Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ

Купить ОР 13.01-74.30.00-КТН-005-5-02 — официальный бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Цена на этот документ пока неизвестна. Нажмите кнопку "Купить" и сделайте заказ, и мы пришлем вам цену.

Официально распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль".

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Регламент определяет сроки, порядок взаимодействия и ответственных лиц за разработку планов диагностических работ, выдачу технического задания, заключение договоров, проведение диагностических работ, обработку, анализ и проверку данных диагностики и оформление отчетов по обследованию линейной части магистральных нефтепроводов, контроль выполнения планов диагностики.

Оглавление

1 Общие положения
2 Основания для формирования программы диагностического обследования нефтепроводов ОАО "АК "ТРАНСНЕФТЬ"
3 Порядок формирования программы диагностического обследования нефтепроводов ОАО "АК "ТРАНСНЕФТЬ"
4 Контроль выполнения плана диагностики
5 Взаимоотношения ОАО "АК "ТРАНСНЕФТЬ", ОАО МН и ОАО ЦТД "ДИАСКАН" при подготовке и проведении диагностического обследования магистральных нефтепроводов внутритрубными инспекционными приборами
6 Взаимоотношения между ОАО МН и ОАО ЦТД "ДИАСКАН" при подготовке и передаче технического отчета
7 Порядок анализа технического отчета
8 Проведение дополнительного дефектоскопического контроля (ДДК)
9 Порядок допуска оборудования ОАО ЦТД "ДИАСКАН к проведению диагностических работ на участках магистральных нефтепроводов
10 Порядок заключения договоров между ОАО МН и ОАО ЦТД "ДИАСКАН" и расчета времени на диагностическое обследование МН
Приложения

Показать даты введения Admin

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ
ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ «ТРАНСНЕФТЬ»

ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
РЕГЛАМЕНТЫ

(стандарты предприятия)
акционерной компании
по транспорту нефти «Транснефть»

Том I

Москва 2003

РЕГЛАМЕНТ
ПЛАНИРОВАНИЯ, ВЫПОЛНЕНИЯ ДИАГНОСТИКИ И АНАЛИЗА ЕЁ РЕЗУЛЬТАТОВ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»

Утвержден 28 ноября 2002 г.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящий Регламент вводится взамен «Регламента взаимоотношений ОАО «АК «Транснефть», ОАО МН и ОАО ЦТД «Диаскан» при диагностике и представлении ее результатов» от 11.09.2001 г., включая дополнения и изменения к нему.

1.2. Настоящий Регламент определяет сроки, порядок взаимодействия и ответственных лиц за разработку планов диагностических работ, выдачу технического задания, заключение договоров, проведение диагностических работ, обработку, анализ и проверку данных диагностики и оформление отчетов по обследованию линейной части магистральных нефтепроводов, контроль выполнения планов диагностики.

1.3. Регламент разработан на основании положений нормативных документов для магистрального транспорта нефти.

1.4. Положения Регламента определяют порядок взаимодействия соответствующих служб ОАО «АК «Транснефть», ОАО МН, РНУ и ОАО ЦТД «Диаскан».

2. ОСНОВАНИЯ ДЛЯ ФОРМИРОВАНИЯ ПРОГРАММЫ ДИАГНОСТИЧЕСКОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ НЕФТЕПРОВОДОВ ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»

2.1. Планы инспекции МН внутритрубными диагностическими приборами на год и квартал формируются по срокам выдачи отчетов на основании следующих планов и приоритетов:

2.1.1. Повторное обследование подводных переходов с дефектами первоочередного ремонта (ПОР), в соответствии с табл. 1, которые не могут быть выведены из эксплуатации по типам приборов и срокам.

Таблица 1

п/п

Описание дефектов ПОР по РД 153-39.4-067-00 «Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов»

Тип ВИП, которым выявлен дефект

Тип ВИП для дополнительного обследования

1

Дефект геометрии без зафиксированных дополнительных дефектов и примыкания к сварным швам

К. WM

MFL

2

Дефект геометрии, примыкающий к сварному шву: поперечному продольному

К, WM

MFL

CDL

3

Потеря металла (внешняя и внутренняя)

WM

MFL*, CDL**

4

Риска, царапина, задир

WM

MFL

CDL**, MFL*

CDC

5

Несплошность плоскостного типа по телу трубы, ориентированная в поперечном направлении или в поперечном сварном шве

MFL

СDC

6

Расслоение в околошовной зоне, расслоение с выходом на поверхность

WM

CD

CDC*, CDL**

WM

7

Аномалия поперечного шва

MFL

CDC

Срок повторного обследования - 6 месяцев

Принятые сокращения: К - профилемер,

WM - ультразвуковой дефектоскоп WM,

MFL - магнитный дефектоскоп MFL,

CD - ультразвуковой дефектоскоп «Ультраскан CD»

CDL - ультразвуковой дефектоскоп «Ультраскан CD» с носителем датчиков для выявления дефектов с продольной ориентацией,

CDC - ультразвуковой дефектоскоп «Ультраскан CD» с носителем датчиков для выявления дефектов с поперечной ориентацией.

Примечания:

* - для дефектов с поперечной ориентацией.

** - для дефектов с продольной ориентацией.

2.1.2. Первичное обследование дефектоскопами WM, MFL, CD магистральных нефтепроводов в соответствии с планом-графиком аттестации МН со сниженными рабочими давлениями относительно проектного.

2.1.3. Обследование дефектоскопами WM, MFL, CD подводных переходов магистральных нефтепроводов, по которым проводится мониторинг технического состояния, в срок не менее 6 месяцев до определенного Техническим заданием срока выдачи гарантий безопасной эксплуатации перехода.

2.1.4. Первичное обследование дефектоскопами WM, MFL, CD магистральных нефтепроводов в соответствии с планом-графиком аттестации МН со сроками эксплуатации 33 и более лет за 1 год до наступления срока.

2.1.5. Обследование нефтепроводов дефектоскопами МFL и CD по результатам аттестации - в сроки, определенные в соответствии с расчетами, но не более сроков, указанных в таблице «Период до проведения очередной инспекции ВИП типа CD и MFL» (Приложение 1).

2.1.6. Первичное обследование дефектоскопами WM, MFL, CD вновь введенных в эксплуатацию подводных переходов - в срок не более 3-х лет со дня ввода в эксплуатацию.

2.1.7. Профилеметрия вновь вводимых в эксплуатацию подводных переходов перед их подключением к МН.

2.1.8. Повторное обследование нефтепроводов:

-      дефектоскопом WM для установления реальной скорости роста коррозионных дефектов - в срок не позднее 1 года до перехода дефектов, подлежащих ремонту (ДПР) в дефекты ПОР по результатам расчета, исходя из скорости роста коррозии 0,18 мм в год;

-      дефектоскопами типа WM, MFL и CD с целью определения развивающихся дефектов, в сроки, для дефектоскопов: WM - не более 5-ти лет, MFL и CD - не более 6-и лет после предыдущего обследования, если иные сроки не установлены в п. 2.1.5.

2.1.9. Первичная инспекция нефтепроводов дефектоскопами WM, MFL, CD новых и вновь подготовленных к диагностике нефтепроводов в течение 5 лет со дня ввода их в эксплуатацию или подготовки к диагностике, за 1 год до наступления следующих сроков эксплуатации: 12 лет, 17 лет, 22 года, 27 лет.

2.1.10. Обследование магистральных нефтепроводов дефектоскопами WM, MFL, CD по завершению капитального ремонта (с заменой труб и заменой изоляции) и реконструкции для контроля качества строительно-монтажных работ в срок не более 3-х лет со дня ввода участка в эксплуатацию.

2.2. План формируется с учетом обеспечения максимальной эффективности использования диагностических приборов. Эффективность определяется по коэффициенту использования приборов (Ккип):

,

где Nm - фактическое время в часах на выполнение технологических операций, NM - месячный фонд времени в часах.

При формировании плана пропуска приборов на квартал рассчитывается плановый коэффициент эффективности использования Ккип план для каждого вида приборов (Приложение 9).

2.3. Планы пропуска приборов и выпуска отчетов должны формироваться с учетом равномерного проведения работ в течение всего года. Диагностика должна проводиться по участкам нефтепровода последовательно с начального до конечного с целью обеспечения минимальных транспортных затрат.

3. ПОРЯДОК ФОРМИРОВАНИЯ ПРОГРАММЫ ДИАГНОСТИЧЕСКОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ НЕФТЕПРОВОДОВ ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»

3.1. Программа диагностического обследования формируется на год. Титульный лист и содержание годовой программы диагностического обследования приведены в Приложении 2.

3.2. Планы пропуска приборов и выдачи отчетов формируются на квартал с разбивкой по месяцам.

3.3. Программа диагностического обследования на год должна содержать:

3.3.1. План пропуска приборов и выдачи отчетов с указанием вида диагностики, наименования нефтепровода и участка, диаметра, протяженности (Приложение 2) с разбивкой по каждому месяцу.

3.3.2. Сводный план пропуска приборов и выдачи отчетов.

3.3.3. План платежей ОАО МП - ОАО ЦТД «Диаскан» за диагностику.

3.3.4. Планируемые поступления выручки в соответствии с Актами выполненных работ за год и планируемым выполнением.

3.4. Сроки формирования Программы диагностических работ на год.

3.4.1. Программа диагностических работ на следующий год должна быть сформирована, утверждена и доведена до ОАО МН и ОАО ЦТД «Диаскан» не позднее 7 июня текущего года. Направление в ОАО МН и ОАО ЦТД «Диаскан» Программы работ на следующий год производится отделом МНиНБ ОАО «АК «Транснефть».

3.4.2. ОАО МН в срок не позднее 2 апреля текущего года на основании заявок РНУ (УМН), подписанных Главным инженером РНУ (УМН) на основании приоритетов формирования планов диагностики нефтепроводов, определенных в разделе 2, разрабатывает и направляет в ОАО «АК «Транснефть» и ОАО ЦТД «Диаскан» заявки по установленной форме (Приложение 3) по обследованию линейной части МН внутритрубными инспекционными приборами на следующий год со сводной таблицей обоснования выбора трубопроводов и типов приборов для диагностики и сроков получения отчетов (Приложение 4).

3.4.3. ОАО ЦТД «Диаскан» в срок до 17 апреля текущего года формирует проект плана пропуска приборов и выпуска отчетов на следующий год по физическим объемам на основании представленных заявок от ОАО МН на диагностику нефтепроводов, возможности выполнения заявленных объемов диагностики и выдачи отчетов (интерпретация результатов), обработки информации и представляет его в ОАО МН в электронном виде и по факсу на рассмотрение и согласование.

3.4.4. ОАО МН совместно с Главными инженерами РНУ (УМН) в срок до 20 апреля текущего года рассматривают и согласовывают проект плана пропуска приборов и выпуска отчетов на следующий год, направленный в их адрес в соответствии с пунктом 3.4.3 и направляют свои замечания и предложения в ОАО ЦТД «Диаскан».

3.4.5. ОАО ЦТД «Диаскан» в течение 3-х рабочих дней после получения проекта плана пропуска приборов и выпуска отчетов от ОАО МН представляет в ОАО «АК «Транснефть» сформированный проект плана с пояснительной запиской о подтверждении соответствия плана заявкам ОАО МН.

3.4.6. Отдел МНиНБ ОАО «АК «Транснефть» совместно с представителями ОАО МН в 10-ти дневный срок проверяет представленный проект плана на соответствие его требованиям настоящего регламента, согласовывает его и направляет в ОАО ЦТД «Диаскан» для расчета стоимости диагностических работ.

3.4.7. ОАО ЦТД «Диаскан» в течение 10-ти рабочих дней производит расчеты стоимости диагностических работ и стоимости обследования одного километра нефтепровода (удельной стоимости) и представляет в Департамент экономики ОАО «АК «Транснефть» проект плана затрат на диагностику и расчет стоимости 1 км обследования на следующий год.

3.4.7.1. С расчетом стоимости диагностических работ ОАО ЦТД «Диаскан» предоставляет в Департамент экономики калькуляции затрат на диагностическое обследование нефтепроводов с обоснованием всех статей и удельной стоимости 1 км обследования нефтепровода по типам диагностических приборов и по диаметрам нефтепроводов.

3.4.8. Департамент экономики ОАО «АК «Транснефть» в течение 7-и рабочих дней рассматривает представленные ОАО ЦТД «Диаскан» материалы по п. 3.4.7.1, вносит необходимые корректировки и согласовывает их с начальником Департамента технического развития и эксплуатации объектов трубопроводного транспорта, вице-президентами по направлениям деятельности.

После согласования удельной стоимости (Приложение 2) Департамент экономики в течение 1-го рабочего дня представляет ее на утверждение Первому вице-президенту Компании. Утвержденная удельная стоимость является неотъемлемой частью договора между ОАО ЦТД «Диаскан» и ОАО МН на проведение диагностических работ.

