.
3.17 водосбор: Часть земной поверхности и толща почв и горных пород, откуда вода поступает к водному объекту. Выделяют поверхностный и подземный водосборы.
3.18 водоток: Водный объект, характеризующийся движением воды в направлении уклона в углублении земной поверхности.
3.19 водоток временный: Водоток, движение воды в котором происходит меньшую часть года.
3.20 водоток постоянный: Водоток, движение воды в котором происходит в течение всего года или большей его части.
3.21 вставка кривая: Кривая, изготовленная из двух или нескольких предва-рительно состыкованных труб.
3.22 выпуклый участок отвода: Наружная сторона изогнутой дуги отвода.
3.23 герметизатор трубопровода: Устройство, предназначенное для временного перекрытия внутренней полости трубопровода, освобожденного от нефти/нефтепродукта, с целью предотвращения выхода взрывоопасных и горючих паров нефти/нефтепродукта при ремонтно-восстановительных работах на линейной части магистральных трубопроводов.
3.24 герметичность: Свойство конструкции или материала препятствовать проникновению жидкости, газа или пара.
3.25 гибка трубы с использованием индукционного нагрева: Процесс гибки трубы, при котором используется кольцевое сечение, нагретое индукционно токами высокой частоты (ТВЧ).
3.26 гидромонитор: Аппарат для создания мощных водяных струй с целью разрушения и перемещения горных пород.
3.27 горизонт высоких вод; ГВД: Высота наивысшего уровня воды в году или за многолетний период.
3.28 грунт: Горные породы, почвы, техногенные образования, представляющие собой многокомпонентную и многообразную геологическую систему и являющиеся объектом инженерно-хозяйственной деятельности человека.
3.29 грунт просадочный: Грунт, который под действием внешней нагрузки и собственного веса или только от собственного веса при замачивании водой или другой жидкостью претерпевает вертикальную деформацию (просадку).
3.30 грунт скальный: Грунт, состоящий из кристаллитов одного или нескольких минералов, имеющих жесткие структурные связи кристаллизационного типа.
3.31 глубина заложения трубопровода: Расстояние от поверхности земли до образующей трубопровода.
3.32 деталь трубопровода соединительная: Элементарная, отличающаяся по назначению часть трубопровода – отвод, тройник, переход, днище (заглушка), выполняющие функции: поворота, ответвления, изменения сечения, герметизации и удлинения трубопровода.
3.33 дефекты в основном металле труб:
3.33.1 вмятина: Местное уменьшение проходного сечения трубы без излома оси трубопровода, возникшее в результате поперечного механического воздействия.
3.33.2 закат: Дефект поверхности, представляющий собой прикатанный продольный выступ, образовавшийся в результате закатывания уса, подреза и глубоких рисок.
3.33.3 неметаллические включения: Дефект металлургического происхождения внутри стенки трубы различной формы в виде неметаллических включений (оксиды, сульфиды, графит, шлак и т. п.).
3.33.4 плена: Дефект поверхности в виде отслоения языкообразной формы, частично соединенного с основным металлом, образовавшегося от раската окисленных неровностей.
3.33.5 поджог: Дефект стенки трубы в виде местного (локального) подплавления поверхности металла, иногда сопровождающегося возникновением трещин.
3.33.6 трещина: Дефект в виде узкого разрыва металла, идущего в глубь стенки.
3.33.7 расслоение: Дефект сплошности металла в виде трещин параллельных поверхности проката, образовавшихся от повышенной загрязненности металла неметаллическими включениями.
3.33.8 рванина: Дефект поверхности в виде разрыва, образовавшегося в начале прокатки по участкам металла, пораженным дефектами.
3.33.9 риска: Механическое повреждение стенки трубы (риска, царапина, задир, продир) в виде углубления с уменьшением толщины стенки трубы, образованное перемещающимся по поверхности трубы твердым телом.
3.34 дефекты в сварном соединении труб:
3.34.1 высота грата: Величина выступа в зоне сварного шва относительно образующей поверхности трубы.
3.34.2 газовые поры (раковины): Дефект сварных швов в виде скоплений в металле швамелких полостей сферической формы, которые образовались в результате перенасыщения жидкого металла газами, не успевшими выйти во время быстрой кристаллизации на поверхность сварочной ванны.
3.34.3 грат: Валик металла, выдавленный из зоны сварки вдоль шва. Грат является следствием пластических деформаций нагретых кромок – осадки.
3.34.4 нарушение формы шва: Дефект сварного шва в виде неравномерности его высоты, неполноты заполнения с резким переходом к основному металлу и другие.
3.34.5 наплыв: Дефект в виде натекания металла шва на поверхность основного металла или ранее выполненного валика без сплавления с ним.
3.34.6 непровар: Дефект в виде несплавления в сварном соединении. Образуется вследствие неполного расплавления металла кромок или поверхностей ранее выполненных валиков сварного шва, отсутствия осадки и т. д. При непроваре может наблюдаться «слипание» кромок или сквозное отверстие в зоне шва.
3.34.7 несплавление: Отсутствие соединения между металлом шва и основным металлом либо между отдельными валиками сварного шва.
3.34.8 подрез: Дефект в виде углубления по линии сплавления сварного шва с основным металлом.
3.34.9 прожог: Дефект сварного шва, заключающийся в вытекании металла сварочной ванны на обратную сторону шва с образованием в нем отверстия.
3.34.10 смещение кромок: Несовпадение уровней расположения внутренних и наружных поверхностей стенок сваренных труб (для поперечного сварного шва) и листов (для спиральных и продольных швов) в стыковых сварных соединениях. Дефект стыковки труб, образовавшийся при неправильном положении свариваемых кромок друг относительно друга.
3.34.11 смещение шва: Дефект в виде смещения (увод) наружного или внутреннего шва относительно друг друга.
3.34.12 скопление пор: Поры, имеющие кучное расположение в количестве не менее трех с расстоянием между ними, равным трехкратной или меньшей величине дефекта.
3.34.13 трещина в сварном шве: Дефект сварного соединения в виде разрыва в сварном шве или прилегающих к нему зонах с выходом или без выхода на наружную или внутреннюю поверхность стенки трубы.
3.34.14 усадочная раковина сварного шва: Дефект в виде впадины, образованной при усадке металла шва в условиях недостаточного питания жидким металлом.
3.34.15 шлаковые (неметаллические) включения: Дефект сварных швов в виде микро- и макроскопических соединений металла (оксиды, сульфиды, нитриды и др.), а также включения инородных частиц (шлаки), попадающих извне в сварочную ванну.
3.35 диаметр трубы внутренний: Хорда, проходящая через центр внутренней окружности трубы.
3.36 документация исполнительная на строительство объекта: Комплект рабочих чертежей и другой производственной документации по учету отдельных видов работ при строительстве предъявляемого к приемке объекта, разработанных проектными организациями и производителем работ, с надписями о соответствии выполненных в натуре работ этим чертежам или внесенным в них изменениям, сделанным лицами, ответственными за производство строительно-монтажных работ.
3.37 дюкер: Напорный трубопровод, прокладываемый под руслом реки, канала или другой водной преграды.
3.38 журнал сварочный: Вид производственной документации (специальный журнал) по учету отдельных видов сварочных работ, указанный в перечне, устанавливаемом генподрядчиком по согласованию с субподрядными организациями и заказчиком в соответствии со СНиП по организации строительного производства.
3.39 заглушка: Деталь, предназначенная для закрывания концевых отверстий в трубопроводах.
3.40 загрязнение: Привнесение в природную или непосредственно в атропогенную среду или возникновение в ней новых, обычно не характерных для этой среды физических, химических или биологических агентов, или превышение в рассматриваемое время естественного среднемноголетнего уровня в пределах его крайних колебаний концентрации перечисленных агентов в среде, оказывающих вредное воздействие на человека, флору и фауну.
3.41 загрязнение окружающей среды: Поступление в окружающую среду вещества и (или) энергии, свойства, местоположение или количество которых оказывают негативное воздействие на окружающую среду.
3.42 задвижка: Промышленная трубопроводная арматура, в которой запорный орган перемещается возвратно-поступательно перпендикулярно оси потока рабочей среды.
3.43 задвижка клиновая: Задвижка с запорным органом, у которого уплотнительные поверхности расположены под углом друг к другу.
3.44 задвижка шиберная: Задвижка с запорным органом, уплотнительные поверхности которого расположены параллельно друг другу.
3.45 задвижка с выдвижным шпинделем (штоком): Задвижка, при открытии и закрытии которой шпиндель (шток) совершает поступательное или вращательно-поступательное движение.
3.46 задвижка с невыдвижным шпинделем: Задвижка, при открытии и закрытии которой шпиндель совершает вращательное движение.
3.47 заземление анодное: Устройство, обеспечивающее стекание защитного тока в землю.
3.48 запасовка: Процесс ввода внутритрубного прибора(СОД) в камеру пуска в «стартовое» положение.
3.49 защита катодная: Электрохимическая защита металла, осуществляемая катодной поляризацией от внешнего источника тока или путем соединения с металлом, имеющим более отрицательный потенциал, чем у защищаемого металла.
3.50 земли рекультивированные: Нарушенные земли, на которых восстановлена продуктивность, народнохозяйственная ценность и улучшены условия окружающей среды.
3.51 зона магистрального нефтепровода/нефтепродуктопровода охранная: Территория вдоль трассы нефтепровода/нефтепродуктопровода и вокруг технологических объектов, необходимая для обеспечения безопасности эксплуатации объектов, на которой устанавливаются особые условия землепользования в порядке, определяемом Правительством Российской Федерации.
3.52 интерпретация результатов внутритрубной диагностики: Расшифровка полученной в электронном виде в результате внутритрубной диагностики информации, зафиксированной во время пропуска по трубопроводу внутритрубного инспекционного прибора, о дефектах и особенностях стенки трубопровода и сварных швов и их местоположения в трубопроводе.
3.53 исправление дефектов (ремонт) сварных соединений: Удаление дефекта из сварного соединения с последующей заваркой разделки.
3.54 испытания гидравлические: Испытание объекта на прочность и герметичность давлением жидкости в течение определенного времени.
3.55 компенсаторы на трубопроводах: Конструкции, обладающие повышенной податливостью, для восприятия перемещений трубопровода. Компенсатор применяют с целью снижения напряжений, вызываемых колебаниями температуры грунта, транспор-тируемой продукции, положения трубопровода и др.
3.56 компрессор: Энергетическая машина или устройство для повышения давления и перемещения газа или их смесей.
3.57 контроль дефектоскопический дополнительный; ДДК: Контроль, проводимый с целью уточнения типа и параметров дефекта, обнаруженного внутритрубным инспекционным прибором и выявления возможных дополнительных дефектов методами неразрушающего контроля.
3.58 очистное устройство (ОУ), скребок: Внутритрубное устройство, предназначенное для проведения очистки внутренней полости и стенок трубопровода от загрязнений (глина, песок, торф и т.д.), асфальто-смоло-парафиновых веществ (АСПВ) и посторонних предметов.
3.59 заказчик: Организация системы «Транснефть» уполномоченная осуществлять реализацию проекта.
3.60 исполнитель диагностики: ОАО ЦТД «Диаскан».
3.61 камеры пуска и приема средств очистки и диагностики: Оборудование линейной части магистрального трубопровода, предназначенное для ввода средств очистки и диагностики и их извлечения из трубопровода.
3.62 класс прочности стали: Прочностная характеристика материала изделия, соот-ветствующая минимально допустимому (гарантированному) значению временного сопротивления разрыву σв, выраженному в кГс/мм2 и обозначаемая символами, например: К56; К60.
3.63 конструкция ремонтная трубопровода: Конструкция, установленная на нефтепроводе/нефтепродуктопровде для ремонта дефектов.
3.64 коэффициент линейного расширения: Отношение изменения длины образца в заданном интервале температур к этому интервалу температуры, по отношению к начальной длине образца.
3.65 кран (трубопроводная арматура): Промышленная трубопроводная арматура, в которой запорный имеет форму тела вращения, который поворачивается вокруг собственной оси, произвольно расположенной к направлению потока рабочей среды.
3.66 кромка: Обработанный механическим способом торец детали для выполнения сварного соединения.
3.59 курумы: Геологические скопления грубообломочного материла, перемещающегося вниз по склонам под воздействием процессов выветривания, растрескивания, солифлюкции и силы тяжести.
3.60 линейная часть магистрального трубопровода; ЛЧМТ: Совокупность участков трубопровода, соединяющих нефтеперекачивающие/перекачивающиестанции между собой либо с приемо-сдаточными пунктами, и сооружений, входящих в состав трубопровода. К сооружениям линейной части магистрального трубопровода относятся: собственно трубопроводы, переходы через естественные и искусственные препятствия, линии электропередачи и технологической связи, установки электрохимической защиты трубопровода от коррозии, устройства энергоснабжения и дистанционного управления запорной аппаратурой и установками электрохимической защиты, сооружения линейной службы эксплуатации, противопожарные средства, противоэрозионные сооружения, вдольтрассовые дороги.
3.61 линия дренажная по отводу воды: Трубопровод с запорной арматурой, предназначенный для проведения технологической операции по отводу воды из камер запуска и приема средств очистки и диагностики с прилегающими трубопроводами в амбар-отстойник.
3.62 линия дренажная по отводу нефти: Трубопровод с запорной арматурой, предназначенный для проведения технологической операции по отводу нефти/нефтепродукта из камер запуска и приема средств очистки и диагностики с прилегающими трубопроводами в подземную дренажную емкость.
3.63 локатор: Устройство для определения местоположения объекта при помощи отражённых от него звуковых или электромагнитных волн либо по его собственному излучению.
3.64 лупинг: Трубопровод, уложенный на отдельных участках нефтепровода/нефтепродуктопровода, проложенный параллельно ему для увеличения производительности.
3.65 льды повторно-жильные: Вид подземного льда, имеющего форму клина и формирующегося в результате многократного морозного растрескивания грунтов и заполнения трещин льдом.
3.66 магистральный трубопровод: магистральный нефтепровод/нефтепродуктопро-вод.
3.67 магистраль тройника: Элемент тройника, по которому направлен основной поток транспортируемой среды.
3.68 манометр: Измерительный прибор или измерительная установка для измерения давления или разности давлений.
3.69 маркерный пункт: Точка на поверхности земли над осью трубопровода, используемая для установки наземной маркерной системы во время пропуска ВИП.
3.70 маркерный знак: Опознавательный знак, обозначающий маркерные пункты на линейной части МТ, переходах через водные преграды, железные и автомобильные дороги.
3.71 межень: Фаза водного режима реки, ежегодно повторяющаяся в одни и те же сезоны, характеризующаяся малой водностью, длительным состоянием низкого уровня, и возникающая вследствие уменьшения питания реки.
3.72 метод неразрушающего контроля: Метод контроля, при котором не должна быть нарушена пригодность объекта к применению.
3.73 метод ремонта нефтепровода постоянный: Метод ремонта, восстанавливающий несущую способность дефектного участка трубопровода до уровня бездефектного участка на все время его дальнейшей эксплуатации.
3.74 модуль упругости: Отношение силы растяжения, приходящейся на единицу площади поперечного сечения, к удлинению на единицу образца.
3.75 монтаж: Установка изделия или его составных частей на месте использования.
3.76 надзор технический независимый за объектами магистральных трубопроводов: Процедура проверки качества работ, выполняемых подрядчиком при строительстве объектов магистральных нефтепроводов, с определением соответствия требованиям нормативных документов и проектным решениям, содержащимся в рабочей документации.
3.77 наземная маркерная система (НМС): Устройство, устанавливаемое на маркерных пунктах для передачи сигналов ВИП с целью точной привязки диагностических данных по трассе нефтепровода.
3.78 насос: Машина для создания потока жидкой среды
3.79 наряд-допуск (наряд): Задание на производство работы, оформленное на специальном бланке установленной формы и определяющее содержание, место работы, время ее начала и окончания, условия безопасного проведения, состав бригады и лиц, ответственных за безопасное выполнение работы.
3.80 неисправность ВИП: Нарушение работоспособности ВИП, при котором хотя бы один из его основных или дополнительных параметров не соответствует требованиям, обусловленных технической документацией. В неисправное состояние ВИП переходит вследствие отказа или повреждения.
3.81 нефтепровод/нефтепродуктопровод магистральный: Инженерное сооруже-ние, состоящее из подземных, подводных, наземных и надземных трубопроводов и связанных с ними насосных станций, хранилищ нефти и других технологических объектов, обеспечивающих транспортировку, приемку, сдачу нефти/нефтепродукта потребителям или перевалку на другой вид транспорта.
3.82 нефтепровод/нефтепродуктопровод технологический: Внутриплощадочные нефтепроводы между точками врезки в магистральный трубопровод на входе и выходе нефтеперекачивающей/перекачивающей станции, линейной производственно-диспетчерской станции, перевалочной нефтебазы, приемно-сдаточного пункта.
3.83 нефтепровод/нефтепродуктопровод вспомогательный: Трубопровод дренажа и утечек от насосных агрегатов, дренажных фильтров-грязеуловителей, регуляторов давления, сброса давления от предохранительных клапанов, обвязки емкостей сброса и гашения ударной волны, откачки из емкостей сбора и утечек.
3.84 нитка резервная: Трубопровод, проложенный параллельно основной магистрали для обеспечения резервирования на случай ее повреждения.
3.85 номер трубной секции: Номер поперечного сварного шва, с которого начинается данная секция.
3.86 номинальная толщина стенки детали: Установленная изготовителем толщина стенки, определяемая прочностным расчетом с учетом технологического передела заготовки в деталь, допусков на толщину стенки, и округленная до ближайшей большей толщины по нормативно-технической документации.
3.87 обвалование: Ограждение местности земляными дамбами от затопления поверхностными водами.
3.88 ограждение: Защитное устройство, препятствующее непреднамеренному доступу людей в зону действия опасного производственного фактора, а также предназначенное для изоляции соответствующих рабочих мест от доступа посторонних лиц.
3.89 оползень: Смещение масс горных пород по склону под воздействием собственного веса и дополнительной нагрузки вследствие подмыва склона, переувлажнения, сейсмических толчков и иных процессов.
3.90 орган строительного контроля: Юридическое лицо, имеющее соответствующее свидетельство, выдаваемое саморегулируемой организацией, а также обладающее соответствующим опытом, оборудованием и квалифицированным персоналом для осуществления строительного контроля за качеством строительства объекта, с которым заключен соответствующий контракт (договор).
3.91 организации системы «Транснефть»: Организации, осуществляющие на основании устава и/или гражданско-правового договора деятельность, связанную с транспортировкой по магистральным трубопроводам нефти и нефтепродуктов и/или любую из таких функций как: обеспечение работоспособности (эксплуатации); финансовой стабильности; безопасности; социального и/или информационного обеспечения деятельности объектов/предприятий магистрального трубопроводного транспорта, если в таких организациях ОАО «АК «Транснефть» и/или его дочерние общества являются учредителями, либо участниками (акционерами), владеющими в совокупности более чем 20 процентами долей (акций и т.п.).
3.92 ответвление тройника: Элемент тройника для ответвления части потока от потока перекачиваемой среды, транспортируемого через магистраль.
3.93 отвод горячегнутый: Отвод, изготовленный горячей гибкой труб с использованием общего или локального нагрева, в том числе индукционного нагрева кольцевого сечения трубы токами высокой частоты, радиусами гибки от R=1,0 DN до R = 35DN.
3.94 отвод гнутый: Соединительная деталь трубопровода, изготовленная на трубогибочном оборудовании способом поперечной гибки труб и предназначенная для выполнения плавного поворота в горизонтальной и/или вертикальной плоскости магистральных трубопроводов и ответвлений от них.
3.95 отвод холодногнутый: Отвод, изготовленный холодной гибкой труб в заводских или трассовых условиях радиусом гибки не менее 40 номинальных диаметров трубы.
3.96 отклонение от расположения торца (косина реза): Отклонение фактического расположения плоскости торца от его номинального расположения (от базовой поверхности при обработке и контроле торца).
3.97 паводок: Фаза водного режима реки, которая может многократно повторяться в различные сезоны года, характеризуется интенсивным обычно кратковременным увеличением расходов и уровней воды и вызывается дождями или снеготаянием во время оттепелей.
3.98 парк резервуарный: Комплекс взаимосвязанных резервуаров, соединяющих их трубопроводов для выполнения технологических операций приема, перекачки и хранения нефти/нефтепродуктов.
3.99 передатчик маркерный: Наземный передатчик, устанавливаемый в маркерных пунктах и предназначенный для передачи сигналов локаторному блоку ВИП при прохождении последнего через точку нахождения маркерного пункта.
3.100 переход магистрального нефтепровода/нефтепродуктопровода подводный: Участок трубопровода, расположенный через реку или водоем шириной в межень по зеркалу воды более 10 м и глубиной свыше 1,5 м.
3.101 переход магистрального нефтепровода/нефтепродуктопровода через естественные преграды: Участок трубопровода, пересекающий реку, канал, овраг.
3.102 переход магистрального нефтепровода/нефтепродуктопровода через искуственные преграды: Участок трубопровода, пересекающий железную, автомобильную дороги и т.п.
3.103 переходная зона отвода, гнутого с использованием индукционного нагрева: Участок сечения отвода, охватывающей зону перехода от нагреваемого металла к ненагреваемому.
3.104 переходник: Деталь для соединения труб различного диаметра.
3.105 пучение грунта морозное:Увеличение объема влажного грунта при замерзании в нем воды, приводящее к подъему слоя промерзающего грунта.
3.106 подрядчик: Строительно-монтажная организация, осуществляющая строительство участка нефтепровода.
3.107 пойма: Часть дна речной долины, сложенная наносами и периодически заливаемая в половодье и паводки.
3.108 половодье: Фаза водного режима реки, ежегодно повторяющаяся в данных климатических условиях в один и тот же сезон, характеризующаяся наибольшей водностью, высоким и длительным подъемом уровня воды и вызываемая снеготаянием или совместным таянием снега и ледников.
3.109 почва: Самостоятельное естественноисторическое органоминеральное природное тело, возникшее на поверхности земли в результате длительного воздействия биотических, абиотических и антропогенных факторов, состоящее из твердых минеральных и органических частиц, воды и воздуха и имеющее специфические генетико-морфологические признаки, свойства, создающие для роста и развития растений соответствующие условия.
3.110 приемка продукции: Процесс проверки соответствия продукции требованиям, установленным в нормативно-технической документации на поставку.
3.111 присоединяемый размер кромки детали: Элемент кромки детали, равный толщине стенки присоединяемой трубы или переходного кольца
3.112 проезд вдольтрассовый: Территория, предназначенная для осуществления перевозок по трассе строящегося и эксплуатируемого магистрального трубопровода.
3.113 проектировщик: Генеральный проектировщик и привлекаемые им проектные организации.
3.114 проект производства работ (ППР): Документ, содержащий технические решения и основные организационные мероприятия по обеспечению безопасности производства работ и санитарно-гигиеническому обслуживанию работающих.
3.115 просадочность Отношение величины осадки к общей мощности оттаивающего грунта.
3.116 протаскивание трубопровода: Способ укладки магистрального трубопровода в траншее, защитном футляре или туннеле методом протаскивания вдоль оси прокладки ранее подготовленной плети с использованием троса, закрепленного к переднему концу трубопровода и к тяговому устройству.
3.117 профиль трассы продольный (продольный профиль): Геодезический профиль местности по оси проектируемого сооружения.
3.118 профилемер: ВИП, предназанченный для измерения внутреннего проходного сечения трубопровода, выявления отводов трубопровода и определения их местоположения.
3.119 работы строительно-монтажные; СМР: Работы, выполняемые при возведении зданий и сооружений, а также при монтаже технологических систем.
3.120 радиация солнечная: Энергетическая освещенность, создаваемая излучением, приходящим от солнца, включая излучение рассеянное земной атмосферой и облаками и отраженное земной поверхностью и земными объектами.
3.121 река: Водоток значительных размеров, питающийся атмосферными осадками со своего водосбора и имеющий четко выраженное русло.
3.122 репер глубинный: Геодезический знак, основание которого устанавливается на коренные, практически несжимаемые породы.
3.123 репер грунтовый: Геодезический знак, основание которого устанавливается ниже глубины промерзания или перемещения грунта.
3.124 репер нивелирный: Геодезический знак, закрепляющий пункт нивелирной сетки.
3.125 русло реки: Выработанное речным потоком ложе, но которому осуществляется сток без затопления поймы.
3.126 сварка электродуговая: Сварка плавлением, при которой нагрев осуществляется электрической дугой.
3.127 сертификат качества: Документ предприятия-изготовителя трубы или листовой (рулонной) стали, содержащий информацию о химическом составе, механических свойствах металла, а также о гидравлических испытаниях и неразрушающем контроле, подтверждающий соответствие исходного металла требованиям нормативно-технической доку-ментации на поставку нефтегазопроводных труб или листовой (рулонной) стали.
3.128 сель: Стремительный поток большой разрушительной силы, состоящий из смеси воды и рыхлообмоточных пород, внезапно возникающий в бассейнах небольших горных рек в результате интенсивных дождей или бурного таяния снега, а также прорыва завалов и морен.
3.129 скребок-калибр: Скребок, оборудованный мерными калибровочными дисками, предназначенный для предварительного определения минимального проходного сечения трубопровода.
3.130 солифлюкция: Геологическое вязкопластичное течение сезоннооттаивающих влажных тонкодисперсных грунтов на пологих склонах.
3.131 станция производственно-диспетчерская линейная; ЛПДС: Производственное подразделение филиала или отделения дочернего акционерного общества трубопроводного транспорта по транспортировке нефти или нефтепродуктов с закреплёнными за ним двумя и более одиночными или одной и более совмещёнными производственными площадками и участками линейной части магистрального трубопровода, предназначенное для обеспечения транспортировки нефти (нефтепродуктов) по магистральному трубопроводу.
3.132 створ: Вертикальная плоскость, проходящая через две данные точки.
3.133 стык гарантийный: Стыковое кольцевое сварное соединение трубопровода, гидравлические испытания которого не проводятся и заключение о годности которого делаются на основании нескольких видов неразрушающего контроля.
3.134 техническое задание (ТЗ) на проведение работ по технической диагностике трубопровода: Документ, содержащий исходные данные, необходимые для проведения диагностики участка магистрального трубопровода и выпуска технического отчёта.
3.135 типоразмер: Деталь одного наружного диаметра с определенной толщиной стенки, одного радиуса поворота (для отводов), изготовленной из стали одного класса прочности, по одним и тем же техническим условиям, одного предприятия-изготовителя.
3.136 трансмиттер: Низкочастотный передатчик, устанавливаемый на снаряды-калибры и очистные скребки и предназначенный для генерации и излучения через специальную антенну сигналов, позволяющих контролировать местоположение снарядов-калибров и очистных скребков с помощью наземного переносного локатора.
3.137 трубопровод: Сооружение, состоящее из соединенных между собой труб с запорной арматурой и предназначенное для транспорта продуктов в жидком состоянии. Предназначен для транспортировки нефти и продуктов её переработки от места их добычи или производства к пунктам потребления или перевалки на железнодорожный либо водный транспорт.
3.138 тройник: Деталь, предназначенная для присоединения к магистральному трубопроводу боковых ответвлений.
3.139 тройник переходной: Тройник с ответвлением меньшим по диаметру, чем магистраль.
3.140 тройник равнопроходный: Тройник с одинаковыми диаметрами магистрали и ответвления.
3.141 узел трубопровода: Конструкция участка трубопровода в сборе, представ-ляющая собой соединенные сваркой элементы трубо-провода в последовательности, заданной проектной документацией.
3.142 установка катодной защиты; УКЗ: Электроустановка, предназначенная для защиты подземных сооружений от почвенной коррозии и коррозии, вызываемой блуждающими токами, состоящая из катодной станции, анодного заземления, заземляющего устройства и соединительных кабелей
3.143 установка насосная: Насосный агрегат с комплектующим оборудованием, смонтированным по определенной схеме, обеспечивающей работу насоса.
3.144 установка протекторной защиты трубопровода: Установка для катодной поляризации нефтепровода путем создания гальванической пары: металл нефтепровода – протектор, состоящая из протектора или группы протекторов, соединительных проводов, а также контрольно-измерительных пунктов и, при необходимости, регулирующих резисторов, шунтов и/или поляризованных элементов.
3.145 участок трубопровода: Часть трубопровода заданной протяженности, определенная в соответствии с техническим заданием для выполнения испытаний на прочность и долговечность, технической диагностики и т.д.
3.146 отказ ВИП: Нарушение работоспособности ВИП – возникает вследствие изменения параметров ВИП или его частей под влиянием внутренних процессов и воздействия внешней среды. Отказ приводит ВИП в неработоспособное состояние, так как при этом по крайней мере один из основных параметров ВИП не соответствует требованиям, обусловленным технической документацией.
3.147 эрозия почвы: Разрушение и снос верхних наиболее плодородных горизонтов почвы в результате действия воды и ветра.
3.148 специальные технические условия: Технические нормы, содержащие (применительно к конкретному объекту капитального строительства) дополнительные к установленным или отсутствующим техническим требованиям в области безопасности, отражающие особенности инженерных изысканий, проектирования, строительства, эксплуатации, а также демонтажа (сноса) объекта
4 Обозначения и сокращения
В настоящем документе применены следующие обозначения:
БД «Дефект» – база данных «Дефект;
ВИП – внутритрубный инспекционный прибор;
ВИП WM –ультразвуковой дефектоскоп, работающий по методу WM;
ВИП ДМК – комбинированный магнитный дефектоскоп, работающий по методам MFL+TFI (продольное+поперечное намагничивание);
ВИП МДСкан – магнитный дефектоскоп, работающий по методу MFL (продольное намагничивание);
ВИП CDL – ультразвуковой дефектоскоп, работающий по методу СD, с носителем датчиков для выявления дефектов с продольной ориентацией;
ВИП CDС – ультразвуковой дефектоскоп, работающий по методу СD, с носителем датчиков для выявления дефектов с поперечной ориентацией;
ВИП CDS – ультразвуковой дефектоскоп, работающий по методу СD, с носителем датчиков для выявления дефектов в спиральных сварных швах;
ВСН – «Ведомственные строительные нормы»;
ВТД – внутритрубная диагностика;
ДГШ – дефект геометрии сварного шва;
ДДК – дополнительный дефектоскопический контроль;
ДКК – диагностический комбинированный ВИП, состоящий из двух секций: магнитной – MFL и ультразвуковой – WM+CD;
ДКУ – диагностический ВИП ультразвуковая секция (WM+CD) прибора ДКК;
ДКМ – диагностический ВИП магнитная секция (MFL) прибора ДКК;
ДМК – дефектоскоп магнитный комбинированный с продольным и поперечным намагничиванием
КП – катодная поляризация;
КПП СОД – камера пуска приема средств очистки и диагностики;
МДСкан – магнитный дефектоскоп MFL
ММГ – многолетне-мерзлые грунты;
МН – магистральный нефтепровод;
МНПП – магистральный нефтепродуктопровод;
МТ – магистральный трубопровод;
НДС – нормативы допустимого сброса;
НК – неразрушающий контроль;
ННБ – наклонно направленное бурение
НМС – наземная маркерная система;
НПС – нефтеперекачивающая станция;
НТД – нормативно-техническая документация;
НЧЛ – низкочастотный локатор для отслеживания СОД, оснащенных ПДС;
ОПТ – внутритрубный дефектоскоп определения положения трубопровода;
ОУ – очистное устройство для очистки внутренней полости трубы;
УОВ – устройство для определения планово-высотного положения оси нефтепровода;
ОАО ЦТД «Диаскан» – дочернее общество ОАО «АК «Транснефть» Центр технической диагностики «Диаскан»;
ОАО «Гипротрубопровод» – Дочернее общество ОАО «АК «Транснефть» «Институт по проектированию магистральных нефтепроводов»;
ППР – проект производства работ;
ПОС – проект организации строительства;
ПДСБ – предельно допустимый сброс;
ПС – перекачивающая станция;
ПД – проектная документация;
ПДС – передатчик для скребка;
ППМН – подводный переход магистрального нефтепровода;
ПРВ-1-очистное устройство для очистки внутренней полости трубы/поршень-разделитель;
РД – нормативный документ «Руководящий документ»;
РК – радиографический контроль, радиография;
СНиП – государственный нормативный документ «Строительные нормы и правила»;
СКР-4-02, СКР-3 – магнитное ОУ, магнитный скребок;
СОД – средства очистки и диагностики;
СМР – строительно-монтажные работы;
СВШ – сварной шов;
ТЗ – техническое задание;
ЭХЗ – электрохимическая защита;
PRF – ВИП одноканальный профилемер;
PRN – ВИП многоканальный профилемер инерциальной навигационной системой.
MFL – метод магнитной диагностики, основанный на принципе регистрации утечки магнитного потока (Magnetic Field Liquid);
TFI – метод магнитной диагностики проверка поперечной области (Transverse Field Inspection);
WM – метод ультразвуковой диагностики, предназначенный для измерения толщины стенки (Wallthickness measurement);
CD – метод ультразвуковой диагностики, предназначенный для обнаружения и измерения трещин в стенке трубы и в продольных сварных швах (Crash Detector);
5 Общие положения
5.1 Регламент определяет:
5.1.1 Порядок и организацию работ по проведению гидравлических испытаний на прочность и проверке на герметичность (далее – гидроиспытания), очистке внутренней полости, профилеметрии, внутритрубной ультразвуковой, магнитной диагностике при пропуске ВИП по участку нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, опорожнению от воды линейных участков трубопровода после завершения строительно-монтажных работ при строительстве (техническом перевооружении, реконструкции, капитальном ремонте) до ввода участка нефтепровода/нефтепродуктопровода в эксплуатацию.
5.1.2 Классификацию и методы устранения дефектов, выявленных ВИП, пропущенными по участку, заполненному водой, после завершения строительно-монтажных работ до ввода участка трубопровода в эксплуатацию.
5.1.3 Порядок и организацию работ по очистке внутренней полости, профилеметрии, внутритрубной ультразвуковой, магнитной диагностике участка нефтепровода/нефтепродуктопровода при заполнении его нефтью/нефтепродуктом после завершения строительно-монтажных работ при строительстве до ввода участка трубопровода в эксплуатацию.
5.1.4 Порядок и организацию работ по очистке внутренней полости профилеметрии, внутритрубной ультразвуковой, магнитной диагностике участка нефтепровода/нефтепродуктопровода в срок до одного года после его ввода в эксплуатацию с применением внутритрубных дефектоскопов, обследование которыми не было произведено до ввода участка трубопровода в эксплуатацию.
5.1.5 Классификацию, методы и сроки устранения дефектов, выявленных по результатам внутритрубной диагностики на участке нефтепровода/нефтепродуктопровода:
 при заполнении нефтью/нефтепродуктом после завершения строительно-монтажных работ до ввода участка в эксплуатацию;
 в срок до одного года после ввода участка в эксплуатацию.
5.2 В рамках настоящего регламента устанавливаются ответственность для Заказчика; Проектировщика; Организации, осуществляющей независимый технический надзор; Подрядчика, Исполнителя диагностики.
5.2.1 Заказчик – отвечает за планирование проведения работ по участкам, выделение необходимого количества специалистов для участия в испытаниях и квалифицированную приемку результатов работ.
5.2.2 Проектировщик – отвечает за обеспеченность участка проектной документацией, квалифицированную проверку и своевременное согласование специальной инструкции, осуществляет контроль за реализацией проектных решений посредством авторского надзора.
5.2.3 Организация, осуществляющая технический надзор – отвечает за контроль исполнения всеми участниками работ требований настоящего регламента, ППР и специальной инструкции, проектной и нормативной документации.
5.2.4 Подрядчик – отвечает за разработку проекта производства работ (ППР) и специальной инструкции на проведение испытаний, согласование ее с Проектировщиком и Заказчиком, а также за реализацию всех работ и проведение испытаний в соответствии с требованиями настоящего регламента. При объединении участков для выполнения очистки, внутритрубной профилеметрии, испытания и освобождения от воды генеральный подрядчик полностью отвечает перед Заказчиком за действия привлекаемых им субподрядных организаций. Подрядчик назначает руководителя работ, который отвечает за проведение работ и руководит коллективом работников при проведении всех этапов испытаний. Руководитель работ обязан: организовать изучение специальной инструкции персоналом, участвующим в работах, проверку готовности участка к проведению каждого этапа работ; назначить по согласованию с Заказчиком время начала и проведения работ; назначить своим распоряжением ответственных руководителей на отдельных участках объекта; принять немедленные меры для выявления причин и устранения аварийных ситуаций; обеспечить безопасность всех участников работ и населения, а также машин, оборудования и сооружений в зоне, в которой проходит испытания объект; подготовить техническую документацию о завершении каждого этапа работ.
5.2.5 Исполнитель диагностики – ОАО ЦТД «Диаскан» – отвечает за пропуск профилемера, ВИП ДКК (ДМК, МДСкан/ДКМ, ДКУ/WM, CD), своевременный анализ диагностической информации и выдачу подрядчику экспресс-отчета и технического отчета по результатам профилеметрии, технического отчета внутритрубной ультразвуковой и магнитной диагностики.
5.3 После окончания строительно-монтажных работ:
– Заказчик проводит контроль состояния изоляции методом катодной поляризации при участии Органа строительного контроля и Подрядчика;
– Подрядчик под контролем Заказчика и Органа строительного контроля производит очистку полости трубопровода, внутритрубную профилеметрию, гидравлические испытания, устранение дефектов и опорожнение трубопровода от воды.
5.4 Если первичный контроль изоляции участка трубопровода методом катодной поляризации показал неудовлетворительные результаты измерений (сопротивление изоляции трубопровода менее нормативных значений, указанных в проектой
документации, ППР) Подрядчик производит определение мест повреждения изоляции методами электрометрии и устранение мест повреждения изоляции, после чего отремонтированный участок трубопровода предъявляется Заказчику для производства повторных измерений.
5.5 В срок не позднее 30 дней после подписания договора подряда Подрядчик разрабатывает в составе проекта производства работ (ППР) раздел по очистке, профилеметрии, испытаниям участка и его опорожнению от воды. В ППР определяют:
– участки проведения работ, с учетом профиля трассы, категорий участков, марки стали труб, толщины стенок и допустимых испытательных давлений;
– объем и скорость закачки воды в трубопровод;
– требуемую производительность насосного оборудования;
– расчет времени и трудозатрат на производство работ.
Подрядчик согласовывает ППР с Заказчиком и Органом строительного контроля.
5.6 Подрядчик на основании требований настоящего регламента и ППР не позднее, чем за 20 дней до начала работ по очистке полости разрабатывает специальную инструкцию о порядке проведения очистки внутренней полости, профилеметрии, гидравлических испытаний конкретного участка трубопровода и его опорожнения от воды, согласовывает ее с Проектировщиком, Заказчиком и с Органом строительного контроля. Состав специальной инструкции на комплекс работ приведен в приложении А настоящего регламента.
5.7 По условиям и требованиям организации и технологии производства работ отдельные процессы могут выполняться раздельно во времени и по фронту работ. При этом при разработке проектой документации, ППР на строительство нефтепровода в разделе ЭХЗ или КП (катодная поляризация) указываются нормативные значения сопротивления изоляционного покрытия. В ППР предусмотреть мероприятия, обеспечивающие выполнение требований проектой документации в части обеспечения качества изоляционного покрытия.
5.8 Регламент устанавливает единую последовательность проведения работ:
 проверка состояния изоляции трубопровода методом катодной поляризации на соответствие сопротивления проектным значениям;
 гидроиспытания линейной части и подводных переходов трубопровода;
 монтаж КПП СОД (временных/постоянных) для пропуска очистных устройств, профилемера, ВИП;
 очистка внутренней полости трубопровода;
 проведение профилеметрии;
 устранение дефектов, выявленных при катодной поляризации и диагностике, и проведение повторной катодной поляризации;
– при наличии дефектов изоляционного покрытия по результатам повторной проверки принимается решение о пропуске ультразвуковых приборов WM, CD (ДКУ);
– пропуск по участку трубопровода ультразвукового прибора WM, CD (ДКУ);
– освобождение нефтепровода/нефтепродуктопровода от воды.
5.9 Приведенная последовательность должна быть отражена в ППР и специальной инструкции.
5.10 Материалы, конструкции, оборудование, приборы и другие средства, применяемые при очистке полости, пропуске профилемера, испытаниях и опорожнении трубопроводов, а также при подготовительных работах к этим операциям, должны иметь соответствующую эксплуатационную и разрешительную документацию:
руководства по эксплуатации, паспорта и формуляры, в которые внесены все работы по подготовке указанных средств к проводимым операциям и проведенные в установленный срок ремонты и тестирования (при необходимости);
разрешения Ростехнадзора на применение, сертификаты соответствия требованиям стандартов РФ и заключения о взрывобезопасности.
5.11 Запрещается подогрев трубопровода (стенки трубы, запорной арматуры, соединительных деталей) всеми видами газовых горелок, индукционными подогревателями, перегретым паром, кострами, факелами, горючими жидкостями и т.д. при производстве свыше следующих температур:
 свыше 250С – для трубопровода, засыпанного после укладки в траншею.
 свыше 500С – на всех стадиях строительства трубопровода (за исключением сварочных работ, выполняемых в соответствии с технологическими картами, разработанными в установленном порядке).
Данный запрет должен быть внесен в ППР.
5.12 Запрещается подогрев стенки трубы и элементов трубопровода при производстве захлестов, вварке соединительных деталей, запорной арматуры и катушек независимо от величины температуры нагрева и видов применяемых подогревателей (п. 5.11).
Данный запрет должен быть внесен в ППР.
5.13 В проекте организации строительства (ПОС) Проектировщик разрабатывает раздел «Связь» на период строительства нефтепровода/нефтепродуктопровода, согласованный с ОАО «Связьтранснефть», с учетом размещения стационарных средств связи в пунктах управления и диспетчеризации – штабе строительства объекта, в строительных городках, в организациях Заказчика и Подрядчика.
За организацию связи на весь период работ отвечает Подрядчик. В специальной инструкции Подрядчик разрабатывает:
– схему организации связи;
– планы организации связи
– обеспечение каналов и средств связи.
При проведении работ в новом технологическом коридоре, в условиях отсутствия постоянно действующей производственно-технологической связи Заказчика, Подрядчик использует связь, организованную им на период строительства.
При выполнении работ в действующем коридоре Подрядчик на договорной основе может задействовать каналы и средства связи ОАО «Связьтранснефть». Техническая возможность использования постоянно действующей производственно-технологической связи должна быть обоснована проектировщиком в ПОС.
Подрядчик обязан предусмотреть аварийный запас средств связи и перед проведением работ обязательно выполнить проверку их работоспособности и устойчивость связи.
6 Организация и производство работ по очистке нефтепро-вода/нефтепродуктопровода
6.1 Работы по очистке нефтепровода/нефтепродуктопровода после окончания строительно-монтажных работ производит Подрядчик с привлечением технических средств и служб Заказчика, под контролем Заказчика, органом строительного контроля и Исполнителя профилеметрии.
6.2 Подрядчик выполняет в соответствии с ППР и специальной инструкцией:
– подготовительные мероприятия;
– организацию водозабора и сброса воды;
– обеспечение безопасности работ и мер по охране окружающей среды;
– издание приказа о проведении очистки и назначении руководителя работ на ее проведение не позднее, чем за 3 дня до начала очистки;
– оборудовать обследуемый участок нефтепровода/нефтепродуктопровода временными/постоянными камерами пуска-приема. Конструктивные параметры постоянных КПП СОД должны соответствовать ОТТ-75.180.00-КТН-370-09, временные камеры для пуска и приема очистных устройств ПРВ-1 (СКР-4, СКР-3), полиуретановых разделителей и дефектоскопов типа профилемер, ДКК (ДКУ/WM, CD, ДМК/ МДСкан/ДКМ) должны соответствовать требованиям, указанным в приложении Д настоящего регламента или ОТТ-75.180.00-КТН-370-09,
– заполнение нефтепровода/нефтепродуктопровода водой;
– ликвидацию недопустимых сужений;
– закачку воды насосными агрегатами, которые по количеству и напорным характеристикам обеспечивают движение скребков со скоростью не менее 0,72 км/ч (0,2 м/с);
– разметку трассы нефтепровода/нефтепродуктопровода под контрольные пункты;
– оформление разрешения на проведение очистки по форме приложения Б настоящего регламента не позднее, чем за 2 суток до начала работ по очистке;
– запасовку, сопровождение и выемку скребков в присутствии представителей Заказчика, Исполнителя профилеметрии и Органа строительного контроля;
– определение местоположения и вырезку скребка в случае его застревания под контролем представителей Заказчика и Органа строительного контроля;
– составление акта на очистку полости трубопровода по форме В.1 приложения В настоящего регламента совместно с представителями Заказчика и Органа строительного контроля в течение 6 часов после получения положительных результатов очистки скребками участка нефтепровода/нефтепродуктопровода.
6.3 Заказчик производит:
– доставку и передачу Подрядчику по акту скребков ПРВ-1, передатчиков и расходных материалов к ним в срок не позднее, чем за 5 дней до начала работ по очистке;
– разработку и согласование с подрядчиком графика передвижения бригад сопровождения с учетом скорости движения скребка по форме приложения Г настоящего регламента;
– открытие задвижек на 100% по трассе участка нефтепровода/нефтепродуктопровода до начала работ по запасовке очистных устройств в камеру пуска, изменение положения задвижек при проведении очистки не допускается;
– подготовку скребков к пуску – замену чистящих дисков, манжет, проведение технического обслуживания в соответствии с руководством по эксплуатации очистных устройств и установку перед пуском на очистные устройства передатчиков, укомплектованных новыми элементами питания;
– проведение совместно с представителями Подрядчика, Органа строительного контроля и Исполнителя профилеметрии проверки технического состояния очистных устройств до начала работ по запасовке и после их приема;
– запуск и прием скребков.
6.4 Исполнитель профилеметрии обеспечивает прибытие своего представителя не позднее, чем за 1 сутки до даты запуска последнего скребка, указанной в уведомлении, для освидетельствования его состояния до и после пропуска и удостоверения готовности участка к профилеметрии.
6.5 Орган строительного контроля отвечает за контроль выполнения участниками работ требований ППР и специальной инструкции при проведении работ, за приемку работ по актам, в обязательном порядке присутствует при запасовке, извлечении и вырезке застрявших скребков.
6.6 Орган строительного контроля обеспечивает проверку:
– соответствия проекту обвязки временных и постоянных КПП СОД;
– соответствия требованиям данного регламента (п. 6.19) скорости движения скребка;
– соответствия требованиям данного регламента (п. 6.29) степени очистки участка трубопровода.
6.7 Очистка полости подземных нефтепроводов/нефтепродуктопроводов производится после укладки и засыпки; надземных – после укладки и крепления на опорах.
6.8 Протяженность участка трубопровода при очистке полости составляет не более 110 км.
6.9 Не позднее чем за 2 суток до начала работ Подрядчик оформляет Разрешение на проведение очистки по форме приложения Б настоящего регламента.
6.10 Подрядчик издает приказ о проведении очистки и назначает руководителя работ на ее проведение в соответствии со специальной инструкцией. К приказу о проведении очистки участка нефтепровода/нефтепродуктопровода прилагаются:
– графики круглосуточного дежурства персонала по объектам;
– графики работы транспорта;
– порядок и схема организации связи, согласованные с ОАО «Связьтранснефть»;
– порядок представления информации о ходе работ.
Весь персонал, участвующий в очистке, независимо от принадлежности на период работ находится в оперативном подчинении руководителя работ.
6.11 За 2 суток до начала работ руководитель работ совместно с представителями Заказчика, Исполнителя профилеметрии и Органа строительного контроля, проверяет выполнение всех подготовительных мероприятий, предусмотренных ППР и специальной инструкцией, и составляет акт о результатах проверки. Отмеченные при проверке несоответствия при подготовке трубопровода к очистке должны устраняться Подрядчиком немедленно.
6.12 Руководитель работ обеспечивает ознакомление персонала, участвующего в очистке, с порядком проведения работ и мероприятиями по безопасному их выполнению, изложенным в соответствующих разделах специальной инструкции и ППР.
6.13 Руководитель организует проверку работоспособности всего оборудования, приборов и средств, установленных в соответствии с проектом и ППР:
– насосного оборудования, используемого для проведения очистки;
– линейных задвижек;
– заглушек;
– контрольно-измерительных приборов;
– сливных патрубков, оснащенных запорной арматурой;
– камер пуска и приема скребков.
6.14 Подрядчик выполняет расчеты производительности наполнительных насосных агрегатов, времени наполнения участка и выбор схемы работы агрегатов с использованием характеристик насосов в соответствии с последовательностью действий, изложенных в приложении Е настоящего регламента. При этом учитываются потери напора на перемещаемом скребке (0,2 МПа).
6.15 Подрядчик приступает к работам по очистке полости трубопроводов после вывода персонала и основной строительной и ремонтной техники из охранной зоны.
6.16 Перед пропуском очистных скребков Заказчик полностью открывает линейные задвижки по трассе трубопровода.
6.17 Очистка полости трубопровода осуществляется последовательным пропуском скребков типа ПРВ-1, оборудованных передатчиком, с расстоянием между ними 1 км.. Количество скребков в зависимости от протяженности участка приведено в таблице 6.1.
Таблица 6.1 – Количество скребков в зависимости от протяженности участка
Протяженность участка, км До 40 км Свыше 40 до 55 км Свыше 55 до 110км
1 2 3 4
Количество скребков 2 3 4
6.18 Подрядчик в присутствии Заказчика, Органа строительного контроля и Исполнителя профилеметрии производит:
– установку запасовочного лотка;
– запасовку очистного устройства;
– запуск скребка.
6.19 Перед пуском первого скребка участок заполняется водой в объеме 0,1-0,15 от объема трубы участка. Скорость движения скребков должна составлять при очистке не менее 0,72 км/ч. Каждый скребок должен быть оборудован передатчиком для скребка, новыми манжетами и чистящими дисками. Перед каждым пуском очистного устройства в передатчик должны быть установлены новые элементы питания (не бывшие в эксплуатации). Проверка работоспособности и установка элементов питания в передатчик для скребка, проверка работоспособности передатчика для скребка производятся Заказчиком на камере пуска непосредственно перед запасовкой скребка в камеру пуска в соответствии с приложением Ж настоящего регламента.
6.20 По результатам проверки Заказчик обеспечивает оформление «Акта проверки работоспособности передатчика для скребка» по форме приложения Ж настоящего регламента и «Акта готовности очистного устройства» по форме В.2 приложения В настоящего регламента. Время между установкой элементов питания и запуском скребка не должно превышать 3-х часов. Запрещается установка передатчика на очистные устройства и запасовка очистных устройств в камеру пуска при наличии в «Акте проверки работоспособности передатчика для скребка» каких-либо замечаний к предъявленному для проверки передатчику. Копии актов передаются Исполнителю профилеметрии.
6.21 Сопровождение оборудованного передатчиком скребка осуществляется бригадами сопровождения в соответствии с графиком передвижения (приложение Г настоящего регламента). Бригады состоят из персонала Подрядчика и Заказчика. Каждая бригада сопровождения должна быть оснащена низкочастотным и акустическим локатором.
6.22 Контрольные пункты бригад сопровождения для обнаружения сигналов передатчика, установленного на скребке, размещают строго над осью трубопровода.
Количество бригад и контрольных пунктов определяется в зависимости от протяженности участка приведены в таблице 6.2, 6.3 настоящего регламента.

Таблица 6.2 – Зависимость количества бригад сопровождения от протяженности участка нефтепровода при очистке трубопровода
Протяженность
участка, км до 2 км от 2 км
до 12 км от 12 км
до 24 км от 24 км
до 40 км от 40 км
до 110 км
1 2 3 4 5 6
Количество бригад 1 2 3 4 5
Таблица 6.3 – Зависимость количества контрольных пунктов от протяженности участка нефтепровода
Протяж.участка, км Кол. контр. пп. Протяж.участка, км Кол. контр. пп. Протяж.участка, км Кол. контр. пп. Протяж.участка, км Кол. контр. пп. Протяж.участка, км Кол. контр. пп.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
до 2 3 до 24 25 до 46 47 до 68 69 до 90 91
до 4 5 до 26 27 до 48 49 до 70 71 до 92 93
до 6 7 до 28 29 до 50 51 до 72 73 до 94 95
до 8 9 до 30 31 до 52 53 до 74 75 до 96 97
до 10 11 до 32 33 до 54 55 до 76 77 до 98 99
до 12 13 до 34 35 до 56 57 до 78 79 до 100 101
до 14 15 до 36 37 до 58 59 до 80 81 до 102 103
до 16 17 до 38 39 до 60 61 до 82 83 до 104 105
до 18 19 до 40 41 до 62 63 до 84 85 до 106 107
до 20 21 до 42 43 до 64 65 до 86 87 до 108 109
до 22 23 до 44 45 до 66 67 до 88 89 до 110 111
6.23 Контрольные пункты располагают:
на узлах запорной арматуры;
на узлах равнопроходных ответвлений от очищаемого трубопровода;
на узлах неравнопроходных ответвлений, диаметром 70 % диаметра очищаемого трубопровода и больше;
на углах поворота нефтепровода больших 45º – вертикальных, горизонтальных и совмещенных.
6.24 В местах расположения контрольных пунктов верхняя образующая нефтепровода/нефтепродуктопровода должна находится на глубине не более 1,5 м. При большей глубине залегания трубопровода обеспечивают необходимую глубину расположения контрольных пунктов.
6.25 Передвижение бригад при сопровождении скребка осуществляется вдоль трассы трубопровода в соответствии с утверждённой схемой движения. При наличии на пути бригады сопровождения преград (овраги, водные преграды и т.д.) в графике движения бригад должны быть указаны пути их объезда.
6.26 Бригада сопровождения:
в течение 10 минут после прохождения скребком очередного контрольного пункта докладывает руководителю работ о времени прохождения скребка. После доклада и получения разрешения руководителя работ бригада переезжает на следующий контрольный пункт согласно графика движения бригад.
передает контроль за движением скребка другой бригаде сопровождения непосредственно на контрольном пункте с отметкой «сдал-принял» в графике передвижения бригад.
6.27 Запуск второго скребка следует осуществлять только после отметки прохождения первым скребком контрольного пункта на первом километре трассы.
6.28 Прием, извлечение и освидетельствование состояния скребка осуществляется Подрядчиком в присутствии представителей Заказчика, Исполнителя профилеметрии и Органа строительного контроля.
6.29 Очистка скребками считается выполненной при следующих условиях:
все запасованные скребки пришли в камеру приема;
последний скребок пришел неразрушенным (без повреждений);
скорость движения скребков составляла не менее 0,72 км/ч (0,2 м/с);
после скребков вода выходит без примеси грунта (глины, песка, торфа).
Очистка считается незаконченной, если не выполнено любое условие.
6.30 При положительных результатах очистки скребками участка трубопровода Подрядчик совместно с представителями Заказчика и Органа строительного контроля в течение 6 часов составляет Акт на очистку полости трубопровода по форме В.1 приложения В настоящего регламента.
6.31 Для участков протяженностью 1 и более километров и переходов через водные преграды Подрядчик с участием Исполнителя профилеметрии дополнительно составляет Акт по результатам очистки внутренней полости участка нефтепровода по форме В.3 приложения В настоящего регламента.
6.32 В акте удостоверяется соответствие геометрических параметров проходного сечения трубопроводов требованиям проходимости профилемера. Минимальное проходное сечение трубы, обеспечивающее пропуск профилемера, составляет 70 % от Dн. Отсутствие повреждений манжет и корпуса скребка при его приеме показывает, что минимальное проходное сечение трубопровода составляет не менее 85 % от Dн.
6.33 При застревании скребка Подрядчик производит его вырезку под контролем представителей Заказчика и органа строительного контроля. После вырезки скребка, а также при наличии повреждений манжет и корпуса скребка, Подрядчик выполняет пропуск скребка-калибра для определения истинных размеров сужения.
6.34 При обнаружении недопустимых сужений по итогам пропуска скребков и неготовности участка к профилеметрии, Подрядчик немедленно мобилизует персонал на устранение неготовности.
6.35 Работы по устранению неготовности участка к профилеметрии должны проводится по графику, который должен содержать:
дату устранения дефекта или других причин неготовности;
мероприятия по очистке и дату ее завершения;
– пропуск скребка-калибра для проверки проходного сечения трубопровода после ремонта.
6.36 При невыполнении условий по скорости прохождения скребка и (или) выходе воды после скребка с примесями очистка повторяется до выполнения условий п. 6.29 настоящего регламента.
7 Организация и производство работ по профилеметрии нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию
7.1 Пропуск профилемера для контроля геометрических параметров нефтепроводов/нефтепродуктопроводов после завершения строительно-монтажных работ производится:
на переходах через водные преграды независимо от протяженности – в один этап после завершения строительно-монтажных работ на переходе;
на участках линейной части протяженностью 1 км и более;
контроль геометрических параметров участков протяженностью менее 1 км производится органом строительного контроля после укладки трубопроводов в траншею и перед его засыпкой.
7.2 Планирование пропуска профилемеров на вводимых в эксплуатацию нефтепроводах/нефтепродуктопроводах, разработка технических заданий на профилеметрию участков, корректировка «Планов подготовки и пропуска профилемеров по трубопроводам после завершения СМР» производится в порядке, установленном в приложении И настоящего регламента.
7.3 Не позднее, чем за 14 суток до даты пропуска профилемера Заказчик направляет в адрес Исполнителя профилеметрии утвержденное техническое задание по форме приложения К данного регламента. Срок начала пропуска профилемера указывается в п. 2.2 технического задания.
7.4 Не позднее 6 часов после извлечения последнего скребка из камеры приема Подрядчик совместно с представителями Заказчика, Исполнителя профилеметрии и Органа строительного контроля составляют Акт подтверждения готовности трубопровода к профилеметрии по форме В.4 приложения В настоящего регламента. В Акте указывается окончательная дата пропуска профилемера.
7.5 Подрядчик направляет Исполнителю профилеметрии оформленный Акт по факсимильной связи и получает подтверждение приема. Факт получения Акта является вызовом Исполнителя на проведение профилеметрии.
7.6 Нарушение сроков пропуска профилемеров, указанных в «Плане подготовки и пропуска профилемеров по нефтепроводам ОАО «АК «Транснефть» после завершения СМР», а также представление в Компанию обращения о корректировке Плана пропуска профилемеров в срок менее 7 календарных дней до планируемой даты пропуска профилемера, является невыполнением требований данного регламента.
7.7 Исполнитель профилеметрии должен обеспечить прибытие профилемера, укомплектованного согласно утверждённой ОАО ЦТД «Диаскан» «Ведомости комплекта запасных частей, инструмента и принадлежностей» на место базирования не менее чем за 1 день до даты пропуска профилемера, указанной в акте, и обеспечить готовность прибора к работе. Заказчик должен предоставить Исполнителю профилеметрии помещения, грузоподъемные механизмы и др.
7.8 При проведении профилеметрии:
1) Подрядчик выполняет в соответствии с ППР и специальной инструкцией:
подготовительные мероприятия;
организацию водозабора и сброса воды;
заполнение трубопровода и обеспечение расхода жидкости, требуемого для движения профилемера со скоростью 0,2-3,2 м/с;
запасовку, пропуск и прием профилемера;
обеспечение безопасности работ и мер по охране окружающей среды;
устранение дефектов по результатам профилеметрии;
подготовку актов по результатам работ.
2) Заказчик производит:
предоставление Исполнителю профилеметрии помещения, грузоподъемных механизмов и др.;
сопровождение оборудованного трансмиттерами профилемера бригадами сопровождения, оснащенными низкочастотным и акустическим локаторами;
открытие полностью задвижек по трассе перед пропуском профилемера;
приемку работ по актам;
Представители Заказчика в обязательном порядке присутствуют при запасовке и извлечении профилемера для освидетельствования его состояния.
3) Орган строительного контроля производит контроль выполнения участниками работ требований ППР и специальной инструкции при проведении работ, за приемку работ по актам, в обязательном порядке присутствует при запасовке и извлечении профилемера.
4) Исполнитель профилеметрии отвечает за:
– доставку профилемера и передачу его подрядчику для пропуска,
– готовность прибора к работе;
– за снятие показаний профилемера и их обработку;
– своевременную выдачу экспресс-отчета и технического отчета по результатам профилеметрии.
Исполнитель профилеметрии в обязательном порядке присутствуют при запасовке и извлечении профилемера для освидетельствования его состояния.
7.9 Участок нефтепровода/нефтепродуктопровода считается готовым к профилеметрии при выполнении следующих условий:
– проведено первичное обследование состояния изоляции участка методом катодной поляризации и оформлен «Акт оценки состояния покрытия» по форме В.5 приложения В настоящего регламента с участием органа строительного контроля и подрядчика;
– проведены гидравлические испытания трубопровода на прочность и герметичность в соответствии с положениями раздела 10 настоящего регламента;
– очистка закончена и оформлен акт по форме В.3 приложения В настоящего регламента;
– оформлен акт готовности трубопровода к профилеметрии по форме В.4 приложения В настоящего регламента.
7.10 Протяженность участка для профилеметрии определяется в ППР расчетом с учетом рельефа местности и должна составлять не более 110 км, при этом учитываются потери напора на перемещаемом профилемере (0,2 МПа).
7.11 Подрядчик при подготовке проведения пропуска профилемера должен выполнить следующие мероприятия:
– установить камеру пуска СОД в начале обследуемого участка трубопровода (по ходу потока воды при пропуске), а в конце участка – камеру приема СОД. Камеры могут быть временные и/или постоянные. Постоянные камеры должны соответствовать
ОТТ-75.180.00-КТН-370-09. Временные камеры пуска-приема СОД должны соответствовать требованиям приложения Д настоящего регламента или ОТТ-75.180.00-КТН-370-09. Тип временных камер определяется по согласованию с Заказчиком.
– обеспечить установленным насосным оборудованием требуемую скорость движения профилемера в трубопроводе – от 0,2 до 3,2 м/с (остановки и движение профилемера со скоростью ниже 0,2 м/с не допускаются). Выбор насосных агрегатов осуществляется в соответствии с требованиями приложения Е настоящего регламента.
– расположить маркерные пункты для контроля движения профилемера строго над осью трубопровода шагом в 500 м. При этом верхняя образующая нефтепровода/нефтепродуктопровода в месте установки должна быть на глубине не более 1,5 м. При большей глубине залегания трубопровода обеспечить необходимую глубину установки маркера.
– получить подтверждение того, что линейные задвижки по трассе нефтепровода/нефтепродуктопровода полностью открыты. Ответственным за открытие задвижек является Заказчик.
7.12 При подготовке участков нефтепровода/нефтепродуктопровода к пропуску профилемера, Подрядчик проводит проверку работоспособности всего оборудования, приборов и средств, установленных в соответствии с ППР и специальной инструкцией (приложение А настоящего регламента).
7.13 Подрядчик не позднее чем за 2 суток до начала работ издает приказ о проведении профилеметрии и назначает руководителя работ на ее проведение.
К приказу о проведении профилеметрии нефтепровода/нефтепродуктопровода прилагаются:
– графики круглосуточного дежурства персонала по объектам;
– графики работы транспорта;
– порядок и схема организации связи, согласованные с ОАО «Связьтранснефть»;
– порядок представления информации о ходе работ.
Руководитель работ обеспечивает ознакомление персонала, участвующего в профилеметрии, с порядком проведения работ и мероприятиями по безопасному их выполнению, изложенным в соответствующих разделах специальной инструкции и ППР.
7.14 За 1 сутки до начала работ руководитель работ совместно с представителями Заказчика, Исполнителя профилеметрии и Органом строительного контроля проверяет выполнение всех подготовительных мероприятий и составляет акт о результатах проверки. Отмеченные при проверке несоответствия должны устраняться Подрядчиком немедленно.
7.15 Перед пропуском профилемера Исполнитель профилеметрии совместно с руководителем работ оформляют следующие документы (по формам исполнителя профилеметрии):
– календарный график проведения профилеметрии нефтепровода/нефтепродуктопровода;
– список задвижек и вантузов на трассе нефтепровода/нефтепродуктопровода;
– план расстановки маркерных пунктов по трассе нефтепровода/нефте-продуктопровода;
– график прохождения профилемера по нефтепроводу/нефтепродуктопроводу;
– акт технической готовности профилемера к пропуску;
– акт передачи приборов сопровождения представителям Подрядчика (при необходимости).
7.16 Пропуск профилемера по трубопроводу контролируется на маркерных пунктах подвижными бригадами. Последовательность контроля определяется графиком прохождения профилемера по трубопроводу. Бригады состоят из персонала Заказчика и Подрядчика, оснащенного низкочастотным и акустическим локаторами.
Количество бригад определяется в зависимости от протяженности участка приведен в таблице 7.1 настоящего регламента.
Таблица 7.1-Количество бригад сопровождения при пропуске профилемера
Протяженность
участка, км до 2 км Свыше 2 км
до 12 км Свыше 12 км
до 24 км Свыше 24 км
до 40 км Свыше 40 км
до 110 км
1 2 3 4 5 6
Количество бригад 1 2 3 4 5
7.17 После пропуска профилемера персонал Исполнителя профилеметрии и Подрядчика в присутствии представителя Заказчика осуществляет его выемку. По результатам оценки качества пропуска профилемера представители, назначенные приказом Подрядчика, в срок не более 6 часов оформляют Акт приема профилемера в соответствии с В.6 приложения В и Акт оценки качества пропуска по форме В.7 приложения В настоящего регламента.
7.18 При застревании профилемера Подрядчик производит его вырезку под контролем представителей Заказчика, Исполнителя профилеметрии и органа строительного контроля.
7.19 Для дальнейших пропусков профилемера Исполнитель профилеметрии должен обеспечить готовность профилемера к пропуску после его выемки из камеры приема не позднее:
– для диаметров 1000 – 1200 мм – 59 часов;
– для диаметров 700 – 800 мм – 57 часов;
– для диаметра 530 мм – 54 часа.
7.20 После выемки профилемера Исполнитель профилеметрии предоставляет Заказчику и Подрядчику сопроводительным письмом:
экспресс-отчет по результатам профилеметрии по форме приложения Л настоящего регламента в сроки, приведенные в таблице 7.2 настоящего регламента;
Таблица 7.2 – Сроки подготовки экспресс-отчета
Протяженность участка, км 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Срок выпуска экспресс-отчета PRN, час. 10 11 12 13 15 15 16 17 18 18 19 20 21 22 22 23

Протяженность участка, км 34 36 38 40 42 44 46 48 50 52 54 56 58 60 62 64
18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33
Срок выпуска экспресс-отчета PRN, час. 24 25 26 26 27 28 29 30 30 31 32 33 34 34 35 36

Протяженность участка, км 66 68 70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94
34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48
Срок выпуска экспресс-отчета PRN, час. 37 38 39 39 40 41 42 43 44 44 45 46 47 48 49

Протяженность участка, км 96 98 100 102 104 106 108 110
49 50 51 52 53 54 55 56
Срок выпуска экспресс-отчета PRN, час. 50 51 52 53 54 54 55 56
технический отчет по результатам профилеметрии в сроки, приведенные в таблице 7.3 настоящего регламента;
Таблица 7.3 – Сроки подготовки технического отчета
Протяженность участка, км 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Срок выпуска технич.отчета PRN, часов 28 29 30 31 32 34 36 38 39 40 42 44 46 47 48 49

Протяженность участка, км 34 36 38 40 42 44 46 48 50 52 54 56 58 60 62 64
18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33
Срок выпуска технич.отчета PRN, часов 50 52 53 54 55 56 58 59 60 61 62 64 65 66 67 68

Протяженность участка, км 66 68 70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94
34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48
Срок выпуска технич.отчета PRN, часов 69 70 71 72 72 74 75 76 77 78 79 80 81 82 84

Протяженность участка, км 96 98 100 102 104 106 108 110
49 50 51 52 53 54 55 56
Срок выпуска технич.отчета PRN, часов 85 86 87 88 89 90 91 92
7.21 ОАО ЦТД «Диаскан» ежедневно в срок до 8:00 представляет в ОАО «АК «Транснефть» «Сводку по проведению внутритрубной диагностики нефтепроводов/нефтепродуктопроводов после завершения СМР» по форме приложения М настоящего регламента, подписанную заместителем генерального директора
ОАО ЦТД «Диаскан» по диагностике.
8 Организация и производство работ по диагностике нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию, с применением внутритрубных диагностических приборов
8.1 Организация и производство работ по диагностике дефектоскопами ДКК (ДМК, МДСкан/ДКМ, ДКУ/WM,СD, ОПТ)
8.1.1 Неразрушающий контроль сварных соединений и стенки труб магнитными (MFL, TFI) и ультразвуковыми (WM, CD) методами, определение пространственного положения нефтепроводов/нефтепродуктопроводов дефектоскопами с навигационной системой проводятся в соответствии с требованиями проекта или по специальным программам ОАО «АК «Транснефть» (исключение – контроль состояния изоляции в соответствии с требованиями п. 8.2 настоящего регламента). Для контроля применяются внутритрубные инспекционные приборы ДКК, ДКМ/МДСкан, ДКУ/WM, CD, ДМК (MFL+TFI), ОПТ. Типы внутритрубных приборов, применяемых для диагностики, определяет Заказчик в задании на проектирование.
8.1.2 Пропуск дефектоскопов ДКК, ДКМ/МДСкан, ДКУ/WM, CD, ДМК (MFL+ TFI), ОПТ производится по результатам пропуска профилемера.
8.1.3 ОАО ЦТД «Диаскан», по результатам пропуска профилемера выполняет проверку наличия сужений менее 85 % от Дн на участке нефтепровода/нефтепродуктопровода в сроки, приведенные в таблице 8.1 настоящего регламента.
Таблица 8.1 – Сроки проверки на наличие сужений
Протяженность
обследуемого участка, км 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Сроки проверки на наличие сужений 85% от Дн, часы 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
8.1.4 Пропуск дефектоскопа ДКК (ОПТ, ДМК, МДСкан/ДКМ, ДКУ/WM, CD) запрещен при наличии сужений менее 85 % от Дн. Сужения с проходным сечением менее 85 % устраняются Подрядчиком заменой участка.
8.1.5 ОАО ЦТД «Диаскан» обязано обеспечить прибытие дефектоскопа ДКК (ДМК, МДСкан/ДКМ, ДКУ/WM, CD) на место проведения диагностических работ не позднее, чем за сутки до даты пуска ВИП.
8.1.6 Организация и производство работ по очистке нефтепровода/нефтепродуктопровода перед пропуском дефектоскопа ДКК (ОПТ, ДМК, МДСкан/ДКМ, ДКУ/WM, CD) производится в порядке, установленном в разделе 6 настоящего регламента.
8.1.7 При выполнении диагностического обследования участка нефтепровода/нефтепродуктопровода последовательно несколькими типами ВИП должна быть обеспечена следующая последовательность:
а) при пропуске прибора ДКК – по таблицам 8.2, 8.2.1 настоящего регламента.
Таблица 8.2 – Последовательность пропуска дефектоскопа ДКК
№п/п Средство очистки и диагностики
1 2
1 Преддиагностическая очистка
2 Профилемер PRN (PRF)
3 Магнитный очистной скребок СКР-4-02/СКР-3
4 Комбинированный дефектоскоп ДКК
Таблица 8.2.1 Последовательность пропуска ДКК с использованием дефектоскопа ОПТ
№п/п Средство очистки и диагностики
1 2
1 Преддиагностическая очистка
2 Профилемер PRN (PRF)
3 Дефектоскоп ОПТ
4 Магнитный очистной скребок СКР-4-02/СКР-3
5 Комбинированный дефектоскоп ДКК
б) при пропуске прибора WM – по таблицам 8.3, 8.3.1 настоящего регламента.
Таблица 8.3 – Последовательность пропуска дефектоскопа WM
№п/п Средство очистки и диагностики
1 2
1 Преддиагностическая очистка
2 Профилемер PRN (PRF)
3 Ультразвуковой дефектоскоп WM
Таблица 8.3.1 – последовательность пропуска WM с использованием дефектоскопа ОПТ
№п/п Средство очистки и диагностики
1 2
1 Преддиагностическая очистка
2 Профилемер PRN (PRF)
3 Дефектоскоп ОПТ
4 Ультразвуковой дефектоскоп WM
в) при пропуске дефектоскопа CD – по таблицам 8.4, 8.4.1 настоящего регламента.
Таблица 8.4 – Последовательность пропуска дефектоскопа CD
№п/п Средство очистки и диагностики
1 2
1 Преддиагностическая очистка
2 Профилемер PRN (PRF)
3 Ультразвуковой дефектоскоп CD
Таблица 8.4.1 – Последовательность пропуска CD с использованием дефектоскопа ОПТ
№п/п Средство очистки и диагностики
1 2
1 Преддиагностическая очистка
2 Профилемер PRN (PRF)
3 Дефектоскоп ОПТ
4 Ультразвуковой дефектоскоп CD
г) при пропуске приборов WM и СD – по таблицам 8.5, 8.5.1 настоящего регламента.
Таблица 8.5 – Последовательность пропуска дефектоскопов WM и СD
№п/п Средство очистки и диагностики
1 2
1 Преддиагностическая очистка
2 Профилемер PRN (PRF)
3 Ультразвуковой прибор CD
4 Ультразвуковой прибор WM
Таблица 8.5.1 – Последовательность пропуска WM и СD с использованием дефектоскопа ОПТ
№п/п Средство очистки и диагностики
1 2
1 Преддиагностическая очистка
2 Профилемер PRN (PRF)
3 Дефектоскоп ОПТ
4 Ультразвуковой прибор CD
5 Ультразвуковой прибор WM
д) при пропуске приборов ДМК или МДСкан/ДКМ – по таблицам 8.6, 8.6.1 настоящего регламента.
Таблица 8.6 – Последовательность пропуска дефектоскопов ДМК или МДСкан/ДКМ
№п/п Средство очистки и диагностики
1 2
1 Преддиагностическая очистка
2 Профилемер PRN (PRF)
3 Магнитный очистной скребок СКР-4-02/СКР-3
4 Магнитный дефектоскоп ДМК, МДСкан/ДКМ
Таблица 8.6.1 – Последовательность пропуска ДМК или МДСкан/ДКМ с использованием дефектоскопа ОПТ
№п/п Средство очистки и диагностики
1 2
1 Преддиагностическая очистка
2 Профилемер PRN (PRF)
3 Дефектоскоп ОПТ
4 Магнитный очистной скребок СКР-4-02/СКР-3
5 Магнитный дефектоскоп ДМК, МДСкан/ДКМ
е) при пропуске приборов WM и ДМК или МДСкан/ДКМ – по таблице 8.7, 8.7.1 настоящего регламента.