3.4.9. На основании удельной стоимости обследования, ОАО ЦТД «Диаскан» формирует план затрат на диагностику следующего года, который является неотъемлемой частью Программы диагностического обследования.

В случае отклонения, по итогам квартала, фактической стоимости диагностических работ от плановой стоимости более чем на 5 % удельная стоимость работ пересматривается.

Департамент экономики проверяет соответствие бюджетов ОАО МН, по строке диагностическое обследование линейной части магистральных нефтепроводов, плану затрат на диагностическое обследование.

3.4.10. Отдел МНиНБ ОАО «АК «Транснефть» оформляет Программу диагностического обследования для утверждения в Компании. Программа должна быть согласована:

-        от ОАО «АК «Транснефть» Департаментом технического развития и эксплуатации объектов трубопроводного транспорта, Департаментом экономики, Департаментом производственной деятельности, Диспетчерским управлением, Департаментом транспорта, учета и качества нефти;

-        от ОАО ЦТД «Диаскан» Программу диагностического обследования подписывают Генеральный директор, Технический директор, директор по производству, начальник отдела обработки информации и в срок не позднее 5 июня текущего года представлена на утверждение Первому вице-президенту ОАО «АК «Транснефть».

3.4.11. После утверждения, Программу диагностического обследования отдел МНиНБ в течение 2-х дней передает в Департамент производственной деятельности ОАО «АК «Транснефть» для включения в проект Комплексной программы техперевооружения, реконструкции и капитального ремонта на следующий год и доводит план до ОАО МН и ОАО ЦТД «Диаскан».

3.5. Сроки формирования плана диагностических работ на квартал

3.5.1. На основании годовой Программы диагностического обследования нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» (Приложение 2) формируются:

-        план подготовки и диагностического обследования нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» на кварталы (план пропуска приборов) (Приложение 5);

-        план выдачи отчетов по результатам диагностики на квартал (Приложение 6). Планы должны быть утверждены и доведены до ОАО МН и ОАО ЦТД «Диаскан» в следующие сроки:

-        на I квартал - до 20 ноября предшествующего года;

-        на II квартал - до 20 февраля текущего года;

-        на III квартал - до 20 мая текущего года;

-        на IV квартал - до 20 августа текущего года.

Направление в ОАО МН и в ОАО ЦТД «Диаскан» планов пропуска приборов и выдачи отчетов производится отделом МНиНБ в течение одного дня после их утверждения.

3.5.2. Суммарная протяженность участков по протяженности пропуска приборов и выдачи отчетов в проектах планов на квартал и участков, обследованных с начала года, должна быть по нарастающей не менее объемов диагностических работ по годовой Программе на соответствующий период.

3.5.3. ОАО ЦТД «Диаскан» формирует проект планов пропуска приборов и выдачи отчетов на квартал в следующие сроки

-        на I квартал - до 28 октября предшествующего года;

-        на II квартал - до 28 января текущего года;

-        на III квартал - до 28 апреля текущего года;

-        на IV квартал - до 28 июля текущего года

и направляет их в ОАО МН в электронном виде и по факсу.

В планах предусматривается обеспечение ОАО МН подготовки нефтепроводов к диагностике за 30 дней до пропусков дефектоскопов.

3.5.4. ОАО МН в следующие сроки:

-        на I квартал - до 3 ноября предшествующего года;

-        на II квартал - до 3 февраля текущего года;

-        на III квартал - до 3 мая текущего года;

-        на IV квартал - до 3 августа текущего года

согласовывают проект планов с внесением в план пропуска приборов параметров режимов работы нефтепроводов и объемы нефти, необходимые для пропуска приборов в соответствии с их техническими характеристиками и представляет в ОАО ЦТД «Диаскан» в электронном виде и по факсу. ОАО МН включают в проект плана пропуски скребков-калибров по участкам магистральных нефтепроводов, законченных строительством, перед их подключением.

При необходимости снижения пропускной способности нефтепровода для пропуска очистных устройств, скребков-калибров и другим причинам, ОАО МН вносит такие работы в проект плана пропуска приборов и в проект «Плана остановок и работы нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» со снижением режимов» на квартал где указывает:

-        дату проведения работ;

-        продолжительность работы сниженным режимом;

-        расчетную пропускную способность с учетом снижения режима перекачки;

-        величину снижения пропускной способности нефтепровода на время пропуска прибора;

-        расчетную месячную пропускную способность нефтепровода;

-        общее время, необходимое для пропуска.

3.5.5. ОАО ЦТД «Диаскан» в следующие сроки:

-        на I квартал - до 6 ноября предшествующего года;

-        на II квартал - до 6 февраля текущего года;

-        на III квартал - до 6 мая текущего года;

-        на IV квартал - до 6 августа текущего года

представляет в ОАО «АК «Транснефть» проект сводных планов пропуска приборов и выдачи отчетов на квартал в электронном виде и по факсу.

3.5.6. Отдел МН и НБ в следующие сроки

-        на I квартал - до 9 ноября предшествующего года;

-        на II квартал - до 9 февраля текущего года;

-        на III квартал - до 9 мая текущего года;

-        на IV квартал - до 9 августа текущего года

проверяет представленный проект планов на соответствие годовой Программе, сверяет его по датам с проектом плана остановок на квартал, корректирует и представляет проект плана пропуска приборов на рассмотрение в Диспетчерское управление и Департамент транспорта, учета и качества нефти.

3.5.7. Диспетчерское управление и Департамент транспорта, учета и качества нефти в следующие сроки

-        на I квартал - до 13 ноября предшествующего года;

-        на II квартал - до 13 февраля текущего года;

-        на III квартал - до 13 мая текущего года;

-        на IV квартал - до 13 августа текущего года

рассматривают проект плана пропуска приборов на квартал и дают свои предложения.

3.5.8. Отдел МН и НБ по результатам рассмотрения проекта плана пропуска приборов в Диспетчерском управлении и Департаменте транспорта, учета и качества нефти в следующие сроки

-        на I квартал - до 16 ноября предшествующего года;

-        на II квартал - до 16 февраля текущего года;

-        на III квартал - до 16 мая текущего года;

-        на IV квартал - до 16 августа текущего года

вносит необходимые корректировки и согласовывает проект плана пропуска приборов с Диспетчерским управлением и Департаментом транспорта, учета и качества нефти.

3.5.9. Отдел МН и НБ в следующие сроки:

-        на I квартал - до 18 ноября предшествующего года;

-        на II квартал - до 18 февраля текущего года;

-        на III квартал - до 18 мая текущего года;

-        на IV квартал - до 18 августа текущего года

представляет проект планов пропуска приборов и выдачи отчетов на квартал на утверждение Первому вице-президенту ОАО «АК «Транснефть».

3.5.10. Изменения в утвержденном плане диагностического обследования на квартал (по срокам, объемам выполняемых работ и др.) производятся только с разрешения первого вице-президента ОАО «АК «Транснефть» на основании письменных обращений ОАО МН и ОАО ЦТД «Диаскан» с объяснениями причин отклонения от плана.

3.6. Порядок корректировки Программы диагностического обследования магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» на год.

3.6.1. Основанием для корректировки Программы диагностического обследования на год служат следующие условия:

-        изменения планов диагностических работ в соответствии с п. 5.6.2 и 5.6.3 настоящего Регламента;

-        изменения годовой Программы диагностического обследования при формировании Плана диагностических работ на квартал.

3.6.2. ОАО ЦТД «Диаскан» составляет уточненную годовую Программу диагностического обследования, согласовывает ее с ОАО МН в части изменений и направляет на рассмотрение и утверждение в ОАО «АК «Транснефть». Порядок рассмотрения и утверждения откорректированной Программы диагностического обследования на год проводится в соответствии с пунктами 3.4.6-3.4.10 настоящего Регламента.

3.6.3. После утверждения откорректированной Программы Департамент экономики производит перераспределение бюджетов ОАО МН в соответствии с изменениями.

4. КОНТРОЛЬ ВЫПОЛНЕНИЯ ПЛАНА ДИАГНОСТИКИ

4.1. ОАО ЦТД «Диаскан» в соответствии с положениями «Регламента по формированию Поручений» вносит показатели и отчитывается по планам пропуска приборов и выдачи отчетов.

4.2. Ежедневно к 1000 ОАО ЦТД «Диаскан» направляет в отдел МНиНБ ОАО «АК «Транснефть» сводку о ходе выполнения плана диагностики МН ОАО «АК «Транснефть» на текущую дату (Приложение 7) с приложением:

-        сведений о не выполненных объемах плана диагностики по состоянию на дату отчета;

-        отчета о выполнении плана диагностики (через каждые 10 дней);

-        сведений об отклонении от срока представления извещений;

-        сведений о не загруженных приборах;

-        сведений о выполнении планов мероприятий по подготовке и диагностике участков в сторонних организациях (при наличии);

-        сведений о выполнении диагностических работ арендуемыми приборами (при наличии);

-        сведений о выполнении плана диагностического обследования нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» в текущем месяце.

Ежедневная сводка подписывается директором по производству ОАО ЦТД «Диаскан».

4.3. ОАО ЦТД «Диаскан» еженедельно по четвергам в составе ежедневной сводки представляет в ОАО «АК «Транснефть» отчет (по форме Приложения 8) о выполнении плана выдачи отчетов в ОАО МН, подписанный директором по производству ОАО ЦТД «Диаскан».

4.4. ОАО ЦТД «Диаскан» до 5 числа следующего за отчетным месяца представляет в отдел МНиНБ сведения о фактическом времени работы дефектоскопов с указанием коэффициента использования приборов (Ккип) (Приложение 9).

4.5. Показатели выполнения плана диагностического обследования по итогам месяца отдел МНиНБ представляет в Департамент производственной деятельности ОАО «АК «Транснефть».

5. ВЗАИМООТНОШЕНИЯ ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ», ОАО МН И ОАО ЦТД «ДИАСКАН» ПРИ ПОДГОТОВКЕ И ПРОВЕДЕНИИ ДИАГНОСТИЧЕСКОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ ВНУТРИТРУБНЫМИ ИНСПЕКЦИОННЫМИ ПРИБОРАМИ

5.1. ОАО МН, эксплуатирующее участок нефтепровода, подлежащий инспекции, не позднее, чем за 60 дней до планируемой даты пропуска дефектоскопа, согласно годового или квартального плана, направляет в ОАО ЦТД «Диаскан» Технические задания на проведение работ на каждый участок диагностируемых нефтепроводов по установленной форме (Приложение 10).

5.2. В случае проведения ремонтных работ на линейной части по замене участка нефтепровода, после выдачи Технического задания на диагностику, ОАО МН, не позднее, чем за 10 дней до даты пропуска прибора, направляет в ОАО ЦТД «Диаскан» дополнительные данные по новому участку.

5.3. ОАО МН на основании извещения, получаемого от РНУ за подписью Главного инженера РНУ (УМН) (Приложение 11), за 30 календарных дней до планируемой даты пропуска дефектоскопа извещает ОАО ЦТД «Диаскан» о готовности участка к проведению диагностики по форме Приложения 12. Готовность участков определяется по результатам пропуска скребков-калибров и очистных скребков на соответствие геометрических параметров проходного сечения трубопроводов требованиям проходимости диагностических приборов и степени очистки и производится за 35 дней до планируемой даты пропуска диагностического прибора WM, MFL или CD.

5.4. Вновь построенные нефтепроводы и замененные участки нефтепроводов протяженностью 20 м и более должны быть проверены ОАО МН на соответствие геометрических параметров проходного сечения трубопроводов требованиям проходимости диагностических приборов. Проверка осуществляется посредством последовательного пропуска очистных устройств и скребка-калибра в срок не более 15 календарных дней после завершения работ по подключению и вводу в эксплуатацию нового участка. ОАО МН на основании извещения о готовности нефтепровода (оформленного по итогам этих пропусков), полученного от РНУ (Приложение 13), оформляет акт готовности участка к проведению инспекции (Приложение 14) и направляет его в ОАО «АК «Транснефть» и ОАО ЦТД «Диаскан».

5.5. ОАО МН, на основании извещения, полученного от РНУ за подписью Главного инженера РНУ (УМН) (Приложение 15), за 10 дней до даты пропуска дефектоскопа повторно подтверждает ОАО ЦТД «Диаскан» по установленной форме (Приложение 16) степень очистки, готовность участка в соответствии с требованиями действующей нормативной документации, с указанием режима перекачки и даты готовности нефтепровода к пропуску диагностического прибора. Извещение, представленное за 10 дней до даты пропуска дефектоскопа, является вызовом ОАО МН бригады ОАО ЦТД «Диаскан» и ВИП для проведения внутритрубной диагностики.