Таблица 8.7 – Последовательность пропуска дефектоскопов WM и ДМК или МДСкан/ДКМ
№п/п Средство очистки и диагностики
1 2
1 Преддиагностическая очистка
2 Профилемер PRN (PRF)
3 Ультразвуковой прибор WM
4 Магнитный очистной скребок СКР-4-02/СКР-3
5 Магнитный дефектоскоп ДМК, МДСкан/ДКМ
Таблица 8.7.1 – Последовательность пропуска WM и ДМК или МДСкан/ДКМ с использованием дефектоскопа ОПТ
№п/п Средство очистки и диагностики
1 2
1 Преддиагностическая очистка
2 Профилемер PRN (PRF)
3 Дефектоскоп ОПТ
4 Ультразвуковой прибор WM
5 Магнитный очистной скребок СКР-4-02/СКР-3
6 Магнитный дефектоскоп ДМК, МДСкан/ДКМ
ж) при пропуске приборов CD и ДМК или МДСкан/ДКМ – по таблицам 8.8, 8.8.1 настоящего регламента.
Таблица 8.8 – Последовательность пропуска дефектоскопов CD и ДМК или МДСкан/ДКМ
№п/п Средство очистки и диагностики
1 2
1 Преддиагностическая очистка
2 Профилемер PRN (PRF)
3 Ультразвуковой прибор CD
4 Магнитный очистной скребок СКР-4-02/СКР-3
5 Магнитный дефектоскоп ДМК, МДСкан/ДКМ
Таблица 8.8.1 – Последовательность пропуска CD и ДМК или МДСкан/ДКМ с использованием дефектоскопа ОПТ
№п/п Средство очистки и диагностики
1 2
1 Преддиагностическая очистка
2 Профилемер PRN (PRF)
3 Дефектоскоп ОПТ
4 Ультразвуковой прибор CD
5 Магнитный очистной скребок СКР-4-02/СКР-3
6 Магнитный дефектоскоп ДМК, МДСкан/ДКМ
з) при пропуске приборов ДКУ и ДМК или МДСкан/ДКМ- по таблицам 8.9, 8.9.1 настоящего регламента.
Таблица 8.9 – Последовательность пропуска дефектоскопов ДКУ и ДМК или МДСкан/ДКМ
№п/п Средство очистки и диагностики
1 2
1 Преддиагностическая очистка
2 Профилемер PRN (PRF)
3 Ультразвуковая секция ДКУ
4 Магнитный очистной скребок СКР-4-02/СКР-3
5 Магнитный дефектоскоп ДМК, МДСкан/ДКМ
Таблица 8.9.1 – Последовательность пропуска ДКУ и ДМК или МДСкан/ДКМ с использованием дефектоскопа ОПТ
№п/п Средство очистки и диагностики
1 2
1 Преддиагностическая очистка
2 Профилемер PRN (PRF)
3 Дефектоскоп ОПТ
4 Ультразвуковая секция ДКУ
5 Магнитный очистной скребок СКР-4-02/СКР-3
6 Магнитный дефектоскоп ДМК, МДСкан/ДКМ
и) при пропуске приборов WM, СD и ДМК или МДСкан/ДКМ – по таблицам 8.10, 8.10.1 настоящего регламента.
Таблица 8.10 – Последовательность пропуска дефектоскопов WM, СD и ДМК или МДСкан/ДКМ
№п/п Средство очистки и диагностики
1 2
1 Преддиагностическая очистка
2 Профилемер PRN (PRF)
3 Ультразвуковой прибор CD
4 Ультразвуковой прибор WM
5 Магнитный очистной скребок СКР-4-02/СКР-3
6 Магнитный дефектоскоп ДМК, МДСкан/ДКМ
Таблица 8.10.1 – Последовательность пропуска WM, СD и ДМК или МДСкан/ДКМ с использованием дефектоскопа ОПТ
№п/п Средство очистки и диагностики
1 2
1 Преддиагностическая очистка
2 Профилемер PRN (PRF)
3 Дефектоскоп ОПТ
4 Ультразвуковой прибор CD
5 Ультразвуковой прибор WM
6 Магнитный очистной скребок СКР-4-02/СКР-3
7 Магнитный дефектоскоп ДМК, МДСкан/ДКМ
8.1.8 Заказчик обеспечивает:
– 100%-ное заполнение сечения трубопровода и расход жидкости, требуемое для движения дефектоскопа МДСкан со скоростью 0,2-4 м/с, ДКК, ДМК, ДКМ, WM со скоростью 0,2-2 м/с, CD – 0.2-1.2 м/с;
– организацию водозабора и сброса воды;
– обеспечивает последовательность пуска дефектоскопов в соответствии с п.8.1.7 настоящего регламента;
– персонал Заказчика в присутствии представителя ОАО ЦТД «Диаскан» извлекает дефектоскоп из камеры приема СОД.
Остановки дефектоскопов во время пропуска не допускаются.
8.1.9 Организация системы «Транснефть» совместно с ОАО ЦТД «Диаскан» обеспечивает сопровождение оборудованных передатчиками скребков и дефектоскопа. Бригады сопровождения должны быть оснащены акустическим локатором, НЧЛ и НМС.
Количество бригад определяется в зависимости от протяженности участка приведено в таблице 8.11 настоящего регламента.
Таблица 8.11 – количество бригад сопровождения при пропуске дефектоскопов ДКК (ОПТ, WM, CD/ДКУ, МДСкан/ДКМ)

Протяженность
участка, км свыше 1 км
до 8 км свыше 8 км
до 16 км свыше 16 км
до 40 км свыше 40 км
до 110 км
1 2 3 4 5
Количество бригад 2 3 4 5
8.1.10 По результатам пропуска дефектоскопов Подрядчик должен:
– вскрыть и устранить по результатам ДДК дефекты, параметры которых приведены в приложении Н настоящего регламента и устранить заменой участка дефекты трубопровода, параметры которых приведены в приложении П настоящего регламента. Перед устранением всех дефектов должен быть проведён их ДДК.
– вскрыть и устранить причины образования вмятин на нижней образующей трубы (180±45 град.) с параметрами, не превышающими указанных в приложениях
Н, П. Протяженность участка устранения не должна быть более 24 м в каждом из направлений от дефекта, подлежащего устранению или ДДК.
8.1.10.1 Перечень вмятин, у которых должны быть устранены причины их образования, приводится в техническом отчете по результатам пропуска ВИП (Приложение Л).
8.1.10.2 Вскрытие вмятин для устранения причин их образования должно производиться последовательно. Вскрытие каждой последующей вмятины, входящей в данный участок, должно производиться после выполнения подбивки предыдущей.
Запрещается одновременное вскрытие двух и более вмятин в каждом из направлений от дефекта, подлежащего устранению.
Грунт для подбивки и засыпки должен содержать не менее 30 % несвязного минерального заполнителя и твёрдые включения фракции не более 50 мм.
8.1.10.3 По результатам устранения дефекта оформляется исполнительная документация в соответствии с требованиями ОР-91.010.30-КТН-266-10
8.1.11 Подрядчик проводит ДДК дефектов в соответствии с приложением П с участием представителей Заказчика и органа строительного контроля.
8.1.11.1 При необходимости вскрытия дефектов, указанных в разделах 7, 10, 12 Приложения П, Подрядчик должен в срок 1 день письменно уведомить Заказчика о готовности к проведению комиссионного ДДК совместно с представителем завода-изготовителя.
8.1.11.2 Заказчик после получения извещения от Подрядчика вызывает письменно представителя завода-изготовителя трубной продукции на место проведения работ.
Вызов представителя завода-изготовителя для участия в проведении вскрытия и ДДК дефектов и особенностей продольного сварного шва, металла труб, которые невозможно точно классифицировать по данным внутритрубной диагностики, осуществляется при готовности к вскрытию не менее трёх подобных дефектов (в случаях когда количество подобных дефектов менее трех, к вскрытию в присутствии представителя завода-изготовителя подготавливают все обнаруженные особенности и дефекты).
Для дефектов типа «риска» в соответствии с разделом 12 Приложения П вызов представителя завода-изготовителя трубной продукции осуществляется в случаях, если изоляция в месте расположения дефекта не имеет механических повреждений.
Вызов представителя завода-изготовителя для участия в проведении ДДК дефекта «уменьшение толщины стенки» выпуклого участка отвода, при целостности заводского внешнего покрытия, осуществляется при готовности к ДДК не менее трёх подобных дефектов (в случаях когда количество подобных дефектов менее трех, к ДДК в присутствии представителя завода-изготовителя подготавливают все обнаруженные особенности и дефекты).
8.1.11.3 Завод-изготовитель должен письменно уведомить Заказчика о сроках приезда своего представителя.
8.1.11.4 Подрядчик проводит вскрытие изоляционного покрытия в присутствии представителя завода-изготовителя.
Запрещается проводить вскрытие изоляции и ДДК дефектов труб и трубной продукции, возникших по вине завода-изготовителя в отсутствии представителя данного завода.
8.1.11.5 Комиссия в составе представителей Подрядчика, Заказчика, органа строительного контроля и завода-изготовителя в соответствии с требованиями
ОР-19.100.00-КТН-010-10 осуществляет освидетельствование дефектов по типу и параметрам, указанным в разделах 7, 10, 12 Приложения П.
8.1.11.6 Подрядчик предъявляет представителю завода-изготовителя перед проведением ДДК следующие документы:
 сертификат качества на трубную продукцию;
 паспорт на трубу;
 акт входного контроля трубной продукции, составленный Заказчиком;
 сварочный журнал.
8.1.11.7 Работы по вскрытию теплоизоляционного покрытия, проведению ДДК и устранению дефектов на надземных участках МН, уложенных на опорах, должны выполняться с площадок, платформ или подъемников для работ на высоте, согласованных в установленном порядке с Заказчиком и включенных в ППР. Ответственность за подготовку данного оборудования несет Подрядчик.
8.1.11.8 Восстановление заводского теплоизоляционного покрытия после устранения дефектов трубопровода необходимо осуществлять в соответствии с технологическими картами, разработанными Заказчиком с учетом технической документации по ремонту, предоставленной предприятием-изготовителем труб в теплоизоляции.
8.1.11.9 По результатам проведения ДДК дефекта Заказчик в течение 72 часов после проведения работ оформляет Акт о проведении ДДК и Акт обследования дефекта по форме В.16 приложения В.
8.1.12 Сварные стыки при проведении ДДК подвергаются визуально-измерительному, ультразвуковому и радиографическому контролю в соответствии с
РД-19.100.00-КТН-001-10. По результатам контроля оформляется «Заключение о годности сварного стыка» по форме приложения Р настоящего регламента. К заключению прилагается снимок радиографического контроля и результаты его расшифровки.
8.1.13 исключен.
8.1.14 Устранение недопустимых дефектов в сварных соединениях производится вырезкой сварного соединения, содержащего дефекты, и сваркой одного кольцевого стыка
8.1.15 Допускается исправление дефектов в поперечных сварных стыках (табл.5.1-5.4 приложения Н настоящего регламента), выполненных дуговыми методами сварки следующими способами:
 наплавкой ниточных валиков высотой не более 3 мм при ремонте подрезов наружных и внутренних сварных швов;
 вышлифовкой и последующей заваркой участков швов со шлаковыми включениями и порами.
8.1.16 Все исправленные участки стыков подвергаются визуально-измерительному, ультразвуковому и радиографическому контролю в соответствии с
РД-19.100.00-КТН-001-10. По результатам контроля отремонтированного стыка повторно оформляется «Заключение о годности сварного стыка» по форме приложения Р настоящего регламента. К заключению прилагается снимок радиографического контроля и результаты его расшифровки. Заключения включаются в состав исполнительной документации на участок трубопровода.
8.1.17 Повторный ремонт исправленных стыков не допускается, данные стыки подлежат вырезке.

8.2 Порядок проведения диагностики участков нефтепроводов/нефтепродуктопроводов (линейная часть и подводные переходы), законченных строительством, дефектоскопами WM и CD
8.2.1 При наличии дефектов изоляционного покрытия по результатам его повторной проверки методом катодной поляризации Заказчик принимает решение о пропуске ультразвуковых приборов WM, CD (ДКУ)
8.2.2 Заказчик в течение суток разрабатывает и направляет на согласование Подрядчику, органу строительного контроля и ОАО ЦТД «Диаскан» план мероприятий по проведению диагностики участка нефтепровода дефектоскопами WM и CD/ДКУ. Форма плана мероприятий приведена в приложении С настоящего регламента.
8.2.3 План мероприятий должен предусматривать проведение пропуска ультразвукового дефектоскопа WM с целью определения наличия дефектов металла трубы (царапин, рисок, задиров) в местах повреждения изоляции и последующий пропуск ультразвукового дефектоскопа CD в случае обнаружения дефектоскопом WM дефектов типа «потеря металла».
8.2.4 Организация и производство работ по очистке нефтепровода/нефтепродуктопровода м перед пропуском дефектоскопов WM, CD (ДКУ) производится в порядке, установленном в разделе 6 настоящего регламента.
8.2.5 Организация и производство работ по пропуску дефектоскопов WM, CD (ДКУ) производится в порядке, установленном в разделе 8 настоящего регламента.
8.2.6 Подрядчик при подготовке и проведении пропуска дефектоскопов WM, CD (ДКУ) должен выполнить следующие мероприятия:
 оборудовать обследуемый участок нефтепровода/нефтепродуктопровода временными/постоянными камерами пуска-приема. Конструктивные параметры постоянных КПП СОД должны соответствовать ОТТ-75.180.00-КТН-370-09, временные камеры для пуска и приема дефектоскопов профилемер, WM, CD (ДКУ) должны соответствовать требованиям, указанным в приложении Д настоящего регламента или
ОТТ-75.180.00-КТН-370-09.
 обеспечить скорость движения дефектоскопов WM, CD (ДКУ) в трубопроводе:
 для дефектоскопа ДКУ, WM – в интервале от 0,2 до 2 м/с;
 для дефектоскопа CD – в интервале от 0,2 до 1,2 м/с.
Остановки дефектоскопов WM, CD (ДКУ) во время пропуска не допускаются.
 обеспечить поддержание температуры воды в трубопроводе в интервале от +1 до +30 градусов Цельсия на протяжении всего пропуска дефектоскопа WM и CD.
8.2.7 ОАО ЦТД «Диаскан» в соответствии со сроками, приведенными в 9.3 настоящего регламента, предоставляет Организации системы «Транснефть» и Подрядчику технический отчет по форме приложения Л настоящего регламента.
В экспресс-отчет по результатам внутритрубной диагностики ВИП WM, CD (ДКУ) участков, законченных строительством, включаются дефекты трубопровода, подлежащие устранению, параметры которых приведены в приложении П настоящего регламента и дефекты, подлежащие дополнительному дефектоскопическому контролю (ДДК), параметры которых приведены в приложении Н настоящего регламента.
8.2.8 ОАО ЦТД «Диаскан» ежедневно в срок до 8:00 представляет в
ОАО «АК «Транснефть» «Сводку по проведению внутритрубной диагностики нефтепроводов/нефтепродуктопроводов после завершения СМР» по форме приложения М настоящего регламента, подписанную заместителем генерального директора
ОАО ЦТД «Диаскан» по диагностике.
9 Диагностика участка нефтепровода/нефтепродуктопровода при его заполнении нефтью/нефтепродуктом после завершения СМР до его ввода в эксплуатацию и после ввода участка в эксплуатацию в срок до одного года
9.1 Диагностика участка нефтепровода/нефтепродуктопровода при его заполнении нефтью/нефтепродуктом после завершения СМР до ввода в эксплуатацию
9.1.1 Внутритрубная диагностика участка нефтепровода/нефтепродуктопровода приборами PRN и ДКК/ДМК, ОПТ, МДС(ДКМ), ДКУ (WM, CD) при его заполнении нефтью/нефтепродуктом после завершения СМР до ввода в эксплуатацию проводится в соответствии с требованиями проекта или по специальным программам
ОАО «АК «Транснефть» в соответствии с п. 8.1.7. Типы внутритрубных приборов, применяемых для диагностики, определяет Заказчик в задании на проектирование.
9.1.2 Заказчик обеспечивает:
 подготовительные мероприятия (обеспечение проведения погрузо-разгрузочных работ и работ по запасовке, запуску, приёму и извлечению СОД , транспортировка ВИП и ЗИП к нему от мест хранения до КПП СОД и обратно, предоставление отапливаемого помещения для обслуживания СОД, погрузка-разгрузка СОД и другие мероприятия в соответствии с
ОР-19.100.00-КТН-053-13 и ОР-03.100.30-КТН-150-11);
 разбивку трассы на маркерные пункты в соответствии с ОР-19.100.00-КТН-053-13;
 разработку инструкции по проведению работ по очистке внутренней полости и внутритрубной диагностике участка трубопровода в соответствии с ОР-75.180.00-КТН-018-10;
 проверку открытия задвижек на 100 % по трассе перед пропуском ВИП;
 разработку и реализацию мероприятий по заполнению самотечных участков в соответствии с РД-19.100.00-КТН-053-13;
 заполнение нефтью/нефтепродуктом участка трубопровода и обеспечение режима перекачки нефти/нефтепродукта, требуемого для движения ВИП со допустимой скоростью в соответствии с РД-19.100.00-КТН-053-13;
 качество очистки участка трубопровода в соответствии с ОР-19.100.00-КТН-053-13;
 запасовку, пуск, прием и извлечение СОД в соответствии с ОР-19.100.00-КТН-053-13 и ОР-03.100.30-КТН-150-11;
 сопровождение ВИП при пропуске бригадами сопровождения в соответствии с пп. 7.16, 8.1.9 настоящего регламента;
 обеспечение безопасности работ и мер по охране окружающей среды в соответствии с требованиями РД-13.220.00-КТН-211-12 и с ОР-03.100.30-КТН-150-11;
 подготовку актов по результатам работ в соответствии с ОР-19.100.00-КТН-053-13.
9.1.3 Заказчик совместно с ОАО ЦТД «Диаскан» обеспечивает сопровождение оборудованных передатчиками магнитных скребков СКР-4-02 (СКР-3) и ВИП – осуществляется в соответствии с требованиями 7.16 и 8.1.9 настоящего регламента;
9.1.4 ОАО ЦТД «Диаскан» обеспечивает:
 готовность ВИП к работе в соответствии с руководством по эксплуатации на ВИП;
 контроль за правильностью переключений запорной арматуры на КПП СОД для пуска-приема ВИП в соответствии с инструкцией по проведению работ по очистке внутренней полости и внутритрубной диагностике участка нефтепровода/нефтепродуктопровода
(ОР-75.180.00-КТН-018-10), разработанной Заказчиком;
 присутствие представителей при запасовке и извлечении ВИП для освидетельствования его состояния.
9.1.5 орган строительного контроля обеспечивает:
 контроль выполнения участниками работ требований ППР и настоящего регламента при проведении работ;
 присутствие представителя при запасовке и извлечении ВИП.
9.1.6 Подрядчик выполняет устранение дефектов по результатам дефектоскопии.
9.1.7 Технический отчет по диагностике, проведённой в соответствии с пунктом 9.1.1 ОАО ЦТД «Диаскан» выдает в порядке и в сроки, предусмотренные п. 9.3 настоящего регламента.
Технический отчёт составляется по форме Т.1 приложения Т настоящего регламента на основе всех пропусков ВИП, осуществленных по данному участку нефтепровода/нефтепродуктопровода до его ввода в эксплуатацию. Комбинированные дефекты определяются на основе объединения информации от всех типов ВИП.
Классификация дефектов производится в соответствии с приложением У настоящего регламента. Интерпретация данных диагностики проводится в соответствии с
РД-23.040.00-КТН-147-11.
Дефекты должны быть устранены в срок не позднее одного года после выдачи технического отчета в порядке, предусмотренном п. 9.5 и в сроки, предусмотренные приложением У настоящего регламента.
9.1.8 Порядок, периодичность диагностики, формы технического отчета по результатам диагностического обследования участков трубопровода после первичной диагностики на нефти/нефтепродукте определяются ОР-19.100.00-КТН-053-13.
9.1.9 Пропуск ВИП по участку нефтепровода/нефтепродуктопровода при его заполнении нефтью/нефтепродуктом после завершения СМР до ввода в эксплуатацию производится с использованием постоянных камер пуска-приёма СОД.
9.2 Диагностика участка нефтепровода/нефтепродуктопровода после его ввода в эксплуатацию в срок до одного года
9.2.1 Внутритрубная диагностика участка трубопровода внутритрубными приборами, которыми не было произведено обследование участка трубопровода до ввода в эксплуатацию, производится после его ввода в эксплуатацию в срок до одного года. Диагностика участка выполняется в соответствии с 8.1.7, 9.1.2-9.1.6. Типы внутритрубных приборов, применяемых для диагностики, определяет Заказчик в задании на проектирование.
9.2.2 Технический отчет по диагностике, проведённой в соответствии с пунктом 9.2.1 ОАО ЦТД «Диаскан» выдает в порядке и в сроки, предусмотренные п. 9.3 настоящего документа.
9.2.3 Технический отчёт составляется по форме Т.2 приложения Т настоящего регламента на основе всех пропусков ВИП, осуществленных по данному участку нефтепровода/нефтепродуктопровода после его ввода в эксплуатацию. Комбинированные дефекты определяются на основе объединения информации от всех типов ВИП, пропущенных по участку трубопровода.
9.2.4 Классификация дефектов производится в соответствии с приложением У настоящего регламента. Интерпретация данных диагностики проводится в соответствии с РД-23.040.00-КТН-147-11.
9.2.5 Дефекты должны быть устранены в срок не позднее одного года после выдачи технического отчета в порядке, предусмотренном п. 9.6 и в сроки, предусмотренные приложением У настоящего документа.
9.2.6 Порядок, периодичность диагностики, формы технического отчета по результатам диагностического обследования участков нефтепровода/нефтепродуктопровода после первичной диагностики на нефти/нефтепродукте определяются
ОР-19.100.00-КТН-053-13.
9.2.7 Пропуск ВИП по участку нефтепровода/нефтепродуктопровода, после его ввода в эксплуатацию в срок до одного года производится с использованием постоянных камер пуска-приёма СОД.
9.3 Порядок выпуска отчетов по результатам внутритрубной диагностики участка нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию
9.3.1 После извлечения внутритрубного дефектоскопа из камеры приема СОД
исполнитель диагностики в течение четырех календарных дней обеспечивает доставку данных диагностики с места проведения диагностических работ в ОАО ЦТД «Диаскан» для интерпретации. После доставки данных, в соответствии со сроками, указанными в таблицах 9.1 – 9.3, направляет Заказчику в электронном виде (в формате MS EXCEL) раскладку труб по обследованному участку по форме приложения 1 к отчету по диагностическому обследованию участка нефтепровода/нефтепродуктопровода внутритрубным инспекционным прибором.
9.3.2 Сроки предоставления Заказчику раскладки труб по участку, обследованному внутритрубным инспекционным прибором «Многоканальный профилемер» указаны в таблице 9.1.
Т а б л и ц а 9.1 – Сроки предоставления раскладки труб по участку (PRN)
Протяженность участка, км 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Сроки предоставления раскладки труб по участку, обследованному ВИП «Многоканальный профилемер», час. 10 11 12 13 15 15 16 17 18 18 19 20 21 22 22 23

Протяженность участка, км 34 36 38 40 42 44 46 48 50 52 54 56 58 60 62 64
18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33
Сроки предоставления раскладки труб по участку, обследованному ВИП «Многоканальный профилемер», час. 24 25 26 26 27 28 29 30 30 31 32 33 34 34 35 36

Протяженность участка, км 66 68 70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 94
34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49
Сроки предоставления раскладки труб по участку, обследованному ВИП «Многоканальный профилемер», час. 37 38 39 39 40 41 42 43 44 44 45 46 47 48 49 49

Протяженность участка, км 96 98 100 102 104 106 108 110
50 51 52 53 54 55 56 57
Сроки предоставления раскладки труб по участку, обследованному ВИП «Многоканальный профилемер», час. 50 51 52 53 54 54 55 56
9.3.3 Сроки предоставления заказчику раскладки труб по участку, обследованному ВИП «Ультразвуковой дефектоскоп WM» указаны в таблице 9.2.
Т а б л и ц а 9.2 – Сроки предоставления раскладки труб по участку (WM)
Протяженность участка L, км 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32
1. 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Сроки предоставления раскладки труб по участку, обследованному ВИП «Ультразвуковой дефектоскоп WM», час. 13 14 16 18 19 23 27 31 35 38 42 46 50 54 58 62

Протяженность участка, км 34 36 38 40 42 44 46 48 50 52 54 56 58 60 62 64
18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33
Сроки предоставления раскладки труб по участку, обследованному ВИП «Ультразвуковой дефектоскоп WM», час. 66 70 74 77 80 83 87 91 94 98 101 105 108 112 115 119

Протяженность участка L, км 66 68 70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 94
34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49
Сроки предоставления раскладки труб по участку, обследованному ВИП «Ультразвуковой дефектоскоп WM», час. 122 126 129 132 135 138 142 145 148 151 154 158 161 164 167 170

Протяженность участка L, км 96 98 100 102 104 106 108 110 более110
50 51 52 53 54 55 56 57 58
Сроки предоставления раскладки труб по участку, обследованному ВИП «Ультразвуковой дефектоскоп WM», час. 174 177 180 183 186 190 193 196 3(10+L/2)
9.3.4 Сроки предоставления заказчику раскладки труб по участку, обследованному ВИП ДКК/ДМК, МДСкан(ДКМ), ДКУ(CD) указаны в таблице 9.3.
Т а б л и ц а 9.3 – Сроки предоставления раскладки труб по участку (ДКК/ДКМ/ДКУ)
Протяженность участка L, км 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32
1. 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Сроки предоставления раскладки труб по участку, обследованному ВИП ДКК/ДМК, МДСкан (ДКМ), ДКУ (CD), час. 83 85 86 87 89 92 96 99 103 106 109 113 116 120 122 126
Протяженность участка L, км 34 36 38 40 42 44 46 48 50 52 54 56 58 60 62 64
18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33
Сроки предоставления раскладки труб по участку, обследованному ВИП ДКК/ДМК, МДСкан (ДКМ), ДКУ (CD), час. 129 133 136 139 142 145 148 152 155 157 160 164 167 170 173 176

Протяженность участка L, км 66 68 70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 94
34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49
Сроки предоставления раскладки труб по участку, обследованному ВИП ДКК/ДМК, МДСкан (ДКМ), ДКУ (CD), час. 179 182 185 188 190 193 196 199 202 204 207 210 213 216 218 221

Протяженность участка L, км 96 98 100 102 104 106 108 110 110 и более
50 51 52 53 54 55 56 57 58
Сроки предоставления раскладки труб по участку, обследованному ВИП ДКК/ДМК, МДСкан (ДКМ), ДКУ (CD), час. 224 227 230 232 235 238 241 244 4(10+L/2)
9.3.5 Заказчик после получения раскладки труб по участку, обследованному внутритрубным инспекционным прибором, в соответствии со сроками указанными в таблице 9.4, представляет в ОАО ЦТД «Диаскан» в электронном виде (в формате MS EXCEL) по форме приложения Ш настоящего Регламета следующие исходные данные для проведения расчетов на прочность и долговечность по РД-23.040.00-КТН-115-11:
 по проектному давлению, высотному положению и координате по трассе нефтепровода для каждой НПС на технологическом участке нефтепровода, данные о наличии самотечных участков и наличии резервуарного парка на принимающей НПС;
 по маркам сталей, высотному положению и координате по трассе нефтепровода для каждой трубной секции на обследуемом участке.
Т а б л и ц а 9.4 – Сроки предоставления исходных данных Заказчиком
Протяженность участка, км свыше 2 до 10 свыше 10 до 20 свыше 20 до 110
1 2 3 4
Срок предоставления исходных данных Заказчиком, час 24 36 48
9.3.6 После получения от Заказчика исходных данных ОАО ЦТД «Диаскан» в срок не позднее 48 часов представляет в электронном виде (в формате PDF) и в твердой (бумажной) копии – в одном экземпляре сопроводительным письмом: Заказчику и Подрядной организации:
 отчет по диагностическому обследованию участка трубопровода внутритрубным инспекционным прибором, по форме приложения Л настоящего регламента;
 отчет по расчету дефектов на прочность и долговечность, по форме Л10 настоящего регламента.
Сроки доставки сведений, отнесенных к государственной тайне – в соответствии с договором оказания услуг специальной связи по доставке отправлений, но не более 7 рабочих дней.
9.4 Порядок и сроки предоставления отчётов по результатам пропусков ВИП по участку нефтепровода/нефтепродуктопровода при его заполнении нефтью/нефтепродуктом после завершения СМР до ввода в эксплуатацию
9.4.1 Исполнитель диагностики представляет Заказчику и Подрядчику отчет по диагностическому обследованию по форме приложения Т в сроки, приведённые в 9.3 настоящего документа.
9.4.2 В отчёте по диагностике участка нефтепровода/нефтепродуктопровода при его заполнении нефтью/нефтепродуктом до ввода в эксплуатацию, должны быть учтены результаты всех предыдущих пропусков ВИП PRN, ДКК/ДМК, МДСкан(ДКМ), ДКУ (WM, CD), ОПТ, осуществленных по данному участку нефтепровода/нефтепродуктопровода. Отчёт разрабатывается с учётом произведённых ремонтов до проведения текущего диагностического обследования. Комбинированные дефекты определяются на основе объединения информации от всех типов ВИП, пропущенных по участку трубопровода.
9.4.3 Интерпретация данных диагностики проводится в соответствии с
РД-23.040.00-КТН-147-11.
9.5 Порядок и сроки предоставления отчётов по результатам пропусков ВИП по участку нефтепровода/нефтепродуктопровода после его ввода в эксплуатацию в срок до одного года
9.5.1 Исполнитель диагностики представляет Заказчику и Подрядной организации отчет по диагностическому обследованию по форме приложения Т в сроки, приведённые в 9.3 настоящего документа.
9.5.2 В отчёте по диагностике участка нефтепровода/нефтепродуктопровода после его ввода в эксплуатацию в срок до одного года, должны быть учтены результаты всех предыдущих пропусков ВИП PRN, ДКК/ДМК, МДСкан(ДКМ), ДКУ (WM, CD), ОПТ, осуществленных по данному участку нефтепровода/нефтепродуктопровода. Отчёт разрабатывается с учётом произведённых ремонтов до проведения текущего диагностического обследования. Комбинированные дефекты определяются на основе объединения информации от всех типов ВИП, пропущенных по участку трубопровода.
9.5.3 Интерпретация данных диагностики проводится в соответствии с
РД-23.040.00-КТН-147-11.
9.6 Устранение дефектов по результатам пропуска ВИП по участку нефтепровода/нефтепродуктопровода при его заполнении нефтью/нефтепродуктом после завершения СМР до ввода в эксплуатацию
9.6.1 По результатам пропуска дефектоскопов PRN и/или ДКК/ДМК, МДСкан(ДКМ), ДКУ(WM, CD), выполненных при заполнении участка нефтепровода/нефтепродуктопровода нефтью/нефтепродуктом после завершения СМР до его ввода в эксплуатацию, должны быть устранены дефекты в соответствии с приложением У настоящего регламента не позднее одного года после ввода участка нефтепровода/нефтепродуктопровода в эксплуатацию.
Перед устранением всех дефектов должен быть проведён их ДДК.
9.6.1.1. Заказчик в срок до 5 календарных дней от даты выпуска
ОАО ЦТД «Диаскан» в электронном виде технического отчета по диагностике формирует/корректирует план устранения дефектов (по формам ОР-03.100.50-КТН-077-10), согласовывает его с ОАО ЦТД «Диаскан» и представляет в ОАО «АК «Транснефть».
9.6.1.2. Вскрытие дефектов производит организация, осуществляющая ремонт дефекта. ДДК дефектов проводит Заказчик с участием представителя Подрядчика и Органа строительного контроля с оформлением «Акта о проведении ДДК» в соответствии с
ОР-19.100.00-КТН-010-10.
9.6.1.3. ДДК дефектов и особенностей производится в сроки и в соответствии с требованиями ОР-19.100.00-КТН-010-10.
9.6.1.4. Заказчик представляет Акт проведения ДДК в ОАО ЦТД «Диаскан» в течение пяти суток после проведения ДДК.
9.6.1.5. ОАО ЦТД «Диаскан» в течение 3 суток после получения акта ДДК, выполняет анализ данных ВТД и ДДК и при изменении параметров дефекта уточняет метод ремонта и предельный срок его эксплуатации, вносит изменения в БД «Дефект», оформляет и направляет в адрес Заказчика изменение к техническому отчету по диагностике.
9.6.2 Методы ремонта дефектов и дефектных секций регламентированы
РД-23.040.00-КТН-140-11 в зависимости от типа дефекта и его параметров. Ремонт дефектов производится в соответствии требованиями РД-23.040.00-КТН-140-11 (ремонт шлифовкой), РД-23.040.00-КТН-386-09 (ремонт заваркой, установкой ремонтных конструкций, заменой катушки), РД-75.180.00-КТН-274-10 (ремонт установкой ремонтных конструкций).
При невозможности устранения дефекта вырезкой в сроки, указанные в техническом отчете, допускается его ремонт методом, указанным в таблице 9.1, на срок не более 1 года от выпуска технического отчета. Устранение таких дефектов временными методами ремонта должно быть согласовано ОАО «АК «Транснефть».

Таблица 9.1 – Методы устранения дефектов

п/п Описание дефекта Ремонтная конструкция
давление
менее 8,5 МПа давление
более 8,5 МПа
1 2 3 4
1 Вмятина (с проходным сечением более 85 % от внутреннего диаметра трубы) П2 П2ВД
2 Вмятина с дополнительным дефектом, вмятина примыкающая к сварным швам*
2.1 Вмятина с дополнительным дефектом, вмятина примыкающая к продольным сварным швам* П2 П2ВД
2.2 Вмятина с дополнительным дефектом, вмятина, примыкающая к сварным швам* П4 П4ВД
3 Гофр (с проходным сечением более 85% от внутреннего диаметра трубы, протяженностью в окружном направлении менее 90% от длины окружности трубы) П6 П6ВД
4 Гофр с доп. дефектом, гофр примыкающий к сварным швам
4.1 Гофр с дополнительным дефектом, гофр примыкающий к сварным швам* П6 П6ВД
4.2 Гофр с дополнительным дефектом, гофр примыкающий к сварным швам длиной равной или менее 100 мм П4 П4ВД
5 Механическое повреждение типа «риска» П2 П2ВД
6 Трещина (на поверхности трубы) П2 П2ВД
7 Расслоение с выходом на поверхность П2 П2ВД
8 Дефектный поперечный сварной стык П3 П3ВД
9 Дефект продольного сварного шва (непровар, несплавление, аномалия) П2 П2ВД
* – считается примыкающей к сварному шву, если минимальное расстояние от линии перехода шва к основному металлу до границы вмятины/гофра меньше или равно значения 4-х толщин стенки трубы в районе дефекта.

9.6.2.1 Подрядчик должен вскрыть и устранить причины образования вмятин на нижней образующей трубы (180±45 град.) с параметрами, не превышающими указанных в приложении У. Протяженность участка устранения не должна быть более 24 м в обоих направлениях от дефекта, подлежащего устранению.
9.6.2.2 Перечень вмятин, у которых должны быть устранены причины их образования, указывается в техническом отчете по результатам пропуска ВИП (таблица 10.5 Т.1, Т.2 и таблица 10.3 Т.3 и Т.4. приложения Т).
9.6.2.3 Вскрытие вмятин для устранения причин их образования должно производиться последовательно. Вскрытие каждой последующей вмятины, входящей в данный участок, должно производиться после выполнения подбивки предыдущей.
Запрещается одновременное вскрытие двух и более вмятин (групп вмятин) в одном направлении от дефекта, подлежащего устранению.
Грунт для подбивки и засыпки должен содержать не менее 30 % несвязного минерального заполнителя и твёрдые включения фракции не более 50 мм.
9.6.2.4 По результатам устранения дефекта оформляется исполнительная документация в соответствии с требованиями ОР-91.010.30-КТН-266-10.
9.6.3 Контроль за устранением дефектов осуществляют представители Заказчика и органа строительного контроля. Представители назначаются приказами по организациям Заказчика и Органа строительного контроля.
9.6.4 Контроль за сохранностью нефтепровода/нефтепродуктопровода и безопасным производством работ при устранении дефектов осуществляет Заказчик в соответствии с требованиями РД-13.110.00-КТН-319-09, ОР-91.010.30-КТН-111-12.
9.6.5 По результатам устранения дефекта Подрядчик оформляет акт об устранении дефекта в соответствии с ОР-03.100.50-КТН-077-10. Акт подписывают представители Подрядчика и органа строительного контроля.
9.6.6 Сварные швы заменяемых участков должны подвергаться контролю как гарантийные стыки. Сварные стыки подвергаются визуально-измерительному, ультразвуковому и радиографическому контролю. По результатам контроля оформляются заключения о годности сварного стыка в соответствии с РД-19.100.00-КТН-001-10. К заключению прилагается снимок радиографического контроля.
9.6.7 Разрешительная и исполнительная документация по устранению дефектов оформляется в соответствии с ОР-91.010.30-КТН-266-10.
9.6.8 Сварные швы ремонтных конструкций должны подвергаться неразрушающему контролю в соответствии с РД-75.180.00-КТН-274-10 и РД-23.040.00-КТН-386-09 .
9.7 Устранение дефектов по результатам пропуска ВИП по участку нефтепровода/нефтепродуктопровода после его ввода в эксплуатацию в срок до одного года
9.7.1 Работы по устранению дефектов, выявленных пропуском ВИП по участку нефтепровода/нефтепродуктопровода, после его ввода в эксплуатацию в срок до одного года, производятся в соответствии с п. 9.6 настоящего регламента.
9.7.2 Устранение дефектов, выявленных пропуском ВИП по участку нефтепровода/нефтепродуктопровода, после его ввода в эксплуатацию в срок до одного года, производится в соответствии с приложением У настоящего регламента не позднее одного года после ввода участка нефтепровода/нефтепродуктопровода в эксплуатацию.
10 Организация и производство работ по испытанию нефтепровода/нефтепродуктопровода
10.1 Гидравлическое испытание на прочность и проверку на герметичность участка трубопровода производит Подрядчик под контролем Заказчика и Органа строительного контроля.
10.2 Испытания проводятся по готовности всего испытываемого участка нефтепровода/нефтепродуктопровода: после полной засыпки, обвалования или крепления на опорах, установки арматуры и приборов, катодных выводов, обеспечения связи и представленной Подрядчиком исполнительной документации на испытываемый объект:
 на прочность в течение 24 часов на давление Рисп по участкам, определяемое проектом.
 на герметичность не менее 12 часов на давление Рраб.
10.3 Участки нефтепровода/нефтепродуктопровода, содержащие трубы с разной толщиной стенки, испытываются в следующем порядке.
Отдельно испытываются участки и ППМН с наибольшими (максимальными) толщинами стенок категорий B, I, переходы через железные и автомобильные дороги I и II категорий, пересечения с воздушными линиями электропередачи напряжением 500 кВ и более.
При испытании на прочность участков с различными толщинами стенок местоположение нижней точки должно приниматься на участке с наименьшей толщиной стенки. Давление в этой нижней точке должно достигать Pзав, принимаемого по техническим условиям на трубы. При этом давление в любой точке испытательного участка должно быть не меньше 1,25 Pраб для участков (I, II, III и IV категорий). С учетом указанных требований следует определять границы испытываемого участка, максимальная протяженность которого не должна превышать 110 км. В проекте должны быть указаны испытательные давления в верхней и нижней точках участков нефтепровода/нефтепродуктопровода и в точках контроля давления (установки манометров).
Участки совместного испытания назначаются в зависимости от рельефа местности, места водозабора и т.д. и определяются проектом. Участки совместного испытания, имеющие в составе линейные задвижки, разделяются задвижкой на два участка (рис.1).
Разделение участков совместного испытания, на количество более двух участков запрещено.

Рисунок 10.1
Участки совместного испытания, имеющие в составе линейные задвижки (рисунок 10.1), испытываются в следующей последовательности:
 При испытании на прочность произвести подъём давления до величины испытательного давления Рзав в нижней точке, определенного проектом для участка нефтепровода/нефтепродуктопровода с наименьшей толщиной стенки.
При этом давление в любой точке испытуемого участка должно быть не меньше 1,25 Pраб, определённого проектом для участка нефтепровода/нефтепродуктопровода с наименьшей толщиной стенки.
 Закрыть линейную задвижку. Поднять давление на участке, в составе которого имеются трубы с большей толщиной стенки, до величины испытательного давления Рзав в нижней точке, определенного проектом для участка нефтепровода/нефтепродуктопровода с наибольшей толщиной стенки.
При этом давление в любой точке испытуемого участка должно быть не меньше 1,25 Pраб, определённого проектом для участка нефтепровода/нефтепродуктопровода.
При использовании линейной арматуры в качестве ограничительного элемента перепад давлений не должен превышать максимальной величины, допустимой для данного типа арматуры, установленной заводом-изготовителем.
Гидравлические испытания на герметичность должны проводиться на давление в верхней точке испытательного участка, равном Pраб.
Испытательное давление в нижней точке испытательного участка Рзав. для каждой толщины стенки определяется по техническим условиям на трубы. Если для труб с одинаковой толщиной стенки имеется различие по величине заводского испытательного давления Рзав., то Рзав. выбирается по наименьшему из всех значений. В верхней точке испытательного участка величина испытательного давления должна быть не менее чем 1,25 Рраб. – для участков I, II, III, IV категорий, и не менее чем 1,5 Рраб. – для участков категории В.
10.4 Работы по испытанию трубопроводов Подрядчик выполняет после вывода персонала и строительной техники в зону безопасности.
10.5 Подрядчик разрабатывает инструкцию по испытаниям в соответствии с данным регламентом.
10.6 Протяженность испытываемого участка приводится в специальной инструкции. Состав специальной инструкции на комплекс работ приведен в приложении А настоящего регламента. Расчет производительности наполнительных и опрессовочных насосных агрегатов и времени наполнения трубопровода производится в соответствии с приложением Е настоящего регламента.
10.7 Подрядчик выполняет в соответствии с ППР и специальной инструкцией:
– подготовительные мероприятия;
– организацию водозабора;
– поддержание давления, требуемого для проведения испытаний на прочность и герметичность;
– выставление групп наблюдения по трассе, их обеспечение транспортом и средствами связи;
– выполнение предусмотренных процедур испытаний и величин испытательных и рабочих давлений;
– обеспечение безопасности работ и мер по охране окружающей среды;
– выполнение ремонтных работ во время испытаний;
– подготовку актов по результатам работ.
10.8 Заказчик производит:
– открытие и прикрытие задвижек по трассе;
– контроль выполнения предусмотренных процедур испытаний;
– контроль величины испытательных и рабочих давлений;
– приемку работ по актам.
10.9 Орган строительного контроля контролирует выполнение участниками работ требований ППР и специальной инструкции при проведении работ, контролирует соблюдение всех требований безопасности и технических правил по проведению гидроиспытаний.
10.10 Подрядчик заблаговременно направляет организациям, ведущим работы в районах испытываемого участка нефтепровода/нефтепродуктопровода, уведомления, запрещающие выполнение всех видов работ в охранной зоне трубопровода (земляных, строительно-монтажных, посевных, уборочных и т.п.), с указанием периода времени запрета работ. К уведомлениям прилагается ситуационный план с указанием зон, в которых запрещается присутствие людей, техники и выпас скота.
10.11 Перед началом испытаний подрядчик совместно с представителями органа строительного контроля и Заказчика проверяют выполнение всех подготовительных мероприятий, предусмотренных рабочим проектом, ППР и специальной инструкцией, и составляют акт о результатах проверки. Отмеченные при проверке несоответствия должны устраняться подрядчиком немедленно.
10.12 При подготовке к испытаниям Подрядчик проводит проверку работоспособности всего оборудования, приборов и средств, установленных в соответствии с рабочим проектом, ППР и специальной инструкцией:
– наполнительных и опрессовочных агрегатов с трубопроводами обвязки;
– линейных задвижек;
– заглушек;
– контрольно-измерительных приборов;
– вантузов и сливных патрубков, оснащенных запорной арматурой;
– измерительных приборов давления с разделительными устройствами, размещенных за пределами охранной зоны на время испытаний.
10.13 Подрядчик за 5 суток до начала испытаний издает приказ о проведении испытаний и назначает руководителя испытаний в соответствии с инструкцией по испытаниям. К приказу о проведении испытаний участка трубопровода, прилагаются:
– графики дежурства персонала по объектам;
– порядок и схема организации связи;
– порядок представления информации о ходе работ.
10.14 Не позднее чем за 2 суток до начала работ Подрядчик оформляет разрешение на проведение гидроиспытаний по форме приложения Б настоящего регламента.
10.15 При испытаниях нефтепровода/нефтепродуктопровода Подрядчик и Заказчик контролируют значение давления в испытываемых трубопроводах с помощью электронного самопишущего манометра давления и показывающих манометров.
10.16 Регистрирующее устройство электронного самописца должно быть установлено в укрытии за пределами опасной зоны от нефтепровода/нефтепродуктопровода. Зоны опасности при гидравлических испытаниях следует назначать в соответствии с требованиями
РД-93.010.00-КТН-114-07. Соединение датчика и регистратора осуществляется кабелем. В укрытии должна быть обеспечена температура от +5 до +50°С.
10.17 Для снятия показаний с показывающего манометра должны использоваться оптические средства, вынесенные за пределы опасной зоны нефтепровода. Кратность увеличения применяемых оптических приборов (зрительная труба) не менее 25.
Технические характеристики электронного самописца и кабеля для соединения с регистратором должны быть указаны в рабочем проекте.
10.18 Подрядчик заблаговременно направляет организациям, ведущим работы в районах испытываемого участка нефтепровода/нефтепродуктопровода, уведомления, запрещающие выполнение всех видов работ в охранной зоне нефтепровода/нефтепродуктопровода (земляных, строительно-монтажных, посевных, уборочных и т.п.), с указанием периода времени запрета работ. К уведомлениям прилагается ситуационный план с указанием зон, в которых запрещается присутствие людей, техники и выпас скота.
Работы по испытанию трубопроводов Подрядчик выполняет после вывода персонала и основной строительной и ремонтной техники из охранной зоны.
10.19 Руководитель испытаний обеспечивает инструктаж с отметкой в журнале и росписью персонала, участвующего в испытаниях, по порядку проведения работ и мероприятиям по безопасному их выполнению, изложенным в соответствующих разделах инструкции по испытанию и ППР на испытания. Весь персонал, участвующий в испытаниях, независимо от принадлежности, в период испытаний находится в оперативном подчинении руководителя испытаний.
10.20 Посты наблюдения Подрядчика за проводимыми работами располагают в начале и конце испытываемого участка, а также в местах перехода через водные преграды, железные и шоссейные дороги. В местах контроля за испытательным давлением должны быть представители Подрядчика, которые осуществляют контроль за величиной давления. Посты наблюдения должны иметь устойчивую связь с пунктом управления испытаниями. На весь период испытаний на постах наблюдения обеспечивается круглосуточное дежурство наблюдателей. В состав каждой дежурной смены входит не менее двух наблюдателей. Наблюдатели должны быть обеспечены средствами передвижения (вездеходы, автомобили высокой проходимости и т.п.) и средствами связи.
10.21 Оперативные указания, связанные с технологическими операциями на нефтепроводе/нефтепродуктопроводе в период испытаний (пуск и остановка насосов, закачка воды в трубопровод, сброс воды, открытие и закрытие задвижек и т.д.), отдаются руководителем испытаний.
10.22 Испытания нефтепроводов/нефтепродуктопроводов проводятся только водой. При наполнении трубопроводов водой задвижки должны быть открыты на 100 %. При проведении гидроиспытаний задвижки должны быть открыты на 30-50 %. Ответственным за положение задвижек является Заказчик. Запорная арматура отборов давления должна быть открыта на 100%. Участок магистрального нефтепровода/нефтепродуктопровода, подвергаемый гидравлическому испытанию на прочность и проверке на герметичность, ограничивается сферическими заглушками. Запрещается использование линейной арматуры в качестве ограничительного элемента при гидравлическом испытании.
10.23 Скорость подъема давления при испытании не должна превышать 0,04 МПа (0,4 кГс/см2) в минуту. При достижении величины давления, равной 0,9 от величины максимального испытательного давления в нижней точке трассы, скорость подъема давления должна находиться в пределах от 0,01 до 0,02 МПа (от 0,1 до 0,2 кГс/см2) в минуту.
10.24 Трубопроводы подключения опрессовочных насосных агрегатов к испытуемому участку монтируются из изделий и материалов заводского изготовления и должны быть подвергнуты гидравлическому испытанию на давление 1,25 Рисп в течение 6 часов.
10.25 Места подключений к трубопроводу после завершения гидроиспытаний подлежат вырезке. Сварные швы заменяемых участков должны подвергаться контролю как гарантийные стыки.
10.26 Подрядчик за 2 суток до начала испытаний издает приказ о проведении испытаний и назначает руководителя испытаний в соответствии со специальной инструкцией (приложение А настоящего регламента). К приказу о проведении испытаний участка нефтепровода, прилагаются:
– графики дежурства персонала по объектам;
– графики работы транспорта;
– порядок и схема организации связи, согласованные с ОАО «Связьтранснефть»;
– порядок представления информации о ходе работ.
Подрядчик предъявляет исполнительную документацию на испытываемый участок представителям Органа строительного контроля и Заказчика.
10.27 Руководитель испытаний обеспечивает ознакомление персонала, участвующего в испытаниях, с порядком проведения работ и мероприятиями по безопасному их выполнению, изложенным в соответствующих разделах специальной инструкции и ППР на испытания. Весь персонал, участвующий в испытаниях, независимо от принадлежности, в период испытаний находится в оперативном подчинении руководителя испытаний.
10.28 Подрядчик обеспечивает бригады, привлекаемые к испытаниям (аварийные, по обслуживанию агрегатов, наблюдатели), техническими средствами (транспортом, ремонтными механизмами, агрегатами, инструментом, приборами, средствами связи), а также необходимыми материалами для безопасного ведения работ, знаками ограждения, предупредительными знаками в соответствии с действующими нормативными документами и ППР.
10.29 Оперативные указания, связанные с технологическими операциями на нефтепроводе/нефтепродуктопроводе в период испытаний (пуск и остановка насосов, закачка воды в нефтепровод, сброс воды, открытие и закрытие задвижек и т.д.), отдаются руководителем испытаний или лицом его замещающим.
10.30 Испытание и/или очистка трубопровода/участка трубопровода воздухом допускается только по разрешению ОАО «АК «Транснефть» при наличии СТУ на проведение испытаний и/или очистки, разработанных и согласованных в установленном порядке. При этом основной металл труб должен соответствовать требованиям ОТТ-23.040.00-КТН-051-11 в части проведения на заводе-изготовителе испытаний падающим грузом (ИПГ). По результатам испытаний процент вязкого волокна в изломе образца должен быть не менее 60% для труб диаметром до 1067 мм включительно и не менее 80% для труб диаметром более 1067 мм.
10.31 Гидравлическое испытание водой при отрицательной температуре воздуха допускается по специальному ППР на испытание, которое утверждает главный инженер Заказчика. В специальном ППР приводится:
– теплотехнический расчет параметров испытания;
– организация обязательного контроля температуры воды в трубопроводе во время испытаний;
– меры по поддержанию положительной температуры воды в трубопроводе (прокачка воды и (или) ее подогрев);
– мероприятия по предохранению надземных частей трубопровода, линейной арматуры и приборов от замораживания, утеплению и укрытию узлов подключения наполнительных и опрессовочных агрегатов, камер запуска и приема СОД, сливных патрубков и обвязочных трубопроводов с арматурой;
– мероприятия по защите от замерзания измерительных приборов, самописцев и узлов присоединений их к трубопроводу;
– мероприятия по дополнительной обваловке уложенного и засыпанного трубопровода грунтом и (или) снегом;
– меры по экстренному опорожнению трубопровода при угрозе замерзания воды.
10.32 Гидравлическое испытание незамерзающими жидкостями при отрицательной температуре воздуха допускается по специальному ППР на испытание, которое утверждает главный инженер Заказчика. Требования к составу ППР соответствуют приведенным в п. 10.31 настоящего регламента с учетом температуры замерзания используемой жидкости.
10.33 Посты наблюдения Подрядчика за проводимыми работами располагают в начале и конце испытываемого участка, а также в местах перехода через водные преграды, железные и шоссейные дороги и в других наиболее опасных, с точки зрения повреждения трубопровода, местах. В местах контроля за испытательным давлением и на пункте управления испытаниями в работе участвуют представители Заказчика. Посты наблюдения должны иметь устойчивую связь с пунктом управления испытаниями. На весь период испытаний на постах наблюдения обеспечивается круглосуточное дежурство наблюдателей. В состав каждой дежурной смены входит не менее двух наблюдателей. Наблюдатели должны быть обеспечены средствами передвижения (вездеходы, автомобили высокой проходимости и т.п.) и средствами связи.
Рабочее давление Рраб определяют по проектной эпюре максимального рабочего давления на данном участке, используемой для раскладки труб.
10.34 В ППР на гидравлические испытания должны быть представлены расчет и схема расстановки вантузов для выпуска воздуха при наполнении трубопровода водой и расчет диаметров временных вантузов. Временные вантузы после завершения испытаний удаляются.
10.35 Параметры гидравлических испытаний вновь построенных участков магистральных нефтепроводов/нефтепродуктопроводов в зависимости от категорийности участков приведены в приложении Ф настоящего регламента.
10.36 Гидравлические испытания технологических трубопроводов проводятся после полной засыпки, крепления на опорах, установки арматуры, предусмотренной проектом, в следующем порядке:
– на прочность в течение 24 часов на давление Рисп по участкам, определяемое проектом;
– на герметичность не менее 12 часов на давление Рраб.;
– испытания проводить при открытых на 30-50 % технологических задвижках, вантузах, манометрических вентилях и другой защитной арматуре, при этом на них должны быть установлены заглушки на соответствующее давление;
– испытание технологических трубопроводов при отрицательных температурах должны проводиться с применением незамерзающей жидкости.
Подкачки в трубопровод при проведении испытаний технологических трубопроводов запрещены.
10.37 При испытаниях трубопровода Подрядчик совместно с Заказчиком контролирует:
– давления в испытываемом нефтепроводе/нефтепродуктпроводе поверенными манометрами класса точности не ниже 1,0 с пределом шкалы на давление 4/3 от испытательного;
– режима испытаний с помощью самопишущего манометра давления;
– времени выдержки под испытательным давлением по часам.
В процессе подъема давления, выдержки нефтепровода/нефтепродуктопровода под испытательным давлением и снижения давления наблюдатели ведут постоянное наблюдение вне охранной зоны за показаниями приборов контроля давления воды. Величины давления фиксируются на диаграммах в непрерывном режиме и в рабочих журналах наблюдений (приложение Х настоящего регламента). При давлении в нижней точке трубопровода выше рабочего производят непрерывный контроль за показаниями манометров и их регистрацию не реже одного раза в 15 мин. Применяемые самопишущие манометры должны обеспечивать бесперебойную запись показаний в течение всего периода испытаний и сохранять запись всего периода испытаний. Результаты регистрации значений давлений гидроиспытаний самопишущими приборами (диаграмма) должны быть приложены в виде твердой копии (на бумажном носителе) к акту гидроиспытаний и включены в исполнительную документацию нефтепровода/нефтепродуктопровода. Для контроля за давлением должны быть установлены самопишущие и показывающие манометры. Показывающие манометры должны быть класса точности не ниже 1 с пределом шкалы на давление 4/3 от испытательного. Для работы самопишущие манометры должны быть обеспечены источником питания 220 В. Манометры устанавливаются с выносом на расстояние не менее 5 метров от испытываемого трубопровода. Запрещается установка манометров в траншеи и напротив сферических заглушек. Применяемые самопишущие манометры должны обеспечивать бесперебойную запись показаний в течение всего периода испытаний и сохранять запись всего периода испытаний.
10.38 Испытания трубопровода должны быть прерваны и давление снижено до статического давления на данном участке нефтепровода в случаях:
 падения давления на испытываемом участке на 0,1 МПа и более;
 обнаружения выхода воды на трубопроводе;
 возникновения непредвиденных обстоятельств, при которых продолжение испытаний может привести к аварии или опасной ситуации.
10.39 Распоряжение о прекращении или перерыве в испытаниях отдает руководитель испытаний. Причины прекращения испытаний фиксируются в рабочем журнале испытаний.
10.40 После снижения давления до уровня статического на участке наблюдатели по распоряжению руководителя испытаний проводят осмотр закрепленного за ними участка трубопровода. Место повреждения определяется визуально по выходу воды из трубопровода (допускается применение подкрашиваемой воды с использованием экологически чистых красителей), акустическим методом (по звуку утечки) и по падению давления на участке.
10.41 При обнаружении порыва трубопровода с выходом воды наблюдатели Подрядчика должны немедленно доложить руководителю испытаний о повреждении, точном месте нахождения его и возможных последствиях. Дефектный участок отключается путем закрытия близлежащих задвижек, выставляются предупредительные знаки и принимаются меры по предотвращению допуска в охранную зону людей, животных, транспорта.
10.42 Выявленные при испытаниях дефекты и повреждения и их последствия устраняются Подрядчиком заменой дефектного участка. После восстановления нефтепровода/нефтепродуктопровода испытания на прочность повторяются.
10.43 Данные о характере выявленных дефектов и повреждений трубопровода, а также работы по их устранению фиксируются в акте устранения дефекта по форме В.8 приложения В настоящего регламента. При обнаружении поставленных бракованных материалов или оборудования на объект привлекается поставщик этих материалов и оборудования.
10.44 Участок нефтепровода/нефтепродуктопровода считается выдержавшим испытание на прочность, если в течение времени выдержки под испытательным давлением не произошло изменение давления или разрушение трубопровода.
10.45 Проверку на герметичность проводят в течение времени, необходимого для осмотра нефтепровода/нефтепродуктопровода и выявления утечек, но не менее 12 часов (кроме ППМН).
10.46 При испытании на герметичность должен быть проведен осмотр трассы нефтепровода/нефтепродуктопровода и установленного оборудования – вантузов, задвижек, отборов давления. Утечки воды, отпотины, деформации не допускаются. В случае обнаружения утечки в процессе проверки на герметичность необходимо устранить неисправность в соответствии с 10.42 настоящего регламента и повторить проверку на герметичность.
10.47 По окончании гидравлических испытаний представители Подрядчика, Заказчика и Органа строительного контроля оценивают результаты испытаний на основании материалов испытаний (рабочего журнала, рабочих журналов наблюдателей и других документов, составленных в период подготовки и проведения испытаний) и в течение 1 суток составляют акт гидравлического испытания на прочность и проверки на герметичность по форме В.9 приложения В настоящего регламента. Результаты испытаний трубопровода признаются удовлетворительными, если во время испытаний не произошло разрывов, видимых деформаций, падения давления, а в основном металле, сварных швах, корпусах арматуры, разъемных соединениях и в местах приварки патрубков не обнаружено течи и отпотин.
К акту прилагаются:
– график режима испытаний участка с фактическими данными об условиях и параметрах испытаний;
– диаграммы с записью в непрерывном режиме давления при испытаниях и соответствующие выписки из журналов наблюдений;
– акты на устранение выявленных дефектов и повреждений;
– перечень запорной арматуры с указанием положения каждой задвижки во время испытания на прочность и герметичность.
В каждом акте испытаний должны быть отражены сроки испытаний (начало и окончание) и в заключении указаны основные результаты испытаний.
10.48 Персонал Заказчика по окончании испытаний участка трубопровода открывает задвижки полностью.
10.49 К акту испытаний нефтепровода/нефтепродуктопровода также прилагаются:
– приказ о проведении испытаний;
– технологическая схема испытаний с фактическими данными об условиях и параметрах испытаний;
– протоколы о внесении изменений и дополнений в ППР очистки полости, профилеметрии и испытания нефтепровода/нефтепродуктопровода;
– сведения (справка) о затратах на организацию и проведение испытаний, а также на ликвидацию повреждений и их последствий.
10.50 Подрядчик после проведения гидравлических испытаний должен обеспечить контроль движения транспортных средств по трассе в соответствии со схемой движения, исключающей наезд транспорта на засыпанную траншею трубопровода.
10.51 Все изменения, выполненные в период подготовки и проведения испытаний (замена отдельных участков труб, установка катушек, патрубков, вантузов и т.п.), должны быть внесены Подрядчиком в исполнительную документацию, оформленную в установленном порядке.
10.52 Подкачки в трубопровод при проведении испытаний запрещены.
11 Организация и производство работ по освобождению нефтепровода/нефтепродуктопровода от воды
11.1 После завершения испытаний из магистральных и технологических нефтепроводов/нефтепродуктопроводов должна быть удалена опрессовочная жидкость. Освобождение производит Подрядчик. Запрещается подключение к действующему нефтепроводу/нефтепродуктопроводу и заполнение нефтью/нефтепродуктом вновь построенных участков трубопроводов при наличии в них опрессовочной жидкости.
11.2 Подрядчик до начала работ разрабатывает и представляет в Организацию системы «Транснефть» «Мероприятия, исключающие сброс воды в систему магистральных нефтепроводов/нефтепродуктопроводов ОАО «АК «Транснефть» при заполнении, и опорожнении полости трубопроводов МТ и НПС/ПС водой при подготовке к подключению участков после проведения гидроиспытаний» в соответствии с формой (приложение Ц настоящего регламента). «Мероприятия должны быть подписаны руководителем подрядчика и утверждены главным инженером Организации системы «Транснефть».
11.3 Проектом производства работ (п.5.5 настоящего регламента) должно быть предусмотрено:
– расположение, объем и обустройство амбаров для сброса опрессовочной жидкости;
– технология вытеснения воздухом опрессовочной жидкости и ее утилизации;
– технология рекультивации амбаров, предназначенных для сброса опрессовочной жидкости после завершения СМР.
11.4 Обязанности Подрядчика при вытеснении воды воздухом из трубопровода
11.4.1 Подрядчик должен получить следующие разрешительные документы:
– договор водопользования для забора (изъятия) водных ресурсов из поверхностного водного объекта в соответствии с объемами и местом забора, определенными проектом;
– решение о предоставлении водных объектов в пользование с целью сброса воды после гидроиспытаний в соответствии с объемами и местом забора, определенными проектом;
– разрешение Ростехнадзора на сброс воды в поверхностный водный объект (в случае сброса воды на рельеф – разрешение на сброс на рельеф местности);
– утвержденные нормативы допустимого сброса загрязняющих веществ;
– разрешение на выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух;
– лимиты размещения отходов;
11.4.2 Подрядчиком должны быть заключены договора на сдачу отходов со специализированными организациями, имеющими лицензию по сбору, использованию, обезвреживанию, транспортировке, размещению опасных отходов.
11.4.3 Подрядчик обязан представить Заказчику в срок до 2 числа месяца, предшествующего месяцу проведения планируемых работ, разрешений, указанных в 11.4.1 настоящего регламента.
11.4.4 Подрядчик должен издать приказ о проведении освобождения трубопровода от воды в срок за 2 суток до начала работ с назначением руководителя работ.
11.4.5 Подрядчик должен обеспечить освобождение трубопровода от воды воздухом с применением поршней-разделителей типа ХХ-ПРВ 1.00-00.000 (где ХХ-диаметр поршня-разделителя в дюймах). Поршни-разделители должны быть укомплектованы в соответствии с руководством по эксплуатации ХХ-ПРВ 1,00-00.000 РЭ и оборудованы передатчиками. Скорость поршня-разделителя ПРШ должна быть не менее 1,5 км/ч.
11.4.6 При освобождении трубопровода от опрессовочной жидкости на поршнях-разделителях ПРВ-1 необходимо применять новые полиуретановые манжеты, не имеющие износа. Запрещается удаление опрессовочной жидкости самотеком для исключения разрыва струи и неполного вытеснения опрессовочной жидкости.
11.4.7 Подрядчик обеспечивает запасовку, пропуск и прием поршней-разделителей типа ПРВ-1:
– установку эапасовочного лотка;
– запасовку поршней-разделителей ПРВ-1;
– запуск поршней-разделителей.
Прием и извлечение поршня-разделителя необходимо производить в присутствии представителей Заказчика и Органа строительного контроля. Пуск и прием поршней-разделителей ПРВ-1 осуществляется с помощью постоянных/временных камер пуска-приема. Конструктивные параметры постоянных КПП СОД должны соответствовать
ОТТ-75.180.00-КТН-370-09, временные камеры для пуска и приема поршней-разделителей
ПРВ-1 должны соответствовать требованиям, указанным в приложении Д настоящего регламента или ОТТ-75.180.00-КТН-370-09.
11.4.8 Подрядчик обеспечивает безопасность работ и меры по охране окружающей среды;
11.4.9 Подрядчик должен обеспечить перед сбросом опрессовочной воды ее очистку от загрязняющих веществ до установленных нормативов предельно допустимого сброса (ПДСБ);
11.4.10 Подрядчик должен установить временные инвентарные заглушки, препятствующие попаданию воды в нефтепровод/нефтепродуктопровод после опорожнения участка трубопровода от опрессовочной жидкости.
11.4.11 Подрядчик должен произвести демонтаж временных узлов и оборудования, использованных при очистке полости, профилеметрии, гидравлических испытаниях и опорожнении трубопровода после опорожнения участка нефтепровода/нефтепродуктопровода от опрессовочной жидкости.
11.4.12 Подрядчик должен обеспечить подготовку актов по результатам работ.
11.5 Обязанности Заказчика при вытеснении воды воздухом из трубопровода
11.5.1 Заказчик должен обеспечить:
– технический надзор и проверку качества выполненных работ;
– согласование и утверждение в срок 3 дня с момента представления «Мероприятий, исключающих сброс воды в систему магистральных нефтепроводов/нефтепродуктопроводов ОАО «АК «Транснефть» при заполнении и опорожнении полости трубопроводов МН/МНПП и НПС/ПС водой при подготовке к подключению участков после проведения гидроиспытаний» в соответствии с формой (приложение Ц настоящего регламента). «Мероприятия…» должны быть согласованы отделами эксплуатации, капитального строительства, экологической безопасности и рационального природопользования и утверждены главным инженером Заказчика;
– доставку и передачу Подрядчику для пропуска поршней-разделителей ПРВ-1, оборудованных трансмиттерами;
– полное открытие линейных задвижек по трассе трубопровода перед пропуском поршней-разделителей ПРВ-1;
– сопровождение оборудованного передатчиком поршня-разделителя ПРВ-1 бригадами сопровождения, оснащенными низкочастотным и акустическим локаторами. Бригады состоят из персонала Заказчика и Подрядчика. Отслеживание прохождения поршня производится на контрольных пунктах, расположенных с интервалом 5 км, а Ответственным за положение задвижек является Заказчик;
– также на узлах запорной арматуры и точках возможного застревания поршня (равнопроходные тройники, повороты 5D). Количество бригад определяется в зависимости от протяженности участка приведено в таблице 11.1 настоящего регламента.
Таблица 11.1 Количество бригад сопровождения поршня-разделителя ПРВ-1 при вытеснении воды из трубопровода
Протяженность участка, км до 10 км свыше 10 км
1 2 3
Количество бригад 1 2
Представители Заказчика в обязательном порядке присутствуют при запасовке и извлечении поршней-разделителей ПРВ-1 для освидетельствования их состояния;
– приемку работ по актам;
– отбор проб и определение в опрессовочной воде перед ее сбросом содержания загрязняющих веществ (нефтепродукты, взвешенные вещества) аккредитованными экоаналитическими лабораториями. Результаты анализа проб оформляются актом;
– контроль качества выполненных работ и выполнение участниками работ требований проекта, ППР и специальной инструкции при проведении работ обеспечивает Орган строительного контроля. Представитель Органа строительного контроля в обязательном порядке присутствует при запасовке и извлечении поршней-разделителей ПРВ-1.
11.5.2 При сбросе воды Подрядчик обеспечивает очистку вытесняемой воды от загрязняющих веществ до установленных нормативов допустимого сброса (НДС). Перед сбросом опрессовочной воды отбор проб и определение в опрессовочной воде перед ее сбросом содержания загрязняющих веществ (нефтепродукты, взвешенные вещества, железо) аккредитованными экоаналитическими лабораториями. Результаты анализа проб оформляются протоколом анализа качества воды. В случае сброса воды в поверхностный водный объект дополнительно определяется качество воды в поверхностном водном объекте (нефтепродукты, взвешенные вещества, железо) в местах, согласованных с природоохранными органами.
11.6 Протяженность участка трубопровода при опорожнении от воды составляет не более 110 км.
11.7 Скорость движения поршней-разделителей ПРВ-1 при вытеснении опрессовочной жидкости должна быть не менее 1,5 км/ч.
11.8 Опорожнение участка протяженностью до 500 м включительно выполняется 2-мя поршнями-разделителями ПРВ-1 в один этап.
11.9 Опорожнение участка протяженностью свыше 500 м выполняется в два этапа:
– первый этап – предварительное удаление основного объема опрессовочной жидкости 2-мя поршнями-разделителями ПРВ-1;
– второй этап – пропуск 1 -ого контрольного поршня-разделителя ПРВ-1.
11.10 Опорожнение вновь построенного участка считается выполненным, если контрольный поршень-разделитель ПРВ-1 пришел неразрушенным, без повреждения манжет и впереди него нет воды.
11.11 При невыполнении требований п.11.10 настоящего регламента повторить пропуск контрольного поршня разделителя ПРВ-1. Пуск осуществлять до прекращения выхода воды и прихода исправного поршня-разделителя ПРВ-1.
11.12 По результатам удаления воды после испытаний трубопровода представители Подрядчика, Заказчика и Органа строительного контроля в течение 1 суток составляют акт удаления воды после испытаний трубопровода по форме В.10 приложения В настоящего регламента.
12 Меры безопасности при очистке, испытаниях,
внутритрубной диагностике нефтепроводов/ нефтепродуктопроводов, устранении дефектов
12.1 Меры безопасности при очистке, испытаниях трубопроводов
12.1.1 Меры безопасности Подрядчик отражает в специальной инструкции (приложение А настоящего регламента). В инструкции указывается порядок допуска персонала и оборудования к испытаниям, действия персонала во время испытаний, очистки и диагностики в нормальных условиях и при возникновении аварийной ситуации, порядок окончания испытаний, очистки и диагностики, снятия охранной зоны в соответствии с требованиями нормативных документов.
12.1.2 При испытаниях каждого отдельного участка нефтепровода/нефтепродуктопровода приказом по Подрядной организации должны назначаться работники, ответственные за обеспечение безопасности обслуживающего персонала, населения и сохранности техники и сооружений вдоль трассы трубопровода (в пределах охраной зоны), перемещение техники, организацию бытовых условий для работников. Работы по проведению испытаний являются работами повышенной опасности и выполняются по наряду-допуску в соответствии с требованиями Регламента организации огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности на взрывопожароопасных и пожароопасных объектах предприятий системы ОАО «АК «Транснефть» и оформления нарядов-допусков на их подготовку и проведение.
12.1.3 Все работники, привлекаемые Подрядчиком к проведению испытаний, очистки знакомятся с приказом по проведению испытаний, целями, задачами и особенностями испытаний участков нефтепровода/нефтепродуктопровода, а также с порядком действий и своими обязанностями при возникновении аварийных ситуаций.
Все работники, занятые на работах по очистке, гидроиспытаниях участков нефтепроводов/нефтепродуктопроводов, должны пройти обучение по ПТМ (пожарно-техническоу минимуму), пройти инструктажи по пожарной безопасности. Первичный инструктаж на рабочем месте должен проводить непосредственный руководитель работ (мастер, начальник участка и т.д.) Вводный инструктаж по пожарной безопасности должен проводить инженер СПО, инструктор по ПБ.
12.1.4 В процессе испытаний участка нефтепровода/нефтепродуктопровода люди, механизмы и оборудование, должны находиться за пределами опасной зоны, движение на пересекающих участок дорогах должно быть прекращено.
12.1.5 Перед испытанием оборудования необходимо:
 руководителю работ ознакомить персонал, участвующий в испытаниях, с порядком проведения работ и с мероприятиями по безопасному их выполнению;
 предупредить работающих на смежных участках о времени проведения испытаний;
 провести визуальную, а при необходимости с помощью приборов проверку крепления оборудования, состояния изоляции и заземления электрической части, наличия и исправности арматуры, контрольно-измерительных приборов и заглушек;
 оградить и обозначить знаками (В.14 приложения В настоящего регламента) зону испытаний;
 на пересечениях МН/МНПП с автомобильными и железными дорогами должны быть выставлены посты. На период поднятия давления в МН/МНПП движение по этим дорогам должно быть временно прекращено. В местах возможного выезда транспортных средств в зону проведения испытаний устанавливаются таблички (В.14 приложения В настоящего регламента);
 установить аварийную сигнализацию (при необходимости);
 обеспечить возможность аварийного выключения испытуемого участка, оборудования;
 проверить отсутствие внутри и снаружи оборудования посторонних предметов;
 обозначить предупредительными знаками временные заглушки, люки и фланцевые соединения;
 установить посты из расчета один пост в пределах видимости другого, но не реже чем через каждые 200 м друг от друга, для предупреждения об опасной зоне;
 определить места и условия безопасного пребывания лиц, занятых испытанием;
 обеспечить освещенность рабочих мест не менее 50 лк.
12.1.6 Прочность и герметичность обвязки насосных и опрессовочных агрегатов должны быть проверены испытательным давлением на закрытую задвижку.
12.1.7 При продувке оборудования и трубопроводов после испытания перед открытыми люками и штуцерами должны быть установлены защитные ограждения (экраны).
12.1.8 Начинать испытание разрешается только после своевременного предупреждения окружающих лиц и получения разрешения руководителя испытаний
12.1.9 Установка предупредительных знаков оформляется совместным актом представителей организации, проводящей испытания, органа строительного контроля и Заказчика (В.13 приложения В настоящего регламента). К акту прилагается ситуационный план участка испытания нефтепровода/нефтепродуктопроводу, где указываются места установки сигнальной ленты и предупредительных знаков.
12.1.10 Лицо, ответственное за обозначение опасных зон и установку предупредительных знаков, производит ежедневную проверку обозначения опасных участков с отметкой под роспись в акте (В.13 приложения В настоящего регламента).
12.1.11 При проведении испытаний в темное время суток рабочие площадки, посты наблюдателей, приборы должны быть освещены.
12.1.12 При монтаже и эксплуатации насосных агрегатов, машин и механизмов необходимо соблюдать указания, изложенные в соответствующих разделах специальной инструкции, в руководствах по эксплуатации и паспортах на агрегаты, машины и механизмы.
Врезку патрубков в испытываемый трубопровод для подсоединения наполнительных и опрессовочных агрегатов, а также для установки измерительных приборов и сигнализаторов следует выполнять в соответствиями с требованиями РД 153-39.4Р-118-02, ОР-13.100.00-КТН-030-12, РД-75.180.00-КТН-150-10.
12.1.13 Запорная арматура и трубопроводы для подключения наполнительных и опрессовочных агрегатов должны быть предварительно подвергнуты гидравлическому испытанию на прочность на давление 1,25 Рраб в течение 12 часов, где Рраб – величина испытательного давления в точке закачки опрессовочной жидкости.
12.1.14 Замер параметров при испытаниях должен проводиться дистанционными приборами, вынесенными за пределы охранной зоны. Допускается установка манометров над поверхностью земли. В этом случае для снятия показаний манометров должны применяться оптические средства, вынесенные за пределы охранной зоны.
12.1.15 При очистке трубопровода промывкой устанавливается охранная зона, в пределах которой во время проведения работ запрещается нахождение людей, техники и выпас скота. Размеры охранной зоны составляют в обе стороны от оси трубопровода 25 м и в направлении вылета поршня-разделителя – 100 м, угол 60 – одинаково для всех диаметров трубопровода.
12.1.16 При опорожнении от воды трубопровода воздухом с поршнями-разделителями охранная зона, в пределах которой во время проведения работ запрещается нахождение людей, техники и выпас скота, устанавливается при диаметре трубопровода от 100 до 300 мм – по 40 м в обе стороны от оси трубопровода и в направлении вылета поршня от торца – 600 м (угол 60о), при диаметре свыше 300 до 800 мм – 60 и 800 м соответственно, при диаметре свыше 800 до 1400 мм – 100 и 1000 м соответственно. Порядок опорожнения и давление вытеснения поршня устанавливаются специальной инструкцией.
Из технологических трубопроводов опрессовочная жидкость удаляется из нижних точек или с применением воздуха от компрессоров.
12.1.17 На трубопроводах, проложенных по пересеченной местности, при очистке полости промывкой и освобождении от воды на участке трубопровода за поршнем-разделителем могут образовываться зоны глубокого вакуума, поэтому всякое вскрытие трубопровода в верхних по рельефу участках до полного окончания процесса удаления воды (выход поршня-разделителя) запрещается.
12.1.18 На время испытаний нефтепроводов Подрядчик выделяет людей для постов оцепления опасных участков магистрального нефтепровода, в том числе на местах пересечений с автомобильными и железными дорогами, для обхода трассы и наблюдения за опасными участками на пересечениях с реками, каналами, с действующими коммуникациями.
12.1.19 Наблюдающие на постах должны находиться в пределах видимости, но не более чем через 200 м друг от друга. Оцепление снимается только по указанию руководителя испытаний.
12.1.20 Перед началом испытания Подрядчик поверяет действие связи и расстановку ремонтно-восстановительных бригад, обходчиков, постов оцепления согласно плана испытаний, обозначения открытых участков. Только после этой проверки руководитель испытаний может отдать распоряжение на подачу воды для испытания.
12.1.21 При испытаниях участка нефтепровода/нефтепродуктопровода водой на прочность и герметичность устанавливаются следующие охранные зоны, в пределах которых во время проведения работ запрещается нахождение людей, техники и выпас скота:
для давления испытания до 8,25 МПа – при диаметре трубопровода от 100 до 300 мм – по 75 м в обе стороны от оси трубопровода и в направлении отрыва заглушки от торца – 600 м (угол 60о), при диаметре свыше 300 до 800 мм – 75 и 800 м соответственно, при диаметре свыше 800 до 1400 мм – 100 и 1000 м соответственно;
для давления испытания свыше 8,25 МПа – при диаметре трубопровода от 100 до 300 мм – по 100 м в обе стороны от оси трубопровода и в направлении отрыва заглушки от торца – 900 м (угол 60о), при диаметре свыше 300 до 800 мм – 100 и 1200 м соответственно, при диаметре свыше 800 до 1400 мм – 150 и 1500 м соответственно;
во время работы насосных агрегатов запрещается нахождение людей (кроме членов экипажа) ближе 50 м от напорного трубопровода.
12.1.22 Весь персонал должен обеспечиваться средствами индивидуальной защиты, спецодеждой, спецпитанием и другими предусмотренными средствами согласно установленным в организации перечнем и нормам.
12.1.23 В процессе проведения испытаний не допускается:
 снимать защитные ограждения;
 открывать люки, ограждения, чистить и смазывать оборудование, прикасаться к его движущимся частям;
 производить проверку и исправление электрических цеп ей, электрооборудования и приборов автоматики.
12.1.24 Устранение недоделок на оборудовании, обнаруженных в процессе испытания, следует производить после его отключения и полной остановки.
12.1.25 Одновременное гидравлическое испытание нескольких трубопроводов, смонтированных на одних опорных конструкциях или эстакаде, допускается в случае, если эти опорные конструкции или эстакады рассчитаны на соответствующие нагрузки.
12.1.26 Обстукивание сварных швов непосредственно во время испытаний трубопроводов и оборудования не допускается.
12.1.27 Дефекты трубопровода следует устранять после снижения давления до атмосферного.
12.1.28 Осмотр нефтепровода с целью выявления дефектов и повреждений разрешается только после снижения давления до рабочего. В случае обнаружения выхода воды выставить предупредительные знаки в местах выхода.
Испытания возобновляются после ликвидации повреждений трубопровода.
12.2 Меры безопасности при проведении внутритрубной диагностики участка нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой
12.2.1 Комплекс мер безопасности при проведении работ по внутритрубной диагностике участка нефтепровода/нефтепродуктопровода предусматривается в ППР.
12.2.2 Всем участникам провести инструктаж по безопасному производству работ.
12.2.3 Перед проведением работ должна быть организована устойчивая связь и разработан план работ с расстановкой бригад сопровождения.
12.2.4 Прочность и герметичность обвязки насосных агрегатов должны быть проверены до начала работ по внутритрубной диагностике.
12.2.5 Запасовка очистных устройств и внутритрубных инспекционных приборов в камеру пуска СОД должна проводиться при помощи запасовочного устройства.
12.2.6 Грузоподъемные механизмы и приспособления, используемые при запасовке и извлечении СОД должны пройти техническое освидетельствование.
12.2.7 Выпуск воздуха из камеры пуска СОД при заполнении ее водой должен производиться через два патрубка для выпуска воздуха.
12.2.8 Во время проведения работ на площадках КПП СОД персонал должен быть экипирован в соответствующую действующим нормативам спецодежду, обувь, перчатки и защитные каски.
12.2.9 Камера пуска должна опорожняться при открытых устройствах для впуска воздуха.
12.3 Меры безопасности при проведении внутритрубной диагностики участка нефтепровода при его заполнении нефтью после завершении СМР до ввода в эксплуатацию и после ввода в эксплуатацию в срок до одного года
12.3.1 Перед проведением работ по внутритрубной диагностике Заказчик разрабатывает специальную инструкцию, в которой предусматривается необходимый комплекс мер безопасности при проведении данных работ.
12.3.2 Все работы, связанные с запасовкой, пуском, приемом и извлечением внутритрубных инспекционных приборов ДКК (ДКУ/WM, CD, ДМК, МДСкан/ДКМ) производятся персоналом Заказчика, под наблюдением и при участии специалистов Исполнителя диагностики. Запасовка и извлечение ОУ и ВИП производится с оформлением наряда-допуска на газоопасные работы.
12.3.3 При выполнении операций приема ВИП ДКК (ДКУ/WM, CD, ДМК, МДСкан/ДКМ), получивших повреждения в процессе пропуска (нарушение целостности корпуса или токоведущих кабелей), должны быть приняты специальные меры безопасности, обеспечивающие взрывобезопасность работ, в виде продувки КПП СОД инертным газом (азотом), анализа газовоздушной среды камеры газоанализатором и т.д. Указанные меры необходимо принимать при отсутствии звуковых сигналов, подаваемых ВИП при его приходе в камеру в нормальном состоянии (без повреждений). При возникновении аварийных ситуаций при проведении операций по запасовке и извлечении ВИП необходимо руководствоваться требованиями по ликвидации аварий, предусмотренными
РД 153-39.4-056-00.
12.3.4 Запасовка очистных устройств и внутритрубных инспекционных приборов в камеру пуска СОД должна проводиться при помощи запасовочного устройства.
12.3.5 Грузоподъемные механизмы и приспособления, используемые при запасовке и извлечении СОД должны пройти техническое освидетельствование.
12.3.6 Перед открытием камеры пуска запасовочное устройство должно быть надежно соединено с камерой кабелем заземления. Запрещено отсоединять кабель заземления до закрытия камеры.
12.3.7 Камера пуска должна опорожняться от нефти при открытых устройствах для впуска воздуха.
12.3.8 Очистные устройства и внутритрубные инспекционные приборы должны вводиться в камеру медленно, без рывков.
12.3.9 После закрытия крышки камеры пуска СОД, должны быть установлены предохранительные устройства, блокирующие открывание камеры при наличии в ней давления.
12.3.10 Выпуск газовоздушной среды из камеры пуска СОД при заполнении ее нефтью должен производиться через два патрубка для выпуска воздуха.
12.3.11 При работе с дефектоскопом, после сброса давления прибор должен оставаться в заполненной камере для того, чтобы он выключился автоматически для обеспечения своего взрывобезопасного состояния.
Если, по истечении запрограммированного времени после поступления дефектоскопа в камеру приема и сброса давления в ней, звуковой сигнал взрывобезопасности не появился, предпринять следующие меры взрывозащиты, согласованные с ответственным представителем предприятия, выполняющего диагностику: если есть такая возможность, дождаться разрядки литиевых батарей дефектоскопа до уровня ниже минимального рабочего напряжения, после чего появляется звуковой сигнал взрывобезопасности.
12.3.12 При выполнении операций приема инспекционных приборов, получивших повреждения в процессе прогона (нарушение целостности корпуса) должны быть приняты специальные меры безопасности, обеспечивающие взрывобезопасность работ (продувка камеры приема азотом, анализ атмосферы камеры газоанализатором и т.д.). Указанные меры необходимо принимать при отсутствии звуковых сигналов, подаваемых прибором при его приходе в камеру в нормальном состоянии (без повреждений).
12.3.13 Перед открытием камеры приема СОД приемный лоток должен быть надежно соединен с камерой кабелем заземления. Запрещено отсоединять кабель заземления до закрытия камеры.
12.3.14 Камера приема СОД должна опорожняться от нефти/нефтепродукта при открытом устройстве для впуска воздуха.
12.3.15 Очистные устройства и внутритрубные инспекционные приборы должны вытягиваться из приемной камеры лебедкой плавно, без рывков.
12.3.16 При проведении операций запасовки и извлечении ОУ и ВИП следует принять необходимые меры предупреждения накапливания статического электричества на приборах и транспортно-запасовочных устройствах (выполнять заземление согласно требованиям технологий проведения работ по диагностированию магистральных трубопроводов для каждого типа внутритрубного инспекционного прибора). При проведении операций запасовки и извлечении ВИП на площадках КПП СОД должны находиться первичные средства пожаротушения: огнетушитель порошковый ОП-50 – 1 шт, песок – 0,5 м3, лопата – 2 шт, противопожарное полотно – 2 шт.
12.3.17 Во время проведения работ на площадках КПП СОД персонал должен быть экипирован в соответствующую действующим нормативам спецодежду, обувь, перчатки и защитные каски СИЗОД (средства индивидуальной защиты органов дыхания).
12.3.18 При проведении операций по подъему ВИП грузоподъемными механизмами необходимо соблюдать требования инструкций по безопасному ведению грузоподъемных работ. Следует применять только штатные траверсы и стропы, предназначенные для этих приборов.
12.3.19 Перед запасовкой очистных скребков и магнитных инспекционных приборов, имеющих металлические щетки, для предотвращения при запасовке искрообразования от трения щеток по поверхности камеры пуска, необходимо начальную часть внутренней поверхности расширенной части камеры длиной не менее 200 мм смазать слоем смазки (солидол синтетический по ГОСТ 4366-76).
12.3.20 При проведении работ с магнитными скребками и инспекционными приборами, которые создают сильное магнитное поле, необходимо соблюдать меры осторожности, запрещается подходить к магнитам приборов ближе 4 м лицам, использующим кардиостимуляторы или аналогичные приборы.
12.3.21 В процессе пропуска ВИП ДКК (ДКУ/WM, CD, ДМК, МДСкан/ДКМ) не допускается:
– проведение на диагностируемом участке иных видов работ;
– изменение режимов перекачки по причинам, не связанным с пропуском ВИП;
– присутствие у КПП СОД посторонних лиц, непосредственно не участвующих в проведении работ.
12.4 Меры безопасного ведения работ по устранению дефектов по результатам внутритрубной диагностики участка нефтепровода, заполненного водой, после завершении СМР до ввода в эксплуатацию
12.4.1 Во избежание повреждения трубопровода ковшом экскаватора, необходимо разрабатывать грунт на расстоянии 0,15…0,20 м до верхней и боковых образующих трубы.
12.4.2 При вскрытии траншеи экскаватором грунт должен размещаться на расстояние не менее 0,5 м от бровки траншеи в сухих и связанных грунтах и не менее 1 м в песчаных и увлажненных грунтах.
12.4.3 При работе экскаватора не разрешается производить какие-либо другие работы со стороны разрабатываемой траншеи и находиться людям ближе 5 м от зоны максимального выдвижения ковша
12.4.4 До начала производства сварочных работ, должна быть выполнена следующая технологическая подготовка работ:
а) обучены и аттестованы специалисты сварочного производства на 1-4 уровень в соответствии с нормативной документацией ОАО «АК «Транснефть»;
б) разработаны, согласованы и утверждены технологические карты на сварочные работы;
в) сварочные материалы аттестованы в соответствии с РД 03-613-03;
г) источники сварочного тока аттестованы в соответствии с РД 03-614-03;
д) определены виды сварных соединений, проверены соответствия и сроки действия в аттестационных документах сварщиков;
е) оформлены и выданы сварщикам и газорезчикам необходимые квалификационные и разрешительные документы;
ж) проведена производственная аттестация технологии сварки и ремонта дефектных стыков согласно требованиям РД 03-615-03;
Организация-производитель ремонтных работ должна иметь соответствующее свидетельство о производственной аттестации технологии;
и) получены положительные результаты сварки допускных стыков ремонтных конструкций сварщиков;
к) оформлены акты сварки допускных стыков ремонтных конструкций на каждого сварщика с приложением заключений по неразрушающему контролю и актов механических испытаний;
л) оформлен список сварщиков;
12.4.5 Следует применять сварочные электроды, прошедшие входной контроль, включающий:
 проверку сертификатов завода – изготовителя;
 проверку свидетельства об аттестации сварочных материалов;
 проверку сохранности упаковки;
 проверку внешнего вида покрытия на отсутствие поверхностных дефектов и следов ржавчины на электродных стержнях, проверку разнотолщинности электродного покрытия;
 замер диаметра электрода;
 проверку сварочно-технологических свойств электродов и порошковых проволок при сварке катушек труб во всех пространственных положениях.
Запрещается применение электродов, не прошедших входной контроль. Электроды с истекшим сроком хранения подлежат утилизации, сварка такими электродами запрещена.
12.4.6 Электроды, прокаленные в стационарных условиях, доставляют на место производства работ в герметичных контейнерах или термопеналах. Такие электроды следует использовать в течение одной рабочей смены (~ 8-10 час.).
12.5 Меры безопасного ведения работ по устранению дефектов по результатам внутритрубной диагностики участка нефтепровода при его заполнении нефтью после завершении СМР до ввода в эксплуатацию и после ввода в эксплуатацию в срок до одного года
12.5.1 Организация и производство ремонтных работ на магистральных трубопроводах, заполненных нефтью, должны соответствовать требованиям: Федерального закона о промышленной безопасности, Правил безопасности при эксплуатации и Правил пожарной безопасности, РД 153-39.4-056-00, РД-23.040.01-КТН-108-10,
РД-23.040.00-КТН-386-09, РД-75.180.00-КТН-274-10, РД-75.180.00-КТН-150-10, СНиП 12-03-2001, ОР-13.100.00-КТН-030-12, а также разделов по технике безопасности инструкций по эксплуатации машин, механизмов и других технических средств, используемых при ремонте трубопроводов.
12.5.2 Оформление производства работ и движение техники в охранной зоне МН должно проводиться в соответствии с требованиями ОР-13.100.00-КТН-030-12.
12.5.3 Наряды-допуски на огневые, газоопасные и другие работы повышенной опасности должны быть оформлены в соответствии с требованиями
ОР-03.100.30-КТН-150-11.
12.5.4 До начала производства сварочных работ, должна быть выполнена следующая технологическая подготовка работ:
а) обучены и аттестованы специалисты сварочного производства на 1-4 уровень в соответствии с нормативной документацией ОАО «АК «Транснефть»;
б) разработаны, согласованы и утверждены технологические карты на сварочные работы;
в) сварочные материалы аттестованы в соответствии с РД 03-613-03;
г) источники сварочного тока аттестованы в соответствии с РД 03-614-03;
д) определены виды сварных соединений, проверены соответствия и сроки действия в аттестационных документах сварщиков;
е) оформлены и выданы сварщикам и газорезчикам необходимые квалификационные и разрешительные документы;
ж) проведена производственная аттестация технологии сварки и ремонта дефектных стыков согласно требованиям РД 03-615-03;
Организация-производитель ремонтных работ должна иметь соответствующее свидетельство о производственной аттестации технологии;
и) получены положительные результаты сварки допускных стыков ремонтных конструкций сварщиков;
к) оформлены акты сварки допускных стыков ремонтных конструкций на каждого сварщика с приложением заключений по неразрушающему контролю и актов механических испытаний;
л) оформлен список сварщиков;
м) оформлено разрешение на производство сварочно-монтажных работ, согласованное с Органом строительного контроля, главным сварщиком и главным инженером ОСТ.
12.5.5 Персонал, участвующий в подготовке и проведении ремонтных работ, должен пройти инструктаж по охране труда с записью в Журнале регистрации инструктажей персонала на рабочем месте и наряде-допуске.
12.5.6 При выполнении работ должна быть организована устойчивая двухсторонняя связь с производственными подразделениями и службами ОСТ (РНУ) и местом производства работ.
13 Охрана окружающей среды при очистке и испытаниях нефтепроводов/нефтепродуктопроводов
13.1 Мероприятия по охране окружающей среды при очистке полости и испытании трубопровода должны выполняться в полном объеме, предусмотренном ВСН 014-89 действующим природоохранным законодательством РФ.
13.2 Руководитель испытаний от подрядчика, отвечающий за экологическую безопасность, до начала испытаний должен иметь следующие рабочие документы:
 регламент действий бригады по испытаниям при резком падении давления на испытываемом участке трубопровода;
 регламент действий аварийной бригады при разрыве трубопровода или резком падении давления в нем;
 сменный график дежурства на наблюдательных и аварийных постах (поименный);
 приказ о закреплении транспортных средств за аварийной бригадой и для доставки и замены персонала постов.
13.3 Подрядчик должен до проведения гидроиспытаний получить следующие разрешительные документы:
– договор водопользования для забора (изъятия) водных ресурсов из поверхностного водного объекта в соответствии с объемами и местом забора, определенными проектом;
– решение о предоставлении водных объектов в пользование с целью сброса воды после гидроиспытаний в соответствии с объемами и местом забора, определенными проектом;
– разрешение Ростехнадзора на сброс воды в поверхностный водный объект (в случае сброса воды на рельеф – разрешение на сброс на рельеф местности);
– утвержденные нормативы допустимого сброса загрязняющих веществ;
– разрешение на выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух;
– лимиты размещения отходов;
13.4 Подрядчик должен иметь лицензию по сбору, использованию, обезвреживанию, транспортировке, размещению опасных отходов. Подрядчиком должны быть заключены договора на сдачу отходов со специализированными организациями, имеющими лицензию по сбору, использованию, обезвреживанию, транспортировке, размещению опасных отходов.
13.5 Перед началом испытаний особое внимание следует уделить экологической чистоте работы наполнительных и опрессовочных агрегатов.
13.6 Вода, использующаяся при гидроиспытаниях, сливается в специально подготовленные амбары-отстойники. Они выполняются котлованного типа без обваловки, с уклоном откосов 1:1. Растительный грунт и грунт, вынутый из котлована, укладывают в отдельные бурты для ис¬пользования при обратной засыпке котлована и рекультивации. Амбары для слива воды располагать за пределами водоохраной зоны поверхностных водных объектов.
13.7 В период проведения работ подрядная организация должна вести журнал учета забираемой воды.
13.8 Сброс технически чистой воды производится в местах водозабора, в водоемы и реки, пересекаемые трубопроводом. В соответствии с проектными решениями сброс технической чистой воды производится на рельеф местности с помощью рассекателя для предотвращения размыва грунта или в водный объект, после отстаивания, не менее 8 часов. При необходимости прокладываются дополнительные сливные линии от точек сброса до места слива.
13.9 Во всех случаях сброса воды конец сливной линии погружают под поверхность воды на глубину не менее 1 м. На реках глубиной воды 2 м и менее в местах водозабора устраиваются приямки для размещения оголовка заборной арматуры. Конструкция оголовка выполняется в соответствии с действующими нормативными документами и требованиями местных рыбохозяйственных организаций. При заборе воды из реки, на всасывающую трубу устанавливается оголовок с фильтром и рыбозащитной сеткой (рис.2), размер ячеек 1х1 мм.
13.10 При обустройстве мест водозабора следует согласовать с местными природоохранными органами размещение и конструкцию площадок и подъездных дорог. После окончания работ приямки засыпаются.
13.11 При сбросе воды Подрядчик обеспечивает очистку вытесняемой воды от загрязняющих веществ до установленных нормативов допустимого сброса (НДС), отбор проб и определение в воде перед ее сбросом из амбаров содержания загрязняющих веществ (взвешенные вещества, железо, нефтепродукты) аккредитованными экоаналитическими лабораториями. Результаты анализа проб оформляются протоколом анализа качества воды. При сбросе воды в поверхностный водный объект дополнительно определяется качество воды в поверхностном водном объекте (нефтепродукты, взвешенные вещества, железо) в местах, согласованных с природоохранными органами. Контроль за сбросом воды осуществляется подрядчиком с участием представителей местных природоохранных органов.

Рисунок 2
13.12 В период проведения сброса воды после гидроиспытаний подрядная организация должна вести журнал учета количества и качества сбрасываемой воды в соответствии с действующим природоохранным законодательством РФ.
13.13 При проведении работ по гидроиспытаниям трубопровода образуются следующие виды отходов:
– сварочный шлак;
– твердые бытовые отходы;
– осадок после отстоя опрессовочной воды в амбаре-отстойнике
– и др.
По окончании работ отходы вывозятся подрядчиком для захоронения или утилизации на полигоны бытовых и промышленных отходов, указанные в ППР
13.14 После окончания всех работ по испытанию трубопровода все временно использовавшиеся для устройства водозаборов, размещения механизмов, сооружения резервуаров-отстойников и другие земли должны быть в обязательном порядке восстановлены (рекультивированы) подрядчиком.
13.15 Предотвращение ущерба окружающей природной среде в период испытаний обеспечивается организацией дежурства персонала подрядчика в местах расположения постов с целью немедленного обнаружения утечек опрессовочной воды; проверкой герметичности задвижек перед началом опрессовки; постоянной готовностью аварийно-восстановительной службы к ликвидации повреждений. В период проведения испытаний нефтепроводов/нефтепродуктопроводов Подрядчик приводит в готовность к немедленному использованию средства ограничения разливов опрессовочной воды. В случае порыва трубопровода в процессе испытаний Подрядчик принимает оперативные меры по его восстановлению и ликвидации последствий в соответствии с ППР.
13.16 При проведении работ Подрядчик осуществляет платежи за негативное воздействие на окружающую среду, водный налог, ущерб рыбным ресурсам в сроки, установленные действующим законодательством РФ.

Приложение А
(обязательное)
Состав и содержание специальной инструкции
А.1 Состав и содержание специальной инструкции по очистке полости и испытаниям участка нефтепровода/нефтепродуктопровода
1 Специальная инструкция утверждается Подрядчиком в лице руководителя испытаний. Все инженерно-технические работники, рабочие, а также техника, материалы и все ресурсы, необходимые для производства работ строительно-монтажных и эксплуатационных организаций на период производства работ, находятся в полном распоряжении руководителя испытаний.
2 Специальная инструкция на очистку полости, испытание на прочность, проверку на герметичность, профилеметрию участка и на опорожнение участка нефтепровода/нефтепродуктопровода от воды должна предусматривать:
 способы, параметры и последовательность выполнения работ;
 методы и средства выявления и устранения отказов (застревание очистных устройств, утечки, разрывы и т.п.);
 схему организации связи;
 требования пожарной и технической безопасности и указания о размерах охранной зоны;
 мероприятия по обеспечению безопасности при проведении подготовительных и основных работ.
3 Составной частью инструкции является откорректированный вариант технологической схемы и графика производства работ.
4 Текстовая часть инструкции должна содержать:
 титульный лист с указанием названия данной инструкции, утвержденной руководителем подрядной организации и согласованной с представителями заказчика и проектной организации;
 наименование испытуемого объекта (участка), с указанием его границ с привязкой к км, ПК, реперным и другим знакам, указанным в проекте трубопровода;
 описание технологической схемы объекта (участка) в полном соответствии с испытательной документацией, а также с указанием всех дополнительных соединений, врезок, арматуры, контрольно-измерительных специальных приборов. Вся указанная в описании арматура и трубопроводы должны быть обозначены номерами, которые соответствуют номерам на рабочей схеме производства работ;
 если нефтепровод/нефтепродуктопровод испытывается участками, то надо указывать границы участков, способ производства работ, методы ограничения его длины (заглушки, арматура), величины давления в конечных и контрольных точках;
 указание мест установки измерительных приборов и класс их точности;
 перечень источников и средств для закачивания воды с указанием их комплектации и производительности, а также схем подключения их к нефтепроводу, местоположение и объем амбаров для приема воды после очистки полости, профилеметрии и испытания;
 описание технологии производства работ, в том числе:
4.1 расчет потребности в средствах (вода, воздух) с учетом резерва, необходимого для проведения дополнительных работ при отказах;
4.2 порядок и последовательность всех проводимых переключений и отключений арматуры на линейной части нефтепровода/нефтепродуктопровода, а также на узлах подачи закачиваемых сред при выполнении всех этапов, в том числе производство огневых работ и работ по ликвидации аварий;
4.3 схема проведения очистки полости с учетом совокупности ряда факторов (схемы раскладки труб, разности вертикальных отметок трассы трубопровода, расположения запорной арматуры и т.д.), расположение постоянных и временных узлов пуска и приема скребков и контрольных пунктов по контролю за движением скребков, расчет необходимых объемов и скорости закачки воды, расчет производительности и выбор типа наполнительных агрегатов, способ ограничения участка очистки (заглушки, задвижки), места забора и сброса воды;
 схема участка прогона профилемера с учетом рельефа местности, которая включает расчет необходимых объемов и скорости закачки воды, расчет производительности наполнительных агрегатов, расположение постоянных и временных узлов пуска и приема профилемеров и маркерных пунктов по контролю за движением профилемеров, места забора и сброса воды;
 схема испытаний на прочность и проверки на герметичность должна учитывать категорию участка, марку стали труб, толщины стенок и допустимых испытательных давлений труб, рельеф местности, расчет необходимых объемов и скорости закачки воды, расчет производительности и необходимых достигаемых давлений опрессовочных агрегатов, места забора и сброса воды;
 порядок повышения давления, проведения гидравлических испытаний (последовательности выдержки трубопровода под Рисп и Рраб ), порядок снижения давления во время и после испытания, порядок проведения ремонтных работ при возможных отказах;
 схема проведения опорожнения, расположение временных амбаров сброса воды, узлов пуска и приема поршней-разделителей, расчет необходимых объемов и скорости закачки воздуха, расчет производительности и выбор типа компрессорных агрегатов, способ ограничения участка опорожнения (заглушки, задвижки), порядок удаления воды с указанием типов разделительных устройств;
 порядок демонтажных работ по окончанию испытаний.
5 Описание организации производства работ для всех указанных выше технологических операций, включая:
 места расположения руководителя испытаний;
 места расположения ответственных исполнителей каждого этапа работ и подчиненного им персонала;
 места расположения сварочных бригад и дежурных постов, их материально-техническое обеспечение, границы их действия и каналы связи с руководителем испытаний;
 схему связи с указанием распределенных средств связи между исполнителями работ, порядка и сроков связи, а также необходимые меры при возникновении аварийных ситуаций;
 порядок взаимодействия между руководителем испытаний и эксплуатационным персоналом организации, обеспечивающих подачу испытательной среды и проведение работ по очистке;
 порядок оповещения местных организаций владельцев коммуникаций и населения о сроках проведения всех видов работ по очистке, испытаниям, профилеметрии и опорожнению трубопровода и взаимосвязь с ними в процессе выполнения этих работ;
 мероприятия по обеспечению пожарной, экологической безопасности и охраны труда при проведении подготовительных и основных работ.
6 План – график производства работ на все этапы работ (включая подготовительные и заключительные работы) с указанием ответственных исполнителей.
7 Перечень ссылочной нормативной литературы.

А.2 Состав и содержание специальной инструкции по внутритрубной диагностике участка нефтепровода/нефтепродуктопровода
1. Специальная инструкция разрабатывается Заказчиком (ОСТ) согласовывается исполнителем диагностики и утверждается ОАО «АК «Транснефть».
2. Специальная инструкция на внутритрубную диагностику должна предусматривать:
 способы, параметры и последовательность выполнения работ;
 методы и средства выявления и устранения отказов (застревание очистных устройств, утечки, разрывы и т.п.);
 схему организации связи;
 требования пожарной и технической безопасности и указания о размерах охранной зоны;
 мероприятия по обеспечению безопасности при проведении подготовительных и основных работ.
3. Составной частью инструкции является откорректированный вариант технологической схемы и графика производства работ.
4. Текстовая часть инструкции должна содержать:
 титульный лист с указанием названия данной инструкции, утвержденной первым вице-президентом ОАО «АК «Транснефть», согласованной вице-президентом ОАО «АК «Транснефть»;
 наименование испытуемого объекта (участка), с указанием его границ с привязкой к км, ПК, реперным и другим знакам, указанным в проекте трубопровода;
 описание технологической схемы объекта (участка) в полном соответствии с испытательной документацией, а также с указанием всех дополнительных соединений, врезок, арматуры, контрольно-измерительных специальных приборов. Вся указанная в описании арматура и трубопроводы должны быть обозначены номерами, которые соответствуют номерам на рабочей схеме производства работ;
 указание мест установки измерительных приборов и класс их точности;
 перечень источников и средств для закачивания воды или нефти (подачи воздуха) с указанием их комплектации и производительности, а также схем подключения их к нефтепроводу, местоположение и объем амбаров для приема воды;
 описание технологии производства работ, в том числе:
4.1 расчет потребности в средствах (вода, нефть, воздух) с учетом резерва, необходимого для проведения дополнительных работ при отказах;
4.2 порядок и последовательность всех проводимых переключений и отключений арматуры на линейной части нефтепровода, а также на узлах подачи закачиваемых сред при выполнении всех этапов, в том числе производство огневых работ и работ по ликвидации аварий;
4.3 схема проведения ВТД с учетом совокупности ряда факторов (схемы раскладки труб, разности вертикальных отметок трассы трубопровода, расположения запорной арматуры и т.д.), расположение постоянных и временных узлов пуска и приема СОД и маркерных пунктов, расчет необходимых объемов и скорости закачки воды или нефти (подачи воздуха), расчет производительности и выбор типа наполнительных агрегатов, способ ограничения участка очистки (заглушки, задвижки), места забора и сброса воды;
 схема участка прогона СОД с учетом рельефа местности, которая включает расчет необходимых объемов и скорости закачки воды или нефти, расчет производительности наполнительных агрегатов, расположение постоянных и временных узлов пуска и приема СОД и маркерных пунктов, места забора и сброса воды;
5. Описание организации производства работ для всех указанных выше технологических операций, включая:
 места расположения руководителя работ;
 места расположения ответственных исполнителей каждого этапа работ и подчиненного им персонала;
 места расположения сварочных бригад и дежурных постов, их материально-техническое обеспечение, границы их действия и каналы связи с руководителем испытаний;
 схему связи с указанием распределенных средств связи между исполнителями работ, порядка и сроков связи, а также необходимые меры при возникновении аварийных ситуаций;
 порядок взаимодействия между руководителем работ и эксплуатационным персоналом организации, обеспечивающих подачу среды и проведение работ по ВТД;
 порядок оповещения местных организаций владельцев коммуникаций и населения о сроках проведения всех видов работ по ВТД и взаимосвязь с ними в процессе выполнения этих работ;
 мероприятия по обеспечению пожарной, экологической безопасности и охраны труда при проведении подготовительных и основных работ.
6. План – график производства работ на все этапы работ (включая подготовительные и заключительные работы) с указанием ответственных исполнителей.
7. Перечень ссылочной нормативной литературы.

Приложение Б
(обязательное)
Форма разрешения на очистку полости и испытание участка нефтепровода/нефтепродуктопровода

Разрешение № _____ на очистку полости и испытание уложенного участка нефтепровода/нефтепродуктопровода

от « « _________ 20 ___г.
Подрядная организация_______________ Строительство_______________
___________________________________ ____________________________
Объект______________________
____________________________

Разрешается приступить к ___________________________________________________
(указать вид работ: очистка (промывка), испытание на прочность или герметичность,
_______________________________________________________________________________
вытеснение используемого для испытания агента)
давлением _______ МПа (кГс/см2) __________________________________________________
(указать название агента, используемого для испытания, очистки, промывки и др.)
с пропуском _____________________________________________________________________
(заполняется при производстве очистки: указать количество, тип очистных устройств)
на участке от км/ПК ____________ до км/ПК ___________ общей протяженностью _______ м в соответствии с требованиями действующих норм и правил, специальной ин¬струкции №__________ от « « ________ 20 ___ г., согласованной и утвержденной в установленном порядке.
Работы на указанном участке выполнены в требуемом СНиП _____________ объеме и в соответствии с проектом. Зона в пределах минимальных расстояний по СНиП ___________ и другим действующим нормам и правилам_________________________________________
(освобождена от жилых домов, строений,
________________________________________________________________________________
строительной техники и материалов)
Исполнительная документация проверена и имеется в требуемом объеме.

М.П.
От Подрядчика ___________________________________________________
(подпись, расшифровка подписи, дата)
От Заказчика ___________________________________________________
(подпись, расшифровка подписи, дата)
От Органа строительного контроля _______________________________________________
(подпись, расшифровка подписи, дата)

Приложение В
(обязательное)
Формы актов и извещений

В.1 Форма акта на очистку полости нефтепровода/нефтепродуктопровода

Акт № ________ на очистку полости нефтепровода/нефтепродуктопровода
от «____» _________ 20 ___года

Мы, нижеподписавшиеся представители Заказчика, Подрядчика и Органа строительного контроля, составили настоящий акт о том, что «____» _______________ ______ г. произведена __________ кратная очистка полости нефтепровода/нефтепродуктопровода, диаметром _______ мм на участке от км/ПК __________ до км/ПК _________ общей протяженностью _______ м.
Очистка выполнена в соответствии с требованиями СНиП III-42-80*, проекта, специальной инструкции, согласованной и утвержденной «_____»__________ 20 __ г. в установленном порядке способом _________________________________________________
(промывки, вытеснения загрязнения в потоке жидкости,
____________________________________________________________________________
вид рабочей среды – вода)
с пропуском ___________________________________________ в количестве ________шт.
(указать тип очистного устройства)
Дата и время запуска каждого скребка «____»________ 20__ г. ____ ч ____ мин.
Дата и время приема каждого скребка «____»________ 20__ г. ____ ч ____ мин.
Состояние каждого принятого скребка: ________ (повреждено, %)
Скорость пропуска каждого скребка: _________ (км/ч)
Очистка внутренней полости нефтепровода/нефтепродуктопровода производилась до выхода всех запасован-ных скребков и чистой воды.
Наличие сужений более 85 % __________ (нет/да).
Последний скребок принес ___ электродов.
Заключение: _____________________________________________________
(указать результаты приемки очистки полости трубопровода, какие последующие работы разрешается производить)

От Подрядчика ____________________________________________________
(подпись, расшифровка подписи, дата)
От Заказчика ____________________________________________________
(подпись, расшифровка подписи, дата)
От Органа строительного контроля ________________________________________________
(подпись, расшифровка подписи, дата)
В.2 Форма акта готовности очистного устройства к пропуску

А К Т
готовности очистного устройства к пропуску
Нефтепровод/нефтепродуктопровод: ____________________________________________
Участок: ___________________________________________________________________________________
Тип, марка скребка: __________________________, диаметр, мм: ____________________
Заводской № ______________________________, год выпуска _______________________
Инвентарный № ______________________________________________________________
№ пропуска: _________________________________________________________________
Мы, нижеподписавшиеся уполномоченные представители Заказчика ___________/Фамилия И.О./, Подрядчика ______/Фамилия И.О./ составили настоящий акт о том, что вышеуказанный скребок готов к запуску в нефтепровод/нефтепродуктопровод, а именно:
– скребок собран в соответствии с руководством по эксплуатации;
– на скребок установлены новые манжеты и диски;
– организационные мероприятия на период прогона согласованы.
Также проверено наличие паспорта, разрешительных документов на очистное устройство, передатчик и готовности оборудования к работе в нефтепроводе/нефтепродуктопроводе.
В результате проверки установлено:
I. Инвентарный номер (№ _______) представленного оборудования соответствует/не соответствует указанному в паспорте.
II. Вся разрешительная документация на применение представленного оборудования с не истекшими сроками действия имеется в наличии/отсутствует, если отсутствует – указать какая.
III. По результатам внесенных в формуляре отметок сделан вывод о том, что техническое обслуживание скребка и тестирование передатчика для скребка проведено/ не проведено, о чем внесена/ не внесена соответствующая отметка в формуляре.
Проверка элементов питания проведена /не проведена, о чем внесена/ не внесена соответствующая отметка в формуляре.
IV. Срок технического освидетельствования истёк/не истек.
V. Состояние байпасных отверстий открыты/закрыты.
Вывод: представленное очистное устройство, передатчик допущен/не допущен к запасовке в камеру пуска и очистке нефтепровода/нефтепродуктопровода, если не допущен, указать причины.

От Заказчика ___________________________

От Подрядчика ________________________

«___»____________20__ года

В.3 Форма акта по результатам очистки участка нефтепровода/ нефте-продуктопровода

Акт № ________ по результатам очистки внутренней полости участка нефтепровода/нефтепродуктопровода

Заказчик:
Нефтепровод/нефтепродуктопровод:
Участок:
Мы, нижеподписавшиеся, представители Заказчика, Подрядчика, Исполнителя профилеметрии и Органа строительного контроля, составили настоящий акт о том, что на вышеуказанном участке нефтепровода/нефтепродуктопровода были произведены пропуски очистных скребков для подтверждения готовности трубопровода к обследованию профилемером. Приём скребков производился в присутствии обеих сторон и показал следующее:
Требования к очистке МН:
Вид внутритрубной диагностики Металл
Количество электродов,
шт. на 10км, не более
1 2
Профилеметрия 1
Результаты пропуска очистных скребков
Тип скребка Дата
пропуска Наличие
повреждений,
да/нет Проходное
сечение,
% Металлические или посторонние предметы, шт.

1 2 3 4 5
1-й скребок
2-й скребок
Вывод: результаты очистки соответствуют нормам, указанным в ОР-19.000.00-КТН-194-10 «Порядок очистки, гидроиспытаний и внутритрубной диагностики нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ».
Решение: запуск профилемера осуществить согласно календарного план-графика _______________________
дата

От Подрядчика _______________________________________________
(подпись, расшифровка подписи, дата)
От Заказчика ______________________________________________
(подпись, расшифровка подписи, дата)
От Исполнителя профилеметрии ______________________________________________
(подпись, расшифровка подписи, дата)
От Органа строительного контроля ______________________________________________
(подпись, расшифровка подписи, дата)
В.4 Форма акта о готовности участка нефтепровода/нефтепродуктопровода к проведению профилеметрии
Акт № ________ о готовности участка нефтепровода/нефтепродуктопровода к проведению внутритрубной профилеметрии
Договор № ________________________________________
(наименование организации – заказчика)
Диаметр участка трубопровода ______, мм Нефтепровод/нефтепродуктопровод ___
Протяженность участка ___________, км _ Участок_____________________
(от места пуска до места приема прибора) (НПС-НПС, км-км, переход, отвод и т.д.)
1 Очистка проведена скребками ПРВ-1 в количестве _____ шт. в соответствии с требованиями Регламента «Порядок очистки, гидроиспытаний и внутритрубной диагностики нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ» (п. 5.4) в период с «___»________20___г. по «___»________20___г.
Требования к очистке МН:
Вид внутритрубной диагностики Металл
Кол. электродов, шт. на 10км, не более
1 2
Профилеметрия 1
Результаты пропуска очистных скребков
Тип скребка Дата пропуска Наличие повреждений,
да/нет Проходное сечение,
% Металлические или посторонние предметы, шт.
Запуск Прием
Дата Время Дата Время
1 2 3 4 5 6 7 8
ПРВ1
2 Место базирования бригады Исполнителя (ОАО «ЦТД «Диаскан») ______________________________________________________________________________
(НПС/ЛПДС, адрес, № телефона)
3 Требования к подготовке и очистке участка нефтепровода/нефтепродуктопровода выполнены: задвижки открыты, трасса нефтепровода/нефтепродуктопровода под маркеры разбита, расстояние между верхней образующей трубы и грунтом в маркерных пунктах не более 1,5 м, группа сопровождения в количестве __ чел. имеется, скорость движения профилемера ___ м/с обеспечена необходимым количеством насосных агрегатов, проходное сечение составляет не менее 85% от номинального, камеры пуска-приема соответствуют требованиям Приложения Д регламента ОР-19.000.00-КТН-194-10 «Порядок очистки, гидроиспытаний и внутритрубной диагностики нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ», отводов, препятствующих пропуску дефектоскопа (менее 1,5 Dн), не имеется.
Нефтепровод/нефтепродуктопровод готов к проведению профилеметрии с «___»___________20___г.
Прошу направить бригаду и профилемер для проведения профилеметрии.
Дата пропуска профилемера «___»___________20___г.
Ответственный за организацию проведения профилеметрии от Организации системы «Транснефть» «____________» _____________________ _________________
должность (Фамилия И.О.)
Представители:
Строительно-монтажной организации __________________________________________
(подпись) (Фамилия И.О.)
Органа строительного контроля __________________________________________
(подпись) (Фамилия И.О.)
«___»___________20__г.

В.5 Форма акта состояния покрытия

(наименование организации системы «Транснефть»)
УТВЕРЖДАЮ
Главный инженер организации системы «Транснефть»
_________________________________________
«______» __________________ 20___ г.
Акт
оценки состояния покрытия законченного строительством
участка трубопровода
«______» __________________ 20___ г. _________________________________________
(место составления акта)
Наименование трубопровода
Участок трубопровода (начало, км , конец, км )
Протяженность, м
Диаметр трубы, м , толщина стенки, мм
Конструкция защитного покрытия
Среднее удельное электрическое сопротивление грунта (г), Омм
Требуемое сопротивление изоляции Rиз, Омм2
Дата начала и окончания засыпки
Сопротивление растеканию трубопровода Rp, Омм2
Продольное сопротивление Rт, Ом/м
Место подключения источника постоянного тока, км
Напряжение на выходе источника V, В
Температура окружающего воздуха, °С
Время
измере
ния Сила
тока,
А Разность потенциалов труба–земля (В)
по медно-сульфатному электроду сравнения Смещение
потенциала Сопротивление
изоляции,
Омм2
Естественная
разность потенциалов При включенном источнике
катодной поляризации
1 2 3 4 5 6

Состояние изоляционного покрытия участка трубопровода

(соответствует, не соответствует требуемому значению)
Подписи:

Представитель Заказчика
(подпись Ф.И.О., должность)
Представитель Подрядчика
(подпись Ф.И.О., должность)
Представитель Органа строительного контроля
(подпись Ф.И.О., должность)
В.6 Форма акта приема профилемера
Акт № ________ приема профилемера
Договор № ____________________________
Заказчик: ____________________________
Нефтепровод/
нефтепродуктопровод:____________________
Участок: ____________________________
Диаметр: ____________________________
Тип снаряда: ____________________________
Дата _____________
Мы, нижеподписавшиеся представители Заказчика и Исполнителя профилеметрии составили настоящий акт о том, что на вышеуказанном участке нефтепровода/нефтепродуктопровода был произведен пропуск внутритрубного профилемера. Прием профилемера производился в присутствии обеих сторон и показал следующее:
– дата и время приема профилемера _________________________;
– наличие посторонних звуков при входе в приемную камеру____________________;
– дата и время выемки снаряда ________________________;
– транспортно-запасовочное устройство соединено контактным проводом с приемной камерой при закрытом затворе;
– количество грунта, поступившего вместе с профилемером, литров: ___;
– состояние профилемера:
механические повреждения корпуса _________________________
состояние манжет_________________________________________
состояние измерительной системы___________________________
состояние одометрической системы _________________________
целостность соединительных кабелей________________________
– скорость движения профилемера составила _______ км/ч (_____ м/c), что соответствует/не соответствует (нужное подчеркнуть) требованиям ОР-19.000.00-КТН-194-10 «Порядок очистки, гидроиспытаний и внутритрубной диагностики нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ»;
– дополнительная информация_________________________________
От Подрядчика __________________________________________________
(подпись, расшифровка подписи, дата)
От Заказчика ____________________________________________________
(подпись, расшифровка подписи, дата)
От Исполнителя профилеметрии ___________________________________
подпись, расшифровка подписи, дата)
От Органа строительного контроля _____________________________________
(подпись, расшифровка подписи, дата)
В.7 Форма акта оценки качества пропуска диагностического оборудования

Акт № _______
оценки качества пропуска профилемера/дефектоскопа
ДКК, WM, CD, ДКУ, ДМК, МДСкан/ДКМ
(ненужное зачеркнуть)

Договор № : _______________________________________________________
Нефтепровод/нефтепродуктопровод: ______________________________________
Участок : _______________________________________________________
Диаметр : _______________________________________________________
Тип снаряда : _______________________________________________________
Дата : _______________________________________________________

В результате предварительной обработки данных, полученных после пропуска профилемера/дефектоскопа ДКК, WM, CD, ДКУ, ДМК, МДСкан/ДКМ, имеется следующая информация:
– дистанция по одометру (суммарному) : ________________________________
– количество пропущенных маркеров
– (по результатам сопровождения) : ________________________________
– наличие сбоев при перезаписи : ________________________________
– количество участков с остановками прибора: ___________________________
– количество участков с превышением скорости движения: _________________
– протяженность участков с превышением скорости движения: _____________

Выводы
Полученная в результате пропуска информация соответствует / не соответствует требованиям Технического задания к качеству проведения диагностических работ на нефтепроводах/нефтепродуктопроводах.
Данный участок нефтепровода/нефтепродуктопровода считается обследованным.