5.6. В случае неготовности участка к диагностике за 30 дней до даты пропуска дефектоскопа:

5.6.1 При обнаружении недопустимых сужений по итогам пропуска скребка-калибра или неготовности участка к диагностике по другим причинам, ОАО МН в течение 2-х календарных дней представляет сообщение установленной формы за подписью Главного инженера (Приложение 17) в ОАО «АК «Транснефть» и ОАО ЦТД «Диаскан» и график устранения недопустимых сужений или других причин неготовности. График должен предусматривать подготовку нефтепровода к диагностике в установленный квартальным планом срок и содержать:

-        дату устранения дефекта;

-        мероприятия по очистке и дату ее завершения;

-        пропуск скребка-калибра для проверки проходного сечения трубопровода после ремонта;

-        выдачу извещения о готовности участка к диагностике не менее, чем за 10 дней до установленной квартальным планом работ даты пропуска дефектоскопа.

При необходимости остановок или снижения режимов работы нефтепровода график должен соответствовать утвержденному «Плану остановок и работы нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» со снижением режимов» или должен быть согласован в ОАО «АК «Транснефть» в установленном порядке.

После устранения причин неготовности участка нефтепровода к диагностике, ОАО МН производит проверку проходного сечения нефтепровода пропуском скребка-калибра и извещает ОАО ЦТД «Диаскан» о готовности участка нефтепровода к диагностике по форме Приложения 16.

В случае невозможности определения места сужения поданным скребка-калибра, ОАО ЦТД «Диаскан» осуществляет профилеметрию участка по отдельному дополнительному соглашению к договору с ОАО МН.

5.6.2. В случае невозможности подготовки участка нефтепровода к диагностике в установленный планом срок, ОАО МН за 27 дней до планируемой даты пропуска производит выбор следующего участка, включенного к обследованию в годовой или квартальный планы работ дефектоскопом того же типа и диаметра, что и подготовленный участок. Проект уточненного графика работ (Приложение 18) ОАО МН направляет в отдел МНиНБ ОАО «АК «Транснефть» и ОАО ЦТД «Диаскан» для согласования. Вместе с проектом уточненного графика работ ОАО МН представляет в отдел МНиНБ ОАО «АК «Транснефть» следующие расчеты:

-        расчет режима перекачки и скорости движения прибора, необходимых для обеспечения технических требований к пропуску диагностического прибора;

-        расчет времени, необходимого для пропуска диагностического прибора по диагностируемому участку нефтепровода сниженным режимом;

-        расчет объема нефти, необходимого для пропуска прибора по диагностируемому участку нефтепровода требуемым режимом (для нефтепроводов с ограниченным объемом перекачки);

-        определение пропускной способности участка нефтепровода на месяц с учетом суммарных потерь на пропуск диагностического комплекса и при плановых работах, включенных в утвержденный «План остановок и работы нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» со снижением режимов».

Отдел МНиНБ ОАО «АК «Транснефть» согласовывает уточненный график с Департаментом транспорта, учета и качества нефти и Диспетчерским управлением. Сроки диагностических работ переносятся письмом ОАО «АК «Транснефть» на основании согласованного уточненного графика, не менее, чем за 20 дней до даты пропуска прибора.

5.6.3. При отсутствии участка для замены, ОАО МН в сообщении (Приложение 17) уведомляет об этом ОАО «АК «Транснефть» и ОАО ЦТД «Диаскан». Отдел МНиНБ ОАО «АК «Транснефть» в течение 3-х дней от даты получения сообщения определяет новый участок для проведения работ того же диаметра и на тот же тип дефектоскопа в другом ОАО МН из участков, включенных в план диагностических работ на год. Отдел МНиНБ ОАО «АК «Транснефть» согласовывает выбранный участок с ОАО МН и ОАО ЦТД «Диаскан». ОАО МН в течение 2-х дней от даты согласования представляет в отдел МНиНБ ОАО «АК «Транснефть» расчеты:

-        расчет режима перекачки и скорости движения прибора, необходимых для обеспечения технических требований к пропуску диагностического прибора;

-        расчет времени, необходимого для пропуска диагностического прибора по диагностируемому участку нефтепровода сниженным режимом;

-        расчет объема нефти, необходимого для пропуска прибора по диагностируемому участку нефтепровода требуемым режимом (для нефтепроводов с ограниченным объемом перекачки);

-        определение пропускной способности участка нефтепровода на месяц с учетом суммарных потерь на пропуск диагностического комплекса и при плановых работах, включенных в утвержденный «План остановок и работы нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» со снижением режимов».

Отдел МНиНБ ОАО «АК «Транснефть» согласовывает диагностику замененного участка с Департаментом транспорта, учета и качества нефти и Диспетчерским управлением не позднее, чем за 20 дней до даты пропуска прибора направляет письменное сообщение в ОАО МН и ОАО ЦТД «Диаскан» о дате пропуска и изменении плана диагностики, которое производится в соответствии с п. 3.4.11 настоящего регламента. ОАО МН в течение 5 дней подтверждает готовность участка к диагностике (Приложение 12), производит его очистку и за 10 дней до даты пропуска прибора подтверждает ОАО ЦТД «Диаскан» степень очистки и готовность участка нефтепровода к пропуску прибора в соответствии с требованиями действующей нормативной документации по установленной форме (Приложение 14) с указанием даты готовности нефтепровода и режима перекачки к пропуску диагностического прибора.

6. ВЗАИМООТНОШЕНИЯ МЕЖДУ ОАО МН И ОАО ЦТД «ДИАСКАН» ПРИ ПОДГОТОВКЕ И ПЕРЕДАЧЕ ТЕХНИЧЕСКОГО ОТЧЕТА

6.1. Вместе с техническими заданиями ОАО МН передает в ОАО ЦТД «Диаскан» информацию, необходимую для подготовки к проведению пропуска прибора, исходные данные для проведения расчёта прочности трубопроводов с дефектами, исходные данные для расчета долговечности поперечных сварных швов, исходные данные для проведения дополнительного анализа диагностируемых трубопроводов. Информация должна содержать:

-        требования к выполнению обследования (срок и вид обследования, разграничение работ по выполнению очистки и контрольной очистки нефтепровода, выполнение калибровки и профилеметрии нефтепровода);

-        требования к составу технического отчета, включая таблицы дефектов, перечни коррозионных дефектов со сроками их прогнозируемого перехода в состав дефектов ПОР, перечни дефектов сварных швов с указанием предельных сроков эксплуатации, анализ ремонта нефтепроводов;

-        исходные данные для проведения пропуска прибора, включая данные по трубопроводу и его элементам, исходные данные для расчета на прочность и долговечность, исходные данные для анализа ремонта нефтепровода;

-        данные по наличию и расположению приварных элементов, отмеченных в эксплуатационной документации нефтепровода (профили, паспорта).

6.2. После проведения пропуска, перезаписи и проверки качества информации производится доставка данных диагностики с места проведения диагностических работ в ОАО ЦТД «Диаскан» для интерпретации. Норма времени для доставки диагностической информации с места выполнения работ в ОАО ЦТД «Диаскан» не более 3-х дней. Информацию принимает цех диагностики ОАО ЦТД «Диаскан» и передает ее по акту в отдел обработки информации для обработки и выпуска отчета.

6.3. После пропуска и оформления акта приёмки диагностического прибора ОАО ЦТД «Диаскан» подготавливает и предоставляет в ОАО МН технический отчет в сроки, установленные в договоре на проведение инспекционных работ в зависимости от вида обследования, диаметра и типа дефектоскопии, и приведенные в таблице 2 (в сутках).

При выпуске отчета по мониторингу подводного перехода, входящего в состав нефтепровода, в вышеуказанные регламентом сроки представляется только отчет на подводный переход. Отчет на оставшуюся часть нефтепровода может представляться в ОАО МН в течение шести месяцев.

6.4. Содержание технического отчета должно соответствовать техническому заданию, утвержденному ОАО МН для работ на каждом участке нефтепровода и включать в себя следующие разделы:

-        перечень дефектов, ограничивающих пропускную способность нефтепровода с указанием конкретной величины допустимого давления;

-        перечень дефектов, подлежащих первоочередному ремонту, с указанием дефектов на переходах через водные преграды, автомобильные и железные дороги, вблизи населённых пунктов;

-        перечень дефектов поперечных сварных швов с прогнозной долговечностью в соответствии с утвержденной методикой оценки долговечности поперечных швов;

-        перечень дефектов типа «расслоение» с прогнозной долговечностью в соответствии с утвержденной методикой оценки долговечности расслоений;

-        перечень дефектов продольных сварных швов с прогнозной долговечностью в соответствии с утвержденной методикой оценки долговечности продольных сварных швов;

-        перечень дефектов потери металла, переходящих согласно прогнозным расчетам в категорию ПОР в течение 8 лет с даты проведения инспекции в соответствии с «Методикой оценки работоспособности и проведения аттестации эксплуатирующихся магистральных нефтепроводов;

-        анализ качества изготовления труб, поставляемых различными заводами-изготовителями при капитальном ремонте;

-        анализ качества проведения ремонтных и строительно-монтажных работ подрядными организациями при замене участков трубопроводов и замене изоляции;

-        соответствие методов фактически выполненного ремонта требованиям нормативных документов;

-        перечень приварных элементов, не обозначенных в эксплуатационной документации на нефтепровод;

-        прочие разделы в соответствии с техническим заданием.


Таблица 2

Длина участка, км

Профилемер

Ультразвуковой дефектоскоп WM

Ультразвуковой дефектоскоп VM (реинспекция)

Магнитный дефектоскоп MFL

Магнитный дефектоскоп MFL (реинспекция)

Ультраскан CD

Ультраскан CD (реинспекция)

Диаметр трубопровода, мм

1220-1020

720-820

530-377

1220-1020

720-820

530-377

1220-1020

720-820

530-377

1220-1020

720-820

530-377

1220-1020

720-820

530-377

1220-1020

720-820

530-377

0-10

15

18

16

14

19

17

15

22

20

18

23

21

19

21

19

17

22

20

18

10-50

15

29

27

25

37

34

32

37

35

33

42

40

38

39

38

36

44

42

40

50-100

15

37

34

32

48

47

44

47

45

43

52

55

48

52

50

49

57

55

54

100-150

16

39

37

34

53

51

46

52

49

47

57

54

52

55

54

53

60

59

58

150-200

16

41

39

37

59

57

55

57

54

52

66

63

61

64

63

61

73

72

70

200-250

17

49

47

45

70

68

66

69

67

65

79

77

75

77

75

74

87

85

84

250-300

17

56

54

50

82

80

77

77

75

73

87

85

83

88

87

85

98

97

95


6.5. Технический отчет выпускается на весь участок нефтепровода или на участки между НПС.

6.6. Передача технического отчета производится представителем ОАО ЦТД «Диаскан» в ОАО МН лицу, уполномоченному приказом по ОАО МН для приемки отчетов, с оформлением акта получения отчета. В случае наличия замечаний к отчету, ОАО МН в течение 5 дней с даты получения отчета письменно уведомляет ОАО ЦТД «Диаскан» об отказе в приемке отчета с обоснованием причины отказа в приемке. ОАО ЦТД «Диаскан» обязано в течение 10 дней с даты получения отказа доработать отчет по замечаниям ОАО МН.

6.7. При изменении методик интерпретации, а также методик расчетов на прочность и долговечность дефектов, ОАО ЦТД «Диаскан»:

-        в срок до 2-х недель от даты утверждения изменений представляет в ОАО «АК «Транснефть» для утверждения график дополнительной интерпретации и выдачи технических отчетов по этим дефектам;

-        отдел МНиНБ ОАО «АК «Транснефть» в течение 3-х дней рассматривает график, согласовывает его и представляет на утверждение Первому вице-президенту Компании.

Отчеты по дополнительной интерпретации ОАО ЦТД «Диаскан» направляет в ОАО МН в виде дополнений к отчету с оформлением титульного листа установленного образца по Приложению 19.

7. ПОРЯДОК АНАЛИЗА ТЕХНИЧЕСКОГО ОТЧЕТА

7.1. ОАО МН, при получении отчета по диагностированию, осуществляет его анализ и проводит следующие мероприятия:

7.1.1. При наличии в отчете по диагностике дефектов, требующих снижения давления в нефтепроводе, ОАО МН:

7.1.1.1. В течение 5 часов после получения отчета производит корректировку технологических режимов работы нефтепроводов в соответствии с установленными в отчете по диагностике уровнями допустимого давления, сообщает об этом в Компанию и представляет новый технологический режим работы нефтепровода.

7.1.1.2. В течение 2-х суток после получения отчета разрабатывает мероприятия и план-график устранения дефектов, требующих снижения давления и представляет их в Компанию.

7.1.1.3. В течение 2-х суток после получения отчета направляет 1 экземпляр отчета и откорректированные планы-графики устранения дефектов в РНУ для анализа отчета и исполнения планов-графиков устранения дефектов.

7.1.2. В срок 5 суток с момента получения отчета должно внести в паспорта и профили МН выявленные отводы, тройники, вантузы, сварные присоединения, не указанные ранее. Профили нефтепроводов должны быть переутверждены главным инженером РНУ. В срок 6 суток с момента получения отчета составляет графики по вскрытию и обустройству указанных элементов колодцами, коверами, знаками, утверждаемые главным инженером ОАО МН и представляет их в Компанию.

7.1.3. При наличии в отчете по диагностике дефектов ПОР, ОАО МН должно установить сроки их устранения - до конца текущего года. В первую очередь должны быть устранены дефекты на подводных и воздушных переходах через водоемы и реки (в русловой и пойменной частях) и на переходах через автомобильные и железные дороги. Вновь обнаруженные дефекты должны быть внесены в план устранения дефектов, который ежемесячно представляется в ОАО «АК «Транснефть». При получении отчета по диагностике в ноябре - декабре текущего года, перенос сроков устранения дефектов и их количество на следующий год должен быть согласован с ОАО «АК «Транснефть».

7.2. Устранение дефектов выборочным ремонтом оформляется актом с участием службы технического надзора и линейной эксплуатационной службы по форме Приложения 20. Акт об устранении дефектов выборочным методом ремонта хранится в составе исполнительной документации на их ремонт.

8. ПРОВЕДЕНИЕ ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО ДЕФЕКТОСКОПИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ (ДДК)

8.1. Необходимость проведения ДДК дефектов определяется в соответствии с таблицей 4.1 РД 153-39.4-067-00 «Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов». ДДК оформляется актом проведения ДДК с участием службы технического надзора и линейной эксплуатационной службы по форме Приложения 21. Акты проведения ДДК оформляются в течение 5 дней после проведения обследования дефектов и хранятся в отделах эксплуатации нефтепроводов РНУ (УМН) в течение 5 лет.

8.2. Первоочередному ДДК подлежат указанные в отчетах по диагностике дефекты, требующие снижения давления в нефтепроводе.

8.3. Проведение ДДК дефектов осуществляется специалистами, имеющими квалификацию не ниже II уровня по применяемым методам неразрушающего контроля.

9. ПОРЯДОК ДОПУСКА ОБОРУДОВАНИЯ ОАО ЦТД «ДИАСКАН» К ПРОВЕДЕНИЮ ДИАГНОСТИЧЕСКИХ РАБОТ НА УЧАСТКАХ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

9.1. Приказами по ОАО ЦТД «Диаскан» и РНУ ОАО МН назначаются лица, ответственные за проведение диагностических работ, представление и проверку наличия разрешительной документации на оборудование, проверку оборудования перед запуском и его допуск к выполнению работ с внесением обязанностей за выполнение этих работ в их должностные инструкции.

9.2. Перед проведением пропуска диагностического оборудования по нефтепроводу, ответственные представители ОАО ЦТД «Диаскан» и ОАО МН оформляют акт (Приложение 22), подтверждающий наличие в ОАО ЦТД «Диаскан» разрешительных документов на применяемое оборудование: диагностические приборы, очистные устройства, передатчики для очистных устройств и готовность оборудования к диагностике (очистке) нефтепровода.

9.2.1. Ответственный представитель ОАО ЦТД «Диаскан» должен предъявить для проверки представителю ОАО МН следующую документацию:

-        паспорт и (или) формуляр на оборудование, в который внесены все работы по подготовке приборов к очистке или диагностике нефтепровода, о проведенных в установленный срок ремонте и тестировании (для диагностических приборов);

-        разрешение Госгортехнадзора России на применение оборудования на нефтепроводах;

-        сертификат соответствия требованиям стандартов безопасности или Свидетельство о взрывозащищенности электрооборудования на применяемые приборы.

9.2.2. Ответственный представитель ОАО МН должен проверить:

-        соответствие инвентарных номеров в паспорте и (или) формуляре представленного диагностического прибора, очистного устройства, передатчика для очистного устройства;

-        полноту и правильность заполнения предъявленных документов, сроков их действия с обязательным отражением каждой проверяемой позиции предъявленного документа в акте;

-        запись в паспорте и (или) формуляре о проведении ремонта оборудования в соответствии с пробегом и наработкой оборудования перед началом выполнения работ;

-        наличие разрешительной документации по п. 9.2.1 на представленное оборудование.

9.3. При отсутствии замечаний по проведенной, согласно п. 9.2 проверке, ответственный представитель ОАО МН дает разрешение на запасовку оборудования в камеру пуска нефтепровода.

9.4. Запрещается запасовка в камеру пуска оборудования ОАО ЦТД «Диаскан» при отсутствии всех разрешительных документов и наличии замечаний к предъявленной документации и оборудованию.

9.5. Проверка ведения формуляров и (или) паспортов на оборудование, с обязательной отметкой о ее проведении в паспорте и (или) формуляре, производится не реже одного раза в два месяца назначенными приказом по ОАО ЦТД «Диаскан» лицами, с внесением обязанностей по проведению проверки формуляров и паспортов в их должностные инструкции.

10. ПОРЯДОК ЗАКЛЮЧЕНИЯ ДОГОВОРОВ МЕЖДУ ОАО МН И ОАО ЦТД «ДИАСКАН» И РАСЧЕТА ВРЕМЕНИ НА ДИАГНОСТИЧЕСКОЕ ОБСЛЕДОВАНИЕ МН

10.1. На основании утвержденного годового плана ОАО ЦТД «Диаскан» в срок до 30 ноября текущего года направляет в ОАО МН проекты договоров на проведение работ, составленные на основе типового договора, приведенного в Приложении 23.

10.2. ОАО МН до 15 декабря текущего года рассматривают и согласовывают договора на проведение диагностических работ в следующем году.

10.3. Продолжительность и порядок производства работ при диагностическом обследовании МН внутритрубными приборами определяется в соответствии с нормативами времени выполнения технологических операций. ОАО МН и ОАО ЦТД «Диаскан» несут ответственность за соблюдение продолжительности диагностического обследования при выполнении технологических операций, указанных в Приложении 24.

10.4. Норматив времени, определенный Регламентом на выполнение отдельных работ, предназначен для расчета стоимости диагностического обследования МН.

10.5. При заключении договоров на производство диагностических работ ОАО ЦТД «Диаскан» в соответствии с нормативами времени выполнения технологических операций разрабатывает и направляет на согласование в ОАО МН «Технологический регламент обследования МН» по каждому участку и виду обследования. Продолжительность и порядок производства диагностических работ устанавливается на основании согласованного ОАО МН «Технологического регламента обследования МН».

10.6. Нормы времени для выполнения технологических операций диагностического обследования на одном участке МН рассчитываются исходя из необходимости выполнения следующих видов работ:

-        разгрузка оборудования;

-        предпусковая проверка работоспособности и тестирование основного и вспомогательного оборудования;

-        операции по запасовке прибора;

-        пропуск прибора по трубопроводу;

-        операции по извлечению и очистке прибора;

-        послепрогонное тестирование прибора;

-        контроль качества информации;

-        транспортировка и погрузочно-разгрузочные работы при пропуске прибора;

-        погрузка оборудования и отъезд.

Время, затрачиваемое на выполнение технологических операций (Nто), в сутках, определяется по формуле:

Nто = 1/8 (Т1) + К [1/8 (Т2 + Т3 + Т5 + Т6 + Т9)] +

+ 1/8 (К1 · Т7) + К [l/24 (T4)] + К [1/16 (T8)],

где К - количество прогонов диагностического прибора по данному участку;

К1 - коэффициент, зависит от типа снаряда (Приложение 24);

Т1 - время разгрузки оборудования для каждого диаметра и типа прибора является постоянной величиной;

Т2 - время на предпусковую проверку работоспособности и тестирование ВИП не зависит от диаметра ВИП и является постоянной величиной;

Т3 - время на выполнение операции запасовки, зависит от диаметра прибора и для каждого типа является постоянной величиной;

Т4 - время, затрачиваемое на пропуск прибора, является переменной величиной и зависит от протяженности Ly обследуемого участка и скорости перекачки на данном участке Vy и определяется по формуле:

T4 = Ly / Vy.

В качестве оптимальной скорости перекачки в расчетах принимается скорость, равная 0,85 м/с.

Т5 - время, затрачиваемое на извлечение и очистку прибора из камеры приема, зависит от диаметра и типа прибора и является постоянной величиной для заданного типа и диаметра прибора;

Т6 - время, затрачиваемое на послепрогонное тестирование, не зависит от типа и диаметра прибора. При многократном пропуске прибора норма времени Т6 умножается на число прогонов К;

Т7 - время, затрачиваемое на контроль качества информации, зависит от длины участка и определяется по формуле:

Тy = n × Ly,

где п - коэффициент, зависящий от типа дефектоскопа и равный для каждого типа ВИП отношению максимального времени, необходимого для записи информации со снаряда на дисковод, на максимальную длину прогона с записью информации.

Т8 - время, затрачиваемое на погрузку оборудования и доставку его от приемной камеры до места базирования;

Т9 - время, затрачиваемое на погрузку оборудования и отъезд по завершению работ на данном участке.

Нормы времени выполнения технологических операций сведены в таблицу (Приложение 24).

10.6.1. Транспортировки оборудования ВИП в пределах одного акционерного общества обеспечиваются ОАО МН. Норма времени Nвд определяется ОАО МН по формуле:

Nвд = Lвд / Vвд,

где L - суммарная протяженность участков передвижения, км; Vвд - средняя скорость движения транспорта с оборудованием ВИП, км/час.

При расчете нормы времени выбирается оптимальная по расстоянию и времени схема транспортировки оборудования ВИП, которая согласовывается планом диагностических работ на год.

10.6.2. Нормы времени транспортировки оборудования ВИП от г. Луховицы до мест базовых пунктов ОАО МН и между базовыми пунктами определяются на основании следующего:

Базовые пункты прибытия и убытия транспорта с оборудованием ВИП определяются ОАО МН и фиксируются в Договоре по каждому типу снаряда.

При формировании плана инспекции МН на год ОАО ЦТД разрабатывает и представляет в ОАО «АК «Транснефть» оптимальную транспортную схему перемещения диагностического оборудования для каждого типа приборов и его диаметра между ОАО МН и базой ОАО ЦТД в г. Луховицы с учетом проведения технического обслуживания на базе в г. Луховицы через каждые 1000 км пробега.

Норма времени Nбд транспортировки оборудования ВИП определяется по формуле:

Nбд = Lбд / Vбд,

где Lбд - суммарная протяженность участков передвижения, км; Vбд - средняя скорость движения транспорта с ВИП, км/час.

10.6.3. Np - нормы времени выполнения работ по техническому обслуживанию диагностического оборудования на базе ОАО ЦТД «Диаскан» приведены в Приложении 25.

10.7. Стоимость диагностического обследования участка МН в расчете на 1 км определяется на основании следующего:

10.7.1. Суммарная стоимость Сдт обследования участков МН протяженностью Lду заданного диаметра и заданным типом прибора суммарно во всех ОАО МН определяется исходя из норматива производительного времени.

10.7.2. Исходя из суммарной стоимости Сдт определяется стоимость Сдт 1 км обследования 1 км участка МН заданного диаметра и заданным типом прибора по формуле:

Сдт 1 км = Сдт / Lобщ.

10.7.3. При заключении договоров с ОАО МН стоимость услуг ОАО ЦТД по диагностическому обследованию определяется по формуле:

С = Сдт 1 км · Lдт,

где Lдт - протяженность участка МН заданного диаметра, обследуемого заданным типом прибора, км.

10.8. Взаимодействие и определение ответственности ОАО МН и ОАО ЦТД «Диаскан» при нарушении обязательств и по причинении ущерба.

10.8.1. ОАО МН и ОАО ЦТД «Диаскан» при выполнении внутритрубной диагностики несут материальную ответственность по выполнению взаимных обязательств, определяемых Договором, заключенным между ними. Ущерб или непроизводственные материальные затраты, понесенные одной из сторон в результате нарушения обязательств другой стороной подлежит возмещению на основании обоснованного расчета.

10.8.2. При возникновении ситуаций (инцидентов), приводящих к невыполнению обязательств одной из сторон, нанесении ущерба одной из сторон создается двусторонняя комиссия по расследованию причин инцидента. Срок создания комиссии один день. Численность членов комиссии должна составлять не менее трех человек. Комиссия создается приказом по ОАО ЦТД «Диаскан», в случае нанесения ему материального ущерба, с включением в комиссию представителей ОАО МН по согласованию. Комиссия создается приказом по ОАО МН, в случае нанесения ему материального ущерба, с включением в нее представителя ОАО ЦТД «Диаскан» по согласованию.

10.8.3. Комиссия проводит расследование, определяет причины и сторону, виновную в инциденте и в срок до трех дней от даты инцидента оформляет двусторонний акт, подписываемый всеми членами комиссии.

10.8.4. В случае не достижения согласия о причинах инцидента стороны в срок 7 дней от даты инцидента направляют материалы комиссии на рассмотрение в постоянно действующий Третейский суд ОАО «АК «Транснефть» в соответствии с его регламентом. Решения Третейского суда являются обязательными для исполнения обеими сторонами.