От Подрядчика ______________________________________
(подпись, расшифровка подписи, должность, дата)

От Организации системы «Транснефть» ___________________________
(подпись, расшифровка подписи, дата)
От ОАО ЦТД «Диаскан» _________________________________________________
(подпись, расшифровка подписи, дата)
От Органа строительного контроля ________________________________________________
(подпись, расшифровка подписи, должность, дата)
В.8 Форма акта устранения дефекта, выявленного при испытаниях участка

Акт № ________ устранения дефекта, выявленного при испытаниях участка

от_____ км _______ ПК до _____км _______ ПК
нефтепровода/нефтепродуктопровода ___________________________________________

1. Дефект обнаружен на __________ км ___________ПК.
2. Расчетное давление в месте расположения дефекта в момент разрушения
_____________________________________ кГс/см2
3. Стадии испытания _______________________________________________________
(подъем давления, выдержка при испытательном давлении)
4. Характеристика трубы в месте разрушения (диаметр, толщина стенки, марка стали, завод-изготовитель, поставщик и выписка из сертификата) ____________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
5. Характеристика запорной арматуры в месте разрушения (завод-изготовитель, поставщик и выписка из сертификата, характер и место разрушения) ____________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
6. Характеристика повреждения (дефекты металла трубы, заводских швов, кольцевых стыков, размеры, расположение, эскиз) _____________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
7. Восстановление повреждения _____________________________________________
(принятый метод, размер катушки,
_________________________________________________________________________
фамилии сварщиков, эскиз)
8. Характеристика материала катушки (трубы) _________________________________
_________________________________________________________________________
От Подрядчика ____________________________________________________
(подпись, расшифровка подписи, дата)
От Заказчика ____________________________________________________
(подпись, расшифровка подписи, дата)
От Органа строительного контроля ___________________________________________
(подпись, расшифровка подписи, дата)
В.9 Форма акта испытания на прочность, проверки на герметичность

Акт № ________ испытания на прочность, проверки на герметичность
Мы, нижеподписавшиеся представители Заказчика, Подрядчика и Органа строительного контроля, составили настоящий акт о том, что «____» ________ __ г. проведено гидравлическое испытание на прочность ___ на участке от км ____ ПК ______до км ___ ПК _____ общей протяженностью ____ м, в соответствии с требованиями СНиП III-42-80*, проекта _________. Испытание на прочность выполнено при давлении в нижней точке: ________ МПа, км _____ ПК ______ отметка ________ м, в верхней точке: ________ МПа, км _____ ПК ______ отметка ______ м.
Координаты установки опрессовочных агрегатов для нижней точки: км _____ ПК _______ отметка ______ м, для верхней точки: км _____ ПК _______ отметка ______ м.
Время выдержки под испытательным давлением составило _____ ч.
Во время испытаний наблюдалось падение давления _________ (нет/да).
Во время испытаний проводились ремонты__ (нет/да) в точках: км ___ ПК__отметка __ м.
В течение испытания давление измерялось техническими манометрами №№___или дистанционными приборами №№____, самопишущими манометрами №№ ___опломбированными, имеющими паспорта, класс точности приборов_(не ниже 1-го)_ со шкалой деления___(не менее 4/3 от испытательного)__, проверенными госповерителем__(дата)__, установленными на ПК ____ и ПК _____.
От Подрядчика ____________________________________________________
(подпись, расшифровка подписи, дата)
От Заказчика ____________________________________________________
(подпись, расшифровка подписи, дата)
От Органа строительного контроля ___________________________________________
(подпись, расшифровка подписи, дата)
После завершения испытания на прочность произведена проверка на герметичность давлением Рраб.макс.____ МПа в точке: км ___ ПК _____ отметка ____ м в течение ___ ч, на _________участке от км ___ ПК _____до км ____ ПК_____общей протяженностью ____ м, в соответствии с требованиями СНиП III-42-80*, проекта __________.
В течение испытания давление измерялось техническими манометрами №№________ или дистанционными приборами №№_______, самопишущими манометрами №№________ опломбированными, имеющими паспорта, класс точности приборов ____(не ниже 1-го)___ со шкалой деления __(не менее 4/3 от испытательного)_, проверенными госповерителем _ (дата)___
Во время проверки на герметичность обнаружены утечки _____________ (нет/да).
Во время проверки на герметичность проводились ремонты_____________ (нет/да) в точках: км _____ ПК __________ отметка ________ м.
Заключение: ______________________________________________________
(указать результат проверки на герметичность
От Подрядчика ____________________________________________________
(подпись, расшифровка подписи, дата)
От Заказчика ____________________________________________________
(подпись, расшифровка подписи, дата)
От Органа строительного контроля ____________________________________________
(подпись, расшифровка подписи, дата)
К акту прилагаются:
а) технологическая схема испытания участка нефтепровода/нефтепродуктопровда;
б) диаграммы с записью давления при испытании (или журналы наблюдения за показаниями приборов для замера давления) в количестве _____ шт.
в) акт на устранение дефекта, выявленного при испытании участка, в количестве __ шт.
г) перечень запорной арматуры с указания положения каждой задвижки во время испытания на прочность и герметичность (открыто на %).

В.10 Форма акта удаления воды после испытаний трубопровода

Акт №
Удаления воды после испытания трубопровода
Мы, нижеподписавшиеся, представители Заказчика, Подрядчика, Органа строительного контроля, составили настоящий акт в том, что на участке нефтепровода/нефтепродуктопровода « » удалена опрессовочная жидкость после испытания на_____________( участке от км ПК
до км ПК общей протяженностью м) в этап (а).
Удаление опрессовочной жидкости, производилось в присутствии представителей Заказчика, Подрядчика и Органа строительного контроля в соответствии с требованиями регламента «Порядок очистки, гидроиспытаний и внутритрубной диагностики нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ», проекта « » путем вытеснения воды воздухом с применением поршней-разделителей ПРШ и выпуском опрессовочной жидкости в амбары, предусмотренные проек¬том « ».
При этом были применены поршни-разделители:
на первом этапе – в количестве шт.,
(указать тип поршня)
на втором этапе – __ в количестве шт.,
(указать тип поршня)
количество воды, вышедшей на втором этапе, составило м3.
Пуск поршней-разделителей ПРВ-1 на первом этапе произведен «__»._______________20__г. в ______час. на ПК ,
Приемка поршней-разделителей ПРВ-1 на первом этапе произведена «__»._______________20__г. в ______час. На ___________км ПК .
Скорость движения поршней-разделителей ПРВ-1 – км/час ( м/с)
Пуск поршня-раэделителя ПРВ-1 на втором этапе произведен «__»._____________20__г. в, ______час. на ПК____________.
Приемка поршня-разделителя ПРВ-1 на втором этапе произведена «____».____________20____г. в ____час на____ км ПК_____.
Скорость движения поршня-разделителя ПРВ-1 – км/час (_ м/с).
Удаление воды проводилось до прекращения ее выхода.
От Подрядчика ______________________________________
(подпись, расшифровка подписи, должность, дата)
От Заказчика
(подпись, расшифровки подписи, должность, дата)
От Органа строительного контроля _________________________________________
(подпись, расшифровка подписи, должность, дата)
В.11 Форма акта об устранении дефекта
Акт об устранении дефекта(ов) №(№)
выборочным методом ремонта

Организация системы «Транснефть»
РНУ/ПО (УМН)
Нефтепровод/нефтепродуктопровод
Участок (км-км)
Подрядчик

№ п/п Номер дефекта по отчету о профилеметрии Дистанция, м Описание
дефекта Метод
ремонта Фактическая дата ремонта Ответственный
за ремонт,
Ф.И.О
1 2 3 4 5 6 7

От Подрядчика ____________________________________________________
(подпись, расшифровка подписи, дата)
От Заказчика ____________________________________________________
(подпись, расшифровка подписи, дата)
От Органа строительного контроля __________________________________________
(подпись, расшифровка подписи, дата)
В.12 Формы Актов о проведении ДДК
УТВЕРЖДАЮ
Главный инженер организации системы «Транснефть» (РНУ)
_________________ Ф.И.О.
«___» _____________ 20__г.
Акт
о проведении дополнительного дефектоскопического контроля (ДДК) участка
после завершения СМР до заполнения нефтью/нефтепродуктом
дефекта № _________, отчет № __________
Организация системы «Транснефть» Дистанция по ВИП, м
РНУ (УМН) Относит. дистанция., м
Нефтепровод/
нефтепродуктопровод Тип трубы
Участок (км-км) Тип шва
№ секции Диаметр, мм.

1. Методы контроля:
(в т.ч. на наличие доп.дефектов) Метод НК (нормативный документ)

2. Параметры дефекта №_______, обнаруженного ВИП:
№пп Параметры дефекта Результаты по ВИП Результаты по ДДК
1 2 3 4
1 Описание дефекта
2 Тип (нар., вн., ст.)
3 Длина, мм
4 Ширина, мм
5 Глубина, (dmin – для овальности), мм
6 Глубина, %
7 Угловое положение, град.
8 Угловое положение, час
9 Толщина стенки, мм.
10 Категория дефекта (вырезка, рем. не требуется, ремонт в соответствии с Приложением Н)
2.1. Состояние изоляционного покрытия на дефектном участке (повреждено / не повреждено)
3. Параметры дефектов, выявленных при ДДК дефектной зоны и не обнаруженных ВИП:
№пп Параметры дефекта
1 2 3 4
1 Описание дефекта
2 Тип (нар., вн., ст.)
3 Длина, мм
4 Ширина, мм
5 Глубина, (dmin – для овальности), мм
6 Глубина, %
7 Угловое положение, град.
8 Угловое положение, час
9 Толщина стенки, мм.
10 Категория дефекта (вырезка, рем. не требуется, ремонт в соответствии с Приложением Н)
4. Схема расположения всех выявленных дефектов в зоне контроля:

5. Приборы и инструменты, применяемые при контроле:
Наименование Зав. № Поверен до Средства и параметры контроля Сокращенное описание выявленных дефектов (по РД 19.100.00-КТН-001-10)
Данные СОП Класс чувствительности Условия проведения контроля
Состояние поверхности (шероховатость) Освещенность, лк Температура, С
1 2 3 4 5 6 7 8 9

ДДК провел: Специалист НК
(Фамилия, должность, место работы, подпись)
Удостоверение № от Срок действия до Выдано
(организация, выдавшая удостоверение)
«___»____________ 20_ г.
Специалист НК
(Фамилия, должность, место работы, подпись)
Удостоверение № от Срок действия до Выдано
(организация, выдавшая удостоверение)
«___»____________ 20_ г.

Проведенный ДДК дефекта № соответствует требованиям НТД

Ответственный за производство работ
Должность Ф.И.О подпись
«___»____________ 20_ г.

Представитель Органа строительного контроля
Должность Ф.И.О подпись
«___»____________ 20_ г.

Представитель РНУ (УМН/ПО), уполномоченный приказом по организации системы «Транснефть»,
о ремонте дефекта № по результатам ДДК:
(ремонт требуется/не требуется)

Должность Ф.И.О Подпись
«___»____________ 20_ г.
Пояснения по заполнению акта ДДК
Описание дефектов в акте по результатам проведенного ДДК должно соответствовать описаниям дефектов в РД-23.040.00-КТН-147-11.
Акт о проведении ДДК должен содержать:
 наименование ОСТ, РНУ (УМН);
 наименование магистрального трубопровода, наименование участка МТ (согласно отчету ОАО ЦТД «Диаскан»);
 номер дефекта по отчету (экспресс-отчету) ОАО ЦТД «Диаскан»;
 тип, диаметр, номинальную толщину стенки трубы;
 методы неразрушающего контроля, примененные при проведении ДДК;
 нормативно-техническую документацию, по которой выполнялся контроль;
 описание дефекта и его параметры по сертификату и по результатам ДДК;
 параметры дефектов, выявленных при ДДК дефектной зоны и не обнаруженных ВИП;
 приборы и инструменты, примененные при ДДК, параметры контроля (в т.ч. наименование, тип, заводской номер прибора и сведения о поверке), описание выявленных дефектов по РД 19.100.00-КТН-001-10;
 схему расположения всех выявленных дефектов в зоне контроля;
 должность, фамилию и подпись лица, проводившего контроль, его уровень квалификации и номер удостоверения по примененным методам неразрушающего контроля;
 дату проведения контроля;
 должности, фамилии и подписи ответственного за производство работ, представителя Органа строительного контроля, представителя структурного подразделения ОСТ.
В случае не выявления дефекта при проведении ДДК, на схеме необходимо указать:
 зону контроля с указанием ее фактических габаритных размеров.
 фактические расстояния от одного из поперечных стыков в месте раскопок до ориентиров (маркерный пункт, задвижка, вантуз и др.) как по ходу продукта, так и против хода продукта;
 фактические угловые положения продольных швов (для спиральных секций угол входа и выхода шва);
 фактические длины секций;
 фактические толщины секций;
Акт ДДК утверждается главным инженером структурного подразделения ОСТ (главным инженером РНУ/УМН/ПО). Акты ДДК дефектов, расположенных на переходах через водные преграды, утверждаются главным инженером ОСТ.
УТВЕРЖДАЮ
Главный инженер ОСТ (РНУ)
_________________ Ф.И.О.
«___» _____________ 20 __г.
Акт
о проведении дополнительного дефектоскопического контроля (ДДК) участка нефтепровода/нефтепродуктопровода после его заполнения нефтью нефтепродуктом
секция № _________, деф. №_______, деф. № _______, отчет № __________
ОСТ
Относит. дистанция, м
РУ (УМН) Тип трубы
МН (МНПП) Тип шва
Участок (км-км) Диаметр, мм.
Дистанция начала секции по ВИП, м

1. Методы контроля :
(в т. ч. на наличие дополнительных дефектов) Метод НК (нормативный документ)

2. Параметры дефекта №_______, обнаруженного ВИП:
№пп Параметры дефекта Результаты по ВИП Результаты по ДДК
1 2 3 4
1 Описание дефекта
2 Тип (нар., вн., ст.)
3 Длина, мм
4 Ширина, мм
5 Глубина, мм
6 Глубина, %
7 Угловое положение, град.
8 Угловое положение, час
9 Толщина стенки, мм.
3. Параметры дефекта №_______, обнаруженного ВИП:
№пп Параметры дефекта Результаты по ВИП Результаты по ДДК
1 2 3 4
1 Описание дефекта
2 Тип (наруж., внутр., стен.)
3 Длина, мм
4 Ширина, мм
5 Глубина, мм
6 Глубина, %
7 Угловое положение, град.
8 Угловое положение, час
9 Толщина стенки, мм.
4. Параметры дополнительных дефектов, выявленных при ДДК, не указанных в отчетах:
1 Наименование дефекта
1 2 3 4 5
2 Тип (наруж., внутр., стен.)
3 Длина, мм
4 Ширина, мм
5 Глубина, мм
6 Глубина, %
7 Угловое положение, град.
8 Угловое положение, час
9 Толщина стенки, мм.

5. Измерение овальности трубы нефтепровода/нефтепродуктопровода на дефекте:
№ деф. Максим. диаметр, мм Миним. диаметр, мм Величина овальности,
(Dmax-Dmin)/Dnom100%
1 2 3 4

6. Приборы (инструменты), параметры контроля и описание дефектов:
Наименование Зав. № Поверен до Средства и параметры контроля Сокращенное описание выявленных дефектов (по РД 19.100.00-КТН-001-10)
Данные СОП Класс чувствительности Условия проведения контроля
Состояние поверхности (шероховатость) Освещенность, лк Температура, С
1 2 3 4 5 6 7 8 9

Приложение 1: Схема расположения дефектов на секции на ___ листе в 1 экземпляре
Приложение 2: Фотографический снимок трубной секций №_______ с зоной обследования дефекта №_______ на ___ листе в 1 экземпляре
ДДК провел: Специалист НК уровень
(Фамилия, должность, место работы, подпись)
Удостоверение № от Срок действия до Выдано
(организация, выдавшая удостоверение)
«___»____________ 20_ г.
Специалист НК уровень
(Фамилия, должность, место работы, подпись)
Удостоверение № от Срок действия до Выдано
(организация, выдавшая удостоверение)
«___»____________ 20_ г.

Проведенный ДДК дефекта № соответствует требованиям НТД

Начальник (мастер) ЛЭС
Ф.И.О подпись
«___»____________ 20_ г.
Представитель Органа строительного контроля
Должность Ф.И.О подпись
«___»____________ 20_ г.

Приложение 1
к Акту ДДК №_____
от «___» _______ 20__г.

Схема расположения дефектов на секции №_______:

Пример:
П
Фотографический снимок трубной секций №_______ с зоной обследования дефекта №_______:
Пример:

В.13 Форма акта на обозначение оборудования и открытых участков нефтепровода/нефтепродуктопровода перед проведением испытаний

АКТ
на обозначение оборудования и открытых участков нефтепровода/нефтепродуктопровода перед проведением испытаний
«___»___________ 20___г.
Нами, представителями:
от организации, проводящей испытания ______________________________ Ф.И.О.;
(должность и организация)
от Органа строительного контроля _________________________ Ф.И.О.;
(должность и организация)
от эксплуатирующей организации _____________________________ Ф.И.О.;
(должность и организация)
составлен акт на установку предупредительных знаков, вешек, сигнальной ленты на участках участке нефтепровода/нефтепродуктопровода _______________________с ________км по ________км (ПК_______ по ПК________):

№ Наименование обозначенного участка
нефтепровода/нефтепродуктопровода
(вантуз, задвижка, КПП СОД, выезд на вдольтрассовый проезд) Привязка
участка Соответствие обозначения участка
МН/МНПП требованиям НТД
(соответствует / не соответствует)
КМ ПК
1 2 3 4 5
1
2
3
4
5

Открытые участки нефтепровода/нефтепродуктопровода полностью обозначены, нефтепровод/ нефтепродуктопровод готов к проведению испытаний.

Приложение: Ситуационный план с обозначением мест установки предупредительных знаков, вешек с указанием строительного пикета и километра трассы, сигнальной ленты на участке нефтепровода/ нефтепродуктопровода _____________________ с ________км по ________км (ПК_______ по ПК________).

Подписи: ___________________ Ф.И.О.;
___________________ Ф.И.О.;
___________________ Ф.И.О.

Форма акта на обозначение оборудования и открытых участков нефтепровода/нефтепродуктопровода перед проведением испытаний (обратная сторона)

Сведения
о ежедневной проверке на обозначение оборудования и открытых
участков нефтепровода/нефтепродуктопровода перед проведением испытаний
№ Наименование
обозначенного
участка нефтепровода/
нефтепродуктопровода Привязка участка Соответствие обозначения участка МН требованиям НТД соответствует/не соответствует Дата Подпись Должность, Ф.И.О.
КМ ПК
1 2 3 4 5 6 7 8
1
2
3
4
5
6

В.14 Образец предупредительных знаков.

Размеры знака – 200х400 мм.
Цвет фона знака – белый.
Цвет каймы знака – черный, толщина каймы 10 мм, расстояние от края знака до края каймы 5мм.
Цвет надписей «ОПАСНО-ВЫСОКОЕ ДАВЛЕНИЕ ВОЗДУХА!» и «ОПАСНО-ВЫСОКОЕ ДАВЛЕНИЕ ВОДЫ!» – красный, размер шрифта на 25% больше чем надпись черного цвета.
Цвет надписи «Испытания!» – черный.
– Цвет знака в соответствии с ГОСТ Р 12.4.026-2001, длина стороны треугольника 150мм.
В.15 Форма уведомления об окончании очистки нефтепровода/нефтепродуктопровода

Уведомление об окончании очистки нефтепровода/нефтепродуктопровода перед профилеметрией
(представляется за 7 дней до даты пуска последнего очистного скребка)

Договор №__________________ Организация системы «Транснефть»__________________________________
Диаметр трубопровода _______, мм Нефтепровод ____________________
Длина участка ____________________, км Участок ________________________
(от места пуска до места приема прибора) (НПС-НПС, км-км, переход, отвод и т.д.)

Организация системы «Транснефть» _______________________ уведомляет ОАО «ЦТД «Диаскан», что:
1. Очистка нефтепровода/нефтепродуктопровода проводится скребками ПРВ1 в период с «____» _______20___г. по «_____» ____________20__г.

2. Требования к подготовке и очистке участка _________ нефтепровода/нефтепродуктопровода ____________ выполнены. Проходное сечение составляет не менее 85% от номинального. Камеры пуска-приема соответствуют регламенту «Порядок очистки, гидроиспытаний и внутритрубной диагностики нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ». Отводов, препятствующих пропуску скребков и профилемера (менее 1,5Dн), не имеется.

Запуск последнего перед пропуском профилемера скребка намечен на «____» ___________20__г. Ответственный за организацию проведения очистки и профилеметрии от организации системы «Транснефть» «_________________» __________________
(должность) (Фамилия И.О.)

Главный инженер
организации системы «Транснефть»_______________________

___________________ (________________)
(подпись) (И.О. Фамилия)
«___» _____________ 20 __г.

В.16 Форма «Акта обследования»
Акт обследования
дефекта № ,
(номер дефекта в отчете по ВТД)
требующего устранения по результатам внутритрубной диагностики и ДДК

на участке нефтепровода _______

« » 20___г.
(место составления акта)
Комиссия в составе:
1.
Ф.И.О., должность, представителя организации – заказчика
2.
Ф.И.О., должность, представителя подрядной строительной организации
3.
Ф.И.О., должность, представителя органа, осуществляющего независимый строительный контроль
4.
Ф.И.О., должность, представителя завода-изготовителя
в соответствии с требованиями отраслевого регламента ОР-19.000.00-КТН-194-10 «Порядок очистки, гидроиспытаний и внутритрубной диагностики нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ» произвела обследование дефекта
№ « » ,
(номер дефекта в отчете по ВТД) (описание дефекта по результатам обследования)
выявленного при проведении диагностических работ на указанном участке нефтепровода.
Членами комиссии представлены документы, подтверждающие их полномочия на подписание данного акта от имени своей организации.
Комиссией рассмотрены следующие документы:
1. Результаты измерений (обследования) на дефект № ;
2. Исполнительная документация:
Тип дефекта: Перечень рассматриваемых комиссией документов:
Дефекты типа «уменьшение толщины стенки трубы» 1. Сертификат качества на трубную продукцию;
2. Паспорт на трубу
3. Акт входного контроля трубной продукции
Уменьшение толщины стенки трубы, примыкающее к сварным швам: 1. Сертификат качества на трубную продукцию;
2. Паспорт на трубу
3. Акт входного контроля трубной продукции
Дефекты ПРШ (смещения, аномалии): 1. Сертификат качества на трубу
2. Паспорт на трубу
3. Акт входного контроля трубной продукции
4. Сварочный журнал
Дефекты металла труб, подлежащие устранению
1. Сертификат качества на трубную продукцию;
2. Паспорт на трубу
3. Акт входного контроля трубной продукции
На основании анализа представленных результатов измерений, документации на трубную продукцию и известных характеристик объекта проведения работ, комиссией установлены следующие причины образования дефекта №__________________, требующего устранения:
Нарушение требований качества поставленной трубной продукции в части:
Выявленные причины произошедшего и обстоятельства дела свидетельствуют об ответственности за произошедшее:

(указать список должностных лиц завода- изготовителя, подрядной строительной организации и (или) организации, осуществляющей независимый строительный надзор)
выразившейся в

(конкретное нарушение требований технологии проведения работ и т.д.)
Комиссия подтверждает соответствие вышеизложенного фактическим обстоятельствам дела.
Настоящий акт составлен на ___ листах в 4-х экземплярах, по одному:
– заказчику – организации системы «Транснефть»;
– подрядной строительной организации;
– организации, осуществляющей независимый строительный надзор;
– заводу-изготовителю.
Приложения к настоящему акту:

(Акт обследования, разрешительные и исполнительные документы, объяснительные записки и т.д.).
Подписи членов комиссии:
(должность, Ф.И.О., подпись, дата)

(должность, Ф.И.О., подпись, дата)

(должность, Ф.И.О., подпись, дата)

(должность, Ф.И.О., подпись, дата)
Приложение Г
(обязательное)
Форма графика передвижения бригад сопровождения
График
Одновременно
с прилегающими
участками категорий:
I-II, III-IV Местопо-
ложение
КП, км Расчетное время прохождения ОУ, час,мин. № бригады по графику, должность, Ф И.О.
ответственного Росписи
ответственных
о передаче
1 2 3 4 5
1
2
3
передвижения бригад сопровождения ОУ по участку ____ – _____ км
нефтепровода/нефтепродуктопровода ______
Руководитель работ по очистке,
должность

Фамилия И.О.
подпись

Бригада №1: Ответственный
Наименование организации Ф.И.О.

Бригада №2: Ответственный
Наименование организации Ф.И.О.
Приложение Д
(обязательное)
Требования к временным камерам пуска – приема СОД
Основные технические требования к временным камерам пуска – приема СОД, изготовленных строительной организацией для пропуска очистных устройств, поршней-разделителей, профилемеров и дефектоскопов по вновь построенным участкам нефтепроводов/нефтепродуктопроводов
1 Временные камеры СОД изготавливаются из сталей, определенных
ОТТ-23.040.00-КТН-051-11.
2 При выборе марки стали для изготовления камер учитывается давление Рраб. образующееся в камере при запуске (приеме) СОД и допустимые температуры при эксплуатации камеры.
3 Камеры пуска/приема представляют собой цилиндрический корпус, с одной стороны которого находится концевой затвор скобового типа заводского изготовления для открытия и закрытия камеры, а с другой – эксцентрический переход (длиной до 500 мм) с прямым участком номинального диаметра ДN для подсоединения к трубопроводу (Рис. 1,2).
4 Диаметр корпуса (расширенной части камеры) определяется по таблице Д.1 настоящего регламента
Т а б л и ц а Д1 – определение расширенной части камеры
Наружнный диаметр трубопровода, Dн 157 219 273 325 377 426 530 720 820 1020 1067 1220
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
Проходное сечение номинальной части камеры, (DN) мм 150 200 250 300 350 400 500 700 800 1000 1050 1200
Проходное сечение расширенной части камеры (минимальное), (DР) мм 200 250 300 350 400 500 600 800 900 1100 1200 1300
5 Все сварные стыки камеры проверяются неразрушающими методами контроля.
6 Применяются соединительные детали заводского изготовления.
7 Размеры камер указаны в таблицах Д.2 и Д.3 настоящего регламента.
8 Камера запуска оборудуется запасовочным патрубком со съемной заглушкой для установки запасовочного устройства, установленного в верхней части прямого участка номинального диаметра на расстоянии L3 (см. таблицу 2) от переходника.
9 Камеры пуска-приема СОД конструктивно должны соответствовать рис. 1, 2 и обеспечивать операции по запасовке СОД, наполнению/сливу воды, стравливанию/подаче воздуха.
10 Камеры приема/пуска обеспечивают максимальную скорость движения СОД по трубопроводу не более 1.5 м/сек.
11 Временные камеры выполняются и испытываются на давление не менее 1,25Рраб., соответствующее давлению в нефтепроводе/нефтепродуктопроводе при пропуске скребков, диагностических приборов и поршней-разделителей при опорожнении от воды.
12 Камеры запуска могут оборудоваться комбинированными сигнализаторами прохождения средств очистки и диагностики (например ДПС-7), устанавливаемыми на трубопроводе на расстоянии не меньше 5 м за выходной задвижкой камеры. На камере приема сигнализатор может быть установлен у начала конического перехода.
Рисунок 1 – Камера запуска (временная)
Т а б л и ц а Д.2 – Камеры запуска (временные)
Условный проход
трубопровода, DN 150 200 250 300 350 400 500 700 800 1000 1050 1200
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
Для комбинированных магнито-ультразву-ковых дефектоскопов ДКК L(min), мм 8500 8500 8500 10900 10900 11300
L1(min), мм 6200 6000 6000 7900 7900 8300
L3, мм 7200 7000 7000 9200 9200 9600
Для профилемеров, дефектоскопов WM, СD, МДС, ДКУ, ДКМ и комбинированного магнитного ВИП L(min), мм 7200 6800 6400 6400 5700 5900 8200 6600 7300 8000 8000 8200
L1(min), мм 5700 5300 4500 4500 3500 3700 5900 4100 4800 5000 5000 5200
L3, мм 6200 5800 5400 5400 4600 4800 6900 5100 5800 6300 6300 6500
L2, мм 500 500 500 500 500 600 600 800 1000 1000 1200 1200
Патрубки для присоединения трубопроводов газовоздушной линии (А) Ду50 Ду50 Ду50 Ду50 Ду50 Ду50 Ду50 Ду50 Ду50 Ду50 Ду50 Ду50
Патрубки для присоединения дренажных трубопроводов (Б) Ду50 Ду50 Ду50 Ду100 Ду100 Ду100 Ду100 Ду150 Ду150 Ду150 Ду150 Ду150
Патрубок подвода перекачиваемой жидкости (В) Ду100 Ду150 Ду150 Ду150 Ду200 Ду250 Ду250 Ду300 Ду300 Ду400 Ду400 Ду400
Патрубок для установки
манометра (Г) Ду25 Ду25 Ду25 Ду25 Ду25 Ду25 Ду25 Ду25 Ду25 Ду25 Ду25 Ду25
Патрубок для запасовки Ду100 Ду150 Ду150 Ду200 Ду200 Ду200 Ду200 Ду200 Ду200 Ду300 Ду300 Ду300
Примечание: расстояние (L4) между осью запасовочного патрубка и осью выходной задвижки должно быть не менее 4Dн.
Рисунок 2 – Камера приема (временная)
Т а б л и ц а Д.3 – Камеры приема (временные)
Условный проход
трубопровода, DN 150 200 250 300 350 400 500 700 800 1000 1050 1200
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
Для комбинирован-ных магнито-ультра-звуковых дефектоско-пов ДКК L(min), мм – – – – – – 8000 8500 8500 10700 10700 11100
L1(min), мм – – – – – – 7500 8000 8000 10200 10200 10600
L3, мм – – – – – – 6000 6400 6300 8250 8250 8600
Для профилемеров, дефектоскопов WM, СD, МДС, ДКУ, ДКМ и комбинированного магнитного ВИП L(min), мм 6900 6500 6150 6150 5600 5600 7700 6600 7300 7800 7800 8000
L1(min), мм 6400 6000 5650 5650 5100 5100 7200 6100 6800 7300 7300 7500
L3, мм 5300 4900 4450 4450 3800 3800 5600 4300 4900 5100 5100 5300
L2, мм 500 500 500 500 500 600 600 800 1000 1000 1200 1200
Патрубок для присоединения тру-бопровода газовоздушной линии (А) Ду50 Ду50 Ду50 Ду50 Ду50 Ду50 Ду50 Ду50 Ду50 Ду50 Ду50 Ду50
Патрубки для присоединения дренажных трубопроводов (Б) Ду50 Ду50 Ду50 Ду100 Ду100 Ду100 Ду100 Ду150 Ду150 Ду150 Ду150 Ду150
Патрубки отвода
перекачиваемой жидкости (В) Ду100 Ду100 Ду100 Ду150 Ду150 Ду200 Ду200 Ду250 Ду250 Ду300 Ду300 Ду300
Патрубок
для установки манометра (Г) Ду25 Ду25 Ду25 Ду25 Ду25 Ду25 Ду25 Ду25 Ду25 Ду25 Ду25 Ду25

Примечания:
1) При монтаже камеры приема расстояние (L4) от расширенной части камеры приема до оси входной задвижки должно составлять не менее L1. На данном участке радиус кривизны трубопровода должен быть не менее 5Dн. На данном участке не допускается наличие тройников и вантузов.
2) Скорость перекачки воды или незамерзающей жидкости при приеме ВИП должна быть 0.2÷0.7 м/с, .
Приложение Е
(обязательное)
Выбор технологических параметров наполнения трубопровода
1 Расчет времени наполнения трубопровода
Для определения времени наполнения трубопроводов водой или воздухом следует использовать номограмму (см. рис.1). Номограмма состоит из двух частей. В правой части по оси абсцисс отложена протяженность L участков трубопровода от 1 до 100 км. Наклонные линии этой части номограммы обозначают условные диаметры Dy трубопроводов от 100 до 1400 мм.
По оси абсцисс в левой части номограммы отложена продолжительность наполнения трубопровода tн от 0,1 до 1000 ч. Наклонные линии этой части номограммы обозначают производительность Q (в м3/ч) компрессорных станций и наполнительных агрегатов.
По оси ординат отложена емкость трубопровода (в м3). Для сокращения размеров и удобства использования номограмма построена по логарифмической сетке с соответствующими делениями осей абсцисс и ординат.
Номограмма предназначена для определения времени заполнения трубопроводов воздухом до создания в нем избыточного давления 0,1 МПа (1 кгс/см2) или до полного наполнения водой.
Для определения по номограмме времени tн заполнения трубопровода длиной L и диаметром Dy с помощью компрессорной станции или наполнительного агрегата производительностью Q необходимо выполнить действия в соответствии с ключом номограммы, нанесенным пунктирной линией со стрелками.
Пример 1. Определить время наполнения трубопровода диаметром Dy500 протяженностью 10 км одним наполнительным агрегатом производительностью 300 м3/ч.
На оси абсцисс правой части номограммы находим точку, соответствующую L = 10 км, и от нее проводим вертикальную линию до пересечения с наклонной линией Dy500 , затем из этой точки проводим влево прямую линию до пересечения с наклонной линией Q = 300 м3/ч. Из полученной точки опускаем перпендикуляр на ось абсцисс и находим, что время наполнения tн = 6,5 ч.
Для определения времени заполнения трубопровода воздухом до создания давления P (МПа) необходимо найденное время умножить на коэффициент k, равный создаваемому давлению P, т.е.
tнр = 10 • k • tн.
2 Выбор типа и количества наполнительных агрегатов
Выбор наполнительных агрегатов следует осуществлять с использованием характеристик насосов в следующей последовательности:
 определить максимально возможные потери напора на участке трубопровода, подлежащим заполнению водой;
 задаться скоростью перемещения поршня по трубопроводу (расходом воды) в процессе заполнения полости водой;
 найти пересечение прямой, соответствующей заданному расходу воды, с характеристикой насоса;
 определить развиваемый насосом напор в точке пересечения прямой заданного расхода с характеристикой насоса;
 путем сравнения потери напора и располагаемого напора выбрать тип и количество наполнительных агрегатов.
Потери напора на трение, отнесенные к 1 км трубопровода, в зависимости от его диаметра и расхода воды приведены в таблице. Характеристики наполнительных агрегатов приведены в соответствующих паспортах на указанное оборудование.

Рисунок 1. Номограмма для определения времени наполнения трубопроводов водой или воздухом
Таблица 1 – Зависимость потерь на трение от диаметра трубопровода
и расхода воды на 1 км
Диаметр трубопровода, мм Потери напора (м) при расходе воды (м3/ч), равном:
100 300 500 1000 2000
1 2 3 4 5 6
1420 0,00029 0,0020 0,0050 0,0178 0,0616
1220 0,00051 0,0036 0,0091 0,0320 0,1110
1020 0,00148 0,0103 0,0255 0,0892 0,3315
720 0,00613 0,0580 0,1516 0,5308 1,9718
530 0,02240 0,3118 0,7648 2,8556 11,423
325 0,3926 4,0100 10,491 39,347 157,39
Пример 2. Выбрать тип и количество наполнительных агрегатов при заполнении водой трубопровода диаметром 1020 мм протяженностью 25 км с пропуском поршня-разделителя. Максимальный перепад высот по трассе составляет 140 м. НПС/ПС установлена на расстоянии 120 м от испытываемого трубопровода и соединяется с ним трубопроводом диаметром 325 мм.
Для заданного технологического процесса оптимальная скорость заполнения составляет 1 км/ч. Такая скорость обеспечивается при расходе воды в час, равном объему 1 км трубопровода, т.е. 785 м3/ч.
Возможные максимальные потери давления при заполнении участка трубопровода:
– на преодоление максимального перепада высот по трассе – 140 м;
– на перемещение поршня – 5 м;
– на преодоление местных сопротивлений в обвязке НПС/ и в соединительном трубопроводе (по таблице при Dy = 325 мм, Q = 785 м3/ч, L = 0,12 км) – 3 м;
– на преодоление сил трения и перемещение загрязнений (по таблице при Dy = 1020 мм, Q = 785 м3/ч, L = 25 км) – 2 м.
Суммарный потребный напор составит:
H = 140 + 5 + 3 + 2 = 150 м.
Для данного примера можно рекомендовать НПС из двух параллельно включенных наполнительных агрегатов АН-501, каждый из которых имеет производительность 480 м3/ч и развивает напор в 160 м.
Приложение Ж
(обязательное)
Порядок проверки работоспособности передатчика для скребка
Порядок проверки работоспособности
элементов питания и передатчика для скребка
1 В передатчик для скребка (далее – ПДС), разрешается устанавливать только новые (не бывшие в эксплуатации) элементы питания, тип которых указан в руководстве по эксплуатации ПДС. Запрещается устанавливать в передатчик для скребка элементы питания, тип которых не указан в руководстве по эксплуатации ПДС.
2 Замена элементов питания ПДС производится только комплектом. Запрещается замена отдельных элементов питания из комплекта.
3 Установка элементов питания в ПДС производится Заказчиком на камере пуска непосредственно перед запасовкой скребка в камеру пуска. Перед установкой элементов питания в ПДС должна быть проведена проверка работоспособности каждого элемента питания. Порядок проверки работоспособности элементов питания:
– проверить срок годности элемента питания, указанный на корпусе элемента. Запрещается устанавливать в ПДС элементы питания, срок годности которых истёк.
– для каждого элемента питания измерить значение тока короткого замыкания. Проверка производится при помощи универсального измерительного прибора (мультиметра):
– переключить мультиметр в режим измерения постоянного тока до 10А;
– кратковременно (не более 2 секунд) присоединить измерительные щупы мультиметра к полюсам элемента питания и произвести измерение тока короткого замыкания;
– значение тока короткого замыкания для исправных элементов должно составлять не менее 6А. Запрещается устанавливать в ПДС элементы питания, значение тока короткого замыкания которых составляет менее 6А.
4 После проверки работоспособности каждого элемента питания произвести установку элементов питания в ПДС в соответствии с разделом «Подготовка к использованию» «Руководства по эксплуатации ПДС».
5 После установки элементов питания в ПДС проверить работоспособность передатчика для скребка на открытой местности при помощи низкочастотного локатора (далее – НЧЛ) в соответствии с разделом «Подготовка к использованию» «Руководства по эксплуатации ПДС»:
– установить локатор на открытой местности на расстоянии 8 метров от передатчика;
– установить антенну локатора параллельно оси передатчика для скребка;
– включить локатор;
– убедиться в обнаружении сигнала ПДС локатором по наличию прерывистого сигнала пьезоизлучателя и высвечиванию четырех и более разрядов светодиодного индикатора уровня сигнала.
6 После получения положительных результатов проверки работоспособности ПДС, установить передатчик на очистное устройство в соответствии с разделом «Подготовка к использованию» «Руководства по эксплуатации ПДС».
7 В случае отсутствия звукового и светового сигнала низкочастотного локатора произвести замену комплекта элементов питания ПДС на новый. В случае повторного отсутствия сигнала передатчика при исправных элементах питания направить ПДС в установленном порядке в ОАО ЦТД «Диаскан» для проведения ремонта.
8 После запасовки очистного устройства в камеру пуска произвести повторную проверку работоспособности передатчика скребка при помощи низкочастотного локатора, расположенного на расстоянии 2 м от стенки камеры пуска.

Акт
проверки работоспособности передатчика для скребка

Организация системы «Транснефть»:
РНУ/ПО:
НПС/ПС/ЛПДС
МН/МНПП:
Участок:
Тип передатчика: Серийный №:

1 Для установки в ПДС используются новые (не бывшие в эксплуатации) элементы питания, тип которых указан в руководстве по эксплуатации ПДС: 0 Да 0 Нет
2 Перед установкой элементов питания в ПДС проведена проверка работоспособности каждого элемента питания: 0 Да 0 Нет
3 Результаты проверки работоспособности каждого элемента питания:


элемента Тип
элемента Срок
годности Ток КЗ,
А №
элемента Тип
элемента Срок
годности Ток КЗ,
А
1 2 3 4 5 6 7 8
1. 13.
2. 14.
3. 15.
4. 16.
5. 17.
6. 18.
7. 19.
8. 20.
9. 21.
10. 22.
11. 23.
12. 24.

4 Дата и время установки элементов питания в ПДС:
5 Локатор низкочастотных сигналов регистрирует сигналы ПДС на открытой местности на расстоянии 8 м: 0 Да 0 Нет

Выводы:
1. ПДС находится в работоспособном состоянии: 0 Да
0 Нет
2. Дата и время установки ПДС на очистное устройство:
подпись, Ф.И.О., дата подпись, Ф.И.О., дата

Приложение И
(обязательное)
Планирование проведения диагностического обследования
Планирование проведения диагностического обследования участков нефтепроводов/нефтепродуктопроводов, вводимых в строй после завершения строительно-монтажных работ
1 Формирование «Программы диагностического обследования трубопроводов ОАО «АК «Транснефть» после завершения СМР» на следующий год.
2 Порядок разработки и утверждения «Программы диагностического обследования трубопроводов ОАО «АК «Транснефть» после завершения СМР» приведен в Таблице И.1. Все даты в таблице соответствуют году, предшествующему планируемому.
Таблица И.1 – Порядок разработки и утверждения «Программы диагностического обследования трубопроводов ОАО «АК «Транснефть» после завершения СМР»
Дата
направления Ответственный Что выполняет Кому направляет
1 2 3 4
1 июля Организация системы «Транснефть» Формирует заявки на включение участков трубопроводов в проект Программы ОАО ЦТД «Диаскан»
21 июля ОАО ЦТД «Диаскан» Разрабатывает проект «Программы…» на основании представленных ОСТ заявок Организация системы «Транснефть»
1 августа Организация системы «Транснефть» Согласуют проект «Программы…» ОАО ЦТД «Диаскан»
14 августа ОАО ЦТД «Диаскан» Формирует проект «Программы…» для утверждения ОАО «АК «Транснефть»
Отдел МН и НБ
18 августа ОАО «АК «Транснефть»
Отдел МН и НБ Проверяет проект «Программы…» Департамент
производственной
деятельности
1 сентября ОАО «АК «Транснефть»
Департамент
производственной
деятельности Проверяет соответствие «Программы…» Программе ТПРиКР ОАО «АК «Транснефть»
Отдел МН и НБ
5 сентября ОАО «АК «Транснефть»
Отдел МН и НБ Представляет проект «Программы…» на утверждение Первый вице-президент ОАО «АК «Транснефть»
1 день после утверждения
Первым вице-президентом
ОАО «АК «Транснефть» ОАО «АК «Транснефть» Направляет утвержденную «Программу…» для исполнения Организация системы «Транснефть»,
ОАО ЦТД «Диаскан»
2.1 Организация системы «Транснефть» в срок до 1 июля текущего года, формирует и представляет в ОАО ЦТД «Диаскан» утвержденные главным инженером организации системы «Транснефть» заявки на включение участков трубопроводов в проект программы по форме, приведенной в таблице И.2. Вместе с заявкой организация системы «Транснефть» представляет в ОАО ЦТД «Диаскан» материалы, подтверждающие обоснованность включения в программу каждого участка, указанного в заявке.
2.2 ОАО ЦТД «Диаскан» в срок до 21 июля текущего года формирует проект «Программы диагностического обследования трубопроводов ОАО «АК «Транснефть» после завершения СМР на следующий год» и представляет его в организации системы «Транснефть» на согласование.
2.3 Организации системы «Транснефть» в срок до 01 августа текущего года рассматривают представленный проект программы и направляют в ОАО ЦТД «Диаскан» согласованный проект программы диагностического обследования трубопроводов
ОАО «АК «Транснефть» после завершения СМР.
2.4 ОАО ЦТД «Диаскан» в срок до 14 августа текущего года формирует и представляет согласованный с организацией системы «Транснефть» проект программы в отдел МН и НБ ОАО «АК «Транснефть». К плану прилагаются заявки организаций системы «Транснефть» на проведение диагностики трубопроводов линейной части после завершения СМР.
2.5 Отдел МН и НБ ОАО «АК «Транснефть» в срок до 18 августа текущего года проверяет представленный проект программы на соответствие требованиям настоящего документа и направляет в Департамент производственной деятельности ОАО «АК «Транснефть».
2.6 Департамент производственной деятельности ОАО «АК «Транснефть» в срок до 01 сентября текущего года проверяет представленный проект программы на соответствие «Программе техперевооружения, реконструкции и капитального ремонта на следующий год», вносит необходимые корректировки и направляет согласованный проект в отдел МН и НБ ОАО «АК «Транснефть».
2.7 Отдел МН и НБ ОАО «АК «Транснефть» в срок 05 сентября текущего года, представляет, согласованный службами ОАО «АК «Транснефть», проект программы на утверждение Первому вице-президенту ОАО «АК «Транснефть».
2.8 Отдел МН и НБ ОАО «АК «Транснефть» в течение одного рабочего дня после утверждения направляет программу диагностического обследования трубопроводов
ОАО «АК «Транснефть» после завершения СМР на следующий год в организации системы «Транснефть».
3 Программа заполняется по формам, приведенным в Таблицах И.2-И.6.

Таблица И.2 – Форма заявки на проведение диагностического обследования
Заявка на проведение диагностического обследования трубопроводов
организации системы «Транснефть» __________________ на 20__ год после завершения СМР

п/п Тип ВИП Наименование трубопровода Лот №, (начало/конец) км Ду,
мм Протяженность,
км Предлагаемый
срок проведения ВТД Основания для включения
в программу*
1 2 3 4 5 6 7 8

* Вместе с «Заявкой на проведение диагностического обследования» организация системы «Транснефть» представляет в ОАО ЦТД «Диаскан» материалы, подтверждающие обоснованность включения в программу диагностики каждого участка, указанного в заявке.

Таблица И.3 – Форма заполнения программы
Программа диагностического обследования трубопроводов ОАО «АК «Транснефть» после завершения СМР
Тип ВИП Организация системы «Транснефть» Наименование трубопровода Лот №,
(начало/конец) км Ду, мм Протяженность, (км)
1 2 3 4 5 6

январь

Всего –
февраль

Всего –
март

Всего –

Таблица И.4 – Форма заполнения программы
Сводный план диагностического обследования трубопроводов ОАО «АК «Транснефть» в 20__ г после завершения СМР
Организация системы «Транснефть» Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь Общий итог
1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14.

Итого месяц, км
накопит, км
% накопит
Таблица И.5 – Форма заполнения программы
План платежей на 20__ год за диагностическое обследование трубопроводов ОАО «АК «Транснефть» в 20__ г
Организация системы «Транснефть» Данные Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь Всего за 20__
год
1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15.

Итог Стоимость
Таблица И.6 – Форма заполнения программы
Планируемые поступления выручки в 20__ г. в соответствии с Актами выполненных работ
Организация системы «Транснефть» Наимено-вание нефтепровода № лота, (начало, конец) ПК Диаметр, мм Данные Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь Всего
1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 17. 18.
Стоимость
Стоимость
Стоимость
Стоимость
Стоимость
Стоимость
Итог Стоимость
4 Формирование квартальных «Планов подготовки и диагностического обследования трубопроводов ОАО «АК «Транснефть» после завершения СМР».
Порядок разработки и утверждения квартальных «Планов подготовки и диагностического обследования трубопроводов ОАО «АК «Транснефть» после завершения СМР » приведен в таблице И.7.
Таблица И.7 – порядок разработки и утверждения квартальных «Планов…».
Дата направления Ответственный Что выполняет Кому направляет
I кв. II кв. III кв. IV кв.
1 2 3 4 5 6 7
13.10 13.01 13.04 13.07 ОАО ЦТД
«Диаскан» Разрабатывает проект Плана на квартал Организация системы «Транснефть»
20.10 20.01 20.04 20.07 Организация системы «Транснефть» Разрабатывает «График завершения СМР…» и согласовывает проект Плана ОАО «ЦТД «Диаскан»
26.10 26.01 26.04 26.07 ОАО ЦТД «Диаскан» Представляет проект Плана и «Графики завершения СМР…» на согласование ОАО «АК «Транснефть»
Отдел МН и НБ
06.12 06.03 06.06 06.09 ОАО «АК
«Транснефть», отдел МН и НБ Проверяет соответствие квартального Плана годовой Программе ОАО «АК
«Транснефть», департамент
производственной
деятельности
09.12 09.03 09.06 09.09 ОАО «АК
«Транснефть», департамент
производственной деятельности Проверяет соответствие плану ввода нефтепроводов/
нефтепродуктопроводов ОАО «АК
«Транснефть»,
отдел МН и НБ
10.12 10.03 10.06 10.09 ОАО «АК
«Транснефть», отдел МН и НБ Представляет проект квартального плана на утверждение Вице-президент ОАО «АК «Транснефть»
2 рабочих дня после утвер-ждения вице-президентом ОАО «АК
«Транснефть»,
отдел МН и НБ Направляет квартальный план на исполнение Организация системы «Транснефть»,
ОАО ЦТД «Диаскан»
4.1 ОАО ЦТД «Диаскан» формирует проекты квартальных планов подготовки и диагностического обследования трубопроводов ОАО «АК «Транснефть» после завершения СМР и направляет их на согласование в организации системы «Транснефть» в электронном виде и по факсу в следующие сроки:
на I квартал – до 13 октября предшествующего года;
на II квартал – до 13 января текущего года;
на III квартал – до 13 апреля текущего года;
на IV квартал – до 13 июля текущего года.
4.2 Организации системы «Транснефть» в следующие сроки:
на I квартал – до 20 октября предшествующего года;
на II квартал – до 20 января текущего года;
на III квартал – до 20 апреля текущего года;
на IV квартал – до 20 июля текущего года.
разрабатывают «Графики завершения СМР, проведения испытания и диагностики законченных строительством участков МН» по форме, приведенной в таблице И.8, согласовывают проект квартального плана, с внесением в план параметров режимов работы трубопроводов, необходимых для пропуска приборов в соответствии с их техническими характеристиками, и представляют проект квартального плана и графики завершения СМР в ОАО ЦТД «Диаскан» в электронном виде и по факсу.
4.3 ОАО ЦТД «Диаскан» в следующие сроки:
на I квартал – до 26 октября предшествующего года;
на II квартал – до 26 января текущего года;
на III квартал – до 26 апреля текущего года;
на IV квартал – до 26 июля текущего года
представляет в ОАО «АК «Транснефть» проект квартального плана и графики завершения СМР, проведения испытания и диагностики законченных строительством участков МН.
4.4 Отдел МН и НБ ОАО «АК «Транснефть» проверяет соответствие квартального плана годовой программе диагностического обследования трубопроводов ОАО «АК «Транснефть» после завершения СМР и в сроки:
на I квартал – до 6 декабря предшествующего года;
на II квартал – до 6 марта текущего года;
на III квартал – до 6 июня текущего года;
на IV квартал – до 6 сентября текущего года
направляет квартальный план на согласование в Департамент производственной деятельности ОАО «АК «Транснефть».
4.5 Департамент производственной деятельности ОАО «АК «Транснефть» в следующие сроки:
на I квартал – до 9 декабря предшествующего года;
на II квартал – до 9 марта текущего года;
на III квартал – до 9 июня текущего года;
на IV квартал – до 9 сентября текущего года
проверяет квартальный план диагностики на соответствие плану ввода нефтепроводов.
4.6 Отдел МН и НБ в следующие сроки:
на I квартал – до 10 декабря предшествующего года;
на II квартал – до 10 марта текущего года;
на III квартал – до 10 июня текущего года;
на IV квартал – до 10 сентября текущего года
представляет согласованный в подразделениях Компании проект «Плана подготовки и диагностического обследования трубопроводов ОАО «АК «Транснефть» после завершения СМР на квартал» на утверждение вице-президенту ОАО «АК «Транснефть».
4.7 Отдел МН и НБ ОАО «АК «Транснефть» в течение 2 рабочих дней после утверждения направляет квартальный «План подготовки и диагностического обследования трубопроводов ОАО «АК «Транснефть» после завершения СМР» в организации системы «Транснефть».
4.8 План заполняется по форме, приведенной в таблице И.9.

Таблица И.8 – Форма графика завершения СМР
График завершения СМР, проведения испытаний и диагностики законченных строительством участков МН
№ п/п Испытываемые участки Протяженность, км Объем воды, м3 Время заполнения, ч План/Факт Дата завершения СМР Проведение катодной поляризации Заполнение участка водой ППМН Гидроиспытание ЛЧ Вытеснение воды после гидроиспытания Приварка и обвязка монтажных камер Промывка Заполнение участка водой Очистка полости
(пропуск скребков ПРВ-1) Проведение профилеметрии Проведение диагностики ВИП СD Проведение диагностики ВИП WM Пропуск СКР- 4 Проведение диагностики ВИП МСК Проведение диагностики ВИП ДКК Вытеснение воды
(пропуск скребков ПРВ-1) Продувка запорной арматуры возухом Устранение дефектов
Гидроиспытание дюкера на ППМН совместно с береговыми участками
Начало Завершение Начало Завершение Начало Завершение Начало Завершение Начало Завершение Начало Завершение Начало Завершение Начало Завершение Начало Завершение Начало Завершение Начало Завершение Начало Завершение Начало Завершение Начало Завершение Начало Завершение Начало Завершение Начало Завершение Начало Завершение
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43
Наименование трубопровода, наименование подрядчика
Наименование участка, диаметр
План
Факт
Генеральный директор ОСТ _____________ Генеральный директор ОАО ЦТД “Диаскан” _____________
ФИО ФИО

Главный инженер ОСТ _____________ Главный инженер ОАО ЦТД “Диаскан” _____________
ФИО ФИО

Зам. генерального директора ОСТ по строительству _____________ Зам. генерального директора ОАО “ЦТД “Диаскан” по диагностике _____________
ФИО ФИО

Начальник ОЭ ОСТ _____________ Начальник ПДО ОАО “ЦТД “Диаскан” _____________
ФИО ФИО

Начальник ОКС ОСТ _____________
ФИО

Таблица И.9 – Форма заполнения плана
План подготовки и диагностического обследования трубопроводов ОАО «АК «Транснефть» в __ квартале 20__ г после завершения СМР
Тип ВИП Наименование трубопровода Лот № (начало/конец) км Ду, ( мм ) Протяженность, (км) Планируемые даты пропусков приборов Параметры работы трубопровода во время пропуска профилемера
начало окончание Скорость потока, м/с тыс. тонн/час Время пропуска, час Объем воды для пропуска, тыс. тонн
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Всего к завершению в _-м квартале 20__ г.
В том числе по месяцам:
Месяц 1
Месяц 2
Месяц 3
Месяц
Всего к завершению в месяце
Организация системы «Транснефть»

Всего к завершению в месяце
Организация системы «Транснефть»

Всего к завершению в месяце

5 Порядок корректировки «Планов подготовки и диагностического обследования трубопроводов ОАО «АК «Транснефть» после завершения СМР»
5.1 Корректировка «Плана подготовки и диагностического обследования трубопроводов ОАО «АК «Транснефть» после завершения СМР» производится на основании письменного согласования Компанией корректировки «Графика завершения СМР, проведения испытания и диагностики законченных строительством участков МН».
5.1.1 При неготовности участка трубопровода к проведению работ, указанных в с «Графике завершения СМР, проведения испытания и диагностики законченных строительством участков МН», организация системы «Транснефть» в срок не позднее, чем за 7 календарных дней до начала работ по соответствующему этапу, представляет в ОАО «АК «Транснефть» письменное обращение о корректировке «Графика завершения СМР, проведения испытания и диагностики законченных строительством участков МН». Одновременно с обращением организация системы «Транснефть» представляет в Компанию согласованный с ОАО ЦТД «Диаскан» пакет документов по корректировке, который должен содержать:
 подписанную главным инженером ОСТ справку с объяснением причин необходимости корректировки «Графика завершения СМР, проведения испытания и диагностики законченных строительством участков МН» и в случае неготовности участка трубопровода к диагностике должен быть представлен акт служебного расследования по данному вопросу;
 согласованный с ОАО ЦТД «Диаскан» откорректированный «График завершения СМР, проведения испытания и диагностики законченных строительством участков МН».
5.1.2 Организация системы «Транснефть» в течение 3-х рабочих дней от обращения в Компанию согласовывает проект корректировки «Графика завершения СМР, проведения испытания и диагностики законченных строительством участков МН» в департаменте производственной деятельности (для ивестпроектов – в департаменте строительства и инвестиционных проектов) и отделе МН и НБ ОАО «АК «Транснефть».
5.1.3 ОАО ЦТД «Диаскан» в течение 3-х рабочих дней после получения письменного разрешения Компании о корректировке «Графика завершения СМР, проведения испытания и диагностики законченных строительством участков МН» представляет в отдел МН и НБ:
– откорректированный план подготовки и диагностического обследования трубопроводов ОАО «АК «Транснефть» после завершения СМР на квартал;
– откорректированную «Программу диагностического обследования трубопроводов ОАО «АК «Транснефть» после завершения СМР» на год.
5.2 Письменные решения ОАО «АК «Транснефть» о корректировке Программы
ТПР и КР также являются основанием для корректировки «Графика завершения СМР, проведения испытания и диагностики законченных строительством участков МН» в порядке, установленном в пункте 5.1.3.
5.2.1 Организация системы «Транснефть» в течение 3-х рабочих дней после получения письма Компании о корректировке Программы ТПР и КР представляет в ОАО ЦТД «Диаскан»:
– копию письма ОАО «АК «Транснефть» о корректировке Программы ТПР и КР;
– откорректированный график завершения СМР, проведения испытания и диагностики законченных строительством участков МН.
5.3 Представление в ОАО «АК «Транснефть» обращения о корректировке «Графика завершения СМР, проведения испытания и диагностики законченных строительством участков МН» в срок менее 7 календарных дней до планируемой даты начала работ по соответствующему этапу является невыполнением требований данного регламента.
6 Разработка «Технического задания на производство внутритрубной профилеметрии участка трубопровода»
6.1 ТЗ на производство внутритрубной профилеметрии участка трубопровода после завершения строительно-монтажных работ разрабатывается в соответствии с требованиями приложения К настоящего регламента.
6.2 Порядок разработки и утверждения Технического задания приведен в таблице И.8 настоящего документа. Сроки отсчитываются от планируемой даты пропуска профилемера, приведенного в 2.2. Технического задания.
Таблица И.8 – порядок разработки и утверждения Технического задания.
Срок направления Ответственный Что выполняет Кому направляет
1 2 3 4
за 40 дней Подрядчик на строительство Разрабатывает техническое задание ОАО ЦТД «Диаскан»
за 28 дней ОАО ЦТД «Диаскан» Проверяет техническое задание на правильность заполнения и соответствие квартальному плану профилеметрии. Согласовывает техническое задание Организация системы «Транснефть»
за 14 дней Главный инженер организации системы «Транснефть» Утверждает техническое задание ОАО ЦТД «Диаскан»

Приложение К
(обязательное)
Формы технических заданий на выполнение внутритрубной диагностики
К.1 Форма технического задания на выполнение внутритрубной диагностики участка нефтепровода/продуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию

СОГЛАСОВАНО УТВЕРЖДАЮ
Заместитель
генерального директора
по диагностике
ОАО «ЦТД «Диаскан»
И.О. Фамилия
(подпись) Главный инженер
организации системы
«Транснефть»

И.О. Фамилия
(подпись)
« » 20___ г. « » 20___ г.
ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ
на производство внутритрубной диагностики участка нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию

_____________________________________________________
(участок нефтепровода/нефтепродуктопровода от камеры пуска, км до камеры приема ВИП, км,
подводный переход __________
Разработал: ________________ /И.О. Фамилия/
(должность, подрядная организация) (подпись)
20___
Настоящее техническое задание определяет требования, предъявляемые к проведению диагностики, выполняется в соответствии с договором № ___________ от «___»__________200_ г.
Заказчик______________________________________________________________
Подрядчик____________________________________
Исполнитель диагностики___________________________________________
1 Объект проведения диагностики:
Нефтепровод/нефтепродуктопровод__________________________________________________
(указать наименование одного нефтепровода/нефтепродуктопровода)
Участок ____________________________________________________________________
(указать один участок от камеры пуска до камеры приёма дефектоскопа)
Протяженность _____________________________________________________________
(указать протяжённость одного участка нефтепровода/нефтепродуктопровода)
Диаметр ___________________________________________________________________
2 Требования к выполнению обследования:
2.1 Выполнение очистки трубопровода (выполняет Строительно-монтажная организация):
начало ________________________ окончание ___________________________________
(указать число, месяц, год) (указать число, месяц, год)
2.2 Срок проведения профилеметрии:
начало ________________________ окончание ___________________________________
(указать число, месяц, год) (указать число, месяц, год)
2.3 Срок проведения диагностики комбинированным дефектоскопом ДКК:
начало ________________________ окончание ___________________________________
(указать число, месяц, год) (указать число, месяц, год)
2.4 Срок проведения диагностики дефектоскопом WM/ДКУ:
начало ________________________ окончание ___________________________________
(указать число, месяц, год) (указать число, месяц, год)
2.5 Срок проведения диагностики дефектоскопом ДМК или МДСкан/ДКМ:
начало ________________________ окончание ___________________________________
(указать число, месяц, год) (указать число, месяц, год)
2.6 Срок проведения диагностики дефектоскопом СD/ДКУ:
начало ________________________ окончание ___________________________________
(указать число, месяц, год) (указать число, месяц, год)
3 Требования к срокам, количеству и форме технических отчетов по результатам внутритрубной диагностики
3.1 Срок предоставления отчёта по профилеметрии_____________________________
3.1.1 Количество предоставляемых экземпляров отчёта
3.1.1.1 на бумажном носителе: 2 экз.
(1 экз заказчику, 1 экз. -в подрядную строительную организацию)
3.1.1.2 в электронной форме на цифровом носителе, 1 копия.
3.2. Срок предоставления отчёта по диагностике дефектоскопом ДКК _______________
3.2.1 Количество предоставляемых экземпляров отчёта
3.2.1.1 на бумажном носителе: 2 экз.
(1 экз заказчику, 1 экз.-в подрядную строительную организацию)
3.2.1.2 в электронной форме на цифровом носителе, 1 копия.
3.3. Срок предоставления отчёта по диагностике дефектоскопом WM _______________
3.3.1 Количество предоставляемых экземпляров отчёта
3.3.1.1 на бумажном носителе: 2 экз.
(1 экз заказчику, 1 экз.- в подрядную строительную организацию)
3.3.1.2 в электронной форме на цифровом носителе, 1 копия.
3.4. Срок предоставления отчёта по диагностике дефектоскопом ДМК или MДСкан/ДКМ___
3.4.1 Количество предоставляемых экземпляров отчёта
3.4.1.1 на бумажном носителе: 2 экз.
(1 экз заказчику, 1 экз.- в подрядную строительную организацию)
3.4.1.2 в электронной форме на цифровом носителе, 1 копия.
3.5. Срок предоставления отчёта по диагностике дефектоскопом СD/ДКУ _______________
3.5.1 Количество предоставляемых экземпляров отчёта
3.5.1.1 на бумажном носителе: 2 экз.
( 1 экз Заказчику, 1 экз.- в Подрядную строительную организацию)
3.5.1.2 в электронной форме на цифровом носителе, 1 копия.
4 Требования к составу и форме технического отчета по результатам внутритрубной диагностики участка нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию.
Технический отчёт по результатам пропуска дефектоскопа ___________ по участку нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию, выпускается по форме приложения Л ОР-19.000.00-КТН-194-10 и должен содержать:
Введение;
Перечень используемых терминов, определений и сокращений;
Результаты диагностики;
Дефекты, устраняемые по результатам ДДК;
Дефекты подлежащие устранению;
Список дефектов, имеющих отклонение от нормативных параметров трубы;
Список поперечных сварных швов на соединениях типа труба с трубой, труба с соединительными деталями (переходами, отводами, тройниками и т.д.), у которых расстояние между примыкающими продольными сварными швами составляет менее 75 мм (или менее 100 мм), требующие устранения при отсутствии допуска стыка представителем службы независимого технического надзора (для всех типов ВИП, кроме PRN и CDC);
Список конструктивных деталей (только для ВИП PRN);
Список точек-ориентиров
Лист рассылки;
Приложение А. Журнал раскладки труб нефтепровода/нефтепродуктопровода.
5 Исходные данные, необходимые для проведения внутритрубной диагностики и составления технических отчетов
5.1 Исходные данные для проведения пропуска дефектоскопов по участку трубопровода
5.1.1 Общее описание участка трубопровода:
Наименование трубопровода
Лот № (начало/конец, км)
Подрядчик
Дата окончания СМР
Диаметр трубопровода Dн: ………….. мм
Длина диагностируемого участка: ……………………….. км
5.1.2 Описание пусковой/приемной камер (стационарной или временной) (см. рис.1)
пусковая камера приемная камера
1 2 3
Пикет, где расположена камера
Длина от задвижки до затвора (L1)
Длина расширенной части (L4)
Расположение байпасной линии (L5)
Диаметр байпасной линии (D2)
Диаметр расширенной части (внутренний) (D1)
Длина от расшир. части до патрубка запасовки(L2)
Диаметр основного трубопровода (Dн)
Тип / длина переходной части (L3)
Тип / внутренний диаметр запорной задвижки
Высота от земли до низа камеры
Размер рабочей зоны перед камерой (Lп х Вп)
Характеристика грузоподъемных механизмов
Грузоподъемность (т)
высота подъема (м) ( ) да, ( ) нет
………………………….
…………………………. ( ) да, ( ) нет
…………………………
…………………………
Снабжена ли пусковая камера:
– сигнализатором прохождения снаряда?
– патрубком для установки запасовочного устройства (Z) [верхним ( ), боковым ( )]?
– внутренним желобом?
– выравнивающей линией ( W )?
– вантузами (Vн и V1) для стравливания воздуха?
– быстродействующим затвором?
( ) да, ( ) нет

( ) да, ( ) нет
( ) да, ( ) нет
( ) да, ( ) нет
( ) да, ( ) нет
( ) да, ( ) нет
( ) да, ( ) нет
( ) да, ( ) нет
( ) да, ( ) нет

( ) да, ( ) нет

Рис. 1

5.1.3 Информация по трубам, имеющимся на участке
Номинальная толщина стенки трубы, мм Протяженность участка с данной толщиной стенки, км Тип трубы: (прямошовная, спиралешовная, бесшовная и т.д.) Марка стали Общая протяженность, км Категория участка Примечания
1 2 3 4 5 6 7

5.1.4 Информация по трубопроводу
а) Задвижки
Тип Изготовитель № задвижки, км Дистанция, м Мин. внутр. сечение Примечания
1 2 3 4 5 6

б) Отводы
Тип отвода:
(цельнотянутый, секционный, горячего гнутья, холодного гнутья, штампосварной и т.д.) Дист.,
м Радиус изгиба по оси,
кол.хDн Угол изгиба отвода, град Толщ стенки, мм Миним. внутр. радиус, мм Толщина стенки на выпуклой стороне изогнутого участка, мм Наличие поперечных сварных стыков на соединениях с отводами (до и/или после отвода), у которых расстояние между примыкающими продольными сварными швами менее 75 мм (или менее 100 мм), да/нет.
до отвода после отвода
1 2 3 4 5 6 7 8 9

в) Тройники / ответвления
Тип: штампованные, штампосварные, сварные, эксцентрические и т.д.) Км расположе-ния тройника/ ответвле-ния Положение ответвления: боковое, верхнее, нижнее Макс. внешний диаметр отвода, мм Мин. внутрен-нее сечение, мм Решетки: есть/нет/
неизвестно Примеча-ния
1 2 3 4 5 6 7

Минимальное расстояние между центральными осями соседних тройников ………… мм.
г) Маркеры будут установлены:
– на расстоянии не более чем через каждые 500 м,
– на переходах через автомобильные и железные дороги,
– на переходах через водные преграды.
Глубина залегания трубопровода в местах расстановки маркеров не превышает 1,5 м.
5.2 Исходные данные для подготовки технического отчета.
5.2.1 Общее описание трубопровода
Таблица 1
Наименование трубопровода
1 2

Лот № (начало/конец, км)
Длина участка, км
Начало и конец участка по трассе, км
Диаметр трубы, мм
5.2.2 Исполнительная раскладка труб на участке
Таблица 2
Начало участка, м Конец участка, м Номинальная толщина стенки, мм
1 2 3