10.8.5. Генеральный директор дочернего акционерного общества, которому нанесен ущерб, определяет его величину и в срок 5 дней от даты окончания расследования инцидента выставляет претензию виновной стороне. Претензия рассматривается виновной стороной в 10-ти дневный срок от даты ее получения.

10.8.6. Генеральный директор дочернего акционерного общества, признанного на основании двустороннего акта виновным в инциденте, производит внутреннее расследование для определения степени виновности должностных лиц и персонала, причастных к инциденту.

11. ПОРЯДОК ИЗМЕНЕНИЯ КЛАССИФИКАЦИИ ДЕФЕКТОВ

11.1. Классификация дефекта и очередность его ремонта может быть изменена по следующим причинам:

-        при несовпадении фактических параметров дефекта по результатам дополнительного дефектоскопического контроля (ДДК) с данными отчета ОАО ЦТД «Диаскан»;

-        при изменении параметров дефекта, выявленного по результатам повторного обследования участка нефтепровода ВИП;

-        при уточнении параметров дефекта по результатам тестовых пропусков ВИП на полигоне ОАО ЦТД «Диаскан» и совершенствовании методик интерпретации.

Порядок изменения классификации дефектов:

-        дефект исключается из ДПР и ПОР и классифицируется как особенность, если по результатам ДДК его параметры не соответствуют дефекту ДПР согласно РД 153-39.4-067-00 «Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов»;

-        дефект исключается из ПОР и классифицируется как ДПР, если по результатам ДДК его параметры не соответствуют указанным в отчете по диагностике ОАО ЦТД «Диаскан», но по критериям классификации дефектов по РД 153-39.4-067-00 относятся к ДПР;

-        дефект ДПР классифицируется как ПОР, если по результатам ДДК его параметры не соответствуют указанным в отчете по диагностике ОАО ЦТД «Диаскан», но по критериям классификации дефектов по РД 153-39.4-067-00 относятся к ПОР.

11.2. Изменение классификации дефектов на переходах через водные преграды проводится на основании актов ДДК, выполненных совместно ОАО ЦТД «Диаскан» и ОАО МН.

11.3. Первичный ДДК дефектов ПОР, расположенных в русловой части переходов через водные преграды, проводится только в присутствии представителя ОАО ЦТД «Диаскан».

11.4. При несовпадении фактических параметров и типа дефекта, определенных по результатам ДДК, с данными отчета по диагностике, которые приводят к изменению их классификации, ОАО МН в течение 5-ти дней после проведения первичного ДДК, направляет в ОАО ЦТД «Диаскан» запрос о пересмотре классификации дефекта по установленной форме (Приложение 27), подписанный главным инженером ОАО МН с приложением акта ДДК (Приложение 21). При нахождении дефекта на переходе через водную преграду указывается его местоположение (в русле или в пойме) и указывается планируемая дата проведения комиссионного ДДК дефекта (совместно ОАО МН и ОАО ЦТД «Диаскан»).

11.4.1. На дефектах, расположенных на переходах через водные преграды, проводится повторный ДДК комиссией в составе представителей ОАО МН и ОАО ЦТД «Диаскан». Комиссионный ДДК проводится в течение 10 дней со дня получения запроса от ОАО МН. На основании результатов комиссионного ДДК совместно ОАО МН и ОАО ЦТД «Диаскан» оформляется комиссионный акт ДДК и заключение о необходимости изменения классификации дефекта (Приложение 26), утверждаемое главным инженером ОАО МН. ОАО МН в течение 2 дней передает комиссионный Акт ДДК и Заключение в Компанию и ОАО ЦТД «Диаскан». ОАО ЦТД «Диаскан» на основании комиссионного Акта ДДК и Заключения в течение 5-ти дней оформляет и направляет в ОАО МН изменение к отчету по диагностике по форме (Приложение 28).

11.5. Для дефектов, не расположенных на переходах через водные преграды, ОАО ЦТД «Диаскан» в течение 10 дней после получения запроса от ОАО МН проводит проверку корректности проведенных обследований и оформления Акта ДДК, а также проверку правильности интерпретации поданным внутритрубной диагностики. Если данные ВИП не противоречат данным по акту ДДК, то ОАО ЦТД «Диаскан» на основании результатов ДДК дефекта оформляет изменение к отчету по диагностике по форме (Приложение 28).

В случае несовпадения данных ВИП и ДДК, проведенного ОАО МН, ОАО ЦТД «Диаскан» в течение 10 дней совместно с ОАО МН проводит комиссионный ДДК, по результатам которого оформляется комиссионный акт ДДК и заключение о необходимости изменения классификации дефекта (Приложение 26), утверждаемое главным инженером ОАО МН. ОАО МН в течение 2 дней передает комиссионный Акт ДДК и Заключение в ОАО ЦТД «Диаскан». ОАО ЦТД «Диаскан» на основании комиссионного Акта ДДК и Заключения в течение 5-ти дней оформляет и направляет в ОАО МН изменение к отчету по диагностике по форме (Приложение 28).

11.6. При обнаружении ОАО МН визуально-измерительным методом дефекта на нефтепроводе, не указанного в отчете по диагностике, который по своим параметрам соответствуют классификации ДПР, ОАО МН в течение 2-х дней после проведения первичного ДДК, направляет в ОАО ЦТД «Диаскан» запрос о присвоении дефекту соответствующей классификации, подписанный главным инженером ОАО МН с приложением акта ДДК. ОАО ЦТД «Диаскан» в течение 10 дней после получения запроса от ОАО МН проводит проверку корректности проведенных обследований и оформления Акта ДДК, а также проверку правильности интерпретации по данным внутритрубной диагностики. Если данные ВИП не противоречат данным по акту ДДК, то ОАО ЦТД «Диаскан» вносит сведения о дефекте в базу данных «Дефект» и в течение 5-ти дней оформляет и направляет в ОАО МН изменение к отчету по диагностике по форме (Приложение 28).

В случае несовпадения данных ВИП и ДДК, проведенного ОАО МН, ОАО ЦТД «Диаскан» в течение 10 дней совместно с ОАО МН проводит комиссионный ДДК, по результатам которого оформляется комиссионный акт ДДК и заключение о необходимости изменения классификации дефекта (Приложение 26), утверждаемое главным инженером ОАО МН. ОАО МН в течение 2 дней передает комиссионный Акт ДДК и Заключение в ОАО ЦТД «Диаскан». ОАО ЦТД «Диаскан» на основании комиссионного Акта ДДК и Заключения в течение 5-ти дней оформляет и направляет в ОАО МН изменение к отчету по диагностике по форме (Приложение 28) и вносит сведения о дефекте в базу данных «Дефект».


Приложение 1

ПЕРИОД ДО ПРОВЕДЕНИЯ ОЧЕРЕДНОЙ ИНСПЕКЦИИ ВИП ТИПА CD И MFL

Марки стали, используемые на МН ОАО «АК «Транснефть»

Диаметр трубы, мм

Толщина стенки трубы, мм

Nmin*

Период до очередной инспекции ВИП CD и MFL (в годах) в зависимости от значений годовой цикличности нагружения Ng (цикл/год):

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

1600

1700

1800

1900

2000

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

1

17ГС

17Г1С

17Г1С-У

13Г1С-У

14ГС

15Г2С

10Г2С1(МК)

09Г2С

10Г2СД

14ГН

530

6,5

3850

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,3

4,7

4,3

3,9

3,5

3,2

3,0

2,7

2,5

2,3

2,2

7

4130

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,7

5,2

4,7

4,3

4,0

3,7

3,5

3,2

3,0

7,5

4400

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,7

5,2

4,9

4,5

4,3

4,0

8

4650

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,8

5,4

5,1

9

5100

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

10

5490

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

720

7

4400

6,0

6,0

5,5

4,6

3,9

3,3

7,9

7,5

7,7

7,0

1,8

1,6

1,4

1,3

1,7

1,0

0,9

7,5

4690

6,0

6,0

6,0

5,9

5,0

4,4

3,8

3,4

3,0

2,7

2,5

7,7

2,0

1,8

1,7

1,5

1,4

8

4960

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,6

4,9

4,4

3,9

3,6

3,2

2,9

2,7

2,5

2,3

2,1

2,0

9

5450

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,5

5,1

4,7

4,3

4,0

3,7

3,5

3,7

10

5880

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,8

5,4

5,1

4,8

11

6270

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

820

7

4420

6,0

4,8

3,9

3,2

2,6

7,7

1,9

1,7

1,4

1,2

1,1

0,9

0,8

0,7

0,6

0,5

0,5

8

4980

6,0

6,0

6,0

5,3

4,5

3,9

3,4

3,0

2,7

2,4

2,2

2,0

1,8

1,6

1,5

1,3

1,2

9

5460

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,3

4,8

4,3

3,9

3,5

3,2

3,0

2,7

2,5

2,3

2,2

10

5900

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,7

5,2

4,8

4,4

4,1

3,8

3,6

3,3

11

6300

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,8

5,4

5,0

4,7

1020

9

5490

6,0

6,0

5,5

4,6

3,9

3,3

2,9

2,5

2,3

2,0

1,8

1,6

1,4

1,3

1,7

1,1

1,0

10

5940

6,0

6,0

6,0

6,0

5,7

4,9

4,3

3,9

3,5

3,1

2,8

2,6

2,3

2,1

2,0

1,8

1,7

11

6350

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,4

4,9

4,4

4,1

3,7

3,4

3,2

2,9

2,7

2,5

12

6700

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,5

5,1

4,7

4,3

4,0

3,8

3,5

13

7040

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,7

5,4

5,0

4,7

1220

10

6340

6,0

5,9

4,7

3,9

3,3

2,8

2,4

2,1

1,9

1,6

1,5

1,3

1,1

1,0

0,9

0,8

0,7

11

6770

6,0

6,0

6,0

5,5

4,7

4,0

3,5

3,1

2,8

2,5

7,7

2,0

1,8

1,7

1,5

1,4

1,3

12

7160

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,5

4,8

4,3

3,9

3,5

3,2

2,9

2,6

2,4

2,2

2,1

1,9

13

7520

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,7

5,1

4,6

4,2

3,9

3,6

3,3

3,1

2,9

2,7

14

7850

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,5

5,0

4,7

4,3

4,0

3,8

3,5

15

8150

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,9

5,5

5,1

4,8

4,5

16

8430

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,9

5,6

2

19Г

19ГС

18Г2

530

6,5

3430

6,0

6,0

6,0

5,8

4,9

4,3

3,7

3,3

2,9

2,6

2,4

2,2

2,0

1,8

1,6

1,5

1,4

7

3600

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,5

4,9

4,3

3,9

3,5

3,2

2,9

2,7

2,5

2,3

2,1

1,9

7,5

3890

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,7

5,2

4,7

4,3

3,9

3,6

3,4

3,1

2,9

2,7

8

4100

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,5

5,0

4,7

4,3

4,0

3,8

3,5

9

4470

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,8

5,4

10

4800

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

720

7

4000

6,0

4,9

3,9

3,2

2,7

2,3

2,0

1,7

1,5

1,3

1,1

1,0

0,9

0,7

0,6

0,6

0,5

7,5

4180

6,0

6,0

5,0

4,2

3,5

3,0

2,6

2,3

2,0

1,8

1,6

1,4

1,3

1,1

1,0

0,9

0,8

8

4410

6,0

6,0

6,0

5,3

4,5

3,9

3,4

3,0

2,7

2,4

2,2

1,9

1,8

1,6

1,5

1,3

1,2

9

4800

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,3

4,7

4,7

3,8

3,5

3,2

2,9

2,7

2,5

2,3

2,1

10

5200

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,6

5,2

4,7

4,4

4,1

3,8

3,5

3,3

820

7

3950

4,5

3,4

2,6

2,1

1,7

1,4

1,2

1,0

0,8

0,7

0,6

0,5

0,4

0,3

0,7

0,2

0,1

8

4420

6,0

5,6

4,5

3,7

3,1

2,7

2,3

2,0

1,8

1,5

1,4

1,2

1,1

0,9

0,8

0,7

0,7

9

4820

6,0

6,0

6,0

5,7

4,9

4,2

3,7

3,3

2,9

2,6

2,4

2,1

1,9

1,8

1,6

1,5

1,3

10

5180

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,4

4,8

4,3

3,9

3,6

3,3

3,0

2,8

2,6

2,4

2,2

11

5500

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,5

5,0

4,6

4,3

4,0

3,7

3,4

3,2

3

14ХГС

530

6,5

3560

6,0

6,0

6,0

6,0

5,7

5,0

4,4

3,9

3,5

3,1

2,8

2,6

2,4

2,2

2,0

1,8

1,7

7

3700

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,6

5,0

4,5

4,1

3,7

3,4

3,1

2,9

2,7

2,5

2,3

7,5

3820

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,6

5,1

4,7

4,3

4,0

3,7

3,4

3,2

3,0

8

3920

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,8

5,3

4,9

4,6

4,3

4,0

3,7

9

4080

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,8

5,4

10

4200

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

720

7

4250

6,0

5,9

4,8

3,9

3,3

2,8

2,5

2,1

1,9

1,7

1,5

1,3

1,2

1,0

0,9

0,8

0,7

7,5

4400

6,0

6,0

6,0

5,0

4,2

3,6

3,2

2,8

2,5

2,2

2,0

1,8

1,6

1,5

1,3

1,2

1,1

8

4520

6,0

6,0

6,0

6,0

5,9

4,5

4,0

3,5

3,1

2,8

2,5

2,3

2,1

1,9

1,8

1,6

1,5

9

4710

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,7

5,1

4,6

4,2

3,8

3,5

3,2

3,0

2,7

2,5

2,4

10

4860

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,8

5,3

4,9

4,5

4,2

3,9

3,6

3,4

1020

11

5000

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,6

5,3

4,9

4,6

9

4810

6,0

5,3

4,2

3,5

2,9

2,5

2,1

1,9

1,6

1,4

1,2

1,1

1,0

0,9

0,7

0,7

0,6

10

4970

6,0

6,0

5,9

4,9

4,1

3,6

3,1

2,7

2,4

2,2

1,9

1,7

1,6

1,4

1,3

1,2

1,1

11

5110

6,0

6,0

6,0

6,0

5,6

4,8

4,2

3,8

3,4

3,0

2,7

2,5

2,3

2,1

1,9

1,8

1,6

12

5220

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,5

4,9

4,4

4,0

3,7

3,3

3,1

2,8

2,6

2,4

2,3

13

5300

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,6

5,1

4,7

4,3

4,0

3,7

3,4

3,2

3,0

4

«Ц»

530

6,5

5080

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,8

5,2

4,7

4,3

3,9

3,6

3,3

3,0

2,8

2,6

2,4

7

5280

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,5

5,0

4,6

4,2

3,9

3,7

3,4

3,2

7,5

5460

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,8

5,3

5,0

4,6

4,3

4,1

8

5610

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,7

5,4

5,0

9

5860

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

10

6050

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

720

7

6070

6,0

6,0

6,0

5,3

4,5

3,9

3,4

3,0

2,7

2,4

2,1

1,9

1,7

1,6

1,4

1,3

1,2

7,5

6240

6,0

6,0

6,0

6,0

5,6

4,9

4,3

3,8

3,4

3,1

2,8

2,5

2,3

2,1

1,9

1,8

1,6

8

6430

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,3

4,7

4,9

3,8

3,5

3,2

2,9

2,7

2,5

2,3

2,1

9

6730

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,6

5,1

4,7

4,4

4,0

3,8

3,5

3,3

10

7000

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,7

5,3

5,0

4,7

5

16Г2САФ

14Г2САФ

13Г2АФ

530

6,5

3190

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,5

5,0

4,5

4,1

3,8

3,5

3,2

3,0

2,8

2,6

7

3290

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,7

5,2

4,8

4,5

4,1

3,9

3,6

3,4

7,5

3380

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,6

5,2

4,8

4,5

4,2

8

3450

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,9

5,5

5,2

9

3560

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

10

3640

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

11

3690

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

720

7

3850

6,0

6,0

6,0

5,6

4,8

4,2

3,7

3,2

2,9

2,6

2,3

2,1

1,9

1,7

1,6

1,4

1,3

7,5

3950

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,2

4,6

4,1

3,6

3,3

3,0

2,7

2,5

2,3

2,1

1,9

1,8

8

4040

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,6

5,0

4,5

4,1

3,7

3,4

3,1

2,9

2,7

2,5

2,3

9

4190

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,9

5,4

4,9

4,6

4,2

4,0

3,7

3,5

10

4290

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,8

5,4

5,1

4,8

11

4370

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

12

4420

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

820

7

3880

6,0

6,0

4,8

4,0

3,4

2,9

2,5

2,2

1,9

1,7

1,5

1,3

1,2

1,1

0,9

0,8

0,8

8

4080

6,0

6,0

6,0

6,0

5,2

4,5

4,0

3,5

3,1

2,8

2,5

2,3

2,1

1,9

1,8

1,6

1,5

9

4230

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,7

5,1

4,6

4,2

3,8

3,5

3,2

2,9

2,7

2,5

2,4

10

4330

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,7

5,2

4,8

4,4

4,1

3,8

3,6

3,4

11

4420

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,9

5,5

5,1

4,8

4,5

12

4480

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,8

1020

8

4130

6,0

5,2

4,1

3,4

2,9

2,4

2,1

1,8

1,6

1,4

1,2

1,1

0,9

0,8

0,7

0,6

0,5

9

4280

6,0

6,0

5,9

4,9

4,2

3,6

3,2

2,8

2,5

2,2

2,0

1,8

1,6

1,4

1,3

1,2

1,1

10

4400

6,0

6,0

6,0

6,0

5,8

5,0

4,4

3,9

3,5

3,2

2,9

2,6

2,4

2,2

2,0

1,9

1,7

11

4490

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,8

5,2

4,7

4,3

3,9

3,6

3,3

3,0

2,8

2,6

2,4

12

4560

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,5

5,0

4,6

4,3

4,0

3,7

3,5

3,2

13

4610

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,8

5,4

5,0

4,7

4,4

4,1

14

4650

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,8

5,4

5,1

1220

10

6340

6,0

6,0

6,0

5,7

4,9

4,2

3,7

3,3

2,9

2,6

2,4

2,1

1,9

1,8

1,6

1,5

1,3

11

6770

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,9

5,2

4,6

4,2

3,8

3,4

3,1

2,9

2,7

2,4

2,3

2,1

12

7160

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,6

5,1

4,7

4,3

4,0

3,7

34,

3,7

3,0

13

7520

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,7

5,3

4,9

4,6

4,3

4,0

14

7850

6,0

60

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

5,9

5,5

5,2

15

8150

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

16

8430

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

6,0

*Nmin - количество циклов работы нефтепровода до развития трещины до критических размеров (по результатам циклических испытаний) для расчета остаточного ресурса и периодичности диагностики.

Приложение 2

(Лицевая сторона)

ОАО «АК «Транснефть»

УТВЕРЖДАЮ

Первый вице-президент

ОАО «АК «Транснефть»

__________ И. О. Фамилия

«__» ____________ 20__ г.

ПРОГРАММА ДИАГНОСТИЧЕСКОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ
НЕФТЕПРОВОДОВ ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ» НА 20 __ Г.

Москва 20 __ г.

(Обратная сторона)

Вице-президент ОАО «АК «Транснефть»

_______________ И. О. Фамилия

«__» ____________ 20__ г.

 

Начальник департамента

экономики

_______________ И. О. Фамилия

«__» ____________ 20__ г.

Начальник департамента технического развития и

эксплуатации объектов трубопроводного транспорта нефти

_______________ И. О. Фамилия

«__» ____________ 20__ г.

Начальник отдела технической

эксплуатации МН и НБ

_______________ И. О. Фамилия

«__» ____________ 20__ г.

Генеральный директор

ОАО ЦТД «Диаскан»

_______________ И. О. Фамилия

«__» ____________ 20__ г.

Технический директор

ОАО ЦТД «Диаскан»

_______________ И. О. Фамилия

«__» ____________ 20__ г.

Директор по производству

ОАО ЦТД «Диаскан»

_______________ И. О. Фамилия

«__» ____________ 20__ г.

Начальник ООИ

ОАО ЦТД «Диаскан»

_______________ И. О. Фамилия

«__» ____________ 20__ г.

ПЛАН ПРОПУСКА ПРИБОРОВ И ВЫДАЧИ ОТЧЕТОВ В 20___ г.

(по месяцам)

ОАО МН

Выполнение

Вид диагностики

Наименование нефтепровода

Наименование участка

Ду, мм

Протяженность, км

месяц года

 

Выполнение пропуска прибора

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Ультразвуковая дефектоскопия CD. Всего

 

 

 

 

Ультразвуковая дефектоскопия WM. Всего

 

 

 

 

Магнитная дефектоскопия. Всего

 

 

 

 

Профилеметрия. Всего

 

 

 

 

Выдача отчетов

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Ультразвуковая дефектоскопия CD. Всего

 

 

 

 

Ультразвуковая дефектоскопия WM. Всего

 

 

 

 

Магнитная дефектоскопия. Всего

 

 

 

 

Профилеметрия. Всего

 

 

 

СВОДНЫЙ ПЛАН ПРОПУСКА ПРИБОРОВ И ВЫДАЧИ ОТЧЕТОВ В 20__ году

ОАО МН

Вид работ

Вид диагностики

Январь

Февраль

Март

Апрель

Май

Июнь

Июль

Август

Сентябрь

Октябрь

Ноябрь

Декабрь

Общий итог

 

Выполнение пропуска прибора

PRF

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

WM

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

MFL

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

CD

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Всего:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Выдача отчетов

PRF

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

WM

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

MFL

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

CD

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Всего:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Всего:

Выполнение пропуска прибора

Месяц, км

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Накопит, км

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

% накопит. *

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Выдача отчетов

Месяц, км

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

накопит, км

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

% накопит. *

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

* Процент выполнения плана за отчетный период накопительным итогом.

ПЛАН ПЛАТЕЖЕЙ ОАО МН - ОАО ЦТД «ДИАСКАН» НА 200___ ГОД ЗА ДИАГНОСТИКУ

ОАО МН

Январь

Февраль

Март

Апрель

Май

Июнь

Июль

Август

Сентябрь

Октябрь

Ноябрь

Декабрь

Всего за 20_ г.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Всего:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ПЛАНИРУЕМЫЕ ПОСТУПЛЕНИЯ ВЫРУЧКИ В 20__ г. В СООТВЕТСТВИИ С АКТАМИ ВЫПОЛНЕННЫХ РАБОТ ЗА 20__ г. И ПЛАНИРУЕМЫМ ВЫПОЛНЕНИЕМ В 20__ г.

ОАО МН

Год договора

Вид диагностики

Наименование нефтепровода

Наименование участка

Диаметр, мм

Январь

Февраль

Март

Апрель

Май

Июнь

Июль

Август

Сентябрь

Октябрь

Ноябрь

Декабрь

Всего

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Договор 20__ г. Всего:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Договор 20__ г. Всего:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Всего:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Общий итог:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


«УТВЕРЖДАЮ»

Первый Вице-президент

ОАО АК «Транснефть»

_____________ (___________)

«__» ______________ 200__ г.

СТОИМОСТЬ 1 КМ ДИАГНОСТИЧЕСКОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ НЕФТЕПРОВОДОВ ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ» НА 200_ год

Наименование

Стоимость

 

руб.

Ультразвуковой дефектоскоп WM

 

530

________________________________

720/820

________________________________

1020/1220

________________________________

Магнитный дефектоскоп MFL

 

720

________________________________

820

________________________________

1020

________________________________

1220

________________________________

Ультраскан CD

 

530

________________________________

720

________________________________

820

________________________________

1020

________________________________

1220

________________________________

Согласовано:

Вице-президент                                                    ____________ (_____)

Начальник департамента экономики                 ____________ (_____)

Начальник планово-экономического отдела     ____________ (_____)


Приложение 3

ЗАЯВКА
ОТ ОАО МН
на проведение внутритрубного диагностического обследования магистральных нефтепроводов в 20___ г.