5.2.3 Расположение патрубков, сварных присоединений (вантузов, тройников, конструктивных деталей, манометрических выводов, чопиков и т.п.) представлено в таблице 3
Таблица 3
Наименование элемента Дистанция, м Обозначение и параметры элемента
1 2 3
Вантузный тройник 33409 Тройник ТШС 1020 (16К56)х219-8,0-0,75-У – 2 шт.
Патрубок 43221 Ø 150
Примечание – Нулевая точка отсчета дистанции в таблице 2 и 3 должна соответствовать сварочному стыку, присоединяющему пусковую камеру и трубопровод на данном участке инспекции.
5.2.4 Сведения о специальной разделке кромок под сварку труб, соединительных деталей и арматуры при их соединении, представляемые на основании данных паспорта завода-изготовителя изделия и исполнительной документации.
Соединение труб, труб с деталями
Дистанция,
м Наименование
соединяемых
элементов Конструктивные размеры разделки под сварку кромок разнотолщинных труб, труб с деталями Сведения о наличии и размерах переходников или вставок промежуточной толщины, км, шт.
1 2 3 4

S= мм S1= мм

Соединение патрубков арматуры с трубами
Дистанция,
м Наименование
соединяемых
элементов Конструктивные размеры разделки под сварку кромок патрубков арматуры с трубами Сведения о наличии и размерах переходных колец или вставок промежуточной толщины, км, шт
1 2 3 4

S= мм S1= мм
К.2 Форма технического задания на выполнение внутритрубной диагностики участка нефтепровода/нефтепродуктопровода при его заполнении нефтью/нефтепродуктом после завершения СМР до ввода в эксплуатацию

СОГЛАСОВАНО УТВЕРЖДАЮ
Заместитель
генерального директора
по диагностике
ОАО «ЦТД «Диаскан»
И.О. Фамилия
(подпись) Главный инженер
Организации системы
«Транснефть»

И.О. Фамилия
(подпись)
« » 20___ г. « » 20___ г.
ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ
на производство внутритрубной диагностики участка нефтепровода/нефтепродуктопровода при его заполнении нефтью/нефтепродуктом
после завершения СМР до ввода в эксплуатацию

_____________________________________________________
(участок нефтепровода/нефтепродуктопровода от камеры пуска, км до камеры приема ВИП, км,
подводный переход __________
Разработал: ________________ /И.О. Фамилия/
(должность, подрядная организация) (подпись)
20___
Настоящее техническое задание определяет требования, предъявляемые к проведению диагностики, выполняется в соответствии с договором № ___________ от «___»__________200_ г.
Заказчик______________________________________________________________
Подрядчик____________________________________
Исполнитель диагностики___________________________________________
1 Объект проведения диагностики:
Нефтепровод___________________________________________________________
(указать наименование одного нефтепровода/нефтепроуктопровода)
Участок ____________________________________________________________________
(указать один участок от камеры пуска до камеры приёма дефектоскопа)
Протяженность _____________________________________________________________
(указать протяжённость одного участка нефтепровода/нефтепродуктопровода)
Диаметр ___________________________________________________________________
2 Требования к выполнению обследования:
2.1 Выполнение очистки трубопровода (выполняет Строительно-монтажная организация):
начало ________________________ окончание ___________________________________
(указать число, месяц, год) (указать число, месяц, год)
2.2 Срок проведения диагностики дефектоскопом __________________(тип ВИП):
начало ________________________ окончание ___________________________________
(указать число, месяц, год) (указать число, месяц, год)
3 Требования к срокам, количеству и форме технических отчетов по результатам внутритрубной диагностики
3.1. Срок предоставления отчёта по диагностике дефектоскопом _______________(тип ВИП)
3.1.1 Количество предоставляемых экземпляров отчёта
3.1.1.1 на бумажном носителе: 2 экз.
( 1 экз заказчику, 1 экз.- в подрядную строительную организацию)
3.1.1.2 в электронной форме на цифровом носителе, 1 копия.
4 Требования к составу и форме технического отчета по результатам внутритрубной диагностики участка нефтепровода/нефтепродуктопровода, выполненной при его заполнении нефтью/нефтепродуктом после завершения СМР до ввода в эксплуатацию.
Технический отчёт, по результатам пропуска дефектоскопа ___________ при заполнении участка нефтепровода/нефтепродуктопровода нефтью/нефтепродуктом после завершения СМР до его ввода в эксплуатацию, выпускается по форме Т.1 приложения Т отраслевого регламента «Порядок очистки, гидроиспытаний и внутритрубной диагностики нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ» и должен содержать:
Введение;
Перечень используемых терминов, определений и сокращений;
Порядок выполнения работы;
Обобщенные результаты диагностики;
Дефекты срочного ремонта;
Дефекты первоочередного ремонта;
Дефекты, подлежащие ремонту по результатам расчёта расчетов на прочность и долговечность;
Дефекты, подлежащие ДДК в течение 9 месяцев;
Дефекты «вмятина» и «гофр», имеющие рост между инспекциями;
Список соединительных деталей, запорной арматуры и приварных элементов (задвижки, тройники, вантузы, сигнализаторы прохождения СОД, манометрические выводы, катодные выводы, чопики и другие);
Лист рассылки;
ПРИЛОЖЕНИЕ А Техническое задание на проведение внутритрубной диагностики;
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Акты пропусков внутритрубного инспекционного прибора;
ПРИЛОЖЕНИЕ В Участки с отсутствием диагностической информации;
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Журнал секций, содержащих дефекты, соединительные и приварные конструктивные детале и особенности секций нефтепровода;
ПРИЛОЖЕНИЕ Д Журнал раскладки трубных секций, запорной арматуры и соединительных деталей нефтепровода;
ПРИЛОЖЕНИЕ Е CD-диск с материалами технического отчёта в электронном виде.
5 Исходные данные, необходимые для проведения внутритрубной диагностики и составления технических отчетов
5.1 Исходные данные для проведения пропуска дефектоскопов по участку трубопровода
5.1.1 Общее описание участка трубопровода:
Наименование трубопровода
Лот № (начало/конец, км)
Подрядчик
Дата окончания СМР
Диаметр трубопровода Dн: ………….. мм
Протяженность диагностируемого участка: ……………………….. км
5.1.2 Описание пусковой/приемной камер (стационарной или временной) (см. рис.1)
пусковая камера приемная камера
1 2 3
Пикет, где расположена камера
Длина от задвижки до затвора (L1)
Длина расширенной части (L4)
Расположение байпасной линии (L5)
Диаметр байпасной линии (D2)
Диаметр расширенной части (внутренний) (D1)
Длина от расшир. части до патрубка запасовки(L2)
Диаметр основного трубопровода (Dн)
Тип / длина переходной части (L3)
Тип / внутренний диаметр запорной задвижки
Высота от земли до низа камеры
Размер рабочей зоны перед камерой (Lп х Вп)
Характеристика грузоподъемных механизмов
Грузоподъемность (т)
высота подъема (м) ( ) да, ( ) нет
………………………….
…………………………. ( ) да, ( ) нет
…………………………
…………………………
Снабжена ли пусковая камера:
– сигнализатором прохождения снаряда?
– патрубком для установки запасовочного устройства (Z) [верхним ( ), боковым ( )]?
– внутренним желобом?
– выравнивающей линией ( W )?
– вантузами (Vн и V1) для стравливания воздуха?
– быстродействующим затвором?
( ) да, ( ) нет

( ) да, ( ) нет
( ) да, ( ) нет
( ) да, ( ) нет
( ) да, ( ) нет
( ) да, ( ) нет
( ) да, ( ) нет
( ) да, ( ) нет
( ) да, ( ) нет

( ) да, ( ) нет

Рис. 1
5.1.3 Информация по трубам, имеющимся на участке
Номинальная толщина стенки трубы, мм Протяженность участка с данной толщиной стенки, км Тип трубы: (прямошовная, спиралешовная, бесшовная и т.д.) Марка стали Общая протяженность, км Категория участка Примечания
1 2 3 4 5 6 7

5.1.4 Информация по трубопроводу
а) Задвижки
Тип Изготовитель № задвижки, км Дистанция, м Мин. внутр. сечение Примечания
1 2 3 4 5 6

б) Отводы
Тип отвода
(цельнотянутый, секционный, горячего гнутья, холодного гнутья, штампосварной и т.д.) Дист.,
м Радиус изгиба по оси,
кол.хDн Угол изгиба отвода, град Толщ стенки, мм Миним. внутр. радиус, мм Толщина стенки на выпуклой стороне изогнутого участка, мм Наличие поперечных сварных стыков на соединениях с отводами (до и/или после отвода), у которых расстояние между примыкающими продольными сварными швами менее 75 мм (или менее 100 мм), да/нет.
до отвода после отвода
1 2 3 4 5 6 7 8 9

в) Тройники / ответвления
Тип: штампованные, штампосварные, сварные, эксцентрические и т.д.) Км расположе-ния тройника/ ответвле-ния Положение ответвления: боковое, верхнее, нижнее Макс. внешний диаметр отвода, мм Мин. внутрен-нее сечение, мм Решетки: есть/нет/
неизвестно Примеча-ния
1 2 3 4 5 6 7

Минимальное расстояние между центральными осями соседних тройников ………… мм.
г) Маркеры будут установлены:
– на расстоянии не более чем через каждые 500 м,
– на переходах через автомобильные и железные дороги,
– на переходах через водные преграды.
Глубина залегания трубопровода в местах расстановки маркеров не превышает 1,5 м.
5.2 Исходные данные для подготовки технического отчета.
5.2.1 Общее описание трубопровода
Таблица 1
Наименование трубопровода
1 2
Лот № (начало/конец, км)
Длина участка, км
Начало и конец участка по трассе, км
Диаметр трубы, мм
5.2.2 Исполнительная раскладка труб на участке
Таблица 2
Начало участка, м Конец участка, м Номинальная толщина стенки, мм
1 2 3

5.2.3 Расположение патрубков, сварных присоединений (вантузов, тройников, конструктивных деталей, манометрических выводов, чопиков и т.п.) представлено в таблице 3
Таблица 3
Наименование элемента Дистанция, м Обозначение и параметры элемента
1 2 3
Вантузный тройник 33409 Тройник ТШС 1020 (16К56)х219-8,0-0,75-У – 2 шт.
Патрубок 43221 Ø 150
Примечание – Нулевая точка отсчета дистанции в таблице 2 и 3 должна соответствовать сварочному стыку, присоединяющему пусковую камеру и трубопровод на данном участке инспекции
5.2.4 Сведения о специальной разделке кромок под сварку труб, соединительных деталей и арматуры при их соединении, представляемые на основании данных паспорта завода-изготовителя изделия и исполнительной документации.
Соединение труб, труб с деталями
Дистанция,
м Наименование
соединяемых
элементов Конструктивные размеры разделки под сварку кромок разнотолщинных труб, труб с деталями Сведения о наличии и размерах переходников или вставок промежуточной толщины, км, шт.
1 2 3 4

S= мм S1= мм

Соединение патрубков арматуры с трубами
Дистанция,
м Наименование
соединяемых
элементов Конструктивные размеры разделки под сварку кромок патрубков арматуры с трубами Сведения о наличии и размерах переходных колец или вставок промежуточной толщины, км, шт
1 2 3 4

S= мм S1= мм

К.3 Форма технического задания на выполнение внутритрубной диагностики участка нефтепровода/нефтепродуктопровода после его ввода в эксплуатацию в срок до одного года

СОГЛАСОВАНО УТВЕРЖДАЮ
Заместитель
генерального директора
по диагностике
ОАО «ЦТД «Диаскан»
И.О. Фамилия
(подпись) Главный инженер
Организации системы
«Транснефть»

И.О. Фамилия
(подпись)
« » 20___ г. « » 20___ г.
ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ
на производство внутритрубной диагностики участка нефтепровода/нефтепродуктопровода после ввода в эксплуатацию
в срок до одного года

_____________________________________________________
(участок нефтепровода от камеры пуска, км до камеры приема ВИП, км,
подводный переход __________
Разработал: ________________ /И.О. Фамилия/
(должность, подрядная организация) (подпись)
20___
Настоящее техническое задание определяет требования, предъявляемые к проведению диагностики, выполняется в соответствии с договором № ___________ от «___»__________20_ г.
Заказчик______________________________________________________________
Подрядчик____________________________________
Исполнитель диагностики___________________________________________
1 Объект проведения диагностики:
Нефтепровод/нефтепродуктопровод________________________________________________
(указать наименование одного нефтепровода/нефтепродуктопровода)
Участок ____________________________________________________________________
(указать один участок от камеры пуска до камеры приёма дефектоскопа)
Протяженность _____________________________________________________________
(указать протяжённость одного участка нефтепровода/нефтепродуктопровода)
Диаметр ___________________________________________________________________
2 Требования к выполнению обследования:
2.1 Выполнение очистки трубопровода (выполняет Строительно-монтажная организация):
начало ________________________ окончание ___________________________________
(указать число, месяц, год) (указать число, месяц, год)
2.2 Срок проведения диагностики дефектоскопом __________________(тип ВИП):
начало ________________________ окончание ___________________________________
(указать число, месяц, год) (указать число, месяц, год)
3 Требования к срокам, количеству и форме технических отчетов по результатам внутритрубной диагностики
3.1. Срок предоставления отчёта по диагностике дефектоскопом ____________(тип ВИП)
3.1.1 Количество предоставляемых экземпляров отчёта
3.1.1.1 на бумажном носителе: 2 экз.
( 1 экз заказчику, 1 экз.- в подрядную строительную организацию)
3.1.1.2 в электронной форме на цифровом носителе, 1 копия.
4 Требования к составу и форме технического отчета по результатам внутритрубной диагностики участка нефтепровода/нефтепродуктопровода, после его ввода в эксплуатацию в срок до одного года.
Технический отчёт, по результатам пропуска дефектоскопа ___________ по участку нефтепровода после его ввода в эксплуатацию в срок до одного года, выпускается по форме Т.2 приложения Т ОР-19.000.00-КТН-194-10 и должен содержать:
Введение;
Перечень используемых терминов, определений и сокращений;
Порядок выполнения работы;
Обобщенные результаты диагностики;
Дефекты срочного ремонта;
Дефекты первоочередного ремонта;
Дефекты, подлежащие ремонту по результатам расчёта расчетов на прочность и долговечность;
Дефекты, подлежащие ДДК в течение 9 месяцев;
Дефекты «вмятина» и «гофр», имеющие рост между инспекциями;
Список соединительных деталей, запорной арматуры и приварных элементов (задвижки, тройники, вантузы, сигнализаторы прохождения СОД, манометрические выводы, катодные выводы, чопики и другие);
Лист рассылки;
Приложение А Техническое задание на проведение внутритрубной диагностики;
Приложение Б Акты пропусков внутритрубного инспекционного прибора;
Приложение В Участки с отсутствием диагностической информации;
Приложение Г Журнал секций, содержащих дефекты, соединительные и приварные конструктивные детале и особенности секций нефтепровода/нефтепродуктопровода;
Приложение Д Журнал раскладки трубных секций, запорной арматуры и соединительных деталей нефтепровода/нефтепродуктопровода;
Приложение Е CD-диск с материалами технического отчёта в электронном виде
5 Исходные данные, необходимые для проведения внутритрубной диагностики и составления технических отчетов
5.1 Исходные данные для проведения пропуска дефектоскопов по участку трубопровода
5.1.1 Общее описание участка трубопровода:
Наименование трубопровода
Лот № (начало/конец, км)
Подрядчик
Дата окончания СМР
Диаметр трубопровода Dн: ………….. мм
Длина диагностируемого участка: ……………………….. км
5.1.2 Описание пусковой/приемной камер (стационарной или временной) (см. рис.1)
пусковая камера приемная камера
1 2 3
Пикет, где расположена камера
Длина от задвижки до затвора (L1)
Длина расширенной части (L4)
Расположение байпасной линии (L5)
Диаметр байпасной линии (D2)
Диаметр расширенной части (внутренний) (D1)
Длина от расшир. части до патрубка запасовки(L2)
Диаметр основного трубопровода (Dн)
Тип / длина переходной части (L3)
Тип / внутренний диаметр запорной задвижки
Высота от земли до низа камеры
Размер рабочей зоны перед камерой (Lп х Вп)
Характеристика грузоподъемных механизмов
Грузоподъемность (т)
высота подъема (м) ( ) да, ( ) нет
………………………….
…………………………. ( ) да, ( ) нет
…………………………
…………………………
Снабжена ли пусковая камера:
– сигнализатором прохождения снаряда?
– патрубком для установки запасовочного устройства (Z) [верхним ( ), боковым ( )]?
– внутренним желобом?
– выравнивающей линией ( W )?
– вантузами (Vн и V1) для стравливания воздуха?
– быстродействующим затвором?
( ) да, ( ) нет

( ) да, ( ) нет
( ) да, ( ) нет
( ) да, ( ) нет
( ) да, ( ) нет
( ) да, ( ) нет
( ) да, ( ) нет
( ) да, ( ) нет
( ) да, ( ) нет

( ) да, ( ) нет

Рис. 1
5.1.3 Информация по трубам, имеющимся на участке
Номинальная толщина стенки трубы, мм Протяженность участка с данной толщиной стенки, км Тип трубы: (прямошовная, спиралешовная, бесшовная и т.д.) Марка стали Общая протяженность, км Категория участка Примечания
1 2 3 4 5 6 7

5.1.4 Информация по трубопроводу
а) Задвижки
Тип Изготовитель № задвижки, км Дистанция, м Мин. внутр. сечение Примечания
1 2 3 4 5 6

б) Отводы
Тип отвода:
(цельнотянутый, секционный, горячего гнутья, холодного гнутья, штампосварной и т.д.) Дист.,
м Радиус изгиба по оси,
кол.хDн Угол изгиба отвода, град Толщ стенки, мм Миним. внутр. радиус, мм Толщина стенки на выпуклой стороне изогнутого участка, мм Наличие поперечных сварных стыков на соединениях с отводами (до и/или после отвода), у которых расстояние между примыкающими продольными сварными швами менее 75 мм (или менее 100 мм), да/нет.
до отвода после отвода
1 2 3 4 5 6 7 8 9

в) Тройники / ответвления
Тип: штампованные, штампосварные, сварные, эксцентрические и т.д.) Км расположе-ния тройника/ ответвления Положение ответвления: боковое, верхнее, нижнее Макс. внешний диаметр отвода, мм Мин. внутрен-нее сечение, мм Решетки: есть/нет/
неизвестно Примеча-ния
1 2 3 4 5 6 7

Минимальное расстояние между центральными осями соседних тройников …… мм.
г) Маркеры будут установлены:
– на расстоянии не более чем через каждые 500 м,
– на переходах через автомобильные и железные дороги,
– на переходах через водные преграды.
Глубина залегания трубопровода в местах расстановки маркеров не превышает 1,5 м.
5.2 Исходные данные для подготовки технического отчета.
5.2.1 Общее описание трубопровода
Таблица 1
Наименование трубопровода
Лот № (начало/конец, км)
Длина участка, км
Начало и конец участка по трассе, км
Диаметр трубы, мм
5.2.2 Исполнительная раскладка труб на участке
Таблица 2
Начало участка, м Конец участка, м Номинальная толщина стенки, мм
1 2 3

5.2.3 Расположение патрубков, сварных присоединений (вантузов, тройников, конструктивных деталей, манометрических выводов, чопиков и т.п.) представлено в таблице 3
Таблица 3
Наименование элемента Дистанция, м Обозначение и параметры элемента
1 2 3
Вантузный тройник 33409 Тройник ТШС 1020 (16К56)х219-8,0-0,75-У – 2 шт.
Патрубок 43221 Ø 150
Примечание – Нулевая точка отсчета дистанции в таблице 2 и 3 должна соответствовать сварочному стыку, присоединяющему пусковую камеру и трубопровод на данном участке инспекции
5.2.4 Сведения о специальной разделке кромок под сварку труб, соединительных деталей и арматуры при их соединении, представляемые на основании данных паспорта завода-изготовителя изделия и исполнительной документации.
Соединение труб, труб с деталями
Дистанция,
м Наименование
соединяемых
элементов Конструктивные размеры разделки под сварку кромок разнотолщинных труб, труб с деталями Сведения о наличии и размерах переходников или вставок промежуточной толщины, км, шт.
1 2 3 4

S= мм S1= мм
Соединение патрубков арматуры с трубами
Дистанция,
м Наименование соединяемых
элементов Конструктивные размеры разделки под сварку кромок патрубков арматуры с трубами Сведения о наличии и размерах переходных колец или вставок промежуточной толщины, км, шт
1 2 3 4

S= мм S1= мм
К.4 Форма технического задания на выполнение внутритрубной диагностики участка нефтепровода/нефтепродуктопровода, построенного подземно и надземно, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию

СОГЛАСОВАНО УТВЕРЖДАЮ
Заместитель
генерального директора
по диагностике
ОАО ЦТД «Диаскан»
И.О. Фамилия
(подпись) Главный инженер
организации системы
«Транснефть»

И.О. Фамилия
(подпись)
« » 20___ г. « » 20___ г.
ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ
на производство внутритрубной диагностики участка нефтепровода/нефтепродуктопровода, построенного подземно и надземно, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию

_____________________________________________________
(участок нефтепровода/нефтепродуктопровода от камеры пуска, км до камеры приема ВИП, км,
подводный переход __________
Разработал: /И.О. Фамилия/
(должность, подрядная организация) (подпись)
20___
Настоящее техническое задание определяет требования, предъявляемые к проведению диагностики, выполняется в соответствии с договором № ___________ от «___»__________20_ г.
Заказчик______________________________________________________________
Подрядчик____________________________________
Исполнитель диагностики___________________________________________
1 Объект проведения диагностики:
Нефтепровод/нефтепродуктопровод__________________________________________________
(указать наименование одного нефтепровода/нефтепродуктопровода)
Участок ____________________________________________________________________
(указать один участок от камеры пуска до камеры приёма дефектоскопа)
Протяженность _____________________________________________________________
(указать протяжённость одного участка нефтепровода/нефтепродуктопровода)
Диаметр ___________________________________________________________________
2 Требования к выполнению обследования:
2.1 Выполнение очистки трубопровода (выполняет Строительно-монтажная организация):
начало ________________________ окончание ___________________________________
(указать число, месяц, год) (указать число, месяц, год)
2.2 Срок проведения профилеметрии:
начало ________________________ окончание ___________________________________
2.3 Срок проведения диагностики дефектоскопом ОПТ:
начало ________________________ окончание ___________________________________
(указать число, месяц, год) (указать число, месяц, год)
2.4 Срок проведения диагностики комбинированным дефектоскопом ДКК:
начало ________________________ окончание ___________________________________
(указать число, месяц, год) (указать число, месяц, год)
2.5 Срок проведения диагностики дефектоскопом WM/ДКУ:
начало ________________________ окончание ___________________________________
(указать число, месяц, год) (указать число, месяц, год)
2.6 Срок проведения диагностики дефектоскопом ДМК или МДСкан/ДКМ:
начало ________________________ окончание ___________________________________
(указать число, месяц, год) (указать число, месяц, год)
2.7 Срок проведения диагностики дефектоскопом СD/ДКУ:
начало ________________________ окончание ___________________________________
(указать число, месяц, год) (указать число, месяц, год)
3 Требования к срокам, количеству и форме технических отчетов по результатам внутритрубной диагностики
3.1 Срок предоставления отчёта по профилеметрии_____________________________
3.1.1 Количество предоставляемых экземпляров отчёта
3.1.1.1 на бумажном носителе: 2 экз.
(1 экз заказчику, 1 экз. -в подрядную строительную организацию)
3.1.1.2 в электронной форме на цифровом носителе, 1 копия.
3.2. Срок предоставления отчёта по диагностике дефектоскопом ДКК _______________
3.2.1 Количество предоставляемых экземпляров отчёта
3.2.1.1 на бумажном носителе: 2 экз.
(1 экз заказчику, 1 экз.-в подрядную строительную организацию)
3.2.1.2 в электронной форме на цифровом носителе, 1 копия.
3.3. Срок предоставления отчёта по диагностике дефектоскопом WM _______________
3.3.1 Количество предоставляемых экземпляров отчёта
3.3.1.1 на бумажном носителе: 2 экз.
(1 экз заказчику, 1 экз.- в подрядную строительную организацию)
3.3.1.2 в электронной форме на цифровом носителе, 1 копия.
3.4. Срок предоставления отчёта по диагностике дефектоскопом ДМК или MДСкан/ДКМ___
3.4.1 Количество предоставляемых экземпляров отчёта
3.4.1.1 на бумажном носителе: 2 экз.
(1 экз заказчику, 1 экз.- в подрядную строительную организацию)
3.4.1.2 в электронной форме на цифровом носителе, 1 копия.
3.5. Срок предоставления отчёта по диагностике дефектоскопом СD/ДКУ _______________
3.5.1 Количество предоставляемых экземпляров отчёта
3.5.1.1 на бумажном носителе: 2 экз.
( 1 экз Заказчику, 1 экз.- в Подрядную строительную организацию)
3.5.1.2 в электронной форме на цифровом носителе, 1 копия.
4 Требования к составу и форме технического отчета по результатам внутритрубной диагностики участка нефтепровода/нефтепродуктопровода, построенного подземно и надземно, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию.
Технический отчёт по результатам пропуска дефектоскопа ___________ по участку нефтепровода/нефтепродуктопровода построенного подземно и надземно, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию, выпускается по форме приложения Л
ОР-19.000.00-КТН-194-10 и должен содержать:
Введение;
Перечень используемых терминов, определений и сокращений;
Результаты диагностики;
Дефекты, устраняемые по результатам ДДК;
Дефекты подлежащие устранению;
Список дефектов, имеющих отклонение от нормативных параметров трубы;
Список поперечных сварных швов на соединениях типа труба с трубой, труба с соединительными деталями (переходами, отводами, тройниками и т.д.), у которых расстояние между примыкающими продольными сварными швами составляет менее 75 мм (или менее 100 мм), требующие устранения при отсутствии допуска стыка представителем службы независимого технического надзора (для всех типов ВИП, кроме PRN и CDC);
Список конструктивных деталей;
Список точек-ориентиров;
Лист рассылки;
Приложение А. Журнал раскладки труб нефтепровода/нефтепродуктопровода.
5 Исходные данные, необходимые для проведения внутритрубной диагностики и составления технических отчетов
5.1 Исходные данные для проведения пропуска дефектоскопов по участку трубопровода
5.1.1 Общее описание участка трубопровода:
Наименование трубопровода
Лот № (начало/конец, км)
Подрядчик
Дата окончания СМР
Диаметр трубопровода Dн: ………….. мм
Длина диагностируемого участка: ……………………….. км
5.1.2 Описание пусковой/приемной камер (стационарной или временной) (см. рис.1)
пусковая камера приемная камера
1 2 3
Пикет, где расположена камера
Длина от задвижки до затвора (L1)
Длина расширенной части (L4)
Расположение байпасной линии (L5)
Диаметр байпасной линии (D2)
Диаметр расширенной части (внутренний) (D1)
Длина от расшир. части до патрубка запасовки(L2)
Диаметр основного трубопровода (Dн)
Тип / длина переходной части (L3)
Тип / внутренний диаметр запорной задвижки
Высота от земли до низа камеры
Размер рабочей зоны перед камерой (Lп х Вп)
Характеристика грузоподъемных механизмов
Грузоподъемность (т)
высота подъема (м) ( ) да, ( ) нет
………………………….
…………………………. ( ) да, ( ) нет
…………………………
…………………………
Снабжена ли пусковая камера:
– сигнализатором прохождения снаряда?
– патрубком для установки запасовочного устройства (Z) [верхним ( ), боковым ( )]?
– внутренним желобом?
– выравнивающей линией ( W )?
– вантузами (Vн и V1) для стравливания воздуха?
– быстродействующим затвором?
( ) да, ( ) нет

( ) да, ( ) нет
( ) да, ( ) нет
( ) да, ( ) нет
( ) да, ( ) нет
( ) да, ( ) нет
( ) да, ( ) нет
( ) да, ( ) нет
( ) да, ( ) нет

( ) да, ( ) нет

Рис. 1
5.1.3 Информация по трубам, имеющимся на участке
Номинальная толщина стенки трубы, мм Протяженность участка с данной толщиной стенки, км Тип трубы: (прямошовная, спиралешовная, бесшовная и т.д.) Марка стали Толщина слоя теплоизоляции труб
мм/нет Общая протяженность, км Категория участка Примечания
1 2 3 4 5 6 7 8

5.1.4 Информация по трубопроводу
а) Задвижки
Тип Изготовитель № задвижки, км Дистанция, м Мин. внутр. сечение Примечания
1. 2. 3. 4. 5. 6.

б) Отводы
Тип отвода:
(цельнотянутый, секционный, горячего гнутья, холодного гнутья, штампосварной и т.д.) Дист.,
м Радиус изгиба по оси,
кол.хDн Угол изгиба отвода, град Толщ стенки, мм Миним. внутр. радиус, мм Толщина стенки на выпуклой стороне изогнутого участка, мм Наличие поперечных сварных стыков на соединениях с отводами (до и/или после отвода), у которых расстояние между примыкающими продольными сварными швами менее 75 мм (или менее 100 мм), да/нет.
до отвода после отвода
1 2 3 4 5 6 7 8 9

в) Тройники / ответвления
Тип: штампованные, штампосварные, сварные, эксцентрические и т.д.) Км расположе-ния тройника/ ответвления Положение ответвления: боковое, верхнее, нижнее Макс. внешний диаметр отвода, мм Мин. Внутренн. сечение, мм Решетки: есть/нет/
неизвестно Примечания
1 2 3 4 5 6 7

Минимальное расстояние между центральными осями соседних тройников ………… мм.
г) Маркеры будут установлены:
– на расстоянии не более чем через каждые 500 м,
– на переходах через автомобильные и железные дороги,
– на переходах через водные преграды.
Глубина залегания трубопровода в местах расстановки маркеров не превышает 1,5 м.
5.2 Исходные данные для подготовки технического отчета
5.2.1 Общее описание трубопровода
Таблица 1
Наименование трубопровода
Лот № (начало/конец, км)
Длина участка, км
Начало и конец участка по трассе, км
Диаметр трубы, мм
5.2.2 Исполнительная раскладка труб на участке
Таблица 2
Начало участка, м Конец участка, м Номинальная толщина стенки, мм
1 2 3

5.2.3 Расположение патрубков, сварных присоединений (вантузов, тройников, конструктивных деталей, манометрических выводов, чопиков и т.п.) представлено в таблице 3
Таблица 3
Наименование элементов Дистанция, м Размеры элементов
1 2 3

Примечание – Нулевая точка отсчета дистанции в таблице 2 и 3 должна соответствовать сварочному стыку, присоединяющему пусковую камеру и трубопровод на данном участке инспекции.
5.2.4 Опоры для трубопроводов на участках надземной прокладки (пример заполнения)
Опоры выполнены в соответствии с СТТ-23.040.00-КТН-045-12 и установлены с шагом 15 м
№ п/п № опоры Километр трассы
(от камеры пуска) Наименование опоры
1 2 3 4
1 1 60,350 Опора продольно-подвижная. Начало надземного участка
4 4079 121,395 Опора свободно-подвижная. Конец надземного участка
На подвижных опорах контролировать положение ближайшего поперечного сварного шва относительно края опоры. Минимально-допустимое значение 600 мм.
5.2.5 Компенсаторные узлы (пример заполнения)
№ п/п Километр трассы
(от камеры пуска) Наименование
1 2 3
1 62,350 Отвод 45° P=5DN, начало
2 62,365 Отвод 45° P=5DN
3 62,380 Отвод 45° P=5DN
4 62,395 Отвод 45° P=5DN, конец
Схема сборки и сварки плетей и компенсаторов

5.2.6 Переходы трубопровода с подземной прокладки в надземную и с надземной в подземную (пример заполнения)
№ п/п Километр трассы
(от камеры пуска) Наименование
1 2 3
1 34,350 Отвод 45° P=5DN, в подземной части
2 34,365 Отвод 45° P=5DN, в надземной части
3 71, 420 Отвод 45° P=5DN, в надземной части
4 71,435 Отвод 45° P=5DN, в подземной части
5.2.7 Пункты подогрева нефти (пример заполнения)
№ п/п Километр трассы
(от камеры пуска) Наименование
1 2 3
1 64,350 Тройник ТШС 1020 (16К56)х219-8,0-0,75-У, начало
2 64,365 Тройник ТШС 1020 (16К56)х219-8,0-0,75-У, конец
5.2.8 Сведения о специальной разделке кромок под сварку труб, соединительных деталей и арматуры при их соединении, представляемые на основании данных паспорта завода-изготовителя изделия и исполнительной документации
Соединение труб, труб с деталями
Дистанция,
м Наименование
соединяемых
элементов Конструктивные размеры разделки под сварку кромок разнотолщинных труб, труб с деталями Сведения о наличии и размерах переходников или вставок промежуточной толщины, км, шт.
1 2 3 4

S= мм S1= мм

Соединение патрубков арматуры с трубами
Дистанция,
м Наименование
соединяемых
элементов Конструктивные размеры разделки под сварку кромок патрубков арматуры с трубами Сведения о наличии и размерах переходных колец или вставок промежуточной толщины, км, шт
1 2 3 4

S= мм S1= мм
Приложение Л
(обязательное)
Формы технических отчётов по профилеметрии, диагностике ВИП: WM, CDC, CDL, ДМК или МДСкан/ДКМ, ДКК, ДКУ участка нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию
Л.1 Форма технического отчета по профилеметрии участка нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию одноканальным профилемером
УТВЕРЖДАЮ
Главный инженер
ОАО ЦТД «Диаскан»
_______________ И.О. Фамилия
« » 20__ года
Технический отчёт
по диагностическому обследованию участка нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию внутритрубным инспекционным прибором «Одноканальный профилемер __________»

Организация системы «Транснефть» :___________________
Нефтепровод/нефтепродуктопровод :___________________
Участок :___________________
Протяженность :___________________
Диаметр :___________________
Заказчик :___________________
Договор :___________________
Дата пропуска :___________________
ПXXXX
том X
(на XX листах)
всего томов – Y
(на XX листах)
Заместитель генерального директора – Директор аналитического центра
ОАО ЦТД «Диаскан» Заместитель генерального директора
ОАО ЦТД «Диаскан» по диагностике
И.О. Фамилия И.О. Фамилия
« » 20__ года « » 20__ года

Начальник отдела
анализа информации Начальник отдела
обработки информации
И.О. Фамилия И.О. Фамилия
« » 20__ года « » 20__ года

Содержание:
1. Введение
2. Перечень используемых терминов, определений и сокращений
3. Результаты диагностики
4. Дефекты, устраняемые по результатам ДДК
4.1 Список дефектов типа «вмятина» по телу трубы, устраняемых по результатам ДДК
4.2 Детали и элементы, неуказанные в техническом задании на проведение ВТД
5. Дефекты, подлежащие устранению
5.1 Список сужений, подлежащих устранению
5.2 Список дефектов типа «вмятина» по телу трубы, подлежащих устранению
5.3 Список дефектов типа «овальность», подлежащих устранению
5.4 Приварные элементы (патрубки, сварные присоединения) с выступанием внутрь
6. Соединительные и конструктивные детали, запорная арматура, приварные элементы
6.1 Список тройников, переходов, конструктивных деталей, запорной арматуры, сварных присоединений и отводов
7. Список точек-ориентиров
8. Лист рассылки
Приложение А Техническое задание на производство внутритрубной диагностики участка нефтепровода/нефтепродуктопровода

1 Введение
Работу по диагностическому обследованию линейной части трубопроводов ОАО ЦТД «Диаскан» проводит по лицензии Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору № ДЭ-00-008908 (Д) от 18.07.2008 г.
Настоящая инспекция проведена на участке нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой после завершения СМР до ввода в эксплуатацию в соответствии с отраслевым регламентом ОР-19.000.00-КТН-194-10 «Порядок очистки, гидроиспытаний и внутритрубной диагностики нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ». Параметры зарегистрированных дефектов, соединительных и конструктивных деталей, приварных элементов и особенностей нефтепровода определены в соответствии с техническими характеристиками ВИП «Многоканальный профилемер» и в соответствии с РД-23.040.00-КТН-147-11 «Методика интерпретации дефектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов».
Классификация дефектов проведена в соответствии с требованиями приложений Н, П отраслевого регламента ОР-19.000.00-КТН-194-10 «Порядок очистки, гидроиспытаний и внутритрубной диагностики нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ». Список дефектов, устраняемых по результатам ДДК, приведён в разделе 4 настоящего документа. Списки дефектов, подлежащих устранению, приведены в разделе 5 настоящего документа.
2 Перечень терминов, определений и сокращений
абсолютная дистанция: Расстояние от определенной точки отсчета расстояния, взятой за начальную (нулевую) точку участка трубопровода, до ближайшего к ней края дефекта, конструктивной детали или приварного элемента.
глубина дефекта: Наибольший размер дефекта в направлении толщины стенки (радиальном направлении) трубы.
дефект: Каждое отдельное несоответствие нормативным документам: стенки, сварных швов, геометрических форм трубы, а также соединительные, конструктивные детали и приварные элементы, не соответствующие нормативным документам.
дистанция относительная: Расстояние от ближайшего поперечного сварного шва вверх по потоку продукта до начала рассматриваемого дефекта, конструктивной детали или приварного элемента.
длина дефекта: Расстояние между наиболее удаленными в продольном направлении (вдоль оси трубы) точками дефекта (особенности).
задвижка: Тип арматуры, у которой запирающий или регулирующий элемент перемещается перпендикулярно к оси потока рабочей среды.
заплата: Деталь из металлического листа, приваренная к трубе или вваренная в отверстие в стенке трубы.
конструктивная деталь: Опорно-центрирующее кольцо, защитный кожух, пригруз, ковер, колодец, опора, подвеска, крепление контрольно-измерительной аппаратуры.
комбинированный дефект: Два и более близкорасположенных дефекта, для которых минимальное расстояние от границы одного дефекта до границы другого дефекта меньше или равно значения четырех толщин бездефектной стенки трубы в зоне, прилегающей к дефекту.
номер дефекта (особенности): Зарегистрированный в БД «Дефект» идентификационный номер дефекта (особенности).
номер ориентира: Зарегистрированный в БД «Дефект» идентификационный номер ориентира.
номер трубной секции: Зарегистрированный в БД «Дефект» идентификационный номер поперечного сварного стыка, соответствующего началу трубной секции.
околошовная зона: Участок основного металла трубы шириной, равной четырем номинальным толщинам стенки трубы в каждую сторону от линии перехода шва к основному металлу.
особенность нефтепровода: Отклонение параметров стенки, сварных швов, геометрических форм трубы в пределах требований нормативных документов, а также соединительные и конструктивные детали трубопровода.
отвод: Криволинейная трубная секция (с поворотом).
отвод сварной секторный: Короткие трубы, сваренные с изломом оси трубопровода.
патрубок: Присоединенный трубный элемент, служащий для подключения трубопроводов и арматуры.
подкладное кольцо: Цилиндрическая металлическая подкладка, используемая при выполнении стыкового сварного соединения труб и остающаяся в стыке труб.
посторонний предмет: Посторонний предмет, находящийся внутри трубопровода.
расположение: Местонахождение дефекта, конструктивной детали или приварного элемента на внешней, внутренней поверхности или в толще стенки (теле) трубы.
сварное присоединение: Металлический элемент, приваренный к трубопроводу (или вваренный в трубопровод).
сварной шов: Участок сварного соединения, образовавшийся в результате кристаллизации расплавленного металла или в результате пластической деформации при сварке давлением или сочетания кристаллизации и деформации.
секция: Участок трубопровода между двух кольцевых сварных швов (стыков).
соединительная деталь: Тройник (деталь, предназначенная для присоединения к магистральному трубопроводу боковых ответвлений), отвод (деталь, предназначенная для выполнения поворотов в вертикальной или горизонтальной плоскости линейной части стальных магистральных трубопроводов и ответвлений от них), переходник (деталь для соединения труб различного диаметра).
стенка: Толщина стенки трубы в зоне особенности нефтепровода.
тип трубы: Тип трубной секции, характеризующий способ изготовления трубы, наличие и вид заводского шва (прямошовная, двухшовная, спиралешовная, бесшовная).
тройник: Деталь, предназначенная для присоединения к магистральному трубопроводу боковых ответвлений.
угловое положение: Положение дефекта, конструктивной детали или приварного элемента на стенке трубы в градусах в направлении по часовой стрелке, рассматривая окружность трубопровода по ходу продукта, с нулевой точкой в верхней части трубы.
угол примыкания сварного шва: Угловое положение продольного или спирального сварного шва трубной секции в точке его пересечения с поперечным сварным швом.
ширина дефекта: Максимальный геометрический размер дефекта, конструктивной детали или приварного элемента по поверхности трубы перпендикулярно ее оси (длина по окружности трубы).
Перечень используемых сокращений
Сокращенное название Полное название
ворот. воротник
выст. выступание
задв. задвижка
зарег. зарегистрирована
изгот-я изготовления
КШ примыкающий к катушечному шву
полноокр. полноокружная
поп. поперечный
ПОПСПШ примыкающий к поперечному и спиральному швам
ПОПШ примыкающий к поперечному шву
примык. примыкающий
присоед. присоединение
ПРШ примыкающий к продольному шву
разл. различный
реш. решётка
св. сварное
СВШ примыкающий к поперечному и продольному швам
сек. секторный
СПКШ примыкающий к спиральному и катушечному швам
СПШ примыкающий к спиральному шву
толщ. толщина
трой. тройник
труб. трубная
уч. участок
№ п/п номер по порядку
глуб. глубина
дист. абс. дистанция абсолютная
дист. отн. дистанция относительная
т. ст. толщина стенки
угл. пол. угловое положение
шир. ширина
3 Результаты диагностики
По результатам инспекции ВИП «Одноканальный профилемер» на участке «XXXX км -YYYY км» по нефтепроводу/продуктопроводу __________диаметром XX мм (Y”) было измерено расстояние, составившее XXX м.
Пропуск ВИП «Одноканальный профилемер»состоялся:

п/п Название прогона Запуск Прием Извлечение
Дата Время Дата Время Дата Время
1 ЧЧ.ММ.ГГ ЧЧ:МИН ЧЧ.ММ.ГГ ЧЧ:МИН ЧЧ.ММ.ГГ ЧЧ:МИН
Результаты осмотра ВИП «Одноканальный профилемер» после прогона:

п/п Название прогона Количество примесей, пришедшее с ВИП Количество поврежденных датчиков ВИП, [шт.]
электроды,
[шт.] грунт,
[кг] Посторонние металлические предметы, [шт.]
1
Состояние ВИП «Одноканальный профилемер»после прогона было следующим:

п/п Название прогона Повреждения дефектоскопа Сбои электроники
и эл.питания
механические
(корпуса) одометри-ческой системы соединительных
кабелей измерительной системы манжет
1
На обследованном участке скорость ВИП «Одноканальный профилемер» во время пропуска была в диапазоне от X.X до Y.Y м/с.
По результатам пропуска ВИП зарегистрировано XXX шт. дефектов, в т.ч. ХХХ деф. устраняемых по результатам ДДК и ХХХ деф. подлежащих устранению, сводные данные по этим дефектам представлены в таблице:
Классификация дефектов Количество дефектов, шт.
Всего вмятин, устраняемых по результатам ДДК
из них:
Дефекты типа «вмятина» по телу трубы, устраняемых по результатам ДДК
Конструктивные детали и приварные элементы не указанные в техническом задании на ВТД
Всего дефектов, подлежащих устранению
из них:
Дефекты типа «сужение»
Дефекты типа «вмятина»
Дефекты типа «овальность»
Приварные элементы

4 Дефекты, устраняемые по результатам ДДК
4.1 Список дефектов типа «вмятина» по телу трубы, устраняемых по результатам ДДК
№ п/п № дефекта* №
секции* Дист. отн.*, м Дист. абс., м описание особенности Толщина стенки по ТЗ, мм Глубина, мм Внутр. проходн. сечение, % от Dн Длина, мм Ширина*, мм Отношение длины вмятины к ширине* Угловое положение*, град Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м

Примечание:
* – указывается только для ВИП PRN.
В связи с тем, что по данным одноканального профилемера определить отношение ширины вмятины к длине не представляется возможным, в данной таблице указываются вмятины с минимальной глубиной, в том числе прилегающие к поперечным сварным швам, согласно ОР-19.000.00-КТН-194-10 «Порядок очистки, гидроиспытаний и внутритрубной диагностики нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ».
4.1.1 Список участков, подлежащих вскрытию и устранению причин возникновения дефектов типа «вмятина» (пример заполнения)
№ п/п № дефекта №
секции Дист. отн., м описание особенности Толщина стенки по ТЗ, мм Глубина, мм Длина, мм Угловое положение, град Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
1 1010 участок №1 начало 11,2 12 1124 11 876
2 348 1010 3,1 вмятина 11,2 4,2 35 141 12 1120,9 11 879,1
3 354 1020 8,9 вмятина 11,2 3,5 53 194 12 1103,6 11 896,4
4 367 1030 11,1 вмятина 11,2 7,4 82 175 12 1089,9 11 910,1
5 375 1040 5,4 вмятина 11,2 4,0 61 183 12 1084,1 11 915,9
6 379 1050 9,2 вмятина 11,2 4,6 44 202 12 1068,8 11 921,2
7 1060 участок №1 конец 11,2 12 1076,5 11 923,5
8 1120 участок №2 начало 11,2 13 654 12 1346
9 13 12
4.2 Конструктивные детали и приварные элементы не указанные в техническом задании на ВТД
№ п/п № отчёта № дефекта Доп. № № секции Дист. Отн. [м] Описание особенности Т. ст. [мм] Длина [мм] Шир. [мм] Угл. Пол. [град] Размер наклад. [мм] Расстоян. До сварн. Шва [мм]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 13 14

5 Дефекты, подлежащие устранению
5.1 Список сужений, подлежащих устранению
№ п/п № дефекта* №
секции* Дист. отн.*, м Дист. абс., м описание особенности Толщина стенки по ТЗ, мм H, мм Сужение
(Dн-d)/Dн, % от Dн Внутр. проходн. сечение,
% от Dн Длина, мм Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Примечание: * – указывается только для ВИП PRN.
5.2 Список дефектов типа «вмятина» по телу трубы, подлежащих устранению
№ п/п № дефекта* №
секции* Дист. отн.*, м Дист. абс., м Описание особенности Толщина стенки по ТЗ, мм Глубина, мм Внутр. проходн. сечение, % от Dн Длина, мм Ширина*, мм Отношение длины вмятины к ширине* Угловое положение*, град Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

Примечание: * – указывается только для ВИП PRN.

5.3 Список дефектов типа «овальность», подлежащих устранению
№ п/п № дефекта* №
секции* Дист. отн*., м Дист. абс., м Описание особенности Толщина стенки по ТЗ, мм Dmin, мм Внутр. проходн. сечение, % от Dн Длина, мм Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м

Примечание:
* – указывается только для ВИП PRN.
5.4 Приварные элементы (патрубки, сварные присоединения) с выступанием внутрь
№ п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.
[м] Дист. абс.
[м] Описание особенности Расстояние до св. шва,
мм Величина выступания внутрь
мм Длина [мм] Шир. [мм] Угл. пол. [град] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Примечание: кроме чопов, выполненных в соответствии с требованиями РД-23.040.00-КТН-386-09, РД-75.180.00-КТН-274-10 и обследованных ДДК
6 Соединительные и конструктивные детали, запорная арматура, приварные элементы
6.1 Список тройников и переходов, конструктивных деталей, запорной арматуры, сварных присоединений и патрубков
№ п/п № детали* №
секции* Дист. отн.*, м Дист. абс., м Наименование детали Длина, мм Угловое положение*, град Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1.
Примечание:
* – указывается только для ВИП PRN.
.
7 Список точек-ориентиров

№ ориентира Наименование ориентира Расстояние от точки пуска, м
8 Лист рассылки
Отчет выполнен в трех экземплярах:
Заказчик – 1 экземпляр
ОАО ЦТД «Диаскан» – 1 экземпляр
Подрядной организации – 1 экземпляр

Внимание! Не допускается передача материалов настоящего отчета другим организациям, предприятиям или физическим лицам без согласования с ОАО «АК «Транснефть».

Приложение А
Техническое задание на производство внутритрубной диагностики участка нефтепровода/нефтепродуктопровода

Л.2 Форма технического отчета по профилеметрии участка нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию многоканальных профилемером

УТВЕРЖДАЮ
Главный инженер
ОАО ЦТД «Диаскан»
_______________ И.О. Фамилия
« » 20__ года

Техинческий отчет
по диагностическому обследованию участка нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию внутритрубным инспекционным прибором «Многоканальный профилемер»
Организация системы «Транснефть» : ОАО (ООО) МН
Нефтепровод/нефтепродуктопровод : XXXX – YYYY
Участок : XXXX км – YYYY км
Протяженность : XXХ км
Диаметр : XXXX мм (YY”)
Заказчик : Наименование организации – заказчика диагностики
Договор : Номер договора
Дата пропуска : ЧЧ.ММ.ГГГГ
ПXXXX
том X
(на XX листах)
всего томов – Y
(на XX листах)
Начальник отдела
анализа информации Заместитель генерального директора
ОАО ЦТД «Диаскан» по диагностике
И.О. Фамилия И.О. Фамилия
« » 20__ года « » 20__ года

Начальник отдела
обработки информации Заместитель генерального директора-
директор аналитического центра
ОАО ЦТД «Диаскан»
И.О. Фамилия И.О. Фамилия
« » 20__ года « » 20__ года

Содержание:
1. Введение
2. Перечень используемых терминов, определений и сокращений
3. Результаты диагностики
4. Дефекты, устраняемые по результатам ДДК
4.1 Список дефектов типа «вмятина» по телу трубы, устраняемых по результатам ДДК
4.2 Патрубки неуказанные в техническом задании на проведение ВТД
5. Дефекты, подлежащие устранению
5.1 Список сужений, подлежащих устранению
5.2 Список дефектов типа «вмятина» по телу трубы, подлежащих устранению
5.3 Список дефектов типа «вмятина», примыкающих к сварному шву, подлежащие устранению
5.4 Список дефектов типа «овальность» по телу трубы или на прямолинейном участке отвода, подлежащих устранению
5.5 Список дефектов типа «овальность» на изогнутом участке отвода, подлежащих устранению
5.6 Список дефектов типа «гофр», подлежащих устранению
5.7 Список дефектов типа «косой стык», подлежащих устранению
5.8 Приварные элементы (патрубки, сварные присоединения) с выступанием внутрь
6. Соединительные и конструктивные детали, запорная арматура, приварные элементы
6.1 Список тройников, переходов, конструктивных деталей, запорной арматуры, сварных присоединений и отводов
6.2 Список отводов искусственного гнутья
6.3 Список опор трубопроводов на участках надземной прокладки
6.4 Список отводов, формирующих компенсаторные узлы и переходы трубопровода с подземной прокладки в надземную и с надземной в подземную
6.5 Список тройников для отвода/подвода нефти на путевые подогреватели
7. Список точек-ориентиров
8. Лист рассылки
Приложение А Журнал раскладки труб нефтепровода
Приложение Б Техническое задание на производство внутритрубной диагностики участка нефтепровода/нефтепродуктопровода
1 Введение
Работу по диагностическому обследованию линейной части трубопроводов ОАО ЦТД «Диаскан» проводит по лицензии Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору № ДЭ-00-008908 (Д) от 18.07.2008г.
Настоящая инспекция проведена на участке нефтепровода, заполненного водой после завершения СМР до ввода в эксплуатацию в соответствии с отраслевым регламентом
ОР-19.000.00-КТН-194-10 «Порядок очистки, гидроиспытаний и внутритрубной диагностики нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ». Параметры зарегистрированных дефектов, соединительных и конструктивных деталей, приварных элементов и особенностей нефтепровода определены в соответствии с техническими характеристиками ВИП «Многоканальный профилемер» и в соответствии с
РД-23.040.00-КТН-147-11 «Методика интерпретации дефектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов».
Классификация дефектов проведена в соответствии с требованиями приложений Н, П отраслевого регламента ОР-19.000.00-КТН-194-10 «Порядок очистки, гидроиспытаний и внутритрубной диагностики нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ». Список дефектов, устраняемых по результатам ДДК, приведён в разделе 4 настоящего документа. Списки дефектов, подлежащих устранению, приведены в разделе 5 настоящего документа.
2 Перечень терминов, определений и сокращений
абсолютная дистанция: Расстояние от определенной точки отсчета расстояния, взятой за начальную (нулевую) точку участка трубопровода, до ближайшего к ней края дефекта, конструктивной детали или приварного элемента.
глубина дефекта: Наибольший размер дефекта в направлении толщины стенки (радиальном направлении) трубы.
дефект: Каждое отдельное несоответствие нормативным документам: стенки, сварных швов, геометрических форм трубы, а также соединительные, конструктивные детали и приварные элементы, не соответствующие нормативным документам.
дистанция относительная: Расстояние от ближайшего поперечного сварного шва вверх по потоку продукта до начала рассматриваемого дефекта, конструктивной детали или приварного элемента.
длина дефекта: Расстояние между наиболее удаленными в продольном направлении (вдоль оси трубы) точками дефекта (особенности).
задвижка: Тип арматуры, у которой запирающий или регулирующий элемент перемещается перпендикулярно к оси потока рабочей среды.
заплата: Деталь из металлического листа, приваренная к трубе или вваренная в отверстие в стенке трубы.
конструктивная деталь: Опорно-центрирующее кольцо, защитный кожух, пригруз, ковер, колодец, опора, подвеска, крепление контрольно-измерительной аппаратуры.
комбинированный дефект: Два и более близкорасположенных дефекта, для которых минимальное расстояние от границы одного дефекта до границы другого дефекта меньше или равно значения четырех толщин бездефектной стенки трубы в зоне, прилегающей к дефекту.
номер дефекта (особенности): Зарегистрированный в БД «Дефект» идентификационный номер дефекта (особенности).
номер ориентира: Зарегистрированный в БД «Дефект» идентификационный номер ориентира.
номер трубной секции: Зарегистрированный в БД «Дефект» идентификационный номер поперечного сварного стыка, соответствующего началу трубной секции.
околошовная зона: Участок основного металла трубы шириной, равной четырем номинальным толщинам стенки трубы в каждую сторону от линии перехода шва к основному металлу.
особенность нефтепровода: Отклонение параметров стенки, сварных швов, геометрических форм трубы в пределах требований нормативных документов, а также соединительные и конструктивные детали трубопровода.
отвод: Криволинейная трубная секция (с поворотом).
отвод сварной секторный: Короткие трубы, сваренные с изломом оси трубопровода.
патрубок: Присоединенный трубный элемент, служащий для подключения трубопроводов и арматуры.
подкладное кольцо: Цилиндрическая металлическая подкладка, используемая при выполнении стыкового сварного соединения труб и остающаяся в стыке труб.
посторонний предмет: Посторонний предмет, находящийся внутри трубопровода.
расположение: Местонахождение дефекта, конструктивной детали или приварного элемента на внешней, внутренней поверхности или в толще стенки (теле) трубы.
сварное присоединение: Металлический элемент, приваренный к трубопроводу (или вваренный в трубопровод).
сварной шов: Участок сварного соединения, образовавшийся в результате кристаллизации расплавленного металла или в результате пластической деформации при сварке давлением или сочетания кристаллизации и деформации.
секция: Участок трубопровода между двух кольцевых сварных швов (стыков).
соединительная деталь: Тройник (деталь, предназначенная для присоединения к магистральному трубопроводу боковых ответвлений), отвод (деталь, предназначенная для выполнения поворотов в вертикальной или горизонтальной плоскости линейной части стальных магистральных трубопроводов и ответвлений от них), переходник (деталь для соединения труб различного диаметра).
стенка: Толщина стенки трубы в зоне особенности нефтепровода.
тип трубы: Тип трубной секции, характеризующий способ изготовления трубы, наличие и вид заводского шва (прямошовная, двухшовная, спиралешовная, бесшовная).
тройник: Деталь, предназначенная для присоединения к магистральному трубопроводу боковых ответвлений.
угловое положение: Положение дефекта, конструктивной детали или приварного элемента на стенке трубы в градусах в направлении по часовой стрелке, рассматривая окружность трубопровода по ходу продукта, с нулевой точкой в верхней части трубы.
угол примыкания сварного шва: Угловое положение продольного или спирального сварного шва трубной секции в точке его пересечения с поперечным сварным швом.
ширина дефекта: Максимальный геометрический размер дефекта, конструктивной детали или приварного элемента по поверхности трубы перпендикулярно ее оси (длина по окружности трубы).
Перечень используемых сокращений
Сокращенное название Полное название
ворот. воротник
выст. выступание
задв. задвижка
зарег. зарегистрирована
изгот-я изготовления
КШ примыкающий к катушечному шву
полноокр. полноокружная
поп. поперечный
ПОПСПШ примыкающий к поперечному и спиральному швам
ПОПШ примыкающий к поперечному шву
примык. примыкающий
присоед. присоединение
ПРШ примыкающий к продольному шву
разл. различный
реш. решётка
св. сварное
СВШ примыкающий к поперечному и продольному швам
сек. секторный
СПКШ примыкающий к спиральному и катушечному швам
СПШ примыкающий к спиральному шву
толщ. толщина
трой. тройник
труб. трубная
уч. участок
№ п/п номер по порядку
глуб. глубина
дист. абс. дистанция абсолютная
дист. отн. дистанция относительная
т. ст. толщина стенки
угл. пол. угловое положение
шир. ширина

3 Результаты диагностики
По результатам инспекции ВИП «Многоканальный профилемер» на участке «XXXX км -YYYY км» по нефтепроводу/продуктопроводу __________диаметром XX мм (Y”) было измерено расстояние, составившее XXX м. Обследование проведено от трубной секции №XX до трубной секции №YY.
Пропуск ВИП «Многоканальный профилемер» состоялся:

п/п Название прогона Запуск Прием Извлечение
Дата Время Дата Время Дата Время
1 2 3 4 5 6 7 8
1 № прогона ЧЧ.ММ.ГГ ЧЧ:МИН ЧЧ.ММ.ГГ ЧЧ:МИН ЧЧ.ММ.ГГ ЧЧ:МИН
Результаты осмотра ВИП « Многоканальный профилемер» после прогона:

п/п Название прогона Количество примесей, пришедшее с ВИП Количество поврежденных датчиков ВИП, [шт.]
электроды,
[шт.] грунт,
[кг] Посторонние металлические предметы, [шт.]
1 2 3 4 5 6
1
Состояние ВИП «Многоканальный профилемер» после прогона было следующим:

п/п. Название прогона Повреждения дефектоскопа Сбои электроники
и эл.питания
механи-
ческие
(корпуса) одометри-
ческой системы соедини-
тельных
кабелей датчиков
и узлов
крепления кабелей
датчиков полозов
носителей
датчиков манжет
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1 № прогона
На обследованном участке скорость ВИП «Многоканальный профилемер» во время пропуска была в диапазоне от X.X до Y.Y м/с.
По результатам пропуска ВИП зарегистрировано XXX шт. дефектов, в т.ч. ХХХ деф. Устраняемых по результатам ДДК и ХХХ деф. Подлежащих устранению, а также Х поперечных сварных швов, у которых расстояние между примыкающими продольными сварными швами составляет менее 100 мм, сводные данные по этим дефектам представлены в Таблице:
Классификация дефектов Количество дефектов, шт.
1 2
Всего дефектов, устраняемых по результатам ДДК XX
из них:
Дефекты типа «вмятина» по телу трубы, устраняемых по результатам ДДК X
Патрубки неуказанные в техническом задании на проведение внутритрубной диагностики X
Всего дефектов, подлежащих устранению XX
из них:
Дефекты типа «сужение» по телу трубы X
Дефекты типа «вмятина» по телу трубы X
Дефекты типа «вмятина», примыкающие к сварному шву X
Дефекты типа «овальность» по телу трубы или на прямолинейном участке отвода X
Дефекты типа «овальность» на изогнутом участке отвода X
Дефекты типа «гофр» X
Дефекты типа «косой стык» X
Приварные элементы (патрубки, сварные присоединения) с выступанием внутрь Х

4 Дефекты, устраняемые по результатам ДДК
4.1 Список дефектов типа «вмятина» по телу трубы, устраняемых по результатам ДДК
№ п/п № дефекта №
секции Дист. отн., м Дист. абс., м Описание особенности Толщина стенки по ТЗ, мм Глубина, мм Внутр. проходн. сечение, % от Dн Длина, мм Ширина, мм Отношение длины вмятины к ширине Угловое положение, град Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

4.1.1 Список участков, подлежащих вскрытию и устранению причин возникновения дефектов типа «вмятина» (пример заполнения)
№ п/п № дефекта №
секции Дист. отн., м Описание особенности Толщина стенки по ТЗ, мм Глубина, мм Длина, мм Угловое положение, град Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26
10 1010 участок №1 начало 11,2 12 1124 11 876
11 348 1010 3,1 вмятина 11,2 4,2 35 141 12 1120,9 11 879,1
12 354 1020 8,9 вмятина 11,2 3,5 53 194 12 1103,6 11 896,4
13 367 1030 11,1 вмятина 11,2 7,4 82 175 12 1089,9 11 910,1
14 375 1040 5,4 вмятина 11,2 4,0 61 183 12 1084,1 11 915,9
15 379 1050 9,2 вмятина 11,2 4,6 44 202 12 1068,8 11 921,2
16 1060 участок №1 конец 11,2 12 1076,5 11 923,5
17 1120 участок №2 начало 11,2 13 654 12 1346
18 13 12
4.2 Патрубки не указанные в техническом задании на проведение внутритрубной диагностики
№ п/п № отчёта № дефекта Доп. № № секции Дист. Отн. [м] Описание особенности Т. ст. [мм] Длина [мм] Шир. [мм] Угл. Пол. [град] Диам. Отверст. [мм] Размер наклад. [мм] Расстоян. До сварн. Шва [мм]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

5 Дефекты, подлежащие устранению*
5.1 Список сужений, подлежащих устранению
№ п/п № дефекта №
секции Дист. отн., м Дист. абс., м Описание особенности Толщина стенки по ТЗ, мм H, мм Сужение
(Dн-d)/Dн, % от Dн Внутр. проходн. сечение,
% от Dн Длина, мм Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

5.2 Список дефектов типа «вмятина» по телу трубы, подлежащих устранению
№ п/п № дефекта №
секции Дист. отн., м Дист. абс., м Описание особенности Толщина стенки по ТЗ, мм Глубина, мм Внутр. проходн. сечение, % от Dн Длина, мм Ширина, мм Отношение длины вмятины к ширине Угловое положение, град Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

5.3 Список дефектов типа «вмятина», примыкающих к сварному шву, подлежащие устранению
№ п/п № дефекта №
секции Дист. отн., м Дист. абс., м Описание особенности Толщина стенки по ТЗ, мм Глубина, мм Внутр. проходн. сечение, % от Dн Длина, мм Ширина, мм Отношение длины вмятины к ширине Угловое положение, град Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

5.4 Список дефектов типа «овальность» по телу трубы или на прямолинейном участке отвода, подлежащих устранению
№ п/п № дефекта №
секции Дист. отн., м Дист. абс., м Описание особенности Толщина стенки по ТЗ, мм Dmin, мм Внутр. проходн. сечение, % от Dн Длина, мм Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

5.5 Список дефектов типа «овальность» на изогнутом участке отвода, подлежащих устранению
№ п/п № дефекта №
секции Дист. отн., м Дист. абс., м Описание особенности Толщина стенки по ТЗ, мм Dmin, мм Радиус поворота, мм Овальность
(Dmax-Dmin)/Dн, % от Dн Длина, мм Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

5.6 Список дефектов типа «гофр», подлежащих устранению
№ п/п № дефекта №
секции Дист. отн., м Дист. абс., м Описание особенности Толщина стенки по ТЗ, мм Глубина, мм Внутр. проходн. сечение, % от Dн Длина, мм Ширина, мм Угловое положение, град Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

5.7 Список дефектов типа «косой стык», подлежащих устранению
№ п/п № дефекта №
секции Дист. абс., м Описание особенности Угол между осями стыкуемых труб, град Угловое положение направления излома оси, град Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

5.8 Приварные элементы (патрубки, сварные присоединения) с выступанием внутрь
№ п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.
[м] Дист. абс.
[м] Наименование особенности Расстояние до св. шва,
мм Высту-пание,
мм Длина [мм] Шир. [мм] Угл. пол. [град] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Примечания*:
1 – Для трубопроводов надземной прокладки, уложенных на опоры, дефекты катушек неподвижных опор указываются отдельно в соответствущих таблицах по классификации дефектов
2 кроме чопов, выполненных в соответствии с требованиями РД-23.040.00-КТН-386-09, РД-75.180.00-КТН-274-10 и обследованных ДДК

6 Соединительные и конструктивные детали, запорная арматура, приварные элементы
6.1 Список тройников и переходов, конструктивных деталей, запорной арматуры, сварных присоединений и патрубков
№ п/п № детали №
секции Дист. отн., м Дист. абс., м Наименование детали Длина, мм Угловое положение, град Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

6.2 Список отводов искусственного гнутья
№ п/п № детали №
секции Дист. отн., м Дист. абс., м Описание отвода Т. ст. [мм] Длина отвода [мм] Угол поворота [град] Радиус поворота [мм] Направление изгиба оси отвода, [град] Наличие гофра на внутренней части ]отвода
[да/нет] Наличие маркера на отводе
[да/нет] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

6.3 Список тройников для отвода/подвода нефти на путевые подогреватели
№ п/п № детали №
секции Дист. отн., м Дист. абс., м Наименование детали Длина, мм Угловое положение, град Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
1
2
7 Список точек-ориентиров


п/п №
ориентира Дистанция
от точки пуска Наименование ориентира

1 2 3 4
8 Лист рассылки
Отчет выполнен в четырех экземплярах:
Заказчик – 1 экземпляр
ОАО ЦТД «Диаскан» – 1 экземпляр
Подрядной организации – 1 экземпляр

Внимание! Не допускается передача материалов настоящего отчета другим организациям, предприятиям или физическим лицам без согласования с
ОАО «АК «Транснефть».