Прошу включить в план внутритрубного диагностического обследования магистральных нефтепроводов ОАО МН _____ следующие участки МН:

1. Для повторного обследования подводных переходов магистральных нефтепроводов с дефектами ПОР, которые не могут быть выведены из эксплуатации

Тип прибора

Наименование нефтепровода

Наименование участка

Ду, мм

Протяженность участка, км

Наименование ППМН, протяженность, м

Тип дефектов/количество

Срок готовности нефтепровода

Пропуск приборов, месяц

Сдача отчетов, месяц

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Всего:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Для первичного обследования дефектоскопами WM, MFL, CD магистральных нефтепроводов в соответствии с планом-графиком аттестации МН со сниженными рабочими давлениями относительно проектного

Тип прибора

Наименование нефтепровода

Наименование участка

Ду, мм

Протяженность участка, км

Срок готовности нефтепровода

Пропуск приборов, месяц

Сдача отчетов, месяц

 

 

 

 

 

 

 

 

Всего:

 

 

 

 

 

 

 

3. Для обследования дефектоскопами WM, MFL, CD подводных переходов магистральных нефтепроводов, по которым проводится мониторинг технического состояния, в срок не менее 6 месяцев до определенного Техническим заданием срока выдачи гарантий безопасной эксплуатации перехода

Тип прибора

Наименование нефтепровода

Наименование участка

Ду, мм

Протяженность участка, км

Наименование ППМН, протяженность, м

Тип дефектов/количество

Срок готовности нефтепровода

Пропуск приборов, месяц

Сдача отчетов, месяц

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Всего

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. Для первичного обследования дефектоскопами WM, MFL, CD магистральных нефтепроводов в соответствии с планом-графиком аттестации МН со сроками эксплуатации 33 и более лет - за 1 год до наступления срока

Тип прибора

Наименование нефтепровода

Наименование участка

Ду, мм

Протяженность участка, км

Срок готовности нефтепровода

Пропуск приборов, месяц

Сдача отчетов, месяц

 

 

 

 

 

 

 

 

Всего

 

 

 

 

 

 

 

5. Для обследования нефтепроводов дефектоскопами типа MFL и CD по результатам аттестации в сроки, определенные в соответствии с расчетами

Тип прибора

Наименование нефтепровода

Наименование участка

Ду, мм

Протяженность участка, км

Срок готовности нефтепровода

Пропуск приборов, месяц

Сдача отчетов, месяц

 

 

 

 

 

 

 

 

Всего

 

 

 

 

 

 

 

6. Для первичного обследования дефектоскопами WM, MFL, CD вновь введенных в эксплуатацию подводных переходов магистральных нефтепроводов - в срок не более 3-х лет со дня ввода в эксплуатацию

Тип прибора

Наименование нефтепровода

Наименование участка

Ду, мм

Протяженность участка, км

Наименование ППМН, протяженность, м

Тип дефектов/количество

Срок готовности нефтепровода

Пропуск приборов, месяц

Сдача отчетов, месяц

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Всего

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7. Для профилеметрии вновь вводимых в эксплуатацию подводных переходов перед подключением их к магистральным нефтепроводам

Тип прибора

Наименование нефтепровода

Наименование участка

Ду, мм

Протяженность участка, км

Наименование ППМН, протяженность, м

Расположение на участке, км

Срок готовности нефтепровода

Пропуск приборов, месяц

Сдача отчетов, месяц

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Всего

 

 

 

 

 

 

 

 

 

8. Для повторного обследования магистральных нефтепроводов:

8.1. Дефектоскопом WM - для установления реальной скорости роста коррозионных дефектов - в срок не позднее 1 года до перехода дефектов ДПР в дефекты ПОР по результатам расчета, исходя из скорости роста коррозии 0,18 мм в год

Тип прибора

Наименование нефтепровода

Наименование участка

Ду, мм

Протяженность участка, км

Срок готовности нефтепровода

Пропуск приборов, месяц

Сдача отчетов, месяц

 

 

 

 

 

 

 

 

Всего

 

 

 

 

 

 

 

8.2. дефектоскопами WM, MFL и CD с целью определения развивающихся дефектов, в сроки, для дефектоскопов: WM - не более 5-ти лет, MFL и CD - не более 6-и лет после предыдущего обследования

Тип прибора

Наименование нефтепровода

Наименование участка

Ду, мм

Протяженность участка, км

Срок готовности нефтепровода

Пропуск приборов, месяц

Сдача отчетов, месяц

 

 

 

 

 

 

 

 

Всего

 

 

 

 

 

 

 

9. Для первичной инспекции нефтепроводов дефектоскопами WM, MFL, CD новых и вновь подготовленных к диагностике нефтепроводов в течение 5 лет со дня ввода в эксплуатацию или подготовки к диагностике, за 1 год до наступления следующих сроков эксплуатации: 12 лет, 17 лет, 22 года, 27 лет

Тип прибора

Наименование нефтепровода

Наименование участка

Ду, мм

Протяженность участка, км

Срок готовности нефтепровода

Пропуск приборов, месяц

Сдача отчетов, месяц

 

 

 

 

 

 

 

 

Всего

 

 

 

 

 

 

 

10. Для обследования магистральных нефтепроводов дефектоскопами WM, MFL, CD по завершению капитального ремонта (с заменой труб и заменой изоляции) и реконструкции для контроля качества строительно-монтажных работ

Тип прибора

Наименование нефтепровода

Наименование участка

Ду, мм

Протяженность участка, км

Срок готовности нефтепровода

Пропуск приборов, месяц

Сдача отчетов, месяц

 

 

 

 

 

 

 

 

Всего

 

 

 

 

 

 

 

Главный инженер ОАО МН                   ____________________ (ФИО)

подпись

Начальник ОЭ ОАО МН                         ____________________ (ФИО)

подпись

Приложение 4

СВОДНАЯ ТАБЛИЦА ВНУТРИТРУБНОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

ОАО ___________________ НА 20__ г.

Основания для формирования программы обследования

Тип прибора

Протяженность, км

1. Повторное обследование подводных переходов с дефектами ПОР, которые не могут быть выведены из эксплуатации

WM

MFL

CD

 

2. Первичное обследование дефектоскопами WM, MFL, CD магистральных нефтепроводов в соответствии с планом-графиком аттестации МН со сниженными рабочими давлениями относительно проектного

WM

MFL

CD

 

3. Обследование дефектоскопами WM, MFL, CD подводных переходов магистральных нефтепроводов, по которым проводится мониторинг технического состояния, в срок не менее 6 месяцев до определенного Техническим заданием срока выдачи гарантий безопасной эксплуатации перехода

WM

MFL

CD

 

4. Первичное обследование дефектоскопами WM, MFL, CD магистральных нефтепроводов в соответствии с планом-графиком аттестации МН со сроками эксплуатации 33 и более лет за 1 год до наступления срока

WM

MFL

CD

 

5. Обследование нефтепроводов дефектоскопами MFL и CD по результатам аттестации - в сроки, определенные в соответствии с расчетами

MFL

CD

 

6. Первичное обследование дефектоскопами WM, MFL, CD вновь введенных в эксплуатацию подводных переходов магистральных нефтепроводов - в срок не более 3-х лет со дня ввода в эксплуатацию

WM

MFL

CD

 

7. Профилеметрия вновь вводимых в эксплуатацию подводных переходов перед их подключением к МН

PRF

 

8. Повторное обследование нефтепроводов:

- дефектоскопом WM для установления реальной скорости роста коррозионных дефектов - в срок не позднее 1 года до перехода дефектов ДПР в дефекты ПОР по результатам расчета, исходя из скорости роста коррозии 0,18 мм в год;

WM

 

- дефектоскопами WM, MFL и CD с целью определения развивающихся дефектов, в сроки, для дефектоскопов: WM - не более 5-ти лет, MFL и CD - не более 6-и лет после предыдущего обследования

WM

MFL

CD

 

9. Первичная инспекция нефтепроводов дефектоскопами WM, MFL, CD новых и вновь подготовленных к диагностике нефтепроводов в течение 5-и лет со дня ввода их в эксплуатацию или подготовки к диагностике, за 1 год до наступления следующих сроков эксплуатации: 12 лет, 17 лет, 22 года, 27 лет

WM

MFL

CD

 

10. Обследование магистральных нефтепроводов приборами WM, MFL, CD по завершению капитального ремонта (с заменой труб и заменой изоляции) и реконструкции для контроля качества строительно-монтажных работ в срок не более 3-х лет со дня ввода в эксплуатацию

WM

MFL

CD

 

Главный инженер ОАО _________________________ (ФИО)

подпись

Приложение 5

«Утверждаю»

Первый вице-президент

ОАО «АК «Транснефть»

______________________

«__» ___________ 20__ г.

ПЛАН
подготовки и диагностического обследования нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» на ___ квартал (месяц-месяц-месяц) 20__ г.

Тип прибора

Наименование нефтепровода

Наименование участка

Ду, мм

Протяженность, км

Срок готовности нефтепровода к пропуску приборов

Срок проведения работ

Планируемые даты пропусков приборов

Параметры работы нефтепровода во время пропуска прибора

Начало

Окончание

Скорость потока, м/с

Производительность на время пропуска прибора

Время пропуска, час

Объем нефти для пропуска, тыс. т

тыс. т/сут.

тыс. т/час

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

Всего к завершению в __ квартале,

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

В том числе по месяцам:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

месяц

Всего к завершению в месяц

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Всего к завершению в следующем месяце

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ОАО МН

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Всего к завершению в месяц

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Всего к завершению в следующем месяце

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Плановые коэффициенты использования приборов (Ккип план) составляют:

Ультразвуковые дефектоскопы WM      - _____

Магнитные дефектоскопы MFL             - _____

Ультразвуковые дефектоскопы CD       - _____

Вице-президент

И. О. Фамилия

Вице-президент

И. О. Фамилия

Начальник ОМН и НБ

И. О. Фамилия

Начальник департамента

транспорта, учета и качества нефти

И. О. Фамилия

Генеральный директор

ОАО ЦТД «Диаскан»

И. О. Фамилия

Начальник диспетчерского управления

И. О. Фамилия

Главный технолог ОМН и НБ

И. О. Фамилия

Главный технолог ОМН и НБ

И. О. Фамилия

Приложение 6

«Утверждаю»

Первый вице-президент

ОАО «АК «Транснефть»

______________________

«__» ___________ 20__ г.

ПЛАН
выдачи отчетов по результатам внутритрубной диагностики на нефтепроводах ОАО «АК «Транснефть»

на ___ квартал (месяц-месяц-месяц) 20__ г.

Тип прибора

Наименование нефтепровода

Наименование участка

Ду, мм

Протяженность, км

Дата окончания пропусков приборов

Планируемая дата выдачи отчета

1

2

3

4

5

6

7

Всего к завершению в __ квартале,

 

 

 

В том числе по месяцам:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Месяц

Всего к завершению в месяц

 

 

 

 

 

Всего к завершению в следующем месяце

 

 

 

 

 

ОАО ____________

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Всего к завершению в месяц

 

 

 

 

 

Всего к завершению в следующем месяце

 

 

 

 

 

 

Вице-президент

И. О. Фамилия

Вице-президент

И. О. Фамилия

Начальник ОМН и НБ

И. О. Фамилия

Начальник департамента

транспорта, учета и качества нефти

И. О. Фамилия

Генеральный директор

ОАО ЦТД «Диаскан»

И. О. Фамилия

Начальник диспетчерского управления

И. О. Фамилия

Главный технолог ОМН и НБ

И. О. Фамилия

Главный технолог ОМН и НБ

И. О. Фамилия

Приложение 7

СВОДКА
о ходе выполнения плана диагностики МН по состоянию на __________ 20___ г.

Сведения
о невыполненных объемах плана диагностики МН по состоянию на _________ 20___ г.

не выполненные объемы за (период) 20___ г.

№ п/п

Наименование внутритрубного прибора

ОАО МН

Наименование нефтепровода

Наименование участка

Ду, мм

Протяженность, км

Дата пуска дефектоскопа по обследуемому участку по первоначальному плану

Причина отставания от плана и простоя прибора

Планируемая дата пуска

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Итого:

не выполненные объемы за (месяц) 20___ г.

№ п/п

Наименование внутритрубного прибора

ОАО МН

Наименование нефтепровода

Наименование участка

Ду, мм

Протяженность, км

Дата пуска дефектоскопа по обследуемому участку по первоначальному плану

Причина отставания от плана и простоя прибора

Планируемая дата пуска

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Итого:

Пропуск приборов на (дата)

План, км

Факт, км

Отставание, км

 

 

 

Отчет о выполнении плана диагностики МН ОАО «АК «Транснефть»

с __________ по ______________ 20___ г. (через каждые 10 дней)

Период

План, км

Факт, км

За отчетный период

 

 

Нарастающим итогом за текущий месяц

 

 

Нарастающим итогом с начала года

 

 

Отклонение от сроков представления извещений

№ п/п

Наименование внутритрубного прибора

ОАО МН

Наименование нефтепровода

Наименование участка

Ду, мм

Протяженность, км

Представленное извещение о готовности участка к диагностике в срок за 30 дней до пуска

Предоставление извещения о готовности участка к диагностике в срок за 10 дней до пуска

Причина нарушения

Письмо № ОАО ЦТД «Диаскан» о нарушении сроков «Регламента ...» по представлению извещений

Планируемая дата пуска

Дата по регламенту

Факт

Дата по регламенту

Факт

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Не загруженные приборы

№ п/п

Наименование ВИП

Местонахождение

Примечание

 

 

 

 

Выполнение плана мероприятий по подготовке и диагностике участков МН в (сторонняя организация) по договору

№ п/п

Наименование мероприятия

Срок выполнения работ

Отметка о выполнении

Примечания

План

Факт

Участок 1 - нефтепровода, участок _________________________ (Ду _____ мм, длина ___________)

1

Калибровка

 

 

 

 

2

Профилеметрия

 

 

 

 

3

Ультразвуковая дефектоскопия

 

 

 

 

4

Выдача технического отчета

 

 

 

 

Выполнение диагностических работ арендуемым ___________ дефектоскопом ______

№ п/п

Наименование внутритрубного прибора

Наименование нефтепровода

Наименование участка

Ду, мм

Протяженность, км

Дата выполнения контрольной очистки

Дата прибытия дефектоскопа на место производства диагностики

Дата пуска дефектоскопа по обследуемому участку

Выполнение диагностики на отчетную дату, км

Предоставление извещения о готовности участка к диагностике в срок за 30 дней до пуска

Предоставление извещения о готовности участка к диагностике в срок за 10 дней до пуска

Простой ВИП, сутки

Причина отставания от плана и простоя прибора

План

Факт

План

Факт

План

По уточненному плану, графику, письму

Факт

План

Факт

Дата по регламенту

Факт

Дата по регламенту

Факт

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

ОАО МН

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Выполнение плана диагностического обследования нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть»

в ___________ 20___ г.