Приложение А
Журнал раскладки труб нефтепровода/нефтепродуктопровода


секции Т.стен
[мм]
(заполняется по данным заказчика) Начало
[м] Конец
[м] Длина
[м] Тип трубы
1 2 3 4 5 6

Приложение Б
Техническое задание на производство внутритрубной диагностики участка нефтепровода/нефтепродуктопровода

Л.2.1 Форма технического отчета по внутритрубной диагностике участка нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию внутритрубным инспекционным прибором ОПТ

УТВЕРЖДАЮ
Главный инженер
ОАО ЦТД «Диаскан»
_______________ И.О. Фамилия
« » 20__ года

Технический отчет
по диагностическому обследованию участка нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию
внутритрубным инспекционным прибором ОПТ
Организация системы «Транснефть» : ОАО (ООО) МН
Нефтепровод/нефтепродуктопровод : XXXX – YYYY
Участок : XXXX км – YYYY км
Протяженность : XXХ км
Диаметр : XXXX мм (YY”)
Заказчик : Наименование организации – заказчика диагностики
Договор : Номер договора
Дата пропуска : ЧЧ.ММ.ГГГГ
ПXXXX
том X
(на XX листах)
всего томов – Y
(на XX листах)
Начальник отдела
анализа информации Заместитель генерального директора
ОАО ЦТД «Диаскан» по диагностике
И.О. Фамилия И.О. Фамилия
« » 20__ года « » 20__ года

Начальник отдела
обработки информации Заместитель генерального директора-
директор аналитического центра
ОАО ЦТД «Диаскан»
И.О. Фамилия И.О. Фамилия
« » 20__ года « » 20__ года

Содержание:
1. Введение
2. Перечень терминов, определений и сокращений
3. Результаты диагностики
4. Дефекты, устраняемые по результатам ДДК
4.1 Список дефектов типа «вмятина» по телу трубы, устраняемых по результатам ДДК
4.1.1 Список участков, подлежащих вскрытию и устранению причин возникновения дефектов типа «вмятина»
4.2 Патрубки, не указанные в техническом задании на проведение внутритрубной диагностики
5. Дефекты, подлежащие устранению
5.1 Список сужений, подлежащих устранению
5.2 Список дефектов типа «вмятина» по телу трубы, подлежащих устранению
5.3 Список дефектов типа «вмятина», примыкающих к сварному шву, подлежащие устранению
5.4 Список дефектов типа «овальность» по телу трубы или на прямолинейном участке отвода, подлежащих устранению
5.5 Список дефектов типа «овальность» на изогнутом участке отвода, подлежащих устранению
5.6 Список дефектов типа «гофр», подлежащих устранению
5.7 Список дефектов типа «косой стык», подлежащих устранению
5.8 Приварные элементы (патрубки, сварные присоединения) с выступанием внутрь
6. Соединительные и конструктивные детали, запорная арматура, приварные элементы
6.1 Список тройников, переходов, конструктивных деталей, запорной арматуры, сварных присоединений и отводов
6.2 Список отводов искусственного гнутья
6.3 Список тройников для отвода/подвода нефти на путевые подогреватели
7. Список точек-ориентиров
8. Лист рассылки
Приложение А Журнал раскладки труб трубопровода
Приложение Б Техническое задание на производство внутритрубной диагностики участка нефтепровода/нефтепродуктопровода
Приложение В Планово-высотное положение нефтепровода/нефтепродуктопровода
1. Введение
Работу по диагностическому обследованию линейной части трубопроводов
ОАО ЦТД «Диаскан» проводит по лицензии Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору № ДЭ-00-008908 (Д) от 18.07.2008г.
Настоящая инспекция проведена на участке нефтепровода, заполненного водой после завершения СМР до ввода в эксплуатацию в соответствии с отраслевым регламентом
ОР-19.000.00-КТН-194-10 «Порядок очистки, гидроиспытаний и внутритрубной диагностики нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ». Параметры зарегистрированных дефектов, соединительных и конструктивных деталей, приварных элементов и особенностей нефтепровода определены в соответствии с техническими характеристиками ВИП «Дефектоскоп ОПТ» и в соответствии с
РД-23.040.00-КТН-147-11 «Методика интерпретации дефектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов».
Классификация дефектов проведена в соответствии с требованиями приложений Н, П отраслевого регламента ОР-19.000.00-КТН-194-10 «Порядок очистки, гидроиспытаний и внутритрубной диагностики нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ». Список дефектов, устраняемых по результатам ДДК, приведён в разделе 4 настоящего документа. Списки дефектов, подлежащих устранению, приведены в разделе 5 настоящего документа.
2. Перечень терминов, определений и сокращений
абсолютная дистанция: Расстояние от определенной точки отсчета расстояния, взятой за начальную (нулевую) точку участка трубопровода, до ближайшего к ней края дефекта, конструктивной детали или приварного элемента.
глубина дефекта: Наибольший размер дефекта в направлении толщины стенки (радиальном направлении) трубы.
дефект: Каждое отдельное несоответствие нормативным документам: стенки, сварных швов, геометрических форм трубы, а также соединительные, конструктивные детали и приварные элементы, не соответствующие нормативным документам.
дистанция относительная: Расстояние от ближайшего поперечного сварного шва вверх по потоку продукта до начала рассматриваемого дефекта, конструктивной детали или приварного элемента.
длина дефекта: Расстояние между наиболее удаленными в продольном направлении (вдоль оси трубы) точками дефекта (особенности).
задвижка: Тип арматуры, у которой запирающий или регулирующий элемент перемещается перпендикулярно к оси потока рабочей среды.
заплата: Деталь из металлического листа, приваренная к трубе или вваренная в отверстие в стенке трубы.
конструктивная деталь: Опорно-центрирующее кольцо, защитный кожух, пригруз, ковер, колодец, опора, подвеска, крепление контрольно-измерительной аппаратуры.
комбинированный дефект: Два и более близкорасположенных дефекта, для которых минимальное расстояние от границы одного дефекта до границы другого дефекта меньше или равно значения четырех толщин бездефектной стенки трубы в зоне, прилегающей к дефекту.
номер дефекта (особенности): Зарегистрированный в БД «Дефект» идентификационный номер дефекта (особенности).
номер ориентира: Зарегистрированный в БД «Дефект» идентификационный номер ориентира.
номер трубной секции: Зарегистрированный в БД «Дефект» идентификационный номер поперечного сварного стыка, соответствующего началу трубной секции.
околошовная зона: Участок основного металла трубы шириной, равной четырем номинальным толщинам стенки трубы в каждую сторону от линии перехода шва к основному металлу.
особенность нефтепровода: Отклонение параметров стенки, сварных швов, геометрических форм трубы в пределах требований нормативных документов, а также соединительные и конструктивные детали трубопровода.
отвод: Криволинейная трубная секция (с поворотом).
отвод сварной секторный: Короткие трубы, сваренные с изломом оси трубопровода.
патрубок: Присоединенный трубный элемент, служащий для подключения трубопроводов и арматуры.
подкладное кольцо: Цилиндрическая металлическая подкладка, используемая при выполнении стыкового сварного соединения труб и остающаяся в стыке труб.
посторонний предмет: Посторонний предмет, находящийся внутри трубопровода.
расположение: Местонахождение дефекта, конструктивной детали или приварного элемента на внешней, внутренней поверхности или в толще стенки (теле) трубы.
сварное присоединение: Металлический элемент, приваренный к трубопроводу (или вваренный в трубопровод).
сварной шов: Участок сварного соединения, образовавшийся в результате кристаллизации расплавленного металла или в результате пластической деформации при сварке давлением или сочетания кристаллизации и деформации.
секция: Участок трубопровода между двух кольцевых сварных швов (стыков).
соединительная деталь: Тройник (деталь, предназначенная для присоединения к магистральному трубопроводу боковых ответвлений), отвод (деталь, предназначенная для выполнения поворотов в вертикальной или горизонтальной плоскости линейной части стальных магистральных трубопроводов и ответвлений от них), переходник (деталь для соединения труб различного диаметра).
стенка: Толщина стенки трубы в зоне особенности нефтепровода.
тип трубы: Тип трубной секции, характеризующий способ изготовления трубы, наличие и вид заводского шва (прямошовная, двухшовная, спиралешовная, бесшовная).
тройник: Деталь, предназначенная для присоединения к магистральному трубопроводу боковых ответвлений.
угловое положение: Положение дефекта, конструктивной детали или приварного элемента на стенке трубы в градусах в направлении по часовой стрелке, рассматривая окружность трубопровода по ходу продукта, с нулевой точкой в верхней части трубы.
угол примыкания сварного шва: Угловое положение продольного или спирального сварного шва трубной секции в точке его пересечения с поперечным сварным швом.
ширина дефекта: Максимальный геометрический размер дефекта, конструктивной детали или приварного элемента по поверхности трубы перпендикулярно ее оси (длина по окружности трубы).
Перечень используемых сокращений
Сокращенное название Полное название
1 2
ворот. воротник
выст. выступание
задв. задвижка
зарег. зарегистрирована
изгот-я изготовления
КШ примыкающий к катушечному шву
полноокр. полноокружная
поп. поперечный
ПОПСПШ примыкающий к поперечному и спиральному швам
ПОПШ примыкающий к поперечному шву
примык. примыкающий
присоед. присоединение
ПРШ примыкающий к продольному шву
разл. различный
реш. решётка
св. сварное
СВШ примыкающий к поперечному и продольному швам
сек. секторный
СПКШ примыкающий к спиральному и катушечному швам
СПШ примыкающий к спиральному шву
толщ. толщина
трой. тройник
труб. трубная
уч. участок
№ п/п номер по порядку
глуб. глубина
дист. абс. дистанция абсолютная
дист. отн. дистанция относительная
т. ст. толщина стенки
угл. пол. угловое положение
шир. ширина
3. Результаты диагностики
По результатам инспекции ВИП «Дефектоскоп ОПТ» на участке «XXXX км -YYYY км» по нефтепроводу/продуктопроводу __________диаметром XX мм (Y”) было измерено расстояние, составившее XXX м. Обследование проведено от трубной секции №XX до трубной секции №YY.
Пропуск ВИП «Дефектоскоп ОПТ» состоялся:

п/п Название прогона Запуск Прием Извлечение
Дата Время Дата Время Дата Время
1 2 3 4 5 6 7 8
1 № прогона ЧЧ.ММ.ГГ ЧЧ:МИН ЧЧ.ММ.ГГ ЧЧ:МИН ЧЧ.ММ.ГГ ЧЧ:МИН
Результаты осмотра ВИП «Дефектоскоп ОПТ» после прогона:

п/п Название прогона Количество примесей, пришедшее с ВИП Количество поврежденных датчиков ВИП, [шт.]
электроды,
[шт.] грунт,
[кг] Посторонние металлические предметы, [шт.]
1 2 3 4 5 6
1
Состояние ВИП «Дефектоскоп ОПТ» после прогона было следующим:

п/п. Название прогона Повреждения дефектоскопа Сбои электроники
и эл.питания
механи-
ческие
(корпуса) одометри-
ческой системы соедини-
тельных
кабелей датчиков
и узлов
крепления кабелей
датчиков полозов
носителей
датчиков манжет
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1 № прогона
На обследованном участке скорость ВИП «Дефектоскоп ОПТ» во время пропуска была в диапазоне от X.X до Y.Y м/с.
По результатам пропуска ВИП зарегистрировано XXX шт. дефектов, в т.ч. ХХХ деф. устраняемых по результатам ДДК и ХХХ деф. подлежащих устранению, а также Х поперечных сварных швов, у которых расстояние между примыкающими продольными сварными швами составляет менее 100 мм, сводные данные по этим дефектам представлены в Таблице:
Классификация дефектов Количество дефектов, шт.
1 2
Всего дефектов, устраняемых по результатам ДДК XX
из них:
Дефекты типа «вмятина» по телу трубы, устраняемых по результатам ДДК X
Патрубки не указанные в техническом задании на проведение ВТД Х
Всего дефектов, подлежащих устранению XX
из них:
Дефекты типа «сужение» по телу трубы X
Дефекты типа «вмятина» по телу трубы X
Дефекты типа «вмятина», примыкающие к сварному шву X
Дефекты типа «овальность» по телу трубы или на прямолинейном участке отвода X
Дефекты типа «овальность» на изогнутом участке отвода X
Дефекты типа «гофр» X
Дефекты типа «косой стык» X
Приварные элементы (патрубки, сварные присоединения) с выступанием внутрь Х
4. Дефекты, устраняемые по результатам ДДК*
4.1 Список дефектов типа «вмятина» по телу трубы, устраняемых по результатам ДДК
№ п/п № дефекта №
секции Дист. отн., м Дист. абс., м Описание особенности Толщина стенки по ТЗ, мм Глубина, мм Внутр. проходн. сечение, % от Dн Длина, мм Ширина, мм Отношение длины вмятины к ширине Угловое положение, град Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

4.1.1 Список участков, подлежащих вскрытию и устранению причин возникновения дефектов типа «вмятина» (пример заполнения)
№ п/п № дефекта №
секции Дист. отн., м Описание особенности Толщина стенки по ТЗ, мм Глубина, мм Длина, мм Угловое положение, град Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
19 1010 участок №1 начало 11,2 12 1124 11 876
20 348 1010 3,1 вмятина 11,2 4,2 35 141 12 1120,9 11 879,1
21 354 1020 8,9 вмятина 11,2 3,5 53 194 12 1103,6 11 896,4
22 367 1030 11,1 вмятина 11,2 7,4 82 175 12 1089,9 11 910,1
23 375 1040 5,4 вмятина 11,2 4,0 61 183 12 1084,1 11 915,9
24 379 1050 9,2 вмятина 11,2 4,6 44 202 12 1068,8 11 921,2
25 1060 участок №1 конец 11,2 12 1076,5 11 923,5
26 1120 участок №2 начало 11,2 13 654 12 1346
27 13 12
4.2 Патрубки, не указанные в техническом задании на проведение внутритрубной диагностики
№ п/п № дефекта № секции Дист. Отн. [м] Описание особенности Т. ст. [мм] Длина [мм] Шир. [мм] Угл. Пол. [град] Диам. Отверс. [мм] Размер наклад. [мм] Расстоян. До сварн. Шва [мм] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

5 Дефекты, подлежащие устранению*
5.1 Список сужений, подлежащих устранению
№ п/п № дефекта №
секции Дист. Отн., м Дист. Абс., м Описание особенности Толщина стенки по ТЗ, мм H, мм Сужение
(Dн-d)/Dн, % от Dн Внутр. Проходн. Сечение,
% от Dн Длина, мм Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

5.2 Список дефектов типа «вмятина» по телу трубы, подлежащих устранению
№ п/п № дефекта №
секции Дист. Отн., м Дист. Абс., м Описание особенности Толщина стенки по ТЗ, мм Глубина, мм Внутр. Проходн. Сечение, % от Dн Длина, мм Ширина, мм Отношение длины вмятины к ширине Угловое положение, град Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

5.3 Список дефектов типа «вмятина», примыкающих к сварному шву, подлежащие устранению
№ п/п № дефекта №
секции Дист. Отн., м Дист. Абс., м Описание особенности Толщина стенки по ТЗ, мм Глубина, мм Внутр. Проходн. Сечение, % от Dн Длина, мм Ширина, мм Отношение длины вмятины к ширине Угловое положение, град Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

5.4 Список дефектов типа «овальность» по телу трубы или на прямолинейном участке отвода, подлежащих устранению
№ п/п № дефекта №
секции Дист. Отн., м Дист. Абс., м Описание особенности Толщина стенки по ТЗ, мм Dmin, мм Внутр. Проходн. Сеч., % от Dн Длина, мм Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

5.5 Список дефектов типа «овальность» на изогнутом участке отвода, подлежащих устранению
№ п/п № дефекта №
секции Дист. Отн., м Дист. Абс., м Описание особенности Толщина стенки по ТЗ, мм Dmin, мм Радиус поворота, мм Овальность
(Dmax-Dmin)/Dн, % от Dн Длина, мм Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

5.6 Список дефектов типа «гофр», подлежащих устранению
№ п/п № дефекта №
секции Дист. Отн., м Дист. Абс., м Описание особенности Толщина стенки по ТЗ, мм Глубина, мм Внутр. Проходн. Сечение, % от Dн Длина, мм Ширина, мм Угловое положение, град Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

5.7 Список дефектов типа «косой стык», подлежащих устранению
№ п/п № дефекта №
секции Дист. Абс., м Описание особенности Угол между осями стыкуемых труб, град Угловое положение направления излома оси, град Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

5.8 Приварные элементы (патрубки, сварные присоединения) с выступанием внутрь
№ п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.
[м] Дист. абс.
[м] Описание особенности Расстояние до св. шва,
мм Высту-пание,
мм Длина [мм] Шир. [мм] Угл. пол. [град] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Примечания*:
1 – Прочие дефекты указываются в техническом отчете в соответствии с Приложением П настоящего регламента (выступающие внутрь трубопровода узлы и детали сварных присоединений, арматуры, конструктивных и соединительных деталей);
2 – Для трубопроводов надземной прокладки, уложенных на опоры, дефекты катушек неподвижных опор указываются отдельно в соответствущих таблицах по классификации дефектов
3 – кроме чопов, выполненных в соответствии с требованиями РД-23.040.00-КТН-386-09, РД-75.180.00-КТН-274-10 и обследованных ДДК
6 Соединительные и конструктивные детали, запорная арматура, приварные элементы
6.1 Список тройников и переходов, конструктивных деталей, запорной арматуры, сварных присоединений и патрубков
№ п/п № детали №
секции Дист. Отн., м Дист. Абс., м Наименование детали Длина, мм Угловое положение, град Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

6.2 Список отводов искусственного гнутья
№ п/п № детали №
секции Дист. Отн., м Дист. Абс., м Описание отвода Т. ст. [мм] Длина отвода [мм] Угол поворота [град] Радиус поворота [мм] Направление изгиба оси отвода, [град] Наличие гофра на внутренней части ]отвода
[да/нет] Наличие маркера на отводе
[да/нет] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

6.3 Список тройников для отвода/подвода нефти на путевые подогреватели
№ п/п № детали №
секции Дист. Отн., м Дист. Абс., м Наименование детали Длина, мм Угловое положение, град Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
1
2

7 Список точек-ориентиров


п/п №
ориентира Дистанция
от точки пуска Наименование ориентира

1 2 3 4

8 Лист рассылки
Отчет выполнен в четырех экземплярах:
Заказчик – 1 экземпляр
ОАО ЦТД «Диаскан» – 1 экземпляр
Подрядной организации – 1 экземпляр

Внимание! Не допускается передача материалов настоящего отчета другим организациям, предприятиям или физическим лицам без согласования с
ОАО «АК «Транснефть».
Приложение А
Журнал раскладки труб нефтепровода/нефтепродуктопровода


секции Т.стен
[мм]
(заполняется по данным заказчика) Начало
[м] Конец
[м] Длина
[м] Тип трубы
1 2 3 4 5 6

Приложение Б
Техническое задание на производство внутритрубной диагностики участка нефтепровода/нефтепродуктопровода
Приложение В
Планово-высотное положение нефтепровода/нефтепродуктопровода

секции Начало
[м] Конец
[м] Длина
[м] Тип
трубы Географические координаты начала секции Радиус
кривизны
секции [м] Направле-
ние изгиба
[град]
Север Восток Высота
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
При проведении инспекции с целью привязки дефектов нефтепровода/нефтепродуктопровода к местности на трассе были установлены и обозначены маркерные пункты, которые наряду с арматурой (задвижки, вантузы), указанными Заказчиком, являются точками-ориентирами и используются для определения местоположения дефектов. Список точек-ориентиров приведен в таблице 1:
Таблица 1
№ п/п № точки-ориентира Дист. Абс. [м] № секции Дист. Отн. [м] Название точки-ориентира Примечания
1 2 3 4 5 6 7

Приложение В данного отчета в соответствии приказом Минэнерго России от 31.12.2010г. входит в перечень сведений, отнесенных к государственной тайне

Л.3 Форма технического отчета по результатам пропуска ВИП WM по участку нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию
УТВЕРЖДАЮ
Главный инженер
ОАО ЦТД «Диаскан»

_______________ И.О. Фамилия
« » 20__ года

Технический отчет
по диагностическому обследованию участка нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию внутритрубным инспекционным прибором
«Ультразвуковой дефектоскоп WM»

Организация системы «Транснефть» : ОАО (ООО) МН
Нефтепровод/нефтепродуктопровод : XXXX – YYYY
Участок : XXXX км – YYYY км
Протяженность : XXХ км
Диаметр : XXXX мм (YY”)
Заказчик : Наименование организации – заказчика диагностики
Договор : Номер договора
Дата пропуска : ЧЧ.ММ.ГГГГ

UXXXX
том X
(на XX листах)
всего томов – Y
(на XX листах)
Заместитель генерального директора-
директор аналитического центра
ОАО ЦТД «Диаскан»
Заместитель генерального директора
ОАО ЦТД «Диаскан» по диагностике
И.О. Фамилия И.О. Фамилия
« » 20__ года « » 20__ года

Начальник отдела
анализа информациии Начальник отдела
обработки информаци
И.О. Фамилия И.О. Фамилия
« » 20__ года « » 20__ года

Содержание:
1. Введение
2. Перечень терминов, определений и сокращений
3. Результаты диагностики
4. Дефекты, устраняемые по результатам ДДК
4.1 Дефекты типа «вмятина», «вмятина СМР» по телу трубы
4.1.1 Список участков, подлежащих вскрытию и устранению причин возникновения дефектов типа «вмятина» (пример заполнения)
4.2 Конструктивные детали и приварные элементы не указанные в техническом задании на проведение ВТД
4.2.1 Конструктивные детали не указанные в ТЗ на проведение ВТД
4.2.2 Приварные элементы (патрубки и сварные присоединения) не указанные в ТЗ на проведение ВТД
4.3 Дефекты типа «вмятина», «вмятина СМР», «гофр» по телу трубы с дополнительными дефектами
4.4 Дефекты типа «разнотолщинность»
4.5 Дефект типа «отклонения по толщине стенки» отвода
5. Дефекты, подлежащие устранению
5.1 Дефекты типа «вмятина» по телу трубы
5.2 Дефекты типа «вмятина», примыкающие к сварному шву
5.3 Дефекты типа «гофр»
5.4 Дефекты типа «уменьшение толщины стенки трубы»
5.5 Дефекты типа «смещение кромок»
5.6 Дефекты металла труб
5.7 Приварные элементы (патрубки, сварные присоединения) в околошовной зоне и/или с выступанием внутрь
5.8 Приварные элементы (патрубки, сварные присоединения) с выступанием внутрь
6. Соединительные, конструктивные детали, запорная арматура и приварные элементы
6.1 Список тройников и переходов, конструктивных деталей, запорной арматуры, сварных присоединений и патрубков
6.2 Список отводов искусственного гнутья
6.3 Список опор трубопроводов на участках надземной прокладки
6.4 Список отводов, формирующих компенсаторные узлы и переходы трубопровода с подземной прокладки в надземную и с надземной в подземную
6.5 Список тройников для отвода/подвода нефти на путевые подогреватели
7. Список поперечных сварных швов на соединениях типа труба с трубой, труба с соединительными деталями (переходами, отводами, тройниками и т.д.), у которых расстояние между примыкающими продольными сварными швами составляет менее 100 мм, требующие устранения при отсутствии допуска стыка представителем службы независимого технического надзора.
8. Список точек-ориентиров
9. Лист рассылки
Приложение А Журнал раскладки труб нефтепровода
Приложение Б Техническое задание на производство внутритрубной диагностики участка нефтепровода/нефтепродуктопровода
1 Введение
Работу по диагностическому обследованию линейной части трубопроводов
ОАО ЦТД «Диаскан» проводит по лицензии Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору № ДЭ-00-008908 (Д) от 18.07.2008г.
Настоящая инспекция проведена на участке нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию в соответствии с отраслевым регламентом ОР-19.000.00-КТН-194-10 «Порядок очистки, гидроиспытаний и внутритрубной диагностики нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ». Параметры зарегистрированных дефектов, соединительных и конструктивных деталей, приварных элементов и особенностей нефтепровода/нефтепродуктопровода определены в соответствии с техническими характеристиками ВИП «Ультразвуковой дефектоскоп WM» и в соответствии с РД-23.040.00-КТН-147-11 «Методика интерпретации дефектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов».
Классификация дефектов проведена в соответствии с требованиями приложений Н, П отраслевого регламента ОР-19.000.00-КТН-194-10 «Порядок очистки, гидроиспытаний и внутритрубной диагностики нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ». Список дефектов, устраняемых по результатам ДДК, приведён в разделе 4 настоящего документа. Списки дефектов, подлежащих устранению, приведены в разделе 5 настоящего документа.
2 Перечень терминов, определений и сокращений
абсолютная дистанция: Расстояние от определенной точки отсчета расстояния, взятой за начальную (нулевую) точку участка трубопровода, до ближайшего к ней края дефекта, конструктивной детали или приварного элемента.
аномалия: Поры, шлаковые включения, утяжина, подрез, превышение проплава, наплывы, чешуйчатость, отклонения размеров шва от нормативных документов, а также те дефекты и особенности сварного шва, которые невозможно точно классифицировать по данным внутритрубной диагностики.
глубина дефекта: Наибольший размер дефекта в направлении толщины стенки (радиальном направлении) трубы.
дефект: Каждое отдельное несоответствие нормативным документам: стенки, сварных швов, геометрических форм трубы, а также соединительные, конструктивные детали и приварные элементы, не соответствующие нормативным документам.
дефектный сварной стык: Кольцевой сварной шов, содержащий один и более дефектов.
дистанция относительная: Расстояние от ближайшего поперечного сварного шва вверх по потоку продукта до начала рассматриваемого дефекта, конструктивной детали или приварного элемента.
длина дефекта: Расстояние между наиболее удаленными в продольном направлении (вдоль оси трубы) точками дефекта (особенности).
заварка (наплавка): Ремонт, заключающийся в восстановлении толщины стенки трубы в местах потери металла и сварного шва методом наплавки.
задвижка: Тип арматуры, у которой запирающий или регулирующий элемент перемещается перпендикулярно к оси потока рабочей среды.
заплата: Деталь из металлического листа, приваренная к трубе или вваренная в отверстие в стенке трубы.
конструктивная деталь: Опорно-центрирующее кольцо, защитный кожух, пригруз, ковер, колодец, опора, подвеска, крепление контрольно-измерительной аппаратуры.
комбинированный дефект: Два и более близкорасположенных дефекта, для которых минимальное расстояние от границы одного дефекта до границы другого дефекта меньше или равно значения четырех толщин бездефектной стенки трубы в зоне, прилегающей к дефекту.
несплошность плоскостного типа (несплошность): Трещина, непровар, несплавление –дефект в виде несплошности металла по сварному шву, классифицированный по данным ВИПкак несплошность плоскостного типа.
номер дефекта (особенности): Зарегистрированный в БД «Дефект» идентификационный номер дефекта (особенности).
номер ориентира: Зарегистрированный в БД «Дефект» идентификационный номер ориентира.
номер трубной секции: Зарегистрированный в БД «Дефект» идентификационный номер поперечного сварного стыка, соответствующего началу трубной секции.
околошовная зона: Участок основного металла трубы шириной, равной четырем номинальным толщинам стенки трубы в каждую сторону от линии перехода шва к основному металлу.
особенность нефтепровода: Отклонение параметров стенки, сварных швов, геометрических форм трубы в пределах требований нормативных документов, а также соединительные и конструктивные детали трубопровода.
отвод: Криволинейная трубная секция (с поворотом).
отвод сварной секторный: Короткие трубы, сваренные с изломом оси трубопровода.
патрубок: Присоединенный трубный элемент, служащий для подключения трубопроводов и арматуры.
подкладное кольцо: Цилиндрическая металлическая подкладка, используемая при выполнении стыкового сварного соединения труб и остающаяся в стыке труб.
посторонний предмет: Посторонний предмет, находящийся внутри трубопровода.
потеря металла: Локальное уменьшение толщины стенки трубы в результате коррозионного повреждения.
расположение: Местонахождение дефекта, конструктивной детали или приварного элемента на внешней, внутренней поверхности или в толще стенки (теле) трубы.
расслоение: Внутреннее нарушение сплошности металла трубы в продольном и поперечном направлении, разделяющее металл стенки трубы на слои технологического происхождения.
расслоение с выходом на поверхность: Расслоение, выходящее на внешнюю или внутреннюю поверхность трубы.
риска: Механическое повреждение стенки трубы (риска, царапина, задир, продир) в виде углубления с уменьшением толщины стенки трубы, образованное перемещающимся по поверхности трубы твердым телом.
сварное присоединение: Металлический элемент, приваренный к трубопроводу (или вваренный в трубопровод).
сварной шов: Участок сварного соединения, образовавшийся в результате кристаллизации расплавленного металла или в результате пластической деформации при сварке давлением или сочетания кристаллизации и деформации.
секция: Участок трубопровода между двух кольцевых сварных швов (стыков).
соединительная деталь: Тройник (деталь, предназначенная для присоединения к магистральному трубопроводу боковых ответвлений), отвод (деталь, предназначенная для выполнения поворотов в вертикальной или горизонтальной плоскости линейной части стальных магистральных трубопроводов и ответвлений от них), переходник (деталь для соединения труб различного диаметра).
стенка: Толщина стенки трубы в зоне особенности нефтепровода.
тип трубы: Тип трубной секции, характеризующий способ изготовления трубы, наличие и вид заводского шва (прямошовная, двухшовная, спиралешовная, бесшовная).
трещина: Дефект в виде разрыва (несплошности) металла, геометрия которого определяется двумя размерами (протяженность, глубина).
тройник: Деталь, предназначенная для присоединения к магистральному трубопроводу боковых ответвлений.
угловое положение: Положение дефекта, конструктивной детали или приварного элемента на стенке трубы в градусах в направлении по часовой стрелке, рассматривая окружность трубопровода по ходу продукта, с нулевой точкой в верхней части трубы.
угол примыкания сварного шва: Угловое положение продольного или спирального сварного шва трубной секции в точке его пересечения с поперечным сварным швом.
ширина дефекта: Максимальный геометрический размер дефекта, конструктивной детали или приварного элемента по поверхности трубы перпендикулярно ее оси (длина по окружности трубы).
Перечень используемых сокращений
Сокращенное название Полное название
включ-е включение
внеш. внешний
внутр. внутренний
ворот. воротник
выст. выступание
вых. выход
задв. задвижка
зарег. зарегистрирована
изгот-я изготовления
КШ примыкающий к катушечному шву
метал. металлический
наклон. наклонное
полноокр. полноокружная
поп. поперечный
ПОПСПШ примыкающий к поперечному и спиральному швам
ПОПШ примыкающий к поперечному шву
пот. потеря
прерыв. прерывистый
примык. примыкающий
присоед. присоединение
ПРШ примыкающий к продольному шву
разл. различный
рассл-е расслоение
реш. решётка
св. сварное
СВШ примыкающий к поперечному и продольному швам
сек. секторный
СПКШ примыкающий к спиральному и катушечному швам
СПШ примыкающий к спиральному шву
стен. внутристенный
толщ. толщина
трой. тройник
труб. трубная
уч. участок
шлиф. шлифовка
№ п/п номер по порядку
глуб. глубина
дист. абс. дистанция абсолютная
дист. отн. дистанция относительная
т. ст. толщина стенки
угл. пол. угловое положение
умен. т. ст. уменьшение толщины стенки
шир. ширина

3 Результаты диагностики
По результатам инспекции ВИП “Ультразвуковой дефектоскоп WM” на участке “XXXX км -YYYY км” по нефтепроводу/нефтепродуктопроводу “XXXX-YYYY” диаметром XX мм (Y”) было измерено расстояние, составившее XXX м. Обследование проведено от трубной секции №XX до трубной секции №YY.
Пропуск ВИП «Ультразвуковой дефектоскоп WM» состоялся:

п/п Название прогона Запуск Прием Извлечение
Дата Время Дата Время Дата Время
1. 2 3 4 5 6 7 8
1 ЧЧ.ММ.ГГ ЧЧ:МИН ЧЧ.ММ.ГГ ЧЧ:МИН ЧЧ.ММ.ГГ ЧЧ:МИН
Результаты осмотра ВИП «Ультразвуковой дефектоскоп WM» после прогона:

п/п Название прогона Количество примесей, пришедшее с ВИП Количество поврежденных датчиков ВИП, [шт.]
электроды,
[шт.] грунт,
[кг] Посторонние металлические предметы, [шт.]
1. 2 3 4 5 6
1
Состояние ВИП «Ультразвуковой дефектоскоп WM» после прогона было следующим:

п/п. Название прогона Повреждения дефектоскопа Сбои электроники
и эл.питания
механи-
ческие
(корпуса) одометри-
ческой системы соедини-
тельных
кабелей датчиков
и узлов
крепления кабелей
датчиков полозов
носителей
датчиков манжет
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1
На обследованном участке скорость ВИП «Ультразвуковой дефектоскоп WM» во время пропуска была в диапазоне от X.X до Y.Y м/с.
По результатам пропуска ВИП зарегистрировано XXX шт. дефектов, в т.ч. ХХХ деф. устраняемых по результатам ДДК и ХХХ деф. подлежащих устранению, а также Х поперечных сварных швов, у которых расстояние между примыкающими продольными сварными швами составляет менее 100 мм, сводные данные по этим дефектам представлены в Таблице:
Классификация дефектов Количество дефектов, шт. Количество дефектных стыков, шт
1 2 3
Всего дефектов, устраняемых по результатам ДДК XX YY
Дефекты типа «вмятина» по телу трубы X —
Детали и элементы, неуказанные в техническом задании на проведение ВТД Х
Дефекты типа «вмятина» и «гофр» по телу трубы с доп. дефектами X —
Дефекты типа «разнотолщинность» X Y
Дефект типа «отклонения по толщине стенки» отвода X —
Всего дефектов, подлежащих устранению XX YY
из них:
Дефекты типа «вмятина» по телу трубы X —
Дефекты типа «вмятина», примыкающие к сварному шву X —
Дефекты типа «гофр» X —
Дефекты типа «уменьшение толщины стенки трубы» X —
Дефекты типа «смещение кромок» X Y
Дефекты металла труб X —
Приварные элементы (патрубки, сварные присоединения)в околошовной зоне X —
Дефекты, подлежащие устранению по результатам расчетов на прочность и долговечность X Y
Поперечные сварные швы на соединениях типа труба с трубой, труба с соединительными деталями (переходами, отводами, тройниками и т.д.), у которых расстояние между примыкающими продольными сварными швами составляет менее 100 мм, требующие устранения при отсутствии допуска стыка представителем службы независимого технического надзора X X

4 Дефекты, устраняемые по результатам ДДК
4.1 Дефекты типа «вмятина», «вмятина СМР» по телу трубы
№ п/п № дефекта № секции Дист. отн.,
м Дист.
абс.,
м Описание особенности Т. ст. [мм] Глуб [мм] Длина [мм] Шир. [мм] Отношение ширины вмятины к длине Угл. пол. [град] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

4.1.1 Список участков, подлежащих вскрытию и устранению причин возникновения дефектов типа «вмятина» (пример заполнения)
№ п/п № дефекта №
секции Дист. отн., м Описание особенности Толщина стенки мм Глубина, мм Длина, мм Ширина, мм Отношение длины вмятины к ширине Угловое положение, град Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
1 1010 участок №1 начало 11,2 12 1124 11 876
2 348 1010 3,1 вмятина 11,2 4,2 35 33 1,06 141 12 1120,9 11 879,1
3 354 1020 8,9 вмятина 11,2 3,5 53 42 1,3 194 12 1103,6 11 896,4
4 367 1030 11,1 вмятина 11,2 7,4 82 77 1,06 175 12 1089,9 11 910,1
5 375 1040 5,4 вмятина 11,2 4,0 61 49 1,3 183 12 1084,1 11 915,9
6 379 1050 9,2 вмятина 11,2 4,6 44 41 1,07 202 12 1068,8 11 921,2
7 1060 участок №1 конец 11,2 12 1076,5 11 923,5
8 1120 участок №2 начало 11,2 13 654 12 1346
9 13 12
4.2 Конструктивные детали и приварные элементы не указанные в техническом задании на проведение ВТД
4.2.1 Конструктивные детали не указанные в ТЗ на проведение ВТД
№ п/п № отчёта № дефекта Доп. № № секции Дист. Отн. [м] Описание особенности Т. ст. [мм] Длина [мм] Шир. [мм] Угл. Пол. [град] Расстоян. До сварн. Шва [мм]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

4.2.2 Приварные элементы (патрубки и сварные присоединения) не указанные в ТЗ на проведение ВТД
№ п/п № отчёта № дефекта Доп. № № секции Дист. Отн. [м] Описание особенности Т. ст. [мм] Длина [мм] Шир. [мм] Угл. Пол. [град] Диам. Отверс. [мм] Размер наклад. [мм] Расстоян. До сварн. Шва [мм]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

4.3 Дефекты типа «вмятина», «вмятина СМР», «гофр» по телу трубы с дополнительными дефектами
№ п/п № дефекта № секции Дист. отн.,
м Дист.
абс.,
м Описание особенности Т. ст. [мм] Глуб [мм] Длина [мм] Шир. [мм] Отношение ширины вмятины к длине Угл. пол. [град] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

4.4 Дефекты типа «разнотолщинность»
№ п/п № дефекта № секции Дист. отн., м Дист. абс., м Описание особенности Толщины стенок мм Разнотолщинность Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
До
стыка После
стыка мм Отношение т. стенок стыкуемых труб № ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

4.5 Дефект типа «отклонения по толщине стенки» отвода
№ п/п № дефекта № секции Дист. отн.,
м Дист. абс.,
м Описание особенности Толщина стенки на выпуклой стороне изогнутого участка отвода, указанная в
Техническом задании,
мм Минимальная остаточная толщина стенки на выпуклой стороне изогнутого участка отвода, измеренная ВИП,
мм Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

5 Дефекты, подлежащие устранению*
5.1 Дефекты типа «вмятина» по телу трубы
№ п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.
[м] Дист. абс.
[м] Описание особенности Т. ст. [мм] Глуб [мм] Длина [мм] Шир. [мм] Отношение ширины вмятины к длине Угл. пол. [град] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

5.2 Дефекты типа «вмятина», примыкающие к сварному шву
№ п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.
[м] Дист. абс.
[м] Описание особенности Т. ст. [мм] Глуб [мм] Длина [мм] Шир. [мм] Отношение ширины вмятины к длине Угл. пол. [град] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

Примечание: дефект считается примыкающим к сварному шву, если минимальное расстояние от линии перехода шва к основному металлу до границы дефекта меньше или равно значения 4-х толщин стенки трубы в районе дефекта.
5.3 Дефекты типа «гофр»
№ п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.
[м] Дист. абс.
[м] Описание особенности Т. ст. [мм] Глуб [мм] Длина [мм] Шир. [мм] Угл. пол. [град] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

5.4 Дефекты типа «уменьшение толщины стенки трубы»
№ п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.
[м] Дист. абс.
[м] Описание особенности Остаточная толшина стенки по ВИП, [мм] Допустимая минимальная т. ст. трубы, [мм] Отклонение от допустимой минимальной т. ст. трубы [мм] Длина [мм] Шир. [мм] Угл. пол. [град] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

5.5 Дефекты типа «смещение кромок»
№ п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.
[м] Дист. абс.
[м] Описание особенности Смещение кромок,
[мм]
по ВИП Допустимая величина смещения, [мм] Разница между допустимой величиной и глубиной смещения, [мм] Т. ст. в зоне дефекта
[мм] Шир., [мм] Угл. пол., [град] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

5.6 Дефекты металла труб.

п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.,
[м] Дист. абс.,
[м] Наименование
дефекта Т. ст.
в зоне
дефекта,
[мм] Глуб.,
[мм] Длина,
[мм] Шир.,
[мм] Угл. пол.,
[град] Распо-ложение Привязка к ориентиру
против потока Привязка к ориентиру
по потоку

ориентира Расстояние,
[м] №
ориентира Расстояние,
[м]

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

5.7 Приварные элементы (патрубки, сварные присоединения) в околошовной зоне и/или с выступанием внутрь
№ п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.
[м] Дист. абс.
[м] Описание особенности Расстояние до св. шва,
мм Длина [мм] Шир. [мм] Угл. пол. [град] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Примечание: приварной элемент считается расположенным в околошовной зоне, если расстояние между сварными швами трубопровода и сварным швом приваренного элемента составляет менее 100 мм.
5.8 Приварные элементы (патрубки, сварные присоединения) с выступанием внутрь
№ п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.
[м] Дист. абс.
[м] Описание особенности Расстояние до св. шва,
мм Высту-пание,
мм Длина [мм] Шир. [мм] Угл. пол. [град] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Примечания*:
1 – Для трубопроводов надземной прокладки, уложенных на опоры, дефекты катушек неподвижных опор указываются отдельно в соответствущих таблицах по классификации дефектов
2 – кроме чопов, выполненных в соответствии с требованиями РД-23.040.00-КТН-386-09, РД-75.180.00-КТН-274-10 и обследованных ДДК

6 Соединительные, конструктивные детали, запорная арматура и приварные элементы
6.1 Список тройников и переходов, конструктивных деталей, запорной арматуры, сварных присоединений и патрубков
№ п/п № детали №
секции Дист. отн., м Дист. абс., м Наименование детали Длина, мм Угловое положение, град Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

6.2 Список отводов искусственного гнутья
№ п/п № детали №
секции Дист. отн., м Дист. абс., м Описание отвода Т. ст. [мм] Длина отвода [мм] Угол поворота [град] Радиус поворота [мм] Направление изгиба оси отвода, [град] Наличие гофра на внутренней части ]отвода
[да/нет] Наличие маркера на отводе
[да/нет] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

6.3 Список опор трубопроводов на участках надземной прокладки
№ п/п № опоры № секции Дист. отн., м Дист. абс., м Наименование опоры Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1
2
6.4 Список отводов, формирующих компенсаторные узлы и переходы трубопровода с подземной прокладки в надземную и с надземной в подземную
№ п/п № детали №
секции Дист. отн., м Дист. абс., м Описание отвода Т. ст. [мм] Длина отвода [мм] Угол поворота [град] Радиус поворота [мм] Направление изгиба оси отвода, [град] Наличие гофра на внутренней части ]отвода
[да/нет] Наличие маркера на отводе
[да/нет] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
1
2

6.5 Список тройников для отвода/подвода нефти на путевые подогреватели
№ п/п № детали №
секции Дист. отн., м Дист. абс., м Наименование детали Длина, мм Угловое положение, град Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
1
2
7 Список поперечных сварных швов на соединениях типа труба с трубой, труба с соединительными деталями (переходами, отводами, тройниками и т.д.), у которых расстояние между примыкающими продольными сварными швами составляет менее 100 мм, требующие устранения при отсутствии допуска стыка представителем службы независимого технического надзора
№ п/п № секции
(сварного стыка) Дистанция
абсол. [м] Т. ст. [мм] Угловое положение
шва [град] Угловое положение шва
предыдущей секции [град] Расстояние между
швами [мм]
1 2 3 4 5 6 7

8 Список точек-ориентиров

п/п №
ориентира Дистанция
от точки пуска Наименование ориентира Примечание

1 2 3 4 5

9 Лист рассылки
Отчет выполнен в трех четырех экземплярах:
Заказчик – 1 экземпляр
ОАО ЦТД «Диаскан» – 1 экземпляр
Подрядной организации – 1 экземпляр

Внимание! Не допускается передача материалов настоящего отчета другим организациям, предприятиям или физическим лицам без согласования с
ОАО «АК «Транснефть».

Приложение А
Журнал раскладки труб нефтепровода

секции Т.стен
[мм] Начало
[м] Конец
[м] Длина
[м] Тип трубы Положение прод. шва
[град.]
1 2 3 4 5 6 7

Приложение Б
Техническое задание на производство внутритрубной диагностики участка нефтепровода/нефтепродуктопровода
Л.4 Форма технического отчета по результатам пропуска ВИП ДМК или МДСкан/ДКМ) по участку нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию

УТВЕРЖДАЮ
Главный инженер
ОАО ЦТД «Диаскан»

_______________ И.О. Фамилия
« » 20__ года

Технический отчет
по диагностическому обследованию участка нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию внутритрубным инспекционным прибором
«Магнитный дефектоскоп»
Организация системы «Транснефть» : ОАО (ООО) МН
Нефтепровод/нефтепродуктопровод : XXXX – YYYY
Участок : XXXX км – YYYY км
Протяженность : XXХ км
Диаметр : XXXX мм (YY”)
Заказчик : Наименование организации – заказчика диагностики
Договор : Номер договора
Дата пропуска : ЧЧ.ММ.ГГГГ

D(J)XXXX
том X
(на XX листах)
всего томов – Y
(на XX листах)
Начальник отдела
анализа информации Заместитель генерального директора
ОАО ЦТД «Диаскан» по диагностике
И.О. Фамилия И.О. Фамилия
« » 20__ года « » 20__ года

Начальник отдела
обработки информации Заместитель генерального директора-
директор аналитического центра
ОАО ЦТД «Диаскан»
И.О. Фамилия И.О. Фамилия
« » 20__ года « » 20__ года

Содержание:
1. Введение
2. Перечень используемых терминов, определений и сокращений
3. Результаты диагностики
4. Дефекты, устраняемые по результатам ДДК
4.1 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие исправлению
4.1.1 Список участков, подлежащих вскрытию и устранению причин возникновения дефектов типа «вмятина»
4.2 Конструктивные детали и приварные элементы не указанные в техническом задании на проведение ВТД
4.2.1 Конструктивные детали, не указанные в ТЗ на проведение ВТД
4.2.2 Приварные элементы (патрубки и сварные присоединения) не указанные в ТЗ на проведение ВТД
4.3 Дефекты расположения кольцевого стыка относительно опор участка трубопровода надземной прокладки
5. Дефекты, подлежащие устранению
5.1 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие вырезке
5.2 Дефекты металла труб
5.3 Приварные элементы в околошовной зоне
5.4 Приварные элементы (патрубки, сварные присоединения) с выступанием внутрь
6. Соединительные и конструктивные детали, запорная арматура и приварные элементы
6.1 Список тройников, переходов, конструктивных деталей, запорной арматуры, сварных присоединеий и патрубков
6.2 Список отводов искусственного гнутья
6.3 Список опор трубопроводов на участках надземной прокладки
6.4 Список отводов, формирующих компенсаторные узлы и переходы трубопровода с подземной прокладки в надземную и с надземной в подземную
6.5 Список тройников для отвода/подвода нефти на путевые подогреватели
7 Список поперечных сварных швов на соединениях типа труба с трубой, труба с соединительными деталями (переходами, отводами, тройниками и т.д.), у которых расстояние между примыкающими продольными сварными швами составляет менее 100 мм, требующие устранения, при отсутствии допуска стыка представителем органа строительного контроля
8 Список точек-ориентиров
9 Лист рассылки
Приложение А Журнал раскладки труб нефтепровода
Приложение Б Техническое задание на производство внутритрубной диагностики участка нефтепровода/нефтепродуктопровода

1 Введение
1.1. Работу по диагностическому обследованию линейной части трубопроводов
ОАО ЦТД «Диаскан» проводит по лицензии Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору № ДЭ-00-008908 (Д) от 18.07.2008г.
1.2. Настоящая инспекция проведена на участке нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию в соответствии с отраслевым регламентом ОР-19.000.00-КТН-194-10 «Порядок очистки, гидроиспытаний и внутритрубной диагностики нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ». Параметры зарегистрированных дефектов, соединительных и конструктивных деталей, приварных элементов и особенностей нефтепровода/нефтепродуктопровода определены в соответствии с техническими характеристиками ВИП «Магнитный дефектоскоп» и в соответствии с РД-23.040.00-КТН-147-11.
1.3. Классификация дефектов проведена в соответствии с требованиями
приложений Н, П отраслевого регламента ОР-19.000.00-КТН-194-10 «Порядок очистки, гидроиспытаний и внутритрубной диагностики нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ». Список дефектов, устраняемых по результатам ДДК, приведён в разделе 4 настоящего документа. Списки дефектов, подлежащих устранению, приведены в разделе 5 настоящего документа.
2 Перечень используемых терминов, определений и сокращений
абсолютная дистанция: Расстояние от определенной точки отсчета расстояния, взятой за начальную (нулевую) точку участка трубопровода, до ближайшего к ней края дефекта, конструктивной детали или приварного элемента.
аномалия: Поры, шлаковые включения, утяжина, подрез, превышение проплава, наплывы, чешуйчатость, отклонения размеров шва от нормативных документов, а также те дефекты и особенности сварного шва, которые невозможно точно классифицировать по данным внутритрубной диагностики.
глубина дефекта: Наибольший размер дефекта в направлении толщины стенки (радиальном направлении) трубы.
дефект: Каждое отдельное несоответствие нормативным документам: стенки, сварных швов, геометрических форм трубы, а также соединительные, конструктивные детали и приварные элементы, не соответствующие нормативным документам.
дефектный сварной стык: Кольцевой сварной шов, содержащий один и более дефектов.
дистанция относительная: Расстояние от ближайшего поперечного сварного шва вверх по потоку продукта до начала рассматриваемого дефекта, конструктивной детали или приварного элемента.
длина дефекта: Расстояние между наиболее удаленными в продольном направлении (вдоль оси трубы) точками дефекта (особенности).
заварка (наплавка): Ремонт, заключающийся в восстановлении толщины стенки трубы в местах потери металла и сварного шва методом наплавки.
задвижка: Тип арматуры, у которой запирающий или регулирующий элемент перемещается перпендикулярно к оси потока рабочей среды.
заплата: Деталь из металлического листа, приваренная к трубе или вваренная в отверстие в стенке трубы.
конструктивная деталь: Опорно-центрирующее кольцо, защитный кожух, пригруз, ковер, колодец, опора, подвеска, крепление контрольно-измерительной аппаратуры.
комбинированный дефект: Два и более близкорасположенных дефекта, для которых минимальное расстояние от границы одного дефекта до границы другого дефекта меньше или равно значения четырех толщин бездефектной стенки трубы в зоне, прилегающей к дефекту.
несплошность плоскостного типа (несплошность): Трещина, непровар, несплавление – дефект в виде несплошности металла по сварному шву, классифицированный по данным ВИП как несплошность плоскостного типа.
номер дефекта (особенности): Зарегистрированный в БД «Дефект» идентификационный номер дефекта (особенности).
номер ориентира: Зарегистрированный в БД «Дефект» идентификационный номер ориентира.
номер трубной секции: Зарегистрированный в БД «Дефект» идентификационный номер поперечного сварного стыка, соответствующего началу трубной секции.
околошовная зона: Участок основного металла трубы шириной, равной четырем номинальным толщинам стенки трубы в каждую сторону от линии перехода шва к основному металлу.
особенность нефтепровода: Отклонение параметров стенки, сварных швов, геометрических форм трубы в пределах требований нормативных документов, а также соединительные и конструктивные детали трубопровода.
отвод: Криволинейная трубная секция (с поворотом).
отвод сварной секторный: Короткие трубы, сваренные с изломом оси трубопровода.
патрубок: Присоединенный трубный элемент, служащий для подключения трубопроводов и арматуры.
подкладное кольцо: Цилиндрическая металлическая подкладка, используемая при выполнении стыкового сварного соединения труб и остающаяся в стыке труб.
потеря металла: Локальное уменьшение толщины стенки трубы в результате коррозионного повреждения.
посторонний предмет: Посторонний предмет, находящийся внутри трубопровода.
расположение: Местонахождение дефекта, конструктивной детали или приварного элемента на внешней, внутренней поверхности или в толще стенки (теле) трубы.
расслоение: Внутреннее нарушение сплошности металла трубы в продольном и поперечном направлении, разделяющее металл стенки трубы на слои технологического происхождения.
расслоение с выходом на поверхность: Расслоение, выходящее на внешнюю или внутреннюю поверхность трубы.
риска: Механическое повреждение стенки трубы (риска, царапина, задир, продир) в виде углубления с уменьшением толщины стенки трубы, образованное перемещающимся по поверхности трубы твердым телом.
сварное присоединение: Металлический элемент, приваренный к трубопроводу (или вваренный в трубопровод).
сварной шов: Участок сварного соединения, образовавшийся в результате кристаллизации расплавленного металла или в результате пластической деформации при сварке давлением или сочетания кристаллизации и деформации.
секция: Участок трубопровода между двух кольцевых сварных швов (стыков).
соединительная деталь: Тройник (деталь, предназначенная для присоединения к магистральному трубопроводу боковых ответвлений), отвод (деталь, предназначенная для выполнения поворотов в вертикальной или горизонтальной плоскости линейной части стальных магистральных трубопроводов и ответвлений от них), переходник (деталь для соединения труб различного диаметра).
стенка: Толщина стенки трубы в зоне особенности нефтепровода.
тип трубы: Тип трубной секции, характеризующий способ изготовления трубы, наличие и вид заводского шва (прямошовная, двухшовная, спиралешовная, бесшовная).
трещина: Дефект в виде разрыва (несплошности) металла, геометрия которого определяется двумя размерами (протяженность, глубина).
тройник: Деталь, предназначенная для присоединения к магистральному трубопроводу боковых ответвлений.
угловое положение: Положение дефекта, конструктивной детали или приварного элемента на стенке трубы в градусах в направлении по часовой стрелке, рассматривая окружность трубопровода по ходу продукта, с нулевой точкой в верхней части трубы.
угол примыкания сварного шва: Угловое положение продольного или спирального сварного шва трубной секции в точке его пересечения с поперечным сварным швом.
ширина дефекта: Расстояние между наиболее удаленными в кольцевом направлении точками дефекта.
Перечень сокращений используемых в заголовках таблиц
Сокращенное название Полное название
1 2
№ п/п номер по порядку
глуб. глубина
дист. абс. дистанция абсолютная
дист. отн. дистанция относительная
т. ст. толщина стенки
угл. пол. угловое положение
шир. ширина
аном. аномалия
арм. арматура
внеш. внешний
внутр. внутренний
выст. выступание
вых. выход
задв. задвижка
зарег. зарегистрирована
КШ примыкающий к катушечному шву
метал. металлический
неспл. несплошность
плоск. плоскостного
полноокр. полноокружная
поп. поперечный
ПОПШ примыкающий к поперечному шву
пот. потеря
превыш. превышение
примык. примыкающий
присоед. присоединение
ПРШ примыкающий к продольному шву
рассл-е расслоение
реш. решётка
св. сварное
СВШ примыкающий к поперечному и продольному швам
сек. секторный
толщ. толщина
трещ. трещина
трой. тройник
3 Результаты диагностики
По результатам инспекции ВИП «Магнитный дефектоскоп» на участке «XXXX км -YYYY км» по нефтепроводу «XXXX-YYYY» диаметром XX мм (Y”) было измерено расстояние, составившее XXX м. Обследование проведено от трубной секции №XX до трубной секции №YY
Пропуск ВИП «Магнитный дефектоскоп» состоялся:

п/п Название прогона Запуск Прием Извлечение
Дата Время Дата Время Дата Время
1 2 3 4 5 6 7 8
1 № прогона ЧЧ.ММ.ГГ ЧЧ:МИН ЧЧ.ММ.ГГ ЧЧ:МИН ЧЧ.ММ.ГГ ЧЧ:МИН
Результаты осмотра ВИП «Магнитный дефектоскоп» после прогона:

п/п Название прогона Количество примесей, пришедшее с ВИП Количество поврежденных датчиков ВИП, [шт.]
электроды,
[шт.] грунт,
[кг] Посторонние металлические предметы, [шт.]
1 2 3 4 5 6
1
Состояние ВИП «Магнитный дефектоскоп» после прогона было следующим:

п/п. Название прогона Повреждения дефектоскопа Сбои электроники
и эл.питания
механи-
ческие
(корпуса) одометри-
ческой системы соедини-
тельных
кабелей датчиков
и узлов
крепления кабелей
датчиков полозов
носителей
датчиков манжет
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1 № прогона
На обследованном участке скорость ВИП «Магнитный дефектоскоп» во время пропуска была в диапазоне от X.X до Y.Y м/с.
По результатам пропуска ВИП зарегистрировано XXX шт. дефектов, в т.ч. ХХХ деф. устраняемых по результатам ДДК и ХХХ деф. подлежащих устранению, а также Х поперечных сварных швов, у которых расстояние между примыкающими продольными сварными швами составляет менее 100 мм, сводные данные по этим дефектам представлены в Таблице:
Классификация дефектов Количество дефектов, шт. Количество дефектных стыков, шт
1 2 3
Всего дефектов, устраняемых по результатам ДДК XXX YYY
из них:
Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие исправлению XXX YYY
Всего дефектов, подлежащих устранению XX YY
из них:
Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие вырезке XX YY
Дефекты металла труб X —
Приварные элементы в околошовной зоне X —
Дефекты, подлежащие устранению по результатам расчетов на прочность и долговечность X Y
Поперечные сварные швы на соединениях типа труба с трубой, труба с соединительными деталями (переходами, отводами, тройниками и т.д.), у которых расстояние между примыкающими продольными сварными швами составляет менее 100 мм, требующие устранения при отсутствии допуска стыка представителем службы независимого технического надзора X Х
4 Дефекты, устраняемые по результатам ДДК*
4.1 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие исправлению

п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.,
[м] Дист. абс.,
[м] Описание особенности Т. ст.,
[мм] Шир.,
[мм] Угл. пол.,
[град] Привязка к ориентиру
против потока Привязка к ориентиру
по потоку

ориентира Расстояние,
[м] №
ориентира Расстояние,
[м]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

4.1.1 Список участков, подлежащих вскрытию и устранению причин возникновения дефектов типа «вмятина» (пример заполнения)
№ п/п № дефекта №
секции Дист. отн., м Описание особенности Толщина стенки мм Глубина, мм Длина, мм Ширина, мм Отношение длины вмятины к ширине Угловое положение, град Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
10 1010 участок №1 начало 11,2 12 1124 11 876
11 348 1010 3,1 вмятина 11,2 4,2 35 33 1,06 141 12 1120,9 11 879,1
12 354 1020 8,9 вмятина 11,2 3,5 53 42 1,3 194 12 1103,6 11 896,4
13 367 1030 11,1 вмятина 11,2 7,4 82 77 1,06 175 12 1089,9 11 910,1
14 375 1040 5,4 вмятина 11,2 4,0 61 49 1,3 183 12 1084,1 11 915,9
15 379 1050 9,2 вмятина 11,2 4,6 44 41 1,07 202 12 1068,8 11 921,2
16 1060 участок №1 конец 11,2 12 1076,5 11 923,5
17 1120 участок №2 начало 11,2 13 654 12 1346
18 13 12
4.2 Конструктивные детали и приварные элементы, не указанные в техническом задании на проведение ВТД
4.2.1 Конструктивные детали, не указанные в ТЗ на проведение ВТД
№ п/п № отчёта № дефекта Доп. № № секции Дист. Отн. [м] Описание особенности Т. ст. [мм] Длина [мм] Шир. [мм] Угл. Пол. [град] Расстоян. До сварн. Шва [мм]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

4.2.2 Приварные элементы (патрубки и сварные присоединения) не указанные в ТЗ на проведение ВТД
№ п/п № отчёта № дефекта Доп. № № секции Дист. Отн. [м] Описание особенности Т. ст. [мм] Длина [мм] Шир. [мм] Угл. Пол. [град] Диам. Отверс. [мм] Размер наклад. [мм] Расстоян. До сварн. Шва [мм]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

4.3 Дефекты расположения кольцевого стыка относительно опор участка трубопровода надземной прокладки

п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.,
[м] Дист. абс.,
[м] Расстояние от края опоры до ближайшего кольцевого стыка Привязка к ориентиру
против потока Привязка к ориентиру
по потоку

ориентира Расстояние,
[м] №
ориентира Расстояние,
[м]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

5 Дефекты, подлежащие устранению*
5.1 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие вырезке

п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.,
[м] Дист. абс.,
[м] Описание особенности Т. ст.,
[мм] Глуб.,
[мм] Шир.,
[мм] Угл. пол.,
[град] Привязка к ориентиру
против потока Привязка к ориентиру
по потоку

ориентира Расстояние,
[м] №
ориентира Расстояние,
[м]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

5.2 Дефекты металла труб.

п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.,
[м] Дист. абс.,
[м] Наименование
дефекта Т. ст.
в зоне
дефекта,
[мм] Глуб.,
[мм] Длина,
[мм] Шир.,
[мм] Угл. пол.,
[град] Распо-ложение Привязка к ориентиру
против потока Привязка к ориентиру
по потоку

ориентира Расстояние,
[м] №
ориентира Расстояние,
[м]

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

5.3 Приварные элементы в околошовной зоне
№ п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.
[м] Дист. абс.
[м] описание особенности Расстояние до св. шва,
[мм] Длина,
[мм] Шир.,
[мм] Угл. пол.,
[град] Привязка к ориентиру
против потока Привязка к ориентиру
по потоку

ориентира Расстояние,
[м] №
ориентира Расстояние,
[м]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Примечание: приварной элемент считается расположенным в околошовной зоне, если расстояние между сварными швами трубопровода и сварным швом приваренного элемента составляет менее 100 мм.
5.4 Приварные элементы (патрубки, сварные присоединения) с выступанием внутрь
№ п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.
[м] Дист. абс.
[м] Наименование особенности Расстояние до св. шва,
мм Длина [мм] Шир. [мм] Угл. пол. [град] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Примечания *:
1 Прочие дефекты указываются в техническом отчете в соответствии с Приложением П настоящего регламента
2 Для трубопроводов надземной прокладки, уложенных на опоры, дефекты катушек неподвижных опор указываются отдельно в соответствущих таблицах по классификации дефектов
3 Кроме чопов, выполненных в соответствии с требованиями РД-23.040.00-КТН-386-09, РД-75.180.00-КТН-274-10 и обследованных ДДК
6 Соединительные и конструктивные детали, запорная арматура, приварные элементы
6.1 Список тройников, переходов, конструктивных деталей, запорной арматуры, сварных присоединеий и патрубков
№ п/п № детали №
секции Дист. отн., м Дист. абс., м Наименование детали Длина, мм Угловое положение, град Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
6.2 Список отводов искусственного гнутья
№ п/п № детали №
секции Дист. отн., м Дист. абс., м Описание отвода Т. ст. [мм] Длина отвода [мм] Угол поворота [град] Радиус поворота [мм] Направление изгиба оси отвода, [град] Наличие гофра на внутренней части ]отвода
[да/нет] Наличие маркера на отводе
[да/нет] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

6.3 Список опор трубопроводов на участках надземной прокладки
№ п/п № опоры № секции Дист. отн., м Дист. абс., м Наименование опоры Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

6.4 Список отводов, формирующих компенсаторные узлы и переходы трубопровода с подземной прокладки в надземную и с надземной в подземную
№ п/п № детали №
секции Дист. отн., м Дист. абс., м Описание отвода Т. ст. [мм] Длина отвода [мм] Угол поворота [град] Радиус поворота [мм] Направление изгиба оси отвода, [град] Наличие гофра на внутренней части ]отвода
[да/нет] Наличие маркера на отводе
[да/нет] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
1
2
6.5 Список тройников для отвода/подвода нефти на путевые подогреватели
№ п/п № детали №
секции Дист. отн., м Дист. абс., м Наименование детали Длина, мм Угловое положение, град Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
1
7 Список поперечных сварных швов на соединениях типа труба с трубой, труба с соединительными деталями (переходами, отводами, тройниками и т.д.), у которых расстояние между примыкающими продольными сварными швами составляет менее 100 мм, требующие устранения, при отсутствии допуска стыка представителем органа строительного контроля
№ п/п № секции
(сварного стыка) Дистанция
абсол. [м] Т. ст. [мм] Угловое положение
шва [град] Угловое положение шва
предыдущей секции [град] Расстояние между
швами [мм]
1 2 3 4 5 6 7

8 Список точек-ориентиров

п/п №
ориентира Дистанция
от точки пуска Наименование ориентира Примечание

1 2 3 4 5

9 Лист рассылки
Отчет выполнен в трех экземплярах:
Заказчик – 1 экземпляр
ОАО ЦТД «Диаскан» – 1 экземпляр
Подрядной организации – 1 экземпляр

Внимание! Не допускается передача материалов настоящего отчета другим организациям, предприятиям или физическим лицам без согласования с
ОАО «АК «Транснефть».

Приложение А
Журнал раскладки труб нефтепровода/нефтепродуктопровода


секции Т.стен
[мм]
(заполняется по данным заказчика) Начало
[м] Конец
[м] Длина
[м] Тип трубы Положение прод. шва
[град.]
1 2 3 4 5 6 7
Приложение Б
Техническое задание на производство внутритрубной диагностики участка нефтепровода/нефтепродуктопровода

Л.5 Форма технического отчета по результатам пропуска ВИП CDC по участку нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию
УТВЕРЖДАЮ
Главный инженер
ОАО ЦТД «Диаскан»
_______________ И.О. Фамилия
« » 20__ года

Технический отчет
по диагностическому обследованию участка нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполоненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию внутритрубным инспекционным прибором
«Ультраскан CDC» XXXX мм (YY”)
Организация системы «Транснефть» : ОАО (ООО) МН
Нефтепровод/нефтепродуктопровод : XXXX – YYYY
Участок : XXXX км – YYYY км
Протяженность : XXХ км
Диаметр : XXXX мм (YY”)
Заказчик : Наименование организации – заказчика диагностики
Договор : Номер договора
Дата пропуска : ЧЧ.ММ.ГГГГ

CXXXX
том X
(на XX листах)
всего томов – Y
(на XX листах)

Начальник отдела
анализа информации Заместитель генерального директора
ОАО ЦТД «Диаскан» по диагностике
И.О. Фамилия И.О. Фамилия
« » 20__ года « » 20__ года

Начальник отдела
обработки информации Заместитель генерального директора –
директор аналитического центра
ОАО ЦТД «Диаскан»
И.О. Фамилия И.О. Фамилия
« » 20__ года « » 20__ года

Содержание:
1. Введение
2. Перечень терминов, определений и сокращений
3. Результаты диагностики
4. Дефекты, устраняемые по результатам ДДК
4.1 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие исправлению
5. Дефекты, подлежащие устранению
5.1 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие вырезке
5.2 Дефекты металла труб
5.3 Приварные элементы в околошовной зоне
5.4 Дефекты, подлежащие устранению по результатам расчетов на прочность и долговечность.
6. Список точек-ориентиров
7. Лист рассылки
Приложение А Журнал раскладки труб нефтепровода
Приложение Б Техническое задание на производство внутритрубной диагностики участка нефтепровода/нефтепродуктопровода
1 Введение
Работу по диагностическому обследованию линейной части трубопроводов
ОАО ЦТД «Диаскан» проводит по лицензии Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору № ДЭ-00-008908 (Д) от 18.07.2008г.
Настоящая инспекция проведена на участке нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию в соответствии с отраслевым регламентом ОР-19.000.00-КТН-194-10 «Порядок очистки, гидроиспытаний и внутритрубной диагностики нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ». Параметры зарегистрированных дефектов, соединительных и конструктивных деталей, приварных элементов и особенностей нефтепровода/нефтепродуктопровода определены в соответствии с техническими характеристиками ВИП «Ультраскан CDC» и в соответствии с РД-23.040.00-КТН-147-11.
Классификация дефектов проведена в соответствии с требованиями приложений Н, П отраслевого регламента ОР-19.000.00-КТН-194-10 «Порядок очистки, гидроиспытаний и внутритрубной диагностики нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ». Список дефектов, устраняемых по результатам ДДК, приведён в разделе 4 настоящего документа. Списки дефектов, подлежащих устранению, приведены в разделе 5 настоящего документа.
2 Перечень терминов, определений и сокращений
абсолютная дистанция: Расстояние от определенной точки отсчета расстояния, взятой за начальную (нулевую) точку участка трубопровода, до ближайшего к ней края дефекта, конструктивной детали или приварного элемента.
аномалия: Поры, шлаковые включения, утяжина, подрез, превышение проплава, наплывы, чешуйчатость, отклонения размеров шва от нормативных документов, а также те дефекты и особенности сварного шва, которые невозможно точно классифицировать по данным внутритрубной диагностики.
глубина дефекта: Наибольший размер дефекта в направлении толщины стенки (радиальном направлении) трубы.
дефект: Каждое отдельное несоответствие нормативным документам: стенки, сварных швов, геометрических форм трубы, а также соединительные, конструктивные детали и приварные элементы, не соответствующие нормативным документам.
дефектный сварной стык: Кольцевой сварной шов, содержащий один и более дефектов.
дистанция относительная: Расстояние от ближайшего поперечного сварного шва вверх по потоку продукта до начала рассматриваемого дефекта, конструктивной детали или приварного элемента.
длина дефекта: Расстояние между наиболее удаленными в продольном направлении (вдоль оси трубы) точками дефекта (особенности).
заварка (наплавка): Ремонт, заключающийся в восстановлении толщины стенки трубы в местах потери металла и сварного шва методом наплавки.
задвижка: Тип арматуры, у которой запирающий или регулирующий элемент перемещается перпендикулярно к оси потока рабочей среды.
заплата: Деталь из металлического листа, приваренная к трубе или вваренная в отверстие в стенке трубы.
конструктивная деталь: Опорно-центрирующее кольцо, защитный кожух, пригруз, ковер, колодец, опора, подвеска, крепление контрольно-измерительной аппаратуры.
комбинированный дефект: Два и более близкорасположенных дефекта, для которых минимальное расстояние от границы одного дефекта до границы другого дефекта меньше или равно значения четырех толщин бездефектной стенки трубы в зоне, прилегающей к дефекту.
несплошность плоскостного типа (несплошность): Трещина, непровар, несплавление – дефект в виде несплошности металла по сварному шву, классифицированный по данным ВИП как несплошность плоскостного типа.
номер дефекта (особенности): Зарегистрированный в БД «Дефект» идентификационный номер дефекта (особенности).
номер ориентира: Зарегистрированный в БД «Дефект» идентификационный номер ориентира.
номер трубной секции: Зарегистрированный в БД «Дефект» идентификационный номер поперечного сварного стыка, соответствующего началу трубной секции.
околошовная зона: Участок основного металла трубы шириной, равной четырем номинальным толщинам стенки трубы в каждую сторону от линии перехода шва к основному металлу.
особенность нефтепровода: Отклонение параметров стенки, сварных швов, геометрических форм трубы в пределах требований нормативных документов, а также соединительные и конструктивные детали трубопровода.
отвод: Криволинейная трубная секция (с поворотом).
отвод сварной секторный: Короткие трубы, сваренные с изломом оси трубопровода.
патрубок: Присоединенный трубный элемент, служащий для подключения трубопроводов и арматуры.
подкладное кольцо: Цилиндрическая металлическая подкладка, используемая при выполнении стыкового сварного соединения труб и остающаяся в стыке труб.
посторонний предмет: Посторонний предмет, находящийся внутри трубопровода.
потеря металла: Локальное уменьшение толщины стенки трубы в результате коррозионного повреждения.
расположение: Местонахождение дефекта, конструктивной детали или приварного элемента на внешней, внутренней поверхности или в толще стенки (теле) трубы.
расслоение: Внутреннее нарушение сплошности металла трубы в продольном и поперечном направлении, разделяющее металл стенки трубы на слои технологического происхождения.
расслоение с выходом на поверхность: Расслоение, выходящее на внешнюю или внутреннюю поверхность трубы.
риска: Механическое повреждение стенки трубы (риска, царапина, задир, продир) в виде углубления с уменьшением толщины стенки трубы, образованное перемещающимся по поверхности трубы твердым телом.
сварное присоединение: Металлический элемент, приваренный к трубопроводу (или вваренный в трубопровод).
сварной шов: Участок сварного соединения, образовавшийся в результате кристаллизации расплавленного металла или в результате пластической деформации при сварке давлением или сочетания кристаллизации и деформации.
соединительная деталь: Тройник (деталь, предназначенная для присоединения к магистральному трубопроводу боковых ответвлений), отвод (деталь, предназначенная для выполнения поворотов в вертикальной или горизонтальной плоскости линейной части стальных магистральных трубопроводов и ответвлений от них), переходник (деталь для соединения труб различного диаметра).
секция: Участок трубопровода между двух кольцевых сварных швов (стыков).
стенка: Толщина стенки трубы в зоне особенности нефтепровода.
тип трубы: Тип трубной секции, характеризующий способ изготовления трубы, наличие и вид заводского шва (прямошовная, двухшовная, спиралешовная, бесшовная).
трещина: Дефект в виде разрыва (несплошности) металла, геометрия которого определяется двумя размерами (протяженность, глубина).
тройник: Деталь, предназначенная для присоединения к магистральному трубопроводу боковых ответвлений.
угловое положение: Положение дефекта, конструктивной детали или приварного элемента на стенке трубы в градусах в направлении по часовой стрелке, рассматривая окружность трубопровода по ходу продукта, с нулевой точкой в верхней части трубы.
угол примыкания сварного шва: Угловое положение продольного или спирального сварного шва трубной секции в точке его пересечения с поперечным сварным швом.
ширина дефекта: Расстояние между наиболее удаленными в кольцевом направлении точками дефекта.
Перечень сокращений используемых в заголовках таблиц
Сокращенное название Полное название
1 2
№ п/п номер по порядку
глуб. глубина
дист. абс. дистанция абсолютная
дист. отн. дистанция относительная
т. ст. толщина стенки
угл. пол. угловое положение
шир. ширина
аном. аномалия
арм. арматура
внеш. внешний
внутр. внутренний
выст. выступание
вых. выход
задв. задвижка
зарег. зарегистрирована
КШ примыкающий к катушечному шву
метал. металлический
неспл. несплошность
плоск. плоскостного
полноокр. полноокружная
поп. поперечный
ПОПШ примыкающий к поперечному шву
пот. потеря
превыш. превышение
примык. примыкающий
присоед. присоединение
ПРШ примыкающий к продольному шву
рассл-е расслоение
реш. решётка
св. сварное
СВШ примыкающий к поперечному и продольному швам
сек. секторный
толщ. толщина
трещ. трещина
трой. тройник
3 Результаты диагностики
По результатам инспекции ВИП «Ультраскан CDC» на участке «XXXX км -YYYY км» по нефтепроводу/нефтепродуктопроводу «XXXX-YYYY» диаметром XX мм (Y”) было измерено расстояние, составившее XXX м. Обследование проведено от трубной секции №XX до трубной секции №YY

Пропуск ВИП «Ультраскан CDC» состоялся:

п/п Название прогона Запуск Прием Извлечение
Дата Время Дата Время Дата Время
1 2 3 4 5 6 7 8
1 № прогона ЧЧ.ММ.ГГ ЧЧ:МИН ЧЧ.ММ.ГГ ЧЧ:МИН ЧЧ.ММ.ГГ ЧЧ:МИН
Результаты осмотра ВИП «Ультраскан CDC» после прогона:

п/п Название прогона Количество примесей, пришедшее с ВИП Количество поврежденных датчиков ВИП, [шт.]
электроды,
[шт.] грунт,
[кг] Посторонние металлические предметы, [шт.]
1 2 3 4 5 6
1 № прогона
Состояние ВИП «Ультраскан CDC» после прогона было следующим:

п/п. Название прогона Повреждения дефектоскопа Сбои электроники
и эл.питания
механи-
ческие
(корпуса) одометри-
ческой системы соедини-
тельных
кабелей датчиков
и узлов
крепления кабелей
датчиков полозов
носителей
датчиков манжет
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1 № прогона
На обследованном участке скорость ВИП “Ультраскан CDC” во время пропуска была в диапазоне от X.X до Y.Y м/с.
По результатам пропуска ВИП зарегистрировано XXX шт. дефектов, в т.ч. ХХХ деф. устраняемых по результатам ДДК и ХХХ деф. подлежащих устранению, а также Х поперечных сварных швов, у которых расстояние между примыкающими продольными сварными швами составляет менее 100 мм, сводные данные по этим дефектам представлены в Таблице:
Классификация дефектов Количество дефектов, шт. Количество дефектных стыков, шт
1 2 3
Всего дефектов, устраняемых по результатам ДДК XXX YYY
из них:
Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие исправлению XXX YYY
Всего дефектов, подлежащих устранению XX YY
из них:
Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие вырезке XX YY
Дефекты металла труб X —
Приварные элементы в околошовной зоне X —
Дефекты, подлежащие устранению по результатам расчетов на прочность и долговечность X Y

4 Дефекты, устраняемые по результатам ДДК
4.1 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие исправлению

п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.,
[м] Дист. абс.,
[м] Наименование дефекта Т. ст.,
[мм] Шир.,
[мм] Угл. пол.,
[град] Привязка к ориентиру
против потока Привязка к ориентиру
по потоку

ориентира Расстояние,
[м] №
ориентира Расстояние,
[м]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

5 Дефекты, подлежащие устранению*
5.1 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие вырезке

п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.,
[м] Дист. абс.,
[м] Наименование дефекта Т. ст.,
[мм] Глуб.,
[мм] Шир.,
[мм] Угл. пол.,
[град] Привязка к ориентиру
против потока Привязка к ориентиру
по потоку

ориентира Расстояние,
[м] №
ориентира Расстояние,
[м]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

5.2 Дефекты металла труб.

п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.,
[м] Дист. абс.,
[м] Наименование
дефекта Т. ст.
в зоне
дефекта,
[мм] Глуб.,
[мм] Длина,
[мм] Шир.,
[мм] Угл. пол.,
[град] Распо-ложение Привязка к ориентиру
против потока Привязка к ориентиру
по потоку

ориентира Расстояние,
[м] №
ориентира Расстояние,
[м]

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

5.3 Приварные элементы в околошовной зоне
№ п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.
[м] Дист. абс.
[м] Описание особенности Расстояние до св. шва,
[мм] Длина,
[мм] Шир.,
[мм] Угл. пол.,
[град] Привязка к ориентиру
против потока Привязка к ориентиру
по потоку

ориентира Расстояние,
[м] №
ориентира Расстояние,
[м]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Примечание: приварной элемент считается расположенным в околошовной зоне, если расстояние между сварными швами трубопровода и сварным швом приваренного элемента составляет менее 100 мм.
5.4 Дефекты, подлежащие устранению по результатам расчетов на прочность и долговечность.

п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.,
[м] Дист. абс.,
[м] Наименование
дефекта Т. ст. в зоне
дефекта, [мм] Глуб.,
[мм] Длина,
[мм] Шир.,
[мм] Угл. пол.,
[град] Распо-ложение Привязка к ориентиру
против потока Привязка к ориентиру
по потоку

ориентира Расстояние,
[м] №
ориентира Расстояние,
[м]

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

* – Для трубопроводов надземной прокладки, уложенных на опоры, дефекты катушек неподвижных опор указываются отдельно в соответствущих таблицах по классификации дефектов

6 Список точек-ориентиров


п/п №
ориентира Дистанция
от точки пуска Наименование ориентира Примечание

1 2 3 4 5

7 Лист рассылки

Отчет выполнен в трех экземплярах:
Заказчик – 1 экземпляр
ОАО ЦТД «Диаскан» – 1 экземпляр
Подрядной организации – 1 экземпляр

Внимание! Не допускается передача материалов настоящего отчета другим организациям, предприятиям или физическим лицам без согласования с
ОАО «АК «Транснефть».
Приложение А
Журнал раскладки труб нефтепровода/нефтепродуктопровода


секции Т.стен
[мм] Начало
[м] Конец
[м] Длина
[м] Тип трубы
1 2 3 4 5 6

Приложение Б
Техническое задание на производство внутритрубной диагностики участка нефтепровода/нефтепродуктопровода
Л.6 Форма технического отчета по результатам пропуска ВИП CDL по участку нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию

УТВЕРЖДАЮ
Главный инженер
ОАО ЦТД «Диаскан»

_______________ И.О. Фамилия
« » 20__ года

Технический отчет
по диагностическому обследованию участка нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию внутритрубным инспекционным прибором
«Ультраскан CDL» XXXX мм (YY”)

Организация системы «Транснефть» : ОАО (ООО) МН
Нефтепровод/нефтепродуктопровод : XXXX – YYYY
Участок : XXXX км – YYYY км
Протяженность : XXХ км
Диаметр : XXXX мм (YY”)
Заказчик : Наименование организации – заказчика диагностики
Договор : Номер договора
Дата пропуска : ЧЧ.ММ.ГГГГ
LXXXX
том X
(на XX листах)
всего томов – Y
(на XX листах)
Начальник отдела
анализа информации Заместитель генерального директора
ОАО ЦТД «Диаскан» по диагностике
И.О. Фамилия И.О. Фамилия
« » 20__ года « » 20__ года

Начальник отдела
обработки информации Заместитель генерального директора –
директор аналитического центра
ОАО ЦТД «Диаскан»
И.О. Фамилия И.О. Фамилия
« » 20__ года « » 20__ года

СОДЕРЖАНИЕ:
1 Введение
2 Перечень терминов, определений и сокращений
3 Результаты диагностики
4 Дефекты, устраняемые по результатам ДДК
4.1 Дефекты типа «аномалия в продольном сварном шве»
4.2 Конструктивные детали и приварные элементы не указанные в техническом задании на проведение ВТД
4.2.1 Конструктивные детали, не указанные в ТЗ на проведение ВТД
4.2.2 Приварные элементы (патрубки и сварные присоединения) не указанные в ТЗ на проведение ВТД
5 Дефекты, подлежащие устранению
5.1 Дефекты продольного сварного шва, подлежащие вырезке
5.2 Дефекты металла труб
5.3 Приварные элементы в околошовной зоне
5.4 Приварные элементы (патрубки, сварные присоединения) с выступанием внутрь
6 Список поперечных сварных швов на соединениях типа труба с трубой, труба с соединительными деталями (переходами, отводами, тройниками и т.д.), у которых расстояние между примыкающими продольными сварными швами составляет менее 100 мм, требующие устранения, при отсутствии допуска стыка представителем службы независимого технического надзора.
7 Список точек-ориентиров
8 Лист рассылки
Приложение А Журнал раскладки труб нефтепровода
Приложение Б Техническое задание на производство внутритрубной диагностики участка нефтепровода/нефтепродуктопровода
1 Введение
Работу по диагностическому обследованию линейной части трубопроводов
ОАО ЦТД «Диаскан» проводит по лицензии Федеральной службы по экологическому, технологическому
и атомному надзору № ДЭ-00-008908 (Д) от 18.07.2008г.
Настоящая инспекция проведена на участке нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию в соответствии с отраслевым регламентом «Порядок очистки, гидроиспытаний и внутритрубной диагностики нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ». Параметры зарегистрированных дефектов, соединительных и конструктивных деталей, приварных элементов и особенностей нефтепровода/нефтепродуктопровода определены в соответствии с техническими характеристиками ВИП «Ультраскан CDL» и в соответствии с
РД-23.040.00-КТН-147-11 «Методика интерпретации дефектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов».
Классификация дефектов проведена в соответствии с требованиями приложений Н, П отраслевого регламента «Порядок очистки, гидроиспытаний и внутритрубной диагностики нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ». Список дефектов, устраняемых по результатам ДДК, приведён в разделе 4 настоящего документа. Списки дефектов, подлежащих устранению, приведены в разделе 5 настоящего документа.
2 Перечень терминов, определений и сокращений
абсолютная дистанция: Расстояние от определенной точки отсчета расстояния, взятой за начальную (нулевую) точку участка трубопровода, до ближайшего к ней края дефекта, конструктивной детали или приварного элемента.
аномалия: Поры, шлаковые включения, утяжина, подрез, превышение проплава, наплывы, чешуйчатость, отклонения размеров шва от нормативных документов, а также те дефекты и особенности сварного шва, которые невозможно точно классифицировать по данным внутритрубной диагностики.
глубина дефекта: Наибольший размер дефекта в направлении толщины стенки (радиальном направлении) трубы.
дефект: Каждое отдельное несоответствие нормативным документам: стенки, сварных швов, геометрических форм трубы, а также соединительные, конструктивные детали и приварные элементы, не соответствующие нормативным документам.
дефектный сварной стык: Кольцевой сварной шов, содержащий один и более дефектов.
дистанция относительная: Расстояние от ближайшего поперечного сварного шва вверх по потоку продукта до начала рассматриваемого дефекта, конструктивной детали или приварного элемента.
длина дефекта: Расстояние между наиболее удаленными в продольном направлении (вдоль оси трубы) точками дефекта (особенности).
заварка (наплавка): Ремонт, заключающийся в восстановлении толщины стенки трубы
в местах потери металла и сварного шва методом наплавки.
задвижка: Тип арматуры, у которой запирающий или регулирующий элемент перемещается перпендикулярно к оси потока рабочей среды.
заплата: Деталь из металлического листа, приваренная к трубе или вваренная в отверстие
в стенке трубы.
конструктивная деталь: Опорно-центрирующее кольцо, защитный кожух, пригруз, ковер, колодец, опора, подвеска, крепление контрольно-измерительной аппаратуры.
комбинированный дефект: Два и более близкорасположенных дефекта, для которых минимальное расстояние от границы одного дефекта до границы другого дефекта меньше или равно значения четырех толщин бездефектной стенки трубы в зоне, прилегающей к дефекту.
несплошность плоскостного типа (несплошность): Трещина, непровар, несплавление – дефект в виде несплошности металла по сварному шву, классифицированный по данным ВИП как несплошность плоскостного типа.
номер дефекта (особенности): Зарегистрированный в БД «Дефект» идентификационный номер дефекта (особенности).
номер ориентира: Зарегистрированный в БД «Дефект» идентификационный номер ориентира.
номер трубной секции: Зарегистрированный в БД «Дефект» идентификационный номер поперечного сварного стыка, соответствующего началу трубной секции.
околошовная зона: Участок основного металла трубы шириной, равной четырем номинальным толщинам стенки трубы в каждую сторону от линии перехода шва к основному металлу.
особенность нефтепровода: Отклонение параметров стенки, сварных швов, геометрических форм трубы в пределах требований нормативных документов, а также соединительные и конструктивные детали трубопровода.
отвод: Криволинейная трубная секция (с поворотом).
отвод сварной секторный: Короткие трубы, сваренные с изломом оси трубопровода.
патрубок: Присоединенный трубный элемент, служащий для подключения трубопроводов и арматуры.
подкладное кольцо: Цилиндрическая металлическая подкладка, используемая при выполнении стыкового сварного соединения труб и остающаяся в стыке труб.
посторонний предмет: Посторонний предмет, находящийся внутри трубопровода.
потеря металла: Локальное уменьшение толщины стенки трубы в результате коррозионного повреждения.
расположение: Местонахождение дефекта, конструктивной детали или приварного элемента
на внешней, внутренней поверхности или в толще стенки (теле) трубы.
расслоение: Внутреннее нарушение сплошности металла трубы в продольном и поперечном направлении, разделяющее металл стенки трубы на слои технологического происхождения.
расслоение с выходом на поверхность: Расслоение, выходящее на внешнюю или внутреннюю поверхность трубы.
риска: Механическое повреждение стенки трубы (риска, царапина, задир, продир) в виде углубления с уменьшением толщины стенки трубы, образованное перемещающимся по поверхности трубы твердым телом.
сварное присоединение: Металлический элемент, приваренный к трубопроводу (или вваренный в трубопровод).
сварной шов: Участок сварного соединения, образовавшийся в результате кристаллизации расплавленного металла или в результате пластической деформации при сварке давлением или сочетания кристаллизации и деформации.
секция: Участок трубопровода между двух кольцевых сварных швов (стыков).
соединительная деталь: Тройник (деталь, предназначенная для присоединения к магистральному трубопроводу боковых ответвлений), отвод (деталь, предназначенная для выполнения поворотов в вертикальной или горизонтальной плоскости линейной части стальных магистральных трубопроводов и ответвлений от них), переходник (деталь для соединения труб различного диаметра).
стенка: Толщина стенки трубы в зоне особенности нефтепровода.
тип трубы: Тип трубной секции, характеризующий способ изготовления трубы, наличие и вид заводского шва (прямошовная, двухшовная, спиралешовная, бесшовная).
трещина: Дефект в виде разрыва (несплошности) металла, геометрия которого определяется двумя размерами (протяженность, глубина).
тройник: Деталь, предназначенная для присоединения к магистральному трубопроводу боковых ответвлений.
угловое положение: Положение дефекта, конструктивной детали или приварного элемента
на стенке трубы в градусах в направлении по часовой стрелке, рассматривая окружность трубопровода по ходу продукта, с нулевой точкой в верхней части трубы.
угол примыкания сварного шва: Угловое положение продольного или спирального сварного шва трубной секции в точке его пересечения с поперечным сварным швом.
ширина дефекта: Расстояние между наиболее удаленными в кольцевом направлении точками дефекта.
Перечень сокращений используемых в заголовках таблиц
Сокращенное название Полное название
1 2
№ п/п номер по порядку
глуб. глубина
дист. абс. дистанция абсолютная
дист. отн. дистанция относительная
т. ст. толщина стенки
угл. пол. угловое положение
шир. ширина
аном. аномалия
арм. арматура
внеш. внешний
внутр. внутренний
выст. выступание
вых. выход
задв. задвижка
зарег. зарегистрирована
КШ примыкающий к катушечному шву
метал. металлический
неспл. несплошность
плоск. плоскостного
полноокр. полноокружная
поп. поперечный
ПОПШ примыкающий к поперечному шву
пот. потеря
превыш. превышение
примык. примыкающий
присоед. присоединение
ПРШ примыкающий к продольному шву
рассл-е расслоение
реш. решётка
св. сварное
СВШ примыкающий к поперечному и продольному швам
сек. секторный
толщ. толщина
трещ. трещина
трой. тройник
3 Результаты диагностики
По результатам инспекции ВИП «Ультраскан CDL» на участке «XXXX км -YYYY км» по нефтепроводу «XXXX-YYYY» диаметром XX мм (Y”) было измерено расстояние, составившее XXX м. Обследование проведено от трубной секции №XX до трубной секции №YY
Пропуск ВИП «Ультраскан CDL» состоялся:

п/п Название прогона Запуск Прием Извлечение
Дата Время Дата Время Дата Время
1 2 3 4 5 6 7 8
1 № прогона ЧЧ.ММ.ГГ ЧЧ:МИН ЧЧ.ММ.ГГ ЧЧ:МИН ЧЧ.ММ.ГГ ЧЧ:МИН
Результаты осмотра ВИП «Ультраскан CDL» после прогона:

п/п Название прогона Количество примесей, пришедшее с ВИП Количество поврежденных датчиков ВИП, [шт.]
электроды,
[шт.] грунт,
[кг] Посторонние металлические предметы, [шт.]
1 2 3 4 5 6
1 № прогона
Состояние ВИП «Ультраскан CDL» после прогона было следующим:

п/п. Название прогона Повреждения дефектоскопа Сбои электроники
и эл.питания
механи-
ческие
(корпуса) одометри-
ческой системы соедини-
тельных
кабелей датчиков
и узлов
крепления кабелей
датчиков полозов
носителей
датчиков манжет
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1 № прогона

На обследованном участке скорость ВИП «Ультраскан CDL» во время пропуска была в диапазоне от X.X до Y.Y м/с.
По результатам пропуска ВИП зарегистрировано XXX шт. дефектов, в т.ч. ХХХ деф. устраняемых по результатам ДДК и ХХХ деф. подлежащих устранению, а также Х поперечных сварных швов, у которых расстояние между примыкающими продольными сварными швами составляет менее 100 мм, сводные данные по этим дефектам представлены в Таблице:
Классификация дефектов Количество
дефектов, шт. Количество дефектных стыков, шт
1 2 3
Всего дефектов, устраняемые по результатам ДДК
Дефекты типа «аномалия в продольном сварном шве»
Конструктивные элементы не указанные в ТЗ
Приварные элементы не указанные в ТЗ
Всего дефектов, подлежащих устранению XX YY
из них:
Дефекты продольного сварного шва, подлежащие вырезке XX YY
Дефекты металла труб X —
Приварные элементы в околошовной зоне X —
Дефекты, подлежащие устранению по результатам расчетов на прочность и долговечность X Y
Поперечные сварные швы на соединениях типа труба с трубой, труба с соединительными деталями (переходами, отводами, тройниками и т.д.), у которых расстояние между примыкающими продольными сварными швами составляет менее 100 мм, требующие устранения при отсутствии допуска стыка представителем службы независимого технического надзора X Х
4 Дефекты, устраняемые по результатам ДДК
4.1 Дефекты типа «аномалия в продольном сварном шве»

п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.,
[м] Дист. абс.,
[м] Описание особенности Т. ст.,
[мм] Глуб.,
[мм] Шир.,
[мм] Угл. пол.,
[град] Привязка к ориентиру
против потока Привязка к ориентиру
по потоку

ориентира Расстояние,
[м] №
ориентира Расстояние,
[м]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

4.2 Конструктивные детали и приварные элементы не указанные в техническом задании на проведение ВТД
4.2.1 Конструктивные детали, не указанные в ТЗ на проведение ВТД
№ п/п № отчёта № дефекта Доп. № № секции Дист. Отн. [м] Описание особенности Т. ст. [мм] Длина [мм] Шир. [мм] Угл. пол. [град] Расстоян. До сварн. Шва [мм]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

4.2.2 Приварные элементы (патрубки и сварные присоединения) не указанные в ТЗ на проведение ВТД
№ п/п № отчёта № дефекта Доп. № № секции Дист. Отн. [м] Описание конструктивных деталей и приварных элементов Т. ст. [мм] Длина [мм] Шир. [мм] Угл. Пол. [град] Диам. Отверс. [мм] Размер наклад. [мм] Расстоян. До сварн. Шва [мм]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

5 Дефекты, подлежащие устранению*
5.1 Дефекты продольного сварного шва, подлежащие вырезке

п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.,
[м] Дист. абс.,
[м] Описание особенности Т. ст.,
[мм] Глуб.,
[мм] Шир.,
[мм] Угл. пол.,
[град] Привязка к ориентиру
против потока Привязка к ориентиру
по потоку

ориентира Расстояние,
[м] №
ориентира Расстояние,
[м]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

5.2 Дефекты металла труб.

п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.,
[м] Дист. абс.,
[м] Наименование
дефекта Т. ст.в зоне дефекта,
[мм] Глуб.,
[мм] Длина,
[мм] Шир.,
[мм] Угл. пол.,
[град] Распо-ложение Привязка к ориентиру
против потока Привязка к ориентиру
по потоку

ориентира Расстояние,
[м] №
ориентира Расстояние,
[м]

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

5.3 Приварные элементы в околошовной зоне
№ п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.
[м] Дист. абс.
[м] описание особенности Расстояние до св. шва,
[мм] Длина,
[мм] Шир.,
[мм] Угл. пол.,
[град] Привязка к ориентиру
против потока Привязка к ориентиру
по потоку

ориентира Расстояние,
[м] №
ориентира Расстояние,
[м]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Примечание: приварной элемент считается расположенным в околошовной зоне, если расстояние между сварными швами трубопровода и сварным швом приваренного элемента составляет менее 100 мм.
5.4 Приварные элементы (патрубки, сварные присоединения) с выступанием внутрь
№ п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.
[м] Дист. абс.
[м] описание особенности Расстояние до св. шва,
мм Выступание, мм Длина [мм] Шир. [мм] Угл. пол. [град] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

1 – Для трубопроводов надземной прокладки, уложенных на опоры, дефекты катушек неподвижных опор указываются отдельно в соответствущих таблицах по классификации дефектов
2 – кроме чопов, выполненных в соответствии с требованиями РД-23.040.00-КТН-386-09, РД-75.180.00-КТН-274-10 и обследованных ДДК
6 Список поперечных сварных швов на соединениях типа труба с трубой, труба с соединительными деталями (переходами, отводами, тройниками и т.д.), у которых расстояние между примыкающими продольными сварными швами составляет менее 100 мм, требующие устранения, при отсутствии допуска стыка представителем службы независимого технического надзора
№ п/п № секции
(сварного стыка) Дистанция
абсол. [м] Т. ст. [мм] Угловое положение
шва [град] Угловое положение шва
предыдущей секции [град] Расстояние между швами [мм]
1 2 3 4 5 6 7

7 Список точек-ориентиров


п/п №
ориентира Дистанция
от точки пуска Наименование ориентира Примечание

1 2 3 4 5

8 Лист рассылки

Отчет выполнен в трех экземплярах:
Заказчик – 1 экземпляр
ОАО ЦТД «Диаскан» – 1 экземпляр
Подрядной организации – 1 экземпляр

Внимание! Не допускается передача материалов настоящего отчета другим организациям, предприятиям или физическим лицам без согласования с
ОАО «АК «Транснефть».
Приложение А
Журнал раскладки труб нефтепровода/нефтепродуктопровода


секции Т.стен
[мм] Начало
[м] Конец
[м] Длина
[м] Тип трубы Положение прод. шва
[град.]
1 2 3 4 5 6 7

Приложение Б
Техническое задание на производство внутритрубной диагностики участка нефтепровода/нефтепродуктопровода
Л.7 Форма технического отчета по результатам пропуска ВИП ДКУ по участку нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию
УТВЕРЖДАЮ
Главный инженер
ОАО ЦТД «Диаскан»

_______________ И.О. Фамилия
« » 20__ года

Технический отчет
по диагностическому обследованию участка нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию внутритрубным инспекционным прибором
«Ультразвуковой дефектоскоп ДКУ»

Организация системы «Транснефть» : ОАО (ООО) МН
Нефтепровод/нефтепродуктопровод : XXXX – YYYY
Участок : XXXX км – YYYY км
Протяженность : XXХ км
Диаметр : XXXX мм (YY”)
Заказчик : Наименование организации – заказчика диагностики
Договор : Номер договора
Дата пропуска : ЧЧ.ММ.ГГГГ

JXXXX
том X
(на XX листах)
всего томов – Y
(на XX листах)

Начальник отдела
анализа информации Заместитель генерального директора
ОАО ЦТД «Диаскан» по диагностике
И.О. Фамилия И.О. Фамилия
« » 20__ года « » 20__ года

Начальник отдела
обработки информации Заместитель генерального директора-
директор аналитического центра
ОАО ЦТД «Диаскан»
И.О. Фамилия И.О. Фамилия
« » 20__ года « » 20__ года

Содержание:
1 Введение
2 Перечень терминов, определений и сокращений
3 Результаты диагностики
4 Дефекты, устраняемые по результатам ДДК
4.1 Дефекты типа «вмятина» по телу трубы
4.1.1 Список участков, подлежаших вскрытию и устранению пичин возникновения дефектов типа «вмятина»
4.2 Конструктивные детали и приварные элементы, не указанные в техническом задании на проведение ВТД
4.2.1 Конструктивные детали, не указанные в ТЗ на проведение ВТД
4.2.2 Приварные элементы (патрубки и сварные присоединения), не указанные в ТЗ на проведение ВТД
4.3 Дефекты типа «вмятина», «вмятина СМР», «гофр» по телу трубы с дополнительными дефектами
4.4 Дефекты типа «аномалия в продольном сварном шве»
4.5 Дефекты типа «разнотолщинность»
4.6 Дефект типа «отклонения по толщине стенки» отвода
5. Дефекты, подлежащие устранению
5.1 Дефекты типа «вмятина» по телу трубы
5.2 Дефекты типа «вмятина», примыкающие к сварному шву
5.3 Дефекты типа «гофр»
5.4 Дефекты типа «уменьшение толщины стенки трубы»
5.5 Дефекты типа «смещение кромок»
5.6 Дефекты металла труб
5.7 Дефекты продольного сварного шва, подлежащие вырезке
5.8 Приварные элементы в околошовной зоне
5.9 Приварные элементы (патрубки, сварные присоединения) с выступанием внутрь*
6 Соединительные и конструктивные детали, запорная арматура, приварные элементы
6.1 Список тройников, переходов и конструктивных деталей, запорной арматуры, сварных присоединений и патрубков указанных в ТЗ
6.2 Список отводов искусственного гнутья
6.3 Список опор трубопроводов на участках надземной прокладки
6.4 Список отводов, формирующих компенсаторные узлы и переходы трубопровода с подземной прокладки в надземную и с надземной в подземную
6.5 Список тройников для отвода/подвода нефти на путевые подогреватели
7. Список поперечных сварных швов на соединениях типа труба с трубой, труба с соединительными деталями (переходами, отводами, тройниками и т.д.), у которых расстояние между примыкающими продольными сварными швами составляет менее 100 мм, требующие устранения при отсутствии допуска стыка представителем службы независимого технического надзора.
8. Список точек-ориентиров
9. Лист рассылки
Приложение А Журнал раскладки труб нефтепровода
Приложение Б Техническое задание на производство внутритрубной диагностики участка нефтепровода/нефтепродуктопровода
1 Введение
Работу по диагностическому обследованию линейной части трубопроводов
ОАО ЦТД «Диаскан» проводит по лицензии Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору № ДЭ-00-008908 (Д) от 18.07.2008г.
Настоящая инспекция проведена на участке нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию в соответствии с отраслевым регламентом ОР-19.000.00-КТН-194-10 «Порядок очистки, гидроиспытаний и внутритрубной диагностики нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ». Параметры зарегистрированных дефектов, соединительных и конструктивных деталей, приварных элементов и особенностей нефтепровода/нефтепродуктопровода определены в соответствии с техническими характеристиками ВИП «Ультразвуковой дефектоскоп ДКУ» и в соответствии с РД-23.040.00-КТН-147-11 «Методика интерпретации дефектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов».
Классификация дефектов проведена в соответствии с требованиями приложений Н, П отраслевого регламента ОР-19.000.00-КТН-194-10 «Порядок очистки, гидроиспытаний и внутритрубной диагностики нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ». Список дефектов, устраняемых по результатам ДДК, приведён в разделе 4 настоящего документа. Списки дефектов, подлежащих устранению, приведены в разделе 5 настоящего документа.
2 Перечень терминов, определений и сокращений
2.1 Перечень используемых терминов и определений
абсолютная дистанция: Расстояние от определенной точки отсчета расстояния, взятой за начальную (нулевую) точку участка трубопровода, до ближайшего к ней края дефекта, конструктивной детали или приварного элемента.
аномалия: Поры, шлаковые включения, утяжина, подрез, превышение проплава, наплывы, чешуйчатость, отклонения размеров шва от нормативных документов, а также те дефекты и особенности сварного шва, которые невозможно точно классифицировать по данным внутритрубной диагностики.
глубина дефекта: Наибольший размер дефекта в направлении толщины стенки (радиальном направлении) трубы.
дефект: Каждое отдельное несоответствие нормативным документам: стенки, сварных швов, геометрических форм трубы, а также соединительные, конструктивные детали и приварные элементы, не соответствующие нормативным документам.
дефектный сварной стык: Кольцевой сварной шов, содержащий один и более дефектов.
дистанция относительная: Расстояние от ближайшего поперечного сварного шва вверх по потоку продукта до начала рассматриваемого дефекта, конструктивной детали или приварного элемента.
длина дефекта: Расстояние между наиболее удаленными в продольном направлении (вдоль оси трубы) точками дефекта (особенности).
заварка (наплавка): Ремонт, заключающийся в восстановлении толщины стенки трубы в местах потери металла и сварного шва методом наплавки.
задвижка: Тип арматуры, у которой запирающий или регулирующий элемент перемещается перпендикулярно к оси потока рабочей среды.
заплата: Деталь из металлического листа, приваренная к трубе или вваренная в отверстие в стенке трубы.
конструктивная деталь: Опорно-центрирующее кольцо, защитный кожух, пригруз, ковер, колодец, опора, подвеска, крепление контрольно-измерительной аппаратуры.
комбинированный дефект: Два и более близкорасположенных дефекта, для которых минимальное расстояние от границы одного дефекта до границы другого дефекта меньше или равно значения четырех толщин бездефектной стенки трубы в зоне, прилегающей к дефекту.
несплошность плоскостного типа (несплошность): Трещина, непровар, несплавление – дефект в виде несплошности металла по сварному шву, классифицированный по данным ВИП как несплошность плоскостного типа.
номер дефекта (особенности): Зарегистрированный в БД «Дефект» идентификационный номер дефекта (особенности).
номер ориентира: Зарегистрированный в БД «Дефект» идентификационный номер ориентира.
номер трубной секции: Зарегистрированный в БД «Дефект» идентификационный номер поперечного сварного стыка, соответствующего началу трубной секции.
околошовная зона: Участок основного металла трубы шириной, равной четырем номинальным толщинам стенки трубы в каждую сторону от линии перехода шва к основному металлу.
особенность нефтепровода: Отклонение параметров стенки, сварных швов, геометрических форм трубы в пределах требований нормативных документов, а также соединительные и конструктивные детали трубопровода.
отвод: Криволинейная трубная секция (с поворотом).
отвод сварной секторный: Короткие трубы, сваренные с изломом оси трубопровода.
патрубок: Присоединенный трубный элемент, служащий для подключения трубопроводов и арматуры.
подкладное кольцо: Цилиндрическая металлическая подкладка, используемая при выполнении стыкового сварного соединения труб и остающаяся в стыке труб.
посторонний предмет: Посторонний предмет, находящийся внутри трубопровода.
потеря металла: Локальное уменьшение толщины стенки трубы в результате коррозионного повреждения.
расположение: Местонахождение дефекта, конструктивной детали или приварного элемента на внешней, внутренней поверхности или в толще стенки (теле) трубы.
расслоение: Внутреннее нарушение сплошности металла трубы в продольном и поперечном направлении, разделяющее металл стенки трубы на слои технологического происхождения.
расслоение с выходом на поверхность: Расслоение, выходящее на внешнюю или внутреннюю поверхность трубы.
риска: Механическое повреждение стенки трубы (риска, царапина, задир, продир) в виде углубления с уменьшением толщины стенки трубы, образованное перемещающимся по поверхности трубы твердым телом.
сварное присоединение: Металлический элемент, приваренный к трубопроводу (или вваренный в трубопровод).
сварной шов: Участок сварного соединения, образовавшийся в результате кристаллизации расплавленного металла или в результате пластической деформации при сварке давлением или сочетания кристаллизации и деформации.
секция: Участок трубопровода между двух кольцевых сварных швов (стыков).
соединительная деталь: Тройник (деталь, предназначенная для присоединения к магистральному трубопроводу боковых ответвлений), отвод (деталь, предназначенная для выполнения поворотов в вертикальной или горизонтальной плоскости линейной части стальных магистральных трубопроводов и ответвлений от них), переходник (деталь для соединения труб различного диаметра).
стенка: Толщина стенки трубы в зоне особенности нефтепровода.
тип трубы: Тип трубной секции, характеризующий способ изготовления трубы, наличие и вид заводского шва (прямошовная, двухшовная, спиралешовная, бесшовная).
трещина: Дефект в виде разрыва (несплошности) металла, геометрия которого определяется двумя размерами (протяженность, глубина).
тройник: Деталь, предназначенная для присоединения к магистральному трубопроводу боковых ответвлений.
угловое положение: Положение дефекта, конструктивной детали или приварного элемента на стенке трубы в градусах в направлении по часовой стрелке, рассматривая окружность трубопровода по ходу продукта, с нулевой точкой в верхней части трубы.
угол примыкания сварного шва: Угловое положение продольного или спирального сварного шва трубной секции в точке его пересечения с поперечным сварным швом.
ширина дефекта: Максимальный геометрический размер дефекта, конструктивной детали или приварного элемента по поверхности трубы перпендикулярно ее оси (длина по окружности трубы).
2.2 Перечень используемых сокращений
Сокращенное название Полное название
1 2
включ-е включение
внеш. внешний
внутр. внутренний
ворот. воротник
выст. выступание
вых. выход
задв. задвижка
зарег. зарегистрирована
изгот-я изготовления
КШ примыкающий к катушечному шву
метал. металлический
наклон. наклонное
полноокр. полноокружная
поп. поперечный
ПОПСПШ примыкающий к поперечному и спиральному швам
ПОПШ примыкающий к поперечному шву
пот. потеря
прерыв. прерывистый
примык. примыкающий
присоед. присоединение
ПРШ примыкающий к продольному шву
разл. различный
рассл-е расслоение
реш. решётка
св. сварное
СВШ примыкающий к поперечному и продольному швам
сек. секторный
СПКШ примыкающий к спиральному и катушечному швам
СПШ примыкающий к спиральному шву
стен. внутристенный
толщ. толщина
трой. тройник
труб. трубная
уч. участок
шлиф. шлифовка
№ п/п номер по порядку
глуб. глубина
дист. абс. дистанция абсолютная
дист. отн. дистанция относительная
т. ст. толщина стенки
угл. пол. угловое положение
умен. т. ст. уменьшение толщины стенки
шир. ширина
3 Результаты диагностики
По результатам инспекции ВИП «Ультразвуковой дефектоскоп ДКУ» на участке “XXXX км -YYYY км” по нефтепроводу “XXXX-YYYY” диаметром XX мм (Y”) было измерено расстояние, составившее XXX м. Обследование проведено от трубной секции №XX до трубной секции №YY.
Пропуск ВИП «Ультразвуковой дефектоскоп ДКУ» состоялся:

п/п Название прогона Запуск Прием Извлечение
Дата Время Дата Время Дата Время
1 2 3 4 5 6 7 8
1 № прогона ЧЧ.ММ.ГГ ЧЧ:МИН ЧЧ.ММ.ГГ ЧЧ:МИН ЧЧ.ММ.ГГ ЧЧ:МИН
Результаты осмотра ВИП «Ультразвуковой дефектоскоп ДКУ» после прогона:

п/п Название прогона Количество примесей, пришедшее с ВИП Количество поврежденных датчиков ВИП, [шт.]
электроды,
[шт.] грунт,
[кг] Посторонние металлические предметы, [шт.]
1 2 3 4 5 6
1 № прогона
Состояние ВИП «Ультразвуковой дефектоскоп ДКУ» после прогона было следующим:

п/п. Название прогона Повреждения дефектоскопа Сбои электроники
и эл.питания
механи-
ческие
(корпуса) одометри-
ческой системы соедини-
тельных
кабелей датчиков
и узлов
крепления кабелей
датчиков полозов
носителей
датчиков манжет
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1 № прогона
На обследованном участке скорость ВИП «Ультразвуковой дефектоскоп ДКУ» во время пропуска была в диапазоне от X.X до Y.Y м/с.
По результатам пропуска ВИП зарегистрировано XXX шт. дефектов, в т.ч. ХХХ деф. устраняемых по результатам ДДК и ХХХ деф. подлежащих устранению, а также Х поперечных сварных швов, у которых расстояние между примыкающими продольными сварными швами составляет менее 100 мм, сводные данные по этим дефектам представлены в Таблице:
Классификация дефектов Количество дефектов, шт. Кол. дефектных стыков, шт
1 2 3
Всего дефектов, устраняемых по результатам ДДК XX YY
из них:
Дефекты типа «вмятина» по телу трубы X —
Дефекты типа «вмятина» и «гофр» по телу трубы с доп. дефектами X —
Дефекты типа «разнотолщинность» X Y
Дефект типа «отклонения по толщине стенки» отвода X —
Всего дефектов, подлежащих устранению XX YY
из них:
Дефекты типа «вмятина» по телу трубы X —
Дефекты типа «вмятина», примыкающие к сварному шву X —
Дефекты типа «гофр» X —
Дефекты типа «уменьшение толщины стенки трубы» X —
Дефекты типа «смещение кромок» X Y
Дефекты металла труб X —
Дефекты продольного сварного шва, подлежащие вырезке X —
Приварные элементы в околошовной зоне X —
Дефекты, подлежащие устранению по результатам расчетов на прочность и долговечность X Y
Поперечные сварные швы на соединениях типа труба с трубой, труба с соединительными деталями (переходами, отводами, тройниками и т.д.), у которых расстояние между примыкающими продольными сварными швами составляет менее 100 мм, требующие устранения при отсутствии допуска стыка представителем службы независимого технического надзора X X

4 Дефекты, устраняемые по результатам ДДК
4.1 Дефекты типа «вмятина» по телу трубы
№ п/п № дефекта № секции Дист. отн., м Дист. абс., м Описание особенности Т. ст. [мм] Глуб [мм] Длина [мм] Шир. [мм] Отношение ширины вмятины к длине Угл. пол. [град] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

4.1.1 Список участков, подлежащих вскрытию и устранению причин возникновения дефектов типа «вмятина» (пример заполнения)
№ п/п № дефекта №
секции Дист. отн., м Описание особенности Толщина стенки мм Глубина, мм Длина, мм Ширина, мм Отношение длины вмятины к ширине Угловое положение, град Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
1 1010 участок №1 начало 11,2 12 1124 11 876
2 348 1010 3,1 вмятина 11,2 4,2 35 33 1,06 141 12 1120,9 11 879,1
3 354 1020 8,9 вмятина 11,2 3,5 53 42 1,3 194 12 1103,6 11 896,4
4 367 1030 11,1 вмятина 11,2 7,4 82 77 1,06 175 12 1089,9 11 910,1
5 375 1040 5,4 вмятина 11,2 4,0 61 49 1,3 183 12 1084,1 11 915,9
6 379 1050 9,2 вмятина 11,2 4,6 44 41 1,07 202 12 1068,8 11 921,2
7 1060 участок №1 конец 11,2 12 1076,5 11 923,5
8 1120 участок №2 начало 11,2 13 654 12 1346
9 13 12
4.2 Конструктивные детали и приварные элементы, не указанные в техническом задании на проведение ВТД
4.2.1 Конструктивные детали, не указанные в ТЗ на проведение ВТД
№ п/п № отчёта № дефекта Доп. № № секции Дист. Отн. [м] Описание особенности Т. ст. [мм] Длина [мм] Шир. [мм] Угл. Пол. [град] Расстоян. До сварн. Шва [мм]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

4.2.2 Приварные элементы (патрубки и сварные присоединения), не указанные в ТЗ на проведение ВТД
№ п/п № отчёта № дефекта Доп. № № секции Дист. Отн. [м] Описание особенности Т. ст. [мм] Длина [мм] Шир. [мм] Угл. Пол. [град] Диам. Отверс. [мм] Размер наклад. [мм] Расстоян. До сварн. Шва [мм]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

4.3 Дефекты типа «вмятина», «вмятина СМР», «гофр» по телу трубы с дополнительными дефектами
№ п/п № дефекта № секции Дист. отн., м Дист. абс., м Описание особенности Т. ст. [мм] Глуб [мм] Длина [мм] Шир. [мм] Отношение ширины вмятины к длине Угл. пол. [град] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

4.4 Дефекты типа «аномалия в продольном сварном шве»

п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.,
[м] Дист. абс.,
[м] Описание особенности Т. ст.,
[мм] Глуб.,
[мм] Шир.,
[мм] Угл. пол.,
[град] Привязка к ориентиру
против потока Привязка к ориентиру
по потоку

ориентира Расстояние,
[м] №
ориентира Расстояние,
[м]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

4.5 Дефекты типа «разнотолщинность»
№ п/п № дефекта №
секции Дист. отн., м Дист. абс., м Описание особенности Толщины стенок мм Разнотолщинность Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
До
стыка После
стыка мм Отношение т. стенок стыкуемых труб № ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

4.6 Дефект типа «отклонения по толщине стенки» отвода
№ п/п № дефекта №
секции Дист. отн., м Дист. абс., м Описание особенности Толщина стенки на выпуклой стороне изогнутого участка отвода, указанная в
Техническом задании,
мм Минимальная остаточная толщина стенки на выпуклой стороне изогнутого участка отвода, измеренная ВИП,
мм Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Прочие дефекты должны быть представлены в техническом отчете в соответствии с Приложением Н настоящего регламента
5 Дефекты, подлежащие устранению*
5.1 Дефекты типа «вмятина» по телу трубы
№ п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.
[м] Дист. абс.
[м] Описание особенности Т. ст. [мм] Глуб [мм] Длина [мм] Шир. [мм] Отношение длины вмятины к ширине Угл. пол. [град] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

5.2 Дефекты типа «вмятина», примыкающие к сварному шву
№ п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.
[м] Дист. абс.
[м] Описание особенности Т. ст. [мм] Глуб [мм] Длина [мм] Шир. [мм] Отношение длины вмятины к ширине Угл. пол. [град] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

Примечание: дефект считается примыкающим к сварному шву, если минимальное расстояние от линии перехода шва к основному металлу до границы дефекта меньше или равно значения 4-х толщин стенки трубы в районе дефекта.
5.3 Дефекты типа «гофр»
№ п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.
[м] Дист. абс.
[м] Описание особенности Т. ст. [мм] Глуб [мм] Длина [мм] Шир. [мм] Угл. пол. [град] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

5.4 Дефекты типа «уменьшение толщины стенки трубы»
№ п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.
[м] Дист. абс.
[м] Описание особенности Остаточная толшина стенки по ВИП, [мм] Допустимая минимальная т. ст. трубы, [мм] Отклонение от допустимой минимальной т. ст. трубы [мм] Длина [мм] Шир. [мм] Угл. пол. [град] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

5.5 Дефекты типа «смещение кромок»
№ п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.
[м] Дист. абс.
[м] Описание особенности Смещение кромок,
[мм]
по ВИП Допустимая величина смещения, [мм] Разница между допустимой величиной и глубиной смещения, [мм] Т. ст. в зоне дефекта
[мм] Шир., [мм] Угл. пол., [град] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

5.6 Дефекты металла труб.

п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.,
[м] Дист. абс.,
[м] Наименование
дефекта Т. ст.
в зоне
дефекта,
[мм] Глуб.,
[мм] Длина,
[мм] Шир.,
[мм] Угл. пол.,
[град] Распо-ложение Привязка к ориентиру
против потока Привязка к ориентиру
по потоку

ориентира Расстояние,
[м] №
ориентира Расстояние,
[м]

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

5.7 Дефекты продольного сварного шва, подлежащие вырезке

п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.,
[м] Дист. абс.,
[м] Описание особенности Т. ст.,
[мм] Глуб.,
[мм] Шир.,
[мм] Угл. пол.,
[град] Привязка к ориентиру
против потока Привязка к ориентиру
по потоку

ориентира Расстояние,
[м] №
ориентира Расстояние,
[м]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

5.8 Приварные элементы в околошовной зоне
№ п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.
[м] Дист. абс.
[м] описание особенности Расстояние до св. шва,
мм Длина [мм] Шир. [мм] Угл. пол. [град] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Примечание: приварной элемент считается расположенным в околошовной зоне, если расстояние между сварными швами трубопровода и сварным швом приваренного элемента составляет менее 100 мм.
5.9 Приварные элементы (патрубки, сварные присоединения) с выступанием внутрь*
№ п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.
[м] Дист. абс.
[м] описание особенности Расстояние до св. шва,
мм Выступание, мм Длина [мм] Шир. [мм] Угл. пол. [град] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Примечания*:
1. Для трубопроводов надземной прокладки, уложенных на опоры, дефекты катушек неподвижных опор указываются отдельно в соответствущих таблицах по классификации дефектов
2. кроме чопов, выполненных в соответствии с требованиями РД-23.040.00-КТН-386-09, РД-75.180.00-КТН-274-10 и обследованных ДДК
6 Соединительные и конструктивные детали, запорная арматура, приварные элементы
6.1 Список тройников, переходов и конструктивных деталей, запорной арматуры, сварных присоединений и патрубковуказанных в ТЗ.
№ п/п № детали №
секции Дист. отн., м Дист. абс., м Наименование детали Длина, мм Угловое положение, град Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

6.2 Список отводов искусственного гнутья
№ п/п № детали №
секции Дист. отн., м Дист. абс., м Описание отвода Т. ст. [мм] Длина отвода [мм] Угол поворота [град] Радиус поворота [мм] Направление изгиба оси отвода, [град] Наличие гофра на внутр. части отвода
[да/нет] Наличие маркера на отводе
[да/нет] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
6.3 Список опор трубопроводов на участках надземной прокладки
№ п/п № опоры № секции Дист. отн., м Дист. абс., м Наименование опоры Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1
6.4 Список отводов, формирующих компенсаторные узлы и переходы трубопровода с подземной прокладки в надземную и с надземной в подземную
№ п/п № детали №
секции Дист. отн., м Дист. абс., м Описание отвода Т. ст. [мм] Длина отвода [мм] Угол поворота [град] Радиус поворота [мм] Направление изгиба оси отвода, [град] Наличие гофра на внутренней части ]отвода
[да/нет] Наличие маркера на отводе
[да/нет] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
1
2
6.5 Список тройников для отвода/подвода нефти на путевые подогреватели
№ п/п № детали №
секции Дист. отн., м Дист. абс., м Наименование детали Длина, мм Угловое положение, град Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
1
2
7 Список поперечных сварных швов на соединениях типа труба с трубой, труба с соединительными деталями (переходами, отводами, тройниками и т.д.), у которых расстояние между примыкающими продольными сварными швами составляет менее 100 мм, требующие устранения при отсутствии допуска стыка представителем органа строительного контроля
№ п/п № секции
(сварного стыка) Дистанция
абсол. [м] Т. ст. [мм] Угловое положение
шва [град] Угловое положение шва
предыдущей секции [град] Расстояние между
швами [мм]
1 2 3 4 5 6 7
8 Список точек-ориентиров


п/п №
ориентира Дистанция
от точки пуска Наименование ориентира Примечание

1 2 3 4 5

9 Лист рассылки
Отчет выполнен в трех экземплярах:
Заказчик – 1 экземпляр
ОАО ЦТД «Диаскан» – 1 экземпляр
Подрядной организации – 1 экземпляр

Внимание! Не допускается передача материалов настоящего отчета другим организациям, предприятиям или физическим лицам без согласования с
ОАО «АК «Транснефть».

Приложение А
Журнал раскладки труб нефтепровода/нефтепродуктопровода


секции Т.стен
[мм] Начало
[м] Конец
[м] Длина
[м] Тип трубы Положение прод. шва
[град.]
1 2 3 4 5 6 7

Приложение Б
Техническое задание на производство внутритрубной диагностики участка нефтепровода/нефтепродуктопровода
Л.8 Форма технического отчета по результатам пропуска ВИП ДКК по участку нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию

УТВЕРЖДАЮ
Главный инженер
ОАО ЦТД «Диаскан»

_______________ И.О. Фамилия
« » 20__ года

ТЕХНИЧЕСКИЙ ОТЧЕТ
по диагностическому обследованию участка нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию внутритрубным инспекционным прибором
«Дефектоскоп комбинированный магнитно-ультразвуковой» ДКК

Организация системы «Транснефть» : ОАО (ООО) МН
Нефтепровод/нефтепродуктопровод : XXXX – YYYY
Участок : XXXX км – YYYY км
Протяженность : XXХ км
Диаметр : XXXX мм (YY”)
Заказчик : Наименование организации – заказчика диагностики
Договор : Номер договора
Дата пропуска : ЧЧ.ММ.ГГГГ
JXXXX
том X
(на XX листах)
всего томов – Y
(на XX листах)

Начальник отдела
анализа информации Заместитель генерального директора
ОАО ЦТД «Диаскан» по диагностике
И.О. Фамилия И.О. Фамилия
« » 20__ года « » 20__ года

Начальник отдела
обработки информации Заместитель генерального директора-
директор аналитического центра
ОАО ЦТД «Диаскан»
И.О. Фамилия И.О. Фамилия
« » 20__ года « » 20__ года

СОДЕРЖАНИЕ:
1 Введение
2 Перечень терминов, определений и сокращений
3 Результаты диагностики
4 Дефекты, устраняемые по результатам ДДК и расчета
4.1 Дефекты типа «вмятина» по телу трубы
4.1.1 Список участков, подлежащих вскрытию и устранению причин возникновения дефектов типа «вмятина»
4.2 Конструктивные детали и приварные элементы не указанные в техническом задании на проведение ВТД
4.2.1 Конструктивные детали не указанные в ТЗ на проведение ВТД
4.2.2 Приварные элементы (патрубки и сварные присоединения) не указанные в ТЗ на проведение ВТД
4.3 Дефекты типа «вмятина», «вмятина СМР», «гофр» по телу трубы с дополнительными дефектами
4.4 Дефекты типа «разнотолщинность»
4.5 Дефект типа «отклонение по толщине стенки» отвода
4.6 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие исправлению
4.7 Дефекты типа «аномалия в продольном сварном шве»
4.8 Дефекты расположения кольцевого стыка относительно опор участка трубопровода надземной прокладки
5 Дефекты, подлежащие устранению
5.1 Дефекты типа «вмятина» по телу трубы
5.2 Дефекты типа «вмятина», примыкающие к сварному шву
5.3 Дефекты типа «гофр»
5.4 Дефекты типа «уменьшение толщины стенки трубы»
5.5 Дефекты типа «смещение кромок»
5.6 Дефекты металла труб
5.7Дефекты продольного сварного шва, подлежащие вырезке
5.8 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие вырезке
5.9 Приварные элементы в околошовной зоне
5.10 Приварные элементы (патрубки, сварные присоединения) с выступанием внутрь*4
6 Соединительные и конструктивные детали, запорная арматура, приварные элементы
6.1 Список тройников, переходов, конструктивных деталей, запорной арматуры, сварных присоединений и патрубков
6.2 Список отводов искусственного гнутья
6.3 Список опор трубопроводов на участках надземной прокладки
6.4 Список отводов, формирующих компенсаторные узлы и переходы трубопровода с подземной прокладки в надземную и с надземной в подземную
6.5 Список тройников для отвода/подвода нефти на путевые подогреватели
7 Список поперечных сварных швов на соединениях типа труба с трубой, труба с соединительными деталями (переходами, отводами, тройниками и т.д.), у которых расстояние между примыкающими продольными сварными швами составляет менее 100 мм, требующие устранения при отсутствии допуска стыка представителем органа строительного контроля
8 Список точек-ориентиров
9 Лист рассылки
Приложение А Журнал раскладки труб нефтепровода
Приложение Б Техническое задание на производство внутритрубной диагностики участка нефтепровода/нефтепродуктопровода
1 Введение
Работу по диагностическому обследованию линейной части трубопроводов
ОАО ЦТД «Диаскан» проводит по лицензии Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору № ДЭ-00-008908 (Д) от 18.07.2008г.
Настоящая инспекция проведена на участке нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию в соответствии с отраслевым регламентом ОР-19.000.00-КТН-194-10 «Порядок очистки, гидроиспытаний и внутритрубной диагностики нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ». Параметры зарегистрированных дефектов, соединительных деталей, приварных элементов и особенностей нефтепровода/нефтепродуктопровода определены в соответствии с техническими характеристиками ВИП «Дефектоскоп комбинированный магнитно-ультразвуковой» и в соответствии с РД-23.040.00-КТН-147-11 «Методика интерпретации дефектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов».
Классификация дефектов проведена в соответствии с требованиями приложений Н, П отраслевого регламента ОР-19.000.00-КТН-194-10 «Порядок очистки, гидроиспытаний и внутритрубной диагностики нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ». Список дефектов, устраняемых по результатам ДДК, приведён в разделе 4 настоящего документа. Списки дефектов, подлежащих устранению, приведены в разделе 5 настоящего документа.
2 Перечень терминов, определений и сокращений
2.1 Перечень используемых терминов и определений
абсолютная дистанция: Расстояние от определенной точки отсчета расстояния, взятой за начальную (нулевую) точку участка трубопровода, до ближайшего к ней края дефекта, конструктивной детали или приварного элемента.
аномалия: Поры, шлаковые включения, утяжина, подрез, превышение проплава, наплывы, чешуйчатость, отклонения размеров шва от нормативных документов, а также те дефекты и особенности сварного шва, которые невозможно точно классифицировать по данным внутритрубной диагностики.
глубина дефекта: Наибольший размер дефекта в направлении толщины стенки (радиальном направлении) трубы.
дефект: Каждое отдельное несоответствие нормативным документам: стенки, сварных швов, геометрических форм трубы, а также соединительные, конструктивные детали и приварные элементы, не соответствующие нормативным документам.
дефектный сварной стык: Кольцевой сварной шов, содержащий один и более дефектов.
дистанция относительная: Расстояние от ближайшего поперечного сварного шва вверх по потоку продукта до начала рассматриваемого дефекта, конструктивной детали или приварного элемента.
длина дефекта: Расстояние между наиболее удаленными в продольном направлении (вдоль оси трубы) точками дефекта (особенности).
заварка (наплавка): Ремонт, заключающийся в восстановлении толщины стенки трубы
в местах потери металла и сварного шва методом наплавки.
задвижка: Тип арматуры, у которой запирающий или регулирующий элемент перемещается перпендикулярно к оси потока рабочей среды.
заплата: Деталь из металлического листа, приваренная к трубе или вваренная в отверстие
в стенке трубы.
конструктивная деталь: Опорно-центрирующее кольцо, защитный кожух, пригруз, ковер, колодец, опора, подвеска, крепление контрольно-измерительной аппаратуры.
комбинированный дефект: Два и более близкорасположенных дефекта, для которых минимальное расстояние от границы одного дефекта до границы другого дефекта меньше или равно значения четырех толщин бездефектной стенки трубы в зоне, прилегающей к дефекту.
несплошность плоскостного типа (несплошность): Трещина, непровар, несплавление – дефект в виде несплошности металла по сварному шву, классифицированный по данным ВИП как несплошность плоскостного типа.
номер дефекта (особенности): Зарегистрированный в БД «Дефект» идентификационный номер дефекта (особенности).
номер ориентира: Зарегистрированный в БД «Дефект» идентификационный номер ориентира.
номер трубной секции: Зарегистрированный в БД «Дефект» идентификационный номер поперечного сварного стыка, соответствующего началу трубной секции.
околошовная зона: Участок основного металла трубы шириной, равной четырем номинальным толщинам стенки трубы в каждую сторону от линии перехода шва к основному металлу.
особенность нефтепровода: Отклонение параметров стенки, сварных швов, геометрических форм трубы в пределах требований нормативных документов, а также соединительные и конструктивные детали трубопровода.
отвод: Криволинейная трубная секция (с поворотом).
отвод сварной секторный: Короткие трубы, сваренные с изломом оси трубопровода.
патрубок: Присоединенный трубный элемент, служащий для подключения трубопроводов и арматуры.
подкладное кольцо: Цилиндрическая металлическая подкладка, используемая при выполнении стыкового сварного соединения труб и остающаяся в стыке труб.
посторонний предмет: Посторонний предмет, находящийся внутри трубопровода.
потеря металла: Локальное уменьшение толщины стенки трубы в результате коррозионного повреждения.
расположение: Местонахождение дефекта, конструктивной детали или приварного элемента
на внешней, внутренней поверхности или в толще стенки (теле) трубы.
расслоение: Внутреннее нарушение сплошности металла трубы в продольном и поперечном направлении, разделяющее металл стенки трубы на слои технологического происхождения.
расслоение с выходом на поверхность: Расслоение, выходящее на внешнюю или внутреннюю поверхность трубы.
риска: Механическое повреждение стенки трубы (риска, царапина, задир, продир) в виде углубления с уменьшением толщины стенки трубы, образованное перемещающимся по поверхности трубы твердым телом.
сварное присоединение: Металлический элемент, приваренный к трубопроводу (или вваренный в трубопровод).
сварной шов: Участок сварного соединения, образовавшийся в результате кристаллизации расплавленного металла.
секция: Участок трубопровода между двух кольцевых сварных швов (стыков).
соединительная деталь: Тройник (деталь, предназначенная для присоединения к магистральному трубопроводу боковых ответвлений), отвод (деталь, предназначенная для выполнения поворотов в вертикальной или горизонтальной плоскости линейной части стальных магистральных трубопроводов и ответвлений от них), переходник (деталь для соединения труб различного диаметра).
стенка: Толщина стенки трубы в зоне особенности нефтепровода.
тип трубы: Тип трубной секции, характеризующий способ изготовления трубы, наличие и вид заводского шва (прямошовная, двухшовная, спиралешовная, бесшовная).
трещина: Дефект в виде разрыва (несплошности) металла, геометрия которого определяется двумя размерами (протяженность, глубина).
тройник: Деталь, предназначенная для присоединения к магистральному трубопроводу боковых ответвлений.
угловое положение: Положение дефекта, конструктивной детали или приварного элемента
на стенке трубы в градусах в направлении по часовой стрелке, рассматривая окружность трубопровода по ходу продукта, с нулевой точкой в верхней части трубы.
угол примыкания сварного шва: Угловое положение продольного или спирального сварного шва трубной секции в точке его пересечения с поперечным сварным швом.
ширина дефекта: Максимальный геометрический размер дефекта, конструктивной детали или приварного элемента по поверхности трубы перпендикулярно ее оси (длина по окружности трубы).
2.2 Перечень используемых сокращений
Сокращенное название Полное название
1 2
включ-е включение
внеш. внешний
внутр. внутренний
ворот. воротник
выст. выступание
вых. выход
задв. задвижка
зарег. зарегистрирована
изгот-я изготовления
КШ примыкающий к катушечному шву
метал. металлический
наклон. наклонное
полноокр. полноокружная
поп. поперечный
ПОПСПШ примыкающий к поперечному и спиральному швам
ПОПШ примыкающий к поперечному шву
пот. потеря
прерыв. прерывистый
примык. примыкающий
присоед. присоединение
ПРШ примыкающий к продольному шву
разл. различный
рассл-е расслоение
реш. решётка
св. сварное
СВШ примыкающий к поперечному и продольному швам
сек. секторный
СПКШ примыкающий к спиральному и катушечному швам
СПШ примыкающий к спиральному шву
стен. внутристенный
толщ. толщина
трой. тройник
труб. трубная
уч. участок
шлиф. шлифовка
№ п/п номер по порядку
глуб. глубина
дист. абс. дистанция абсолютная
дист. отн. дистанция относительная
т. ст. толщина стенки
угл. пол. угловое положение
умен. т. ст. уменьшение толщины стенки
шир. ширина
ВИП внутритрубный инспекционный прибор
ДКК диагностический комплекс комбинированный магнитно-ультразвуковой
3 Результаты диагностики
По результатам инспекции ВИП ДКК на участке «XXXX км -YYYY км» по нефтепроводу «XXXX-YYYY» диаметром XX мм (Y”) было измерено расстояние, составившее XXX м. Обследование проведено от трубной секции №XX до трубной секции №YY.
Пропуск ВИП ДКК состоялся:

п/п Название прогона Запуск Прием Извлечение
Дата Время Дата Время Дата Время
1 2 3 4 5 6 7 8
1 № прогона ЧЧ.ММ.ГГ ЧЧ:МИН ЧЧ.ММ.ГГ ЧЧ:МИН ЧЧ.ММ.ГГ ЧЧ:МИН
Результаты осмотра ВИП ДКК после прогона:

п/п Название прогона Количество примесей, пришедшее с ВИП Количество поврежденных датчиков ВИП, [шт.]
электроды,
[шт.] грунт,
[кг] Посторонние металлические предметы, [шт.]
1 2 3 4 5 6
1 № прогона
Состояние ВИП ДКК после прогона было следующим:

п/п. Название прогона Повреждения дефектоскопа Сбои электроники
и эл.питания
механи-
ческие
(корпуса) одометри-
ческой системы соедини-
тельных
кабелей датчиков
и узлов
крепления кабелей
датчиков полозов
носителей
датчиков манжет
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1 № прогона
На обследованном участке скорость ВИП ДКК во время пропуска была в диапазоне от X.X до Y.Y м/с.
По результатам пропуска ВИП зарегистрировано XXX шт. дефектов, в т.ч. ХХХ деф. устраняемых по результатам ДДК и ХХХ деф. подлежащих устранению, а также Х поперечных сварных швов, у которых расстояние между примыкающими продольными сварными швами составляет менее 100 мм, сводные данные по этим дефектам представлены в Таблице:
Классификация дефектов Количество дефектов, шт. Количество дефектных стыков, шт
1 2 3
Всего дефектов, устраняемых по результатам ДДК XX YY
из них:
Дефекты типа «вмятина» по телу трубы X —
Дефекты типа «вмятина» и «гофр» по телу трубы с доп. дефектами X —
Дефекты типа «разнотолщинность» X Y
Дефект типа «отклонения по толщине стенки» отвода X —
Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие исправлению X Y
Всего дефектов, подлежащих устранению, из них: XX YY
Дефекты типа «вмятина» по телу трубы X —
Дефекты типа «вмятина», примыкающие к сварному шву X —
Дефекты типа «гофр» X —
Дефекты типа «уменьшение толщины стенки трубы» X —
Дефекты типа «смещение кромок» X Y
Дефекты металла труб X —
Дефекты продольного сварного шва, подлежащие вырезке X —
Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие вырезке X Y
Приварные элементы в околошовной зоне X —
Поперечные сварные швы на соединениях типа труба с трубой, труба с соединительными деталями (переходами, отводами, тройниками и т.д.), у которых расстояние между примыкающими продольными сварными швами составляет менее 100 мм, требующие устранения при отсутствии допуска стыка представителем службы независимого технического надзора X X

4 Дефекты, устраняемые по результатам ДДК
4.1 Дефекты типа «вмятина» по телу трубы
№ п/п № дефекта № секции Дист. отн., м Дист. абс., м Описание особенности Т. ст. [мм] Глуб [мм] Длина [мм] Шир. [мм] Отношение ширины вмятины к длине Угл. пол. [град] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

4.1.1 Список участков, подлежащих вскрытию и устранению причин возникновения дефектов типа «вмятина» (пример заполнения)
№ п/п № дефекта №
секции Дист. отн., м Описание особенности Толщина стенки мм Глубина, мм Длина, мм Ширина, мм Отношение длины вмятины к ширине Угловое положение, град Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
1 1010 участок №1 начало 11,2 12 1124 11 876
2 348 1010 3,1 вмятина 11,2 4,2 35 33 1,06 141 12 1120,9 11 879,1
3 354 1020 8,9 вмятина 11,2 3,5 53 42 1,3 194 12 1103,6 11 896,4
4 367 1030 11,1 вмятина 11,2 7,4 82 77 1,06 175 12 1089,9 11 910,1
5 375 1040 5,4 вмятина 11,2 4,0 61 49 1,3 183 12 1084,1 11 915,9
6 379 1050 9,2 вмятина 11,2 4,6 44 41 1,07 202 12 1068,8 11 921,2
7 1060 участок №1 конец 11,2 12 1076,5 11 923,5
8 1120 участок №2 начало 11,2 13 654 12 1346
9 13 12
4.2 Конструктивные детали и приварные элементы не указанные в техническом задании на проведение ВТД
4.2.1 Конструктивные детали не указанные в ТЗ на проведение ВТД
№ п/п № отчёта № дефекта Доп. № № секции Дист. Отн. [м] Описание особенности Т. ст. [мм] Длина [мм] Шир. [мм] Угл. Пол. [град] Расстоян. До сварн. Шва [мм]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

4.2.2 Приварные элементы (патрубки и сварные присоединения) не указанные в ТЗ на проведение ВТД
№ п/п № отчёта № дефекта Доп. № № секции Дист. Отн. [м] Описание конструктивных деталей и приварных элементов Т. ст. [мм] Длина [мм] Шир. [мм] Угл. Пол. [град] Диам. Отверс. [мм] Размер наклад. [мм] Расстоян. До сварн. Шва [мм]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

4.3 Дефекты типа «вмятина», «вмятина СМР», «гофр» по телу трубы с дополнительными дефектами
№ п/п № дефекта № секции Дист. отн., м Дист. абс., м Описание особенности Т. ст. [мм] Глуб [мм] Длина [мм] Шир. [мм] Отношение ширины вмятины к длине Угл. пол. [град] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

4.4 Дефекты типа «разнотолщинность»
№ п/п № дефекта № секции Дист. отн., м Дист. абс., м Описание особенности Толщины стенок мм Разнотолщинность Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
До
стыка После
стыка мм Отношение т. стенок стыкуемых труб № ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

4.5 Дефект типа «отклонения по толщине стенки» отвода
№ п/п № дефекта № секции Дист. отн., м Дист. абс., м Описание особенности Толщина стенки на выпуклой стороне изогнутого участка отвода, указанная в
Техническом задании,
мм Минимальная остаточная толщина стенки на выпуклой стороне изогнутого участка отвода, измеренная ВИП,
мм Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

4.6 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие исправлению

п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.,
[м] Дист. абс.,
[м] Описание особенности Т. ст.,
[мм] Шир.,
[мм] Угл. пол.,
[град] Привязка к ориентиру
против потока Привязка к ориентиру
по потоку

ориентира Расстояние,
[м] №
ориентира Расстояние,
[м]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

4.7 Дефекты типа «аномалия в продольном сварном шве»

п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.,
[м] Дист. абс.,
[м] Описание особенности Т. ст.,
[мм] Глуб.,
[мм] Шир.,
[мм] Угл. пол.,
[град] Привязка к ориентиру
против потока Привязка к ориентиру
по потоку

ориентира Расстояние,
[м] №
ориентира Расстояние,
[м]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

4.8 Дефекты расположения кольцевого стыка относительно опор участка трубопровода надземной прокладки

п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.,
[м] Дист. абс.,
[м] Расстояние от края опоры
до кольцевого стыка Привязка к ориентиру
против потока Привязка к ориентиру
по потоку

ориентира Расстояние,
[м] №
ориентира Расстояние,
[м]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1
2
Погрешность определения расстояния от края опоры до ближайшего кольцевого стыка составляет ± 0,2 м
* – Прочие дефекты должны быть представлены в техническом отчете в соответствии с Приложением Н настоящего регламента
5 Дефекты, подлежащие устранению*
5.1 Дефекты типа «вмятина» по телу трубы
№ п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.
[м] Дист. абс.
[м] Описание особенности Т. ст. [мм] Глуб [мм] Длина [мм] Шир. [мм] Отношение ширины вмятины к длине Угл. пол. [град] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

5.2 Дефекты типа «вмятина», примыкающие к сварному шву
№ п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.
[м] Дист. абс.
[м] Описание особенности Т. ст. [мм] Глуб [мм] Длина [мм] Шир. [мм] Отношение ширины вмятины к длине Угл. пол. [град] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

Примечание: дефект считается примыкающим к сварному шву, если минимальное расстояние от линии перехода шва к основному металлу до границы дефекта меньше или равно значения 4-х толщин стенки трубы в районе дефекта.
5.3 Дефекты типа «гофр»
№ п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.
[м] Дист. абс.
[м] Описание особенности Т. ст. [мм] Глуб [мм] Длина [мм] Шир. [мм] Угл. пол. [град] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

5.4 Дефекты типа «уменьшение толщины стенки трубы»
№ п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.
[м] Дист. абс.
[м] Описание особенности Остаточная толшина стенки по ВИП, [мм] Допустимая минимальная т. ст. трубы, [мм] Отклонение от допустимой минимальной т. ст. трубы [мм] Длина [мм] Шир. [мм] Угл. пол. [град] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

5.5 Дефекты типа «смещение кромок»
№ п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.
[м] Дист. абс.
[м] Описание особенности Смещение кромок,
[мм]
по ВИП Допустимая величина смещения, [мм] Разница между допустимой величиной и глубиной смещения, [мм] Т. ст. в зоне дефекта
[мм] Шир., [мм] Угл. пол., [град] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

5.6 Дефекты металла труб.