№ п/п

Наименование внутритрубного прибора

Наименование нефтепровода

Наименование участка

Ду, мм

Протяженность, км

Дата выполнения контрольной очистки

Дата прибытия дефектоскопа на место производства диагностики

Дата пуска дефектоскопа по обследуемому участку

Выполнение диагностики на отчетную дату, км

Предоставление извещения о готовности участка к диагностике в срок за 30 дней до пуска

Предоставление извещения о готовности участка к диагностике в срок за 10 дней до пуска

Простой ВИП, сутки

Причина отставания от плана и простоя прибора

План

Факт

План

Факт

План

По уточненному плану, графику, письму

Факт

План

Факт

Дата по регламенту

Факт

Дата по регламенту

Факт

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

ОАО МН

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Приложение 8

Еженедельный отчет о выполнении плана выдачи отчетов в ОАО МН
по проведенной инспекции нефтепроводов (с __________ по ___________)

№ п/п

Тип ВИП

ОАО МН

Нефтепровод

Участок

Ду, мм

Протяженность, км

Дата завершения прогона

Срок предоставления отчета по регламенту

% выполнения

Дата выдачи отчета (факт), № исх. письма

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Директор по производству ОАО ЦТД «Диаскан» ____________________ (ФИО)

подпись

Приложение 9

СВЕДЕНИЯ
о фактическом времени работы диагностических приборов за ___________ месяц 200__ г.

№ п/п

Наименование прибора

Зав. № / Инв. №

ОАО МН

Нефтепровод, участок

Протяженность, км

Время работы прибора в нефтепроводах при проведении пропусков, час

В том, числе время работы прибора при проведении запасовки, выемки, час

Время на выполнение технологических операций Nm, час

Примечание

1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Итого:

 

 

 

 

 

Ккип фактический

Ккип норм.

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Итого:

 

 

 

 

 

Ккип фактический

Ккип норм.

Nм - месячный фонд времени в часах

Директор по производству ОАО ЦТД «Диаскан» ____________________ (ФИО)

подпись


Приложение 10

Согласовано                                                                           Утверждаю

Директор по производству                                                   Главный инженер ОАО МН

ОАО ЦТД «Диаскан»

___________ Фамилия И. О.                                                ____________ Фамилия И. О.

(подпись)                                                                                                       (подпись)

«___» ____________ 200__ г.                                               «___» ____________ 200__ г.

ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ
НА ПРОИЗВОДСТВО ВНУТРИТРУБНОЙ
ДИАГНОСТИКИ УЧАСТКА НЕФТЕПРОВОДА

_________________________________________________________________________

(участок нефтепровода от камеры пуска до камеры приема диагностического прибора)

Разработал:

гл. инженер РНУ: _______________________________ (Фамилия И. О.)

(подпись)

200__ г.

Настоящее техническое задание определяет требования, предъявляемые к проведению диагностических работ, выполняется в соответствии с договором №____________ от «___» __________ 200_ г.

Заказчик _________________________________________________

Исполнитель _____________________________________________

ОБЪЕКТ ПРОВЕДЕНИЯ ВНУТРИТРУБНОЙ ДИАГНОСТИКИ

Нефтепровод _____________________________________________________________

(указать наименование одного нефтепровода)

Участок __________________________________________________________________

(указать один участок от камеры пуска до камеры приёма диагностического прибора)

Протяженность ___________________________________________________________

(указать протяжённость одного участка нефтепровода)

Диаметр _________________________________________________________________

ТРЕБОВАНИЯ К ВЫПОЛНЕНИЮ ОБСЛЕДОВАНИЯ

1. Срок обследования диагностируемого участка:

начало _________________________ окончание ________________________________

(указать число, месяц, год)                                      (указать число, месяц, год)

2. Вид обследования _______________________________________________________

(указать тип диагностического прибора)

3. Выполнение предварительной очистки нефтепровода: _________________________

(указать оборудованием ОАО МН или ОАО ЦТД «Диаскан»)

4. Выполнение очистки нефтепровода специальными очистными устройствами: _________________________________________________________________________

(указать оборудованием ОАО МН или ОАО ЦТД «Диаскан»)

5. Выполнение контрольной очистки нефтепровода (силами ОАО ЦТД «Диаскан»):

начало _________________________ окончание ________________________________

(указать число, месяц, год)                                      (указать число, месяц, год)

6. Выполнение профилеметрии нефтепровода _________________________________

(указать требуется или не требуется)

начало _________________________ окончание ________________________________

(указать число, месяц, год)                                      (указать число, месяц, год)

ТРЕБОВАНИЯ К СРОКАМ, КОЛИЧЕСТВУ И ФОРМЕ ТЕХНИЧЕСКИХ ОТЧЕТОВ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ВНУТРИТРУБНОЙ ДИАГНОСТИКИ

1. Срок предоставления отчёта: ______________________________________________

2. Количество предоставляемых экземпляров отчёта:

на бумажном носителе:_________________________________________________ экз.

(1 экз. в ОАО МН, по 1 экз. в каждое РНУ, эксплуатирующее участок)

в электронном виде на дискете - 1 экз.

ТРЕБОВАНИЯ К СОСТАВУ ТЕХНИЧЕСКИХ ОТЧЕТОВ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ВНУТРИТРУБНОЙ ДИАГНОСТИКИ

А. ТЕХНИЧЕСКИЙ ОТЧЁТ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ПРОФИЛЕМЕТРИИ ДОЛЖЕН СОДЕРЖАТЬ:

Экспресс-отчет:

1.    Список точек, имеющих уменьшенное проходное сечение на заранее согласованном уровне (как правило, на уровне 85 % Дн).

2.    Таблицу размещения точек-ориентиров.

Технический отчет:

1. Введение.

2. Порядок выполнения работы.

3.            Обобщенные результаты диагностики.

4.            Таблица мест в нефтепроводе, препятствующих пропуску дефектоскопа, имеющих проходное сечение 85 % Дн и менее.

5.            Таблица мест в нефтепроводе, имеющих проходное сечение на уровне от 95 до 85 % Дн.

6.            Выводы.

7.            Перечень используемых терминов, определений и сокращений.

8.            Лист рассылки.

Приложение 1          Таблица размещения точек-ориентиров.

Приложение 2          Протокол сравнения дефектов предыдущей и последующей инспекций с пояснением причин несоответствия.

Приложение 3          График скорости движения профилемера по участку нефтепровода.

Приложение 4          Параметры калибровки профилемера.

Приложение 5          Компьютерную распечатку продольного профиля участка нефтепровода в компрессии 1 или 10.

Приложение 6          Акты прогонов профилемера по участку нефтепровода.

Приложение 7          Копия Лицензии Госгортехнадзора России.

Приложение 8          Технические характеристики профилемера, примененного для обследования нефтепровода.

Б. ТЕХНИЧЕСКИЙ ОТЧЁТ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ПРОПУСКА УЛЬТРАЗВУКОВОГО ДЕФЕКТОСКОПА WM ДОЛЖЕН СОДЕРЖАТЬ:

1. Введение.

2. Общие положения.

3. Порядок выполнения работы.

4. Обобщенные результаты диагностики.

5. Дефекты ПОР (с указанием типа дефекта, размеров и места расположения):

5.1. Список дефектов ПОР, требующих снижения давления в нефтепроводе по результатам расчетов на прочность.

5.2. Список дефектов ПОР, опасных по результатам расчета на статическую прочность.

5.3. Сводная таблица дефектов ПОР, с указанием их мест расположения:

-      на переходах нефтепровода через реки, каналы и водоемы;

-      на переходах нефтепровода через автомобильные и железные дороги;

-      на участках нефтепровода, проходящих вблизи населенных пунктов;

-      на участках нефтепровода, проходящих вблизи промышленных объектов;

-      на переходах нефтепровода через участки местности геодезические отметки и профиль которых, при выходе нефти, приведут к попаданию ее в реки, водоемы, населенные пункты, промышленные объекты;

-      на переходах нефтепровода через труднодоступные участки (болота, горные участки и др.).

5.4. Журнал дефектов ПОР, с разбивкой по типам в соответствии с РД 153-39.4-067-00 «Методы ремонта дефектных участков действующих МН», с указанием расположения на нефтепроводе и размерами, достаточными для автоматического назначения метода ремонта программой «Эксперт»:

5.4.1. Дефекты геометрии без дополнительных дефектов и примыкания к сварным швам.

5.4.2. Дефекты геометрии, примыкающие к сварным швам или расположенные на сварном шве.

5.4.3. Дефекты геометрии в комбинации с риской, задиром, трещиной, потерей металла.

5.4.4. Потери металла (внешние и внутренние).

5.4.5. Риски, царапины, задиры.

5.4.6. Расслоения, расслоения в околошовной зоне.

5.4.7 Расслоения с выходом на поверхность.

5.4.8. Смещение поперечного шва.

5.4.9. Список недопустимых конструктивных элементов, соединительных деталей не соответствующих требованиям СНиП 2.05.06-85* и РД 153-39.4-067-00 «Методы ремонта дефектных участков действующих МН»:

5.4.9.1. Список тройников, сварных секторных отводов, переходников полевого изготовления.

5.4.9.2. Список заплат вварных и накладных всех видов и размеров.

5.4.9.3. Список накладных элементов из труб («корыта»), приваренных на трубы и других конструктивных элементов, не регламентированных нормативными документами.

5.4.9.4. Список сварных присоединений диаметром 50 мм и более при отсутствии усиливающих накладок или размерами накладок менее 0,4 диаметра ответвления.

5.4.10. Перечень дефектов потери металла, переходящих, согласно прогнозным расчетам, в категорию ПОР в течение 8 лет с даты проведения инспекции в соответствии с «Методикой оценки работоспособности и проведения аттестации эксплуатирующихся магистральных нефтепроводов».

5.4.11. Перечень дефектов поперечных сварных швов с прогнозной долговечностью в соответствии с утвержденной методикой оценки долговечности поперечных швов.

5.4.12. Перечень дефектов типа «расслоение» с прогнозной долговечностью в соответствии с утвержденной методикой оценки долговечности расслоений.

6. Перечень дефектов, подлежащих обязательному ДДК (с указанием типа дефекта, размеров и места расположения).

7. Дефекты ДПР нефтепровода (с указанием типа дефекта, размеров и места расположения):

7.1. Сводная таблица дефектов ДПР с указанием их места расположения:

-      на переходах нефтепровода через реки, каналы и водоемы;

-      на переходах нефтепровода через автомобильные и железные дороги;

-      на участках нефтепровода, проходящих вблизи населенных пунктов;

-      на участках нефтепровода, проходящих вблизи промышленных объектов;

-      на переходах нефтепровода через участки местности геодезические отметки и профиль которых, при выходе нефти, приведут к попаданию ее в реки, водоемы, населенные пункты, промышленные объекты;

-      на переходах нефтепровода через труднодоступные участки (болота, горные участки и др.).

7.2. Журнал дефектов нефтепровода с указанием мест их расположения.

7.3. Список дефектов ДПР на переходах через естественные и искусственные водные препятствия.

7.4. Список дефектов ДПР на переходах через автомобильные и железные дороги.

7.5. Список дефектов ДПР вблизи населённых пунктов и промышленных объектов.

7.6. Список дефектов ДПР на местности, геодезические отметки и профили которой при выходе нефти приведут к попаданию её в реки, водоёмы, населённые пункты и промышленные объекты.

7.7. Список дефектов ДПР на переходах нефтепроводов через труднодоступные участки (болота, горные участки и др.).

8. Список поперечных сварных швов, имеющих между примыкающими к ним продольными швами расстояние равное или менее 100 мм.

9. Список приварных элементов (вантузы, сигнализаторы прохождения ВИП, манометрические выводы, катодные выводы, чопики и др.), не указанных в рабочей документации (профили, паспорта нефтепровода).

10. Список обнаруженных ремонтов и ремонтных конструкций.

11. Анализ качества ремонта

11.1. Анализ качества выполненных ремонтов дефектов ПОР.

11.2. Анализ соответствия постоянных методов ремонта дефектов ПОР допустимым методам по РД 153-39.4-067-00.

11.3. Анализ соответствия временных методов ремонта дефектов ПОР допустимым методам по РД 153-39.4-067-00.

11.4. Анализ качества выполненных капитальных ремонтов с заменой изоляции.

11.5. Анализ качества выполненных капитальных ремонтов с заменой трубы.

11.6. Анализ качества труб, применяемых при капитальном ремонте.

12. Определение скорости роста коррозионных дефектов.

13. Особенности нефтепровода:

13.1. Список конструктивных особенностей нефтепровода (задвижки, вантузы, сигнализаторы прохождения ВИП, манометрические