п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.,
[м] Дист. абс.,
[м] описание особенности Т. ст. в зоне
дефекта, [мм] Глуб.,
[мм] Длина,
[мм] Шир.,
[мм] Угл. пол.,
[град] Распо-ложение Привязка к ориентиру
против потока Привязка к ориентиру
по потоку
№ ориентира Расстояние,
[м] №
ориентира Расстояние,
[м]

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

5.7 Дефекты продольного сварного шва, подлежащие вырезке

п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.,
[м] Дист. абс.,
[м] Описание особенности Т. ст.,
[мм] Глуб.,
[мм] Шир.,
[мм] Угл. пол.,
[град] Привязка к ориентиру
против потока Привязка к ориентиру
по потоку

ориентира Расстояние,
[м] №
ориентира Расстояние,
[м]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

5.8 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие вырезке

п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.,
[м] Дист. абс.,
[м] Описание особенности Т. ст.,
[мм] Глуб.,
[мм] Шир.,
[мм] Угл. пол.,
[град] Привязка к ориентиру
против потока Привязка к ориентиру
по потоку

ориентира Расстояние,
[м] №
ориентира Расстояние,
[м]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

5.9 Приварные элементы в околошовной зоне
№ п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.
[м] Дист. абс.
[м] описание особенности Расстояние до св. шва,
мм Длина [мм] Шир. [мм] Угл. пол. [град] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

5.10 Приварные элементы (патрубки, сварные присоединения) с выступанием внутрь*4
№ п/п №
дефекта №
секции Дист. отн.
[м] Дист. абс.
[м] описание особенности Расстояние до св. шва,
мм Выступание, мм Длина [мм] Шир. [мм] Угл. пол. [град] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние,
м № ориентира Расстояние,
м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Примечания*:
1 – приварной элемент считается расположенным в околошовной зоне, если расстояние между сварными швами трубопровода и сварным швом приваренного элемента составляет менее 100 мм;
2 – прочие дефекты указываются в техническом отчете в соответствии с Приложением П настоящего регламента;
3- для трубопроводов надземной прокладки, уложенных на опоры, дефекты катушек неподвижных опор указываются отдельно в соответствущих таблицах по классификации дефектов
4 Кроме чопов, выполненных в соответствии с требованиями РД-23.040.00-КТН-386-09, РД-75.180.00-КТН-274-10 и обследованных ДДК

6 Соединительные и конструктивные детали, запорная арматура, приварные элементы
6.1 Список тройников, переходов, конструктивных деталей, запорной арматуры, сварных присоединений и патрубков указанные в ТЗ на ВТД
№ п/п № детали №
секции Дист. отн., м Дист. абс., м Наименование детали Длина, мм Угловое положение, град Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

6.2 Список отводов искусственного гнутья
№ п/п № детали №
секции Дист. отн., м Дист. абс., м Описание отвода Т. ст. [мм] Длина отвода [мм] Угол поворота [град] Радиус поворота [мм] Направление изгиба оси отвода, [град] Наличие гофра на внутренней части ]отвода
[да/нет] Наличие маркера на отводе
[да/нет] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

6.3 Список опор трубопроводов на участках надземной прокладки
№ п/п № опоры № секции Дист. отн., м Дист. абс., м Наименование опоры Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 8 9 10 11

6.4 Список отводов, формирующих компенсаторные узлы и переходы трубопровода с подземной прокладки в надземную и с надземной в подземную
№ п/п № детали №
секции Дист. отн., м Дист. абс., м Описание отвода Т. ст. [мм] Длина отвода [мм] Угол поворота [град] Радиус поворота [мм] Направление изгиба оси отвода, [град] Наличие гофра на внутренней части ]отвода
[да/нет] Наличие маркера на отводе
[да/нет] Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
1
2
6.5 Список тройников для отвода/подвода нефти на путевые подогреватели
№ п/п № детали №
секции Дист. отн., м Дист. абс., м Наименование детали Длина, мм Угловое положение, град Привязка к ориентиру против потока Привязка к ориентиру по потоку
№ ориентира Расстояние, м № ориентира Расстояние, м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
1
2
7 Список поперечных сварных швов на соединениях типа труба с трубой, труба с соединительными деталями (переходами, отводами, тройниками и т.д.), у которых расстояние между примыкающими продольными сварными швами составляет менее 100 мм, требующие устранения при отсутствии допуска стыка представителем органа строительного контроля
№ п/п № секции
(сварного стыка) Дистанция
абсол. [м] Т. ст. [мм] Угловое положение
шва [град] Угловое положение шва
предыдущей секции [град] Расстояние между
швами [мм]
1 2 3 4 5 6 7

8 Список точек-ориентиров


п/п №
ориентира Дистанция
от точки пуска Наименование ориентира Примечание

1 2 3 4 5

9 Лист рассылки
Отчет выполнен в трех экземплярах:
Заказчик – 1 экземпляр
ОАО ЦТД «Диаскан» – 1 экземпляр
Подрядной организации – 1 экземпляр

Внимание! Не допускается передача материалов настоящего отчета другим организациям, предприятиям или физическим лицам без согласования
ОАО «АК «Транснефть».
Приложение А
Журнал раскладки труб нефтепровода


секции Т.стен
[мм] Начало
[м] Конец
[м] Длина
[м] Тип трубы Положение прод. шва
[град.]
1 2 3 4 5 6 7

Приложение Б
Техническое задание на производство внутритрубной диагностики участка нефтепровода/нефтепродуктопровода
Л.9 Форма экспресс-отчета по профилеметрии участка нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию участка нефтепровода/нефтепродуктопровода

УТВЕРЖДАЮ
Заместитель
генерального директора
ОАО ЦТД «Диаскан»
по диагностике

_____________ И.О. Фамилия
«____»_____________ 20 г.

Экспресс-отчет
по диагностическому обследованию участка нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию внутритрубным инспекционным прибором
«Профилемер __________»
Организация системы «Транснефть» :___________________
Нефтепровод/нефтепродуктопровод :___________________
Участок :___________________
Протяженность :____________________
Диаметр :___________________
Заказчик :___________________
Договор :___________________
Дата пропуска :___________________
(на ___ листах)

Исполнитель:

Инженер СВД (УФ)
_______________________________
Ф.И.О. Подпись
«____» _____________ 20 _г.
Экспресс-отчет получил:
_______________________________
Ф.И.О. Подпись
_______________________________
должность
«____» __________________ 20 _г.
_____ч _____мин.

20__

1. Состав экспресс-отчета
1 Список точек-ориентиров (таблица 1).
Таблица 1 – Список точек-ориентиров
№ Одометр Время движения снаряда Время отметки маркера Расстояние от точки пуска Kм по трассе Примечание
1 2 3 4 5 6 7
1
2
3

2 Список дефектов (таблица 2).
Таблица 2 – Список дефектов (дефекты геометрии проходным сечением менее 85%, препятствующие пропуску внутритрубных диагностических приборов ДКК/ДМК, МДСкан (ДКМ), ДКУ (WM, CD)
№ п/п Тип дефекта Показания одометра Глубина,
мм Длина, мм Дистанция м Привязка к ориентиру Метод ремонта
1 2 3 4 5 6 7 8
1
2

2. Список исполнителей экспресс-отчета
Список интерпретаторов
Таблица 3 – Список интерпретаторов
№ Обработанная дистанция, м Должность ФИО Подпись
начало конец
1 2 3 4 5 6
1
2
Л.10 Форма технического отчета по расчету дефектов на прочность и долговечность по результатам диагностического обследования участка нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода участка в эксплуатацию

УТВЕРЖДАЮ
Главный инженер
ОАО ЦТД «Диаскан»

Фамилия И.О.
« » 20___ года

ТЕХНИЧЕСКИЙ ОТЧЁТ
по расчету дефектов на прочность и долговечность, выявленных при диагностическом обследовании участка нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода участка в эксплуатацию внутритрубным инспекционным прибором
«Тип ВИП» диаметр мм (диаметр дюйм)
дата ________________
дата утверждения отчета
Нефтепровод/нефтепродуктопровод :
Участок :
Протяжённость :
Диаметр :
Заказчик :
Договор :

№отчёта – N.N

том 1
(на NN листах)

всего томов – N
(на NN листах)

Заместитель генерального директора-
директор аналитического центра
ОАО ЦТД «Диаскан»
ФИО
« » 20¬¬¬__года

Начальник отдела
анализа информации
ОАО ЦТД «Диаскан»
ФИО
« » 20__года
Содержание
1. Введение
2. Список дефектов с результатами расчетов на прочность и долговечность
3. Лист рассылки

1 Введение
Отчёт составлен на основе всех пропусков ВИП, осуществленных по данному участку нефтепровода. Комбинированные дефекты определялись на основе объединения информации от всех типов ВИП.
В отчёте приведены результаты расчёта на прочность и долговечность и классификация дефектов по результатам внутритрубной диагностики участка магистрального нефтепровода по следующим руководящим документам, стандартам и методикам, утвержденным в
ОАО «АК «Транснефть»:
 РД-23.040.00-КТН-115-11 Нефтепроводы и нефтепродуктопроводы магистральные. Определение прочности и долговечности труб и сварных соединений с дефектами
 РД-23.040.00-КТН-147-11 Методика интерпретации дефектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов;
 РД-23.040.00-КТН-140-11 Классификация дефектов и методы ремонта дефектов и дефектных секций действующих магистральных нефтепроводов;
Для проведения расчётов на прочность и долговечность дефектов, в качестве исходных данных о геометрических параметрах, исполнительной раскладке труб, марках сталей, данных по строительству трубопровода использованы:
 «Журнал секций нефтепровода, содержащих дефекты, соединительные и конструктивные детали, приварные элементы и особенности»,
 Исходные данные по проектным давлениям, по материалам, высотному положению и координате трубных секций, полученные от Заказчика,
 Прогнозируемая годовая цикличность нагружения 350 цикл/год.

2 Список дефектов с результатами расчетов на прочность и долговечность


п/п Тип
дефекта №
по БД Доп.
№ Глубина
[мм] Длина
[мм] Ширина
[мм] Угл.
Пол.
[град] Располо-жение №
секции Дист.
Отн.
[м] Дистанц.
Начала
секции[м] Толщ.
Стенки
[мм] Проектное
давл.в секц.
[кгс/см2] Предельн.
давл.в секц.
[кгс/см2] Предельн.
срок
устранен.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

3 Лист рассылки
Отчет выполнен в двух экземплярах:

Заказчик – 1 экземпляр

ОАО ЦТД «Диаскан» – 1 экземпляр

Внимание! Не допускается передача материалов настоящего отчета другим организациям, предприятиям или физическим лицам без согласования
«ОАО «АК «Транснефть»

Приложение М
(обязательное)
Сводка по проведению внутритрубной диагностики нефтепроводов/нефтепродуктопроводов
СВОДКА
ПО ПРОВЕДЕНИЮ ВНУТРИТРУБНОЙ ДИАГНОСТИКИ НЕФТЕПРОВОДОВ/НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ» ПОСЛЕ ЗАВЕРШЕНИЯ СМР В _______________ 20__г.
ПО СОСТОЯНИЮ НА _______________
№ п/п Наименование нефтепровода Лот № (начало/конец), км Наименование
участка Ду, мм Протяженность, км Дата пропуска последнего скребка (согласно уведомления) Состояние изоляции 1 Дата пуска профилемера по обследуемому участку Выполнение профилеметрии на отчетную дату, км Наличие Технического задания на производство внутритрубной профилеметрии участка нефтепровода Наличие Уведомления об окончании очистки нефтепровода перед профилеметрией Данные экспресс-отчета Результаты ДДК Примечание
план по уточнен-ному плану, графику, письму факт план факт план факт план факт всего дефектов сужение/
км по трассе гофр/
км по трассе вмятина/
км по трассе комбинированный
/км по трассе всего дефектов сужение/
км по трассе гофр/
км по трассе вмятина/
км по трассе комбинированный
/км по трассе
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28
организация системы «Транснефть»

организация системы «Транснефть»

организация системы «Транснефть»

организация системы «Транснефть»

Примечания:
РН – ремонт не требуется;
РТ – ремонт требуется;
* – при пропуске ВИП в столбцах 20 и 25 в скобках указаны
глубина, длина, ширина (мм) и угловое положение (град) дефекта. 1 В столбце 8 указываются сведения о состоянии изоляции из «Акта оценки состояния покрытия»:
– положительное;
– отрицательное;
– акт отсутствует
К выполнению всего: км в в т.ч. по специальной программе км
Фактически выполнено: км в т.ч. по специальной программе 2 км
Предстоит к выполнению: км в т.ч. по специальнойпрограмме 3 км

Приложение Н
(обязательное)
Параметры дефектов, устраняемых по результатам ДДК, выявленных по результатам пропуска ВИП по участку нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию
Параметры дефектов, устраняемых по результатам ДДК
1 Дефекты «вмятина СМР»
1.1. Дефекты типа «вмятина СМР»
Дефект типа «вмятина СМР» устраняется:
 при наличии дополнительного дефекта – в соответствии с п.2 приложения Н;
 при отсутствии дополнительного дефекта – в соответствии с п.п.2, 3 приложения П.
2. Дефекты типа «вмятина», «гофр», «вмятина СМР» с дополнительными дефектами
Подлежат устранению вмятины, гофры и «вмятины СМР» независимо от размеров с дополнительными дефектами. К дополнительным дефектам относятся потери металла, в том числе коррозионного типа, механические повреждения, трещины, расслоения.
Исправление дефектов типа «вмятина» и «вмятина СМР» не допускается.
3. Дефекты типа «разнотолщинность»
Подлежат устранению следующие сварные соединения труб или труб с деталями:
3.1 Осуществленные без вварки между ними переходников или вставок промежуточной толщины, а также при длине любой из вставок промежуточной толщины менее 250 мм при следующих толщинах и разностях толщин стенок трубы (детали).
Т а б л и ц а Н.2
Максимальная толщина стенки
одной из стыкуемых труб или деталей Разность толщин стенок
1 2
12 мм и менее более 2,5 мм
более 12 мм более 3 мм
3.2 Осуществленные при разнотолщинности величиной до 1,5 толщин и превышающих значения п. 3.1, при отсутствии специальной разделки кромок более толстой стенки трубы (детали или арматуры) или без вварки между стыкуемыми трубами (деталями) переходников или вставок промежуточной толщины, а также при длине любой из вставок промежуточной толщины менее 250 мм.
3.3 Осуществлённые при разнотолщинности величиной более 1,5 толщин без специальной обработки торцов стыкуемых разнотолщинных элементов, выполненной в соответствии с проектом или без вварки между стыкуемыми трубами (деталями) переходников или вставок промежуточной толщины, а также при длине любой из вставок промежуточной толщины менее 250 мм.
Сведения о наличии специальной разделки кромок должны быть указаны в «Техническом задании на производство внутритрубной диагностики» (приложение К
настоящего регламента) на основании паспорта изделия, выданного заводом-изготовителем, и исполнительной документации.
Сведения о наличии переходников или вставок промежуточной толщины должны быть указаны в «Техническом задании на производство внутритрубной диагностики» (приложение К настоящего регламента) на основании исполнительной документации.
4 Дефект типа «отклонения по толщине стенки» отвода
Подлежат устранению отводы, толщина стенки которых на выпуклой стороне изогнутого участка менее указанной в «Техническом задании на производство внутритрубной диагностики», выданного в соответствии с данными паспорта изделия завода-изготовителя.
5 Дефекты сварных швов
5.1 Дефект типа «аномалия в продольном сварном шве»
Дефекты типа «аномалия в продольном сварном шве», выявленные по результатам ВТД, подлежат проведению ДДК.
По результатам ДДК подлежат устранению дефекты продольных сварных швов, указанные в п.10 приложения П настоящего регламента.
5.2 Дефекты поперечного сварного шва
5.2.1 Подлежат вырезке по результатам ДДК поперечные сварные стыки с дефектами, указанными в пп. 5.2.3-5.2.14 Приложения Н настоящего регламента и в пп.11,15 Приложения П настоящего регламента, выявленные на участках трубопроводов после завершения СМР:
– построенных из труб класса прочности К60 и выше.
– на переходах через водные преграды, независимо от класса прочности труб;
5.2.2 Подлежат исправлению по результатам ДДК дефекты поперечных сварных швов (кроме указанных в п.5.2.1 Приложения Н настоящего регламента), указанные в пп. 5.2.3-5.2.14 Приложения Н настоящего регламента, и подлежат вырезке по результатам ДДК поперечные сварные стыки с дефектами, указанными в пп.11,15 Приложения П настоящего регламента (независимо от класса прочности труб).

5.2.3 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие исправлению по результатам ДДК для диаметра 159 мм.
ТаблицаН.3 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие исправлению по результатам ДДК для диаметра 159 мм
№ п/п Наименование дефекта
по результатам ВТД Наименование дефекта
по результатам ДДК Размеры дефектов, подлежащих исправлению,
по результатам ДДК для участков нефтепроводов: Вид НК Метод исправления дефекта на сварном стыке
категорий B, I категорий II, III, IV
t
мм l, h
мм 300
мм L
мм t
мм l, h
мм 300
мм L
мм
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
1 аномалия сварного шва Поры и шлаковые включения (единичные, протяженные, скопления), в т. ч. 3 l>6 > 25 ≤83 3 l>6 > 50 ≤83 УЗК
РК шлифовка
заварка
4 l>8 4 l>8
5 l>10 5 l>10
6 l>12 6 l>12
7 l>14 7 l>14
8 l>16 8 l>16
выходящие на поверхность любые любые ВИК
УЗК
РК
2 Несплавления по кромкам и между слоями 3 h>0,3 l>6 > 25 3 h>0,3 l>6 > 50 УЗК
РК шлифовка
заварка
4 h>0,4 l>8 4 h>0,4 l>8
5 h>0,5 l>10 5 h>0,5 l>10
6 h>0,6 l>12 6 h>0,6 l>12
7 h>0,7 l>14 7 h>0,7 l>14
8 h>0,8 l>16 8 h>0,8 l>16
3 несплошность плоскостного типа Подрезы 3 h>0,5
l>50 >100 3 h>0,5
l>100 >150 ВИК заварка
4 4
5 5
6 6
7 7
8 8
4 Непровары в корне шва 3 h>0,3 l>6 >25 3 h>0,3 l>6 > 50 УЗК
РК шлифовка
заварка
4 h>0,4 l>8 4 h>0,4 l>8
5 h>0,5 l>10 5 h>0,5 l>10
6 h>0,6 l>12 6 h>0,6 l>12
7 h>0,7 l>14 7 h>0,7 l>14
8 h>0,8 l>16 8 h>0,8 l>16

5.2.4 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие исправлению по результатам ДДК для диаметра 219 мм.
Таблица Н.4 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие исправлению по результатам ДДК для диаметра 219 мм
№ п/п Наименование дефекта
по результатам ВТД Наименование дефекта
по результатам ДДК Размеры дефектов, подлежащих исправлению,
по результатам ДДК для участков нефтепроводов: Вид НК Метод исправления дефекта на сварном стыке
категорий B, I категорий II, III, IV
t
мм l, h
мм 300
мм L
мм t
мм l, h
мм 300
мм L
мм
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
1 аномалия сварного шва Поры и шлаковые включения (единичные, протяженные, скопления), в т. ч. 3 l>6 > 25 ≤115 3 l>6 > 50 ≤115 УЗК
РК шлифовка
заварка
4 l>8 4 l>8
5 l>10 5 l>10
6 l>12 6 l>12
7 l>14 7 l>14
8 l>16 8 l>16
выходящие на поверхность любые любые ВИК
УЗК
РК
2 Несплавления по кромкам и между слоями 3 h>0,3 l>6 > 25 3 h>0,3 l>6 > 50 УЗК
РК шлифовка
заварка
4 h>0,4 l>8 4 h>0,4 l>8
5 h>0,5 l>10 5 h>0,5 l>10
6 h>0,6 l>12 6 h>0,6 l>12
7 h>0,7 l>14 7 h>0,7 l>14
8 h>0,8 l>16 8 h>0,8 l>16
3 несплошность плоскостного типа Подрезы 3 h>0,5
l>50 >100 3 h>0,5
l>100 >150 ВИК заварка
4 4
5 5
6 6
7 7
8 8
4 Непровары в корне шва 3 h>0,3 l>6 >25 3 h>0,3 l>6 > 50 УЗК
РК шлифовка
заварка
4 h>0,4 l>8 4 h>0,4 l>8
5 h>0,5 l>10 5 h>0,5 l>10
6 h>0,6 l>12 6 h>0,6 l>12
7 h>0,7 l>14 7 h>0,7 l>14
8 h>0,8 l>16 8 h>0,8 l>16
5.2.5 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие исправлению по результатам ДДК для диаметра 273 мм.
Таблица Н.5 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие исправлению по результатам ДДК для диаметра 273 мм
№ п/п Наименование дефекта
по результатам ВТД Наименование дефекта
по результатам ДДК Размеры дефектов, подлежащих исправлению,по результатам ДДК для участков нефтепроводов: Вид НК Метод исправления дефекта на сварном стыке
категорий B, I категорий II, III, IV
t
мм l, h
мм 300
мм L
мм t
мм l, h
мм 300
мм L
мм
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
1 аномалия сварного шва Поры и шлаковые включения (единичные, протяженные, скопления), в т. ч.

Выходящие на поверхность 4 l>8 > 25 ≤143 4 l>8 > 50 ≤143 УЗК
РК шлифовка
заварка
5 l>10 5 l>10
6 l>12 6 l>12
7 l>14 7 l>14
8 l>16 8 l>16
9 l>18 9 l>18
10 l>20 10 l>20
11 l>22 11 l>22
любые любые ВИК, УЗК, РК
2 Несплавления по кромкам и между слоями 4 h>0,4 l>8 > 25 4 h>0,4 l>8 > 50 УЗК
РК шлифовка
заварка
5 h>0,5 l>10 5 h>0,5 l>10
6 h>0,6 l>12 6 h>0,6 l>12
7 h>0,7 l>14 7 h>0,7 l>14
8 h>0,8 l>16 8 h>0,8 l>16
9 h>0,9 l>18 9 h>0,9 l>18
10 h>1,0 l>20 10 h>1,0 l>20
11 h>1,0 l>22 11 h>1,0 l>22
3 несплошность плоскостного типа Подрезы 4 h>0,5
l>50 >100 4 h>0,5
l>100 >150 ВИК заварка
5 5
6 6
7 7
8 8
9 9
10 10
11 11
4 Непровары в корне шва 4 h>0,4 l>8 >25 4 h>0,4 l>8 > 50 УЗК
РК шлифовка
заварка
5 h>0,5 l>10 5 h>0,5 l>10
6 h>0,6 l>12 6 h>0,6 l>12
7 h>0,7 l>14 7 h>0,7 l>14
8 h>0,8 l>16 8 h>0,8 l>16
9 h>0,9 l>18 9 h>0,9 l>18
10 h>1,0 l>20 10 h>1,0 l>20
11 h>1,0 l>22 11 h>1,0 l>22
5.2.6 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие исправлению по результатам ДДК для диаметра 325 мм.
Таблица Н.6 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие исправлению по результатам ДДК для диаметра 325 мм
№ п/п Наименование дефекта по результатам ВТД Наименование дефекта
по результатам ДДК Размеры дефектов, подлежащих исправлению, по результатам ДДК для участков нефтепроводов: Вид НК Метод исправления дефекта на сварном стыке
категорий B, I категорий II, III, IV
t
мм l, h
мм 300
мм L
мм t
мм l, h
мм 300
мм L
мм
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
1 аномалия сварного шва Поры и шлаковые включения (единичные, протяженные, скопления), в т. ч.
Выходящие на поверхность 5 l>10 > 25 ≤170 5 l>10 > 50 ≤170 УЗК
РК шлифовка
заварка
6 l>12 6 l>12
7 l>14 7 l>14
8 l>16 8 l>16
9 l>18 9 l>18
10 l>20 10 l>20
11 l>22 11 l>22
12 l>24 12 l>24
любые любые ВИК,УЗК,РК
2 Несплавления по кромкам и между слоями 5 h>0,5 l>10 > 25 5 h>0,5 l>10 > 50 УЗК
РК шлифовка
заварка
6 h>0,6 l>12 6 h>0,6 l>12
7 h>0,7 l>14 7 h>0,7 l>14
8 h>0,8 l>16 8 h>0,8 l>16
9 h>0,9 l>18 9 h>0,9 l>18
10 h>1,0 l>20 10 h>1,0 l>20
11 l>22 11 l>22
12 l>24 12 l>24
3 несплошность плоскостного типа Подрезы 5 h>0,5
l>50 >100 5 h>0,5
l>100 >150 ВИК заварка
6 6
7 7
8 8
9 9
10 10
11 11
12 12
4 Непровары в корне шва 5 h>0,5 l>10 >25 5 h>0,5 l>10 > 50 УЗК
РК шлифовка
заварка
6 h>0,6 l>12 6 h>0,6 l>12
7 h>0,7 l>14 7 h>0,7 l>14
8 h>0,8 l>16 8 h>0,8 l>16
9 h>0,9 l>18 9 h>0,9 l>18
10 h>1,0 l>20 10 h>1,0 l>20
11 l>22 11 l>22
12 l>24 12 l>24
5.2.7 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие исправлению по результатам ДДК для диаметра 377 мм.
Таблица Н.7 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие исправлению по результатам ДДК для диаметра 377 мм
№ п/п Наименование дефекта
по результатам ВТД Наименование дефекта
по результатам ДДК Размеры дефектов, подлежащих исправлению,
по результатам ДДК для участков нефтепроводов: Вид НК Метод исправления дефекта на сварном стыке
категорий B, I категорий II, III, IV
t
мм l, h
мм 300
мм L
мм t
мм l, h
мм 300
мм L
мм
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
1 аномалия сварного шва Поры и шлаковые включения (единичные, протяженные, скопления), в т. ч.

Выходящие на поверхность 5 l>10 > 25 ≤197 5 l>10 > 50 ≤197 УЗК
РК Шлифовка
Заварка
6 l>12 6 l>12
7 l>14 7 l>14
8 l>16 8 l>16
9 l>18 9 l>18
10 l>20 10 l>20
11 l>22 11 l>22
12 l>24 12 l>24
любые любые ВИК,УЗК,РК
2 Несплавления по кромкам и между слоями 5 h>0,5 l>10 > 25 5 h>0,5 l>10 > 50 УЗК
РК Шлифовка
заварка
6 h>0,6 l>12 6 h>0,6 l>12
7 h>0,7 l>14 7 h>0,7 l>14
8 h>0,8 l>16 8 h>0,8 l>16
9 h>0,9 l>18 9 h>0,9 l>18
10 h>1,0 l>20 10 h>1,0 l>20
11 l>22 11 l>22
12 l>24 12 l>24
3 несплошность плоскостного типа Подрезы 5 h>0,5
l>50 >100 5 h>0,5
l>100 >150 ВИК заварка
6 6
7 7
8 8
9 9
10 10
11 11
12 12
1
4 Непровары в корне шва 5 h>0,5 l>10 >25 5 h>0,5 l>10 > 50 УЗК, РК шлифовка
заварка
6 h>0,6 l>12 6 h>0,6 l>12
7 h>0,7 l>14 7 h>0,7 l>14
8 h>0,8 l>16 8 h>0,8 l>16
9 h>0,9 l>18 9 h>0,9 l>18
10 h>1,0 l>20 10 h>1,0 l>20
11 l>22 11 l>22
12 l>24 12 l>24
5.2.8 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие исправлению по результатам ДДК для диаметра 426 мм.
Таблица Н.8 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие исправлению по результатам ДДК для диаметра 426 мм
№ п/п Наименование дефекта
по результатам ВТД Наименование дефекта
по результатам ДДК Размеры дефектов, подлежащих исправлению, по результатам ДДК для участков нефтепроводов: Вид НК Метод исправления дефекта на сварном стыке
категорий B, I категорий II, III, IV
t
мм l, h
мм 300
мм L
мм t
мм l, h
мм 300
мм L
мм
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
1
1 аномалия сварного шва Поры и шлаковые включения (единичные, протяженные, скопления), в т. ч.

Выходящие на поверхность 5 l>10 > 25 ≤223 5 l>10 > 50 ≤223 УЗК
РК шлифовка
заварка
6 l>12 6 l>12
7 l>14 7 l>14
8 l>16 8 l>16
9 l>18 9 l>18
10 l>20 10 l>20
11 l>22 11 l>22
12 l>24 12 l>24
любые любые ВИК,УЗК, РК
2 Несплавления по кромкам и между слоями 5 h>0,5 l>10 > 25 5 h>0,5 l>10 > 50 УЗК
РК шлифовка
заварка
6 h>0,6 l>12 6 h>0,6 l>12
7 h>0,7 l>14 7 h>0,7 l>14
8 h>0,8 l>16 8 h>0,8 l>16
9 h>0,9 l>18 9 h>0,9 l>18
10 h>1,0 l>20 10 h>1,0 l>20
11 l>22 11 l>22
12 l>24 12 l>24
3 несплошность плоскостного типа Подрезы 5 h>0,5
l>50 >100 5 h>0,5
l>100 >150 ВИК заварка
6 6
7 7
8 8
9 9
10 10
11 11
12 12
1
4 Непровары в корне шва 5 h>0,5 l>10 >25 5 h>0,5 l>10 > 50 УЗК
РК шлифовка
заварка
6 h>0,6 l>12 6 h>0,6 l>12
7 h>0,7 l>14 7 h>0,7 l>14
8 h>0,8 l>16 8 h>0,8 l>16
9 h>0,9 l>18 9 h>0,9 l>18
10 h>1,0 l>20 10 h>1,0 l>20
11 l>22 11 l>22
12 l>24 12 l>24
5.2.9 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие исправлению по результатам ДДК для диаметра 530 мм.
Таблица Н.9 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие исправлению по результатам ДДК для диаметра 530 мм
№ п/п Наименование дефекта
по результатам ВТД Наименование дефекта
по результатам ДДК Размеры дефектов, подлежащих исправлению, по результатам ДДК для участков нефтепроводов: Вид НК Метод исправления дефекта на сварном стыке
категорий B, I категорий II, III, IV
t
мм l, h
мм 300
мм L
мм t
мм l, h
мм 300
мм L
мм
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

1 аномалия сварного шва Поры и шлаковые включения (единичные, протяженные, скопления), в т. ч.
Выходящие на поверхность 6 l>12 > 25 ≤278 6 l>12 > 50 ≤278 УЗК
РК шлифовка
заварка
7 l>14 7 l>14
8 l>16 8 l>16
9 l>18 9 l>18
10 l>20 10 l>20
11 l>22 11 l>22
12 l>24 12 l>24
14 l>25 14 l>28
любые любые ВИК, УЗК РК
2 Несплавления по кромкам и между слоями 6 h>0,6 l>12 > 25 6 h>0,6 l>12 > 50 УЗК
РК шлифовка
заварка
7 h>0,7 l>14 7 h>0,7 l>14
8 h>0,8 l>16 8 h>0,8 l>16
9 h>0,9 l>18 9 h>0,9 l>18
10 h>1,0 l>20 10 h>1,0 l>20
11 l>22 11 l>22
12 l>24 12 l>24
14 l>25 14 l>28
3 несплошность плоскостного типа Подрезы 6 h>0,5
l>50 >100 6 h>0,5
l>100 >150 ВИК заварка
7 7
8 8
9 9
10 10
11 11
12 12
14 14
4 Непровары в корне шва 6 h>0,6 l>12 >25 6 h>0,6 l>12 > 50 УЗК
РК шлифовка
заварка
7 h>0,7 l>14 7 h>0,7 l>14
8 h>0,8 l>16 8 h>0,8 l>16
9 h>0,9 l>18 9 h>0,9 l>18
10 h>1,0 l>20 10 h>1,0 l>20
11 l>22 11 l>22
12 l>24 12 l>24
14 l>25 14 l>28
5.2.10 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие исправлению по результатам ДДК для диаметра 720 мм.
Таблица Н.10 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие исправлению по результатам ДДК для диаметра 720 мм
№ п/п Наименование дефекта по ВТД Наименование дефекта
по результатам ДДК Размеры дефектов, подлежащих исправлению, по результатам ДДК для участков нефтепроводов: Вид НК Метод исправления дефекта на сварном стыке
категорий B, I категорий II, III, IV
t, мм l, h, мм 300, мм L,мм t, мм l, h, мм 300,мм L, мм
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

1 аномалия сварного шва Поры и шлаковые включения (единичные, протяженные, скопления), в т. ч.
Выходящие на поверх. 7 l>14 > 25 ≤377 7 l>14 > 50 ≤377 ВИК
УЗК
РК шлифовка
заварка
8 l>16 8 l>16
9 l>18 9 l>18
10 l>20 10 l>20
11 l>22 11 l>22
12 l>24 12 l>24
13 l>25 13 l>26
14 l>25 14 l>28
15 l>25 15 l>30
16 l>25 16 l>32
любые любые
2 Несплавления по кромкам и между слоями 7 h>0,7 l>14 > 25 7 h>0,7 l>14 > 50 УЗК
РК шлифовка
заварка
8 h>0,8 l>16 8 h>0,8 l>16
9 h>0,9 l>18 9 h>0,9 l>18
10 h>1,0 l>20 10 h>1,0 l>20
11 l>22 11 l>22
12 l>24 12 l>24
13 l>25 13 l>26
14 l>25 14 l>28
15 l>25 15 l>30
16 l>25 16 l>32
3 несплошность плоскостного типа Подрезы 7 h>0,5
l>50 >100 7 h>0,5
l>100 >150 ВИК заварка
8 8
9 9
10 10
11 11
12 12
13 13
14 14
15 15
16 16

4 Непровары в корне шва 7 h>0,7 l>14 >25 7 h>0,7 l>14 > 50 УЗК
РК шлифовка
заварка
8 h>0,8 l>16 8 h>0,8 l>16
9 h>0,9 l>18 9 h>0,9 l>18
10 h>1,0 l>20 10 h>1,0 l>20
11 l>22 11 l>22
12 l>24 12 l>24
13 l>25 13 l>26
14 l>25 14 l>28
15 l>25 15 l>30
16 l>25 16 l>32

5.2.11 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие исправлению по результатам ДДК для диаметра 820 мм.
Таблица Н.11 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие исправлению по результатам ДДК для диаметра 820 мм
№ п/п Наименование дефекта
по результатам ВТД Наименование дефекта
по результатам ДДК Размеры дефектов, подлежащих исправлению, по результатам ДДК для участков нефтепроводов: Вид НК Метод исправления дефекта на сварном стыке
категорий B, I категорий II, III, IV
t
мм l, h
мм 300
мм L
мм t
мм l, h
мм 300
мм L
мм
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
1 аномалия сварного шва Поры и шлаковые включения (единичные, протяженные, скопления), в т. ч.
Выходящие на поверхность 8 l>16 > 25 ≤429 8 l>16 > 50 ≤429 УЗК
РК шлифовка
заварка
9 l>18 9 l>18
10 l>20 10 l>20
11 l>22 11 l>22
12 l>24 12 l>24
13 l>25 13 l>26
14 l>25 14 l>28
15 l>25 15 l>30
16 l>25 16 l>32
любые любые ВИК
УЗК
РК
2 Несплавления по кромкам и между слоями 8 h>0,8 l>16 > 25 8 h>0,8 l>16 > 50 УЗК
РК шлифовка
заварка
9 h>0,9 l>18 9 h>0,9 l>18
10 h>1,0 l>20 10 h>1,0 l>20
11 l>22 11 l>22
12 l>24 12 l>24
13 l>25 13 l>26
14 l>25 14 l>28
15 l>25 15 l>30
16 l>25 16 l>32
3 несплошность плоскостного типа Подрезы 8 h>0,5
l>50 >100 8 h>0,5
l>100 >150 ВИК заварка
9 9
10 10
11 11
12 12
13 13
14 14
15 15
16 16
4 Непровары в корне шва 8 h>0,8 l>16 >25 8 h>0,8 l>16 > 50 УЗК
РК шлифовка
заварка
9 h>0,9 l>18 9 h>0,9 l>18
10 h>1,0 l>20 10 h>1,0 l>20
11 l>22 11 l>22
12 l>24 12 l>24
13 l>25 13 l>26
14 l>25 14 l>28
15 l>25 15 l>30
16 l>25 16 l>32

5.2.12 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие исправлению по результатам ДДК для диаметра 1020 мм
Таблица Н.12 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие исправлению по результатам ДДК для диаметра 1020 мм
№ п/п Наименование дефекта
по результатам ВТД Наименование дефекта
по результатам ДДК Размеры дефектов, подлежащих исправлению,
по результатам ДДК для участков нефтепроводов: Вид НК Метод исправления дефекта на сварном стыке
категорий B, I категорий II, III, IV
t
мм l, h
мм 300
мм L
мм t
мм l, h
мм 300
мм L
мм
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
1 аномалия сварного шва Поры и шлаковые включения (единичные, протяженные, скопления), в т. ч.
Выходящие на поверхность 9 l>18 > 25 ≤534 9 l>18 > 50 ≤534 УЗК
РК шлифовка
заварка
10 l>20 10 l>20
11 l>22 11 l>22
12 l>24 12 l>24
13 l>25 13 l>26
14 l>25 14 l>28
15 l>25 15 l>30
16 l>25 16 l>32
любые любые ВИК
УЗК
РК
2 Несплавления по кромкам и между слоями 9 h>0,9 l>18 > 25 9 h>0,9 l>18 > 50 УЗК
РК шлифовка
заварка
10 h>1,0 l>20 10 h>1,0 l>20
11 l>22 11 l>22
12 l>24 12 l>24
13 l>25 13 l>26
14 l>25 14 l>28
15 l>25 15 l>30
16 l>25 16 l>32
3 несплошность плоскостного типа Подрезы 9 h>0,5
l>50 >100 9 h>0,5
l>100 >150 ВИК заварка
10 10
11 11
12 12
13 13
14 14
15 15
16 16
4 Непровары в корне шва 9 h>0,9 l>18 >25 9 h>0,9 l>18 > 50 УЗК
РК шлифовка
заварка
10 h>1,0 l>20 10 h>1,0 l>20
11 l>22 11 l>22
12 l>24 12 l>24
13 l>25 13 l>26
14 l>25 14 l>28
15 l>25 15 l>30
16 l>25 16 l>32

5.2.13 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие исправлению по результатам ДДК для диаметра 1067 мм
Таблица Н.13 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие исправлению по результатам ДДК для диаметра 1067 м
№ п/п Наименование дефекта
по результатам ВТД Наименование дефекта
по результатам ДДК Размеры дефектов, подлежащих исправлению,
по результатам ДДК для участков нефтепроводов: Вид НК Метод исправления дефекта на сварном стыке
категорий B, I категорий II, III, IV
t
мм l, h
мм 300
мм L
мм t
мм l, h
мм 300
мм L
мм
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
1 аномалия сварного шва Поры и шлаковые включения (единичные, протяженные, скопления), в т. ч. 10 l>20 > 25 ≤559 10 l>20 > 50 ≤559 УЗК
РК шлифовка
заварка
11 l>22 11 l>22
14 l>25 14 l>28
17 l>25 17 l>34
20 l>25 20 l>40
21 l>25 21 l>42
25 l>25 25 l>50
выходящие на поверхность любые любые ВИК
УЗК
РК
2 Несплавления по кромкам и между слоями 10 h>1,0 l>20 > 25 10 h>1,0 l>20 > 50 УЗК
РК шлифовка
заварка
11 l>22 11 l>22
14 l>24 14 l>28
17 l>25 17 l>34
20 l>25 20 l>40
21 l>25 21 l>42
25 l>25 25 l>50
3 несплошность плоскостного типа Подрезы 10 h>0,5
l>50 >100 10 h>0,5
l>100 > 50 ВИК заварка
11 11
14 14
17 17
20 20
25 25
4 Непровары в корне шва 10 h>1,0 l>20 >25 10 h>1,0 l>20 > 50 УЗК
РК шлифовка
заварка
11 l>22 11 l>22
14 l>24 14 l>28
17 l>25 17 l>34
20 l>25 20 l>40
21 l>25 21 l>42
25 l>25 25 l>50
5.2.14 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие исправлению по результатам ДДК для диаметра 1220 мм.
Таблица Н.14 Дефекты поперечного сварного шва, подлежащие исправлению по результатам ДДК для диаметра 1220 мм
№ п/п Наименование дефекта
по ВТД Наименование дефекта
по результатам ДДК Размеры дефектов, подлежащих исправлению, по результатам ДДК для участков нефтепроводов: Вид НК Метод исправления дефекта на сварном стыке
категорий B, I категорий II, III, IV
t, мм l, h, мм 300, мм L, мм t, мм l, h, мм 300, мм L, мм
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
1 аномалия сварного шва Поры и шлаковые включения (одиночные, протяженные, скопления), в т. ч.

Выходящие на поверхность 10 l>20 > 25 ≤ 639 10 l>20 > 50 ≤ 639 УЗК
РК шлифовка
заварка
11 l>22 11 l>22
12 l>24 12 l>24
13 l>25 13 l>26
16 l>25 16 l>32
19 l>25 19 l>38
22 l>25 22 l>44
24 l>25 24 l>48
26 l>25 26 l>50
любые любые ВИК, УЗК, РК
2 Несплавления по кромкам и между слоями 10 h>1,0 l>20 > 25 10 h>1,0 l>20 > 50 УЗК
РК шлифовка
заварка
11 l>22 11 l>22
12 l>24 12 l>24
13 l>25 13 l>26
16 l>25 16 l>32
19 l>25 19 l>38
22 l>25 22 l>44
24 l>25 24 l>48
26 l>25 26 l>50
3 несплошность плоскостного типа Подрезы 10 h>0,5
l>50 >100 10 h>0,5
l>100 >150 ВИК заварка
11 11
12 12
13 13
16 16
19 19
22 22
24 24
26 26
4 Непровары в корне шва 10 h>1,0 l>20 >25 10 h>1,0 l>20 > 50 УЗК
РК шлифовка
заварка
11 l>22 11 l>22
12 l>24 12 l>24
13 l>25 13 l>26
16 l>25 16 l>32
19 l>25 19 l>38
22 l>25 22 l>44
24 l>25 24 l>48
26 l>25 26 l>50
h – глубина дефекта;
l – протяженность одиночного дефекта (размер дефекта, определяемый вдоль шва);
300 – суммарная протяженность дефектов на длине сварного шва, равной 300 мм;
L – Суммарная длина в поперечном стыке дефектов всех типов выявленных по результатам диагностики;
t – толщина стенки трубы
6 Приварные элементы, подлежащие устранению
Подлежат устранению по результатам ДДК приварные элементы (патрубки, сварные присоединения) неуказанные в ТЗ на ВТД и не предусмотренные проектом.
7 Дефекты расположения кольцевого стыка относительно опор
Подлежат устранению по результатам ДДК кольцевые стыки участков надземной прокладки, расположенные на расстоянии менее 600 мм от края подвижной опоры

Приложение П
(обязательное)
Параметры дефектов, подлежащих устранению, выявленных по результатам пропуска ВИП по участку нефтепровода/нефтепродуктопровода, заполненного водой, после завершения СМР до ввода в эксплуатацию
1 Сужения, подлежащие устранению
Таблица П.1 – Сужения, подлежащие устранению
мм
Диаметр трубы Толщина стенки трубы, t Сужение глубиной, H
1 2 3
159 Св. 3 до 4 17,9
Св. 4 до 5 15,9
Св. 5 до 6 13,9
Св. 6 11,9
219 Св. 4 до 5 24,9
Св. 5 до 6 22,9
Св. 6 до 7 20,9
Св. 7 18,9
273 Св. 4 до 5 33,0
Св. 5 до 6 31,0
Св. 6 до 7 29,0
Св. 7 до 8 27,0
Св. 8 до 9 25,0
Св. 9 23,0
325 Св. 5 до 6 38,8
Св. 6 до 7 36,8
Св. 7 до 8 34,8
Св. 8 до 9 32,8
Св. 9 до 10 30,8
Св. 10 28,8
377 Св. 5 до 6 46,6
Св. 6 до 7 44,6
Св. 7 до 8 42,6
Св. 8 до 9 40,6
Св. 9 до 10 38,6
Св. 10 36,6
426 Св. 5 до 6 53,9
Св. 6 до 7 51,9
Св. 7 до 8 49,9
Св. 8 до 9 47,9
Св. 9 до 10 45,9
Св. 10 43,9
530 Св. 6 до 7 67,5
Св. 7 до 8 65,5
Св. 8 до 9 63,5
Св. 9 до 10 61,5
Св. 10 59,5
720 Св. 7 до 8 94,0
Св. 8 до 9 92,0
Св. 9 до 10 90,0
Св. 10 до 11 88,0
Св. 11 86,0
820 Св. 8 до 9 107,0
Св. 9 до 10 105,0
Св. 10 до 11 103,0
Св. 11 до 12 101,0
Св. 12 99,0
1020 Св. 9 до 10 135,0
Св. 10 до 11 133,0
Св. 11 до 12 131,0
Св. 12 до 13 129,0
Св. 13 до 14 127,0
Св. 14 125,0
1067 Св. 10 до 12 140,1
Св. 12 до 14 136,1
Св. 14 до 16 132,1
Св. 16 до 18 128,1
Св. 18 до 20 124,1
Св. 20 до 22 120,1
Св. 22 до 24 116,1
Св. 24 до 26 112,1
Св. 26 до 28 108,1
Св. 28 до 30 104,1
Св. 30 100,1
1220 Св. 10 до 11 163,0
Св. 11 до 12 161,0
Св. 12 до 13 159,0
Св. 13 до 14 157,0
Св. 14 до 15 155,0
Св. 15 153,0

2 Дефекты «вмятина» по телу трубы, подлежащие устранению
Таблица П.2 – Дефекты типа «вмятина» по телу трубы, подлежащие устранению
Номинальный наружный диаметр трубы Dн, мм Глубина H, мм Отношение длины L вмятины к ширине W (L/ W )
1 2 3
159 более 4,0 любое
219 более 4,0 любое
273 более 4,0 любое
325 более 4,0 любое
377 более 4,0 любое
426 более 4,0 любое
530 6,0 и более любое
720 6,0 и более любое
820 6,0 и более любое
1020 6,0 и более любое
1067 6,0 и более любое
1220 6,0 и более любое

3 Дефекты типа «вмятина», примыкающие*) к сварному шву, подлежащие устранению
Таблица П.3 – Дефекты «вмятина», примыкающие*) к сварному шву, подлежащие устранению
Номинальный наружный диаметр трубы Dн, мм Глубина H, мм
1 2
159 более 4,0
219 более 4,0
273 более 4,0
325 более 4,0
377 более 4,0
426 более 4,0
530 6,0 и более
720 6,0 и более
820 6,0 и более
1020 6,0 и более
1067 6,0 и более
1220 6,0 и более
Примечание:
*) – дефект считается примыкающим к сварному шву, если минимальное расстояние от линии перехода шва к основному металлу до границы дефекта (S1, S2, S3 на рисунке) меньше или равно значения 4-х толщин стенки трубы в районе дефекта.

Исправление дефектов типа «вмятина» не допускается.

4 Дефекты типа «овальность», подлежащие устранению, по телу трубы или на прямолинейном участке отвода
Таблица П.4 – Дефекты типа «овальность», подлежащие устранению
Диаметр трубы, мм Толщина стенки трубы t, мм Минимальный наружный диаметр, мм
1 2 3
159 3-6 < 156
219 4-7 < 215
273 4-9 < 268
325 5-10 < 319
377 5-10 < 369
426 5-10 < 417
530 6-10 < 519
720 7-11 < 706
820 8-12 < 804
1020 9-14 < 1000
1067 10-30 < 1046
1220 10-15 < 1196

5 Дефекты типа «овальность» на изогнутом участке отвода, подлежащие устранению
5.1 Овальность поперечного сечения отводов холодного гнутья не должна превышать 2,5 % в изогнутой части и 1,5 % – по их торцам.
5.2 Овальность на изогнутой части отвода горячего гнутья не должна превышать значений в процентах от наружного диаметра, указанных в таблице П5
Таблица П.5
Диаметр отвода, мм Радиус поворота
1,5 DN 2,0 DN 2,5 DN 3,5 DN 5 DN 6 DN 7 DN 8,5 DN 10DN и более
1 2 3 4 5 6 7 8 9 12
Овальность на изогнутом участке , не более 6,5 % 5,5 % 5 % 3,5 2,5% 2,5% 2,5% 2,0% 2,0%

6 Дефекты типа «гофр», подлежащие устранению
Подлежат устранению гофры труб глубиной более 6 мм. Подлежат устранению отводы холодного гнутья с гофром на вогнутой части высотой более 10 мм или более 50% номинальной толщины стенки изгибаемой трубы. Подлежат устраению отводы горячего гнутья с гофром высотой более толщины стенки или высотой более 10 мм с шагом менее 30 мм.
7 Дефекты типа «уменьшение толщины стенки трубы», подлежащие устранению
7.1 Подлежат устранению участки с уменьшением толщины стенки трубы, выполненные с использованием труб из сталей листового и рулонного проката нормальной точности, для которых минусовой допуск превышает значения, указанные в таблице П.6 для максимальной ширины проката
Таблица П.6 – Предельный минусовой допуск по толщине проката
Толщина
проката, мм Предельный минусовой допуск по толщине проката при ширине, мм
от 500
до 750 св. 750
до 1000 св. 1000
до 1500 св. 1500
до 2000 св. 2000
до 2300 св. 2300
до 2700 св. 2700
до 3000
1 2 3 4 5 6 7 8
Св. 3.00 до 3.50 0.20 0.21 0.22 0.24 0.29 – –
Св. 3.50 до 3.90 0.22 0.23 0.24 0.26 0.31 – –
Св. 3.90 до 5.5 0.40 0.50 – –
Св. 5.5 до 7.5 0.50 0.60 – –
Св. 7.5 до 10.0 0.80 –
Св. 10.0 до 12.0 0.80

Толщина
проката, мм Предельный минусовой допуск по толщине проката при ширине. мм
Св. 1000 до 1200 Св. 1200 до 1500 Св. 1500 до 1700 Св. 1700 до 1800 Св. 1800 до 2000 Св. 2000 до 2300 Св. 2300 до 2500 Св. 2500 до 2600 Св. 2600 до 2800 Св. 2800 до 3000 Св. 3000 до 3200 Св. 3200 до 3400 Св. 3400 до 3600 Св. 3600 до 3800
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Св. 12.0
до 25.0 0,8 – –
Св. 25.0
до 30.0 0,9
7.2 Подлежат устранению участки с уменьшением толщины стенки трубы, выполненные с использованием труб из сталей контролируемой прокатки, для которых минусовой допуск превышает 5 % от номинальной толщины стенки:
Таблица П.7
Диаметр трубы Толщина стенки трубы, t* Отклонения по толщине стенки трубы, t
1 2 3
530 6 более 0,3
7 более 0,35
8 более 0,4
9 более 0,45
10 более 0,5
11 более 0,55
12 более 0,6
720 7 более 0,35
8 более 0,4
9 более 0,45
10 более 0,5
11 более 0,55
12 более 0,6
13 более 0,65
820 8 более 0,4
9 более 0,45
10 более 0,5
11 более 0,55
12 более 0,6
13 более 0,65
14 более 0,7
1020 9 более 0,45
10 более 0,5
11 более 0,55
12 более 0,6
13 более 0,65
14 более 0,7
15 более 0,75
16 более 0,8
1067 10 более 0,5
12 более 0,6
14 более 0,7
16 более 0,8
18 более 0,8
20 более 0,8
22 более 0,8
24 более 0,8
26 более 0,8
28 более 0,8
30 более 0,8
1220 10 более 0,5
11 более 0,55
12 более 0,6
13 более 0,65
14 более 0,7
15 более 0,75
16 более 0,8
17 более 0,8

*) При промежуточном значении толщины стенки трубы максимальное недопустимое отклонение по толщине стенки определяется по формуле: t > t х 0,05.

7.3 Подлежат устранению участки с уменьшением толщины стенки трубы, выполненные с использованием бесшовных труб, для которых минусовой допуск превышает значения, указанные в таблице П.7а:
Таблица П.7а
Диаметр трубы Толщина стенки трубы, t* Отклонения по толщине стенки трубы, t
1 2 3
159 3 более 0,38
4 более 0,50
5 более 0,63
6 более 0,75
7 более 0,88
8 более 1,00
219 4 более 0,50
5 более 0,63
6 более 0,75
7 более 0,88
8 более 1,00
9 более 1,13
273 4 более 0,60
5 более 0,75
6 более 0,90
7 более 1,05
8 более 1,20
9 более 1,35
10 более 1,50
11 более 1,65
325 5 более 0,75
6 более 0,90
7 более 1,05
8 более 1,20
9 более 1,35
10 более 1,50
11 более 1,65
12 более 1,80
377 5 более 0,75
6 более 0,90
7 более 1,05
8 более 1,20
9 более 1,35
10 более 1,50
11 более 1,65
12 более 1,80
426 5 более 0,75
6 более 0,90
7 более 1,05
8 более 1,20
9 более 1,35
10 более 1,50
11 более 1,65
12 более 1,80
530 6 более 0,90
7 более 1,05
8 более 1,20
9 более 1,35
10 более 1,50
11 более 1,65
12 более 1,80

*) При промежуточном значении толщины стенки трубы максимальное недопустимое минусовое отклонение по толщине стенки определяется по формуле: t > t х 0,125 для труб диаметром до 219 мм включительно и по формуле: t > t х 0,15 для труб диаметром более 219 мм.

8. Дефекты типа «смещение кромок» в поперечном сварном шве, подлежащие устранению
Таблица П.8 – Дефекты типа «смещение кромок» в поперечном сварном шве, подлежащие устранению
мм
Толщина стенки трубы, t* Смещение кромок, t
1 2
3 более 0,6
4 более 0,8
5 более 1
6 более 1,2
7 более 1,4
8 более 1,6
9 более 1,8
10 более 2
11 более 2,2
12 более 2,4
13 более 2,6
14 более 2,8
15 и более более 3
*) При промежуточном значении толщины стенки трубы недопустимое смещение кромок определяется по формуле: t > t х 0,2.
9 Приварные элементы в околошовной* зоне, подлежащие устранению
Подлежат устранению приварные элементы (кроме катодных выводов), расположенные в околошовной зоне поперечных кольцевых, спиральных и продольных заводских сварных швов.
Примечание: * – приварной элемент считается расположенным в околошовной зоне, если расстояние между швами трубопровода и швом приваренного элемента составляет менее 100 мм.

10 Дефекты продольных сварных швов подлежащие устранению
10.1 Трещины, непровары, несплавления по кромкам и между слоями;
10.2 Шлаковые включения и газовые поры, выходящие на поверхность шва;
10.3 Прожоги, поджоги, нарушение формы шва (наплывы, резкие сужения), раздвоения на неудаленной части наружного грата;
10.4 Совпадение подрезов в одном сечении по наружному и внутреннему швам;
10.5 Кратеры в сварных швах на концевых участках труб;
10.6 Подрезы в зоне перехода от основного металла к металлу шва
для труб первого и второго уровня (обычного и хладостойкого исполнения) – глубиной 0,4 мм и более, для труб третьего уровня (повышенной эксплуатационной надежности) – 0,2 мм и более.
10.7 Дефекты типа «смещение кромок» (таблица П.9);
Таблица П.9 Дефекты типа «смещение кромок» в продольном сварном шве
Толщина стенки, мм Смещение кромок, мм
1 2
До 10,0 более 1,0
11 более 1,1
12 более 1,2
13 более 1,3
14 более 1,4
15 более 1,5
16 более 1,6
17 более 1,7
18 более 1,8
19 более 1,9
Свыше 20 более 2,0
10.8 Смещение осей наружного и внутреннего швов на торцах труб (таблица П.10);
Таблица П.10 Смещение осей наружного и внутреннего швов, подлежащее устранению
Толщина стенки трубы, мм Смещение осей наружного и внутреннего швов на торце трубы, мм Перекрытие швов,
мм
1 2 3
От 3 до 10,0 более 3,0 менее 1,5
Свыше 10,0 более 4,0 менее 2,0
10.9 Все типы дефектов на длине менее 200 мм от торца трубы;
10.10 Ремонтные сварные швы:
– длиной менее 50 мм;
– длиной более 300 мм;
– на расстоянии менее 300 мм от поперечного сварного стыка;
– при количестве ремонтных сварных швов больше двух на одной трубе;
– два ремонтных шва, отстоящие друг от друга на расстоянии менее указанного в таблице П.11;
Таблица П.11 – Расстояния между ремонтными швами
Номинальный диаметр трубы, мм Расстояние между отремонтированными участками мм
1 2
159 менее 318
219 менее 438
273 менее 546
325 менее 650
377 менее 754
426 менее 852
530 менее 1060
720 менее 1440
820 менее 1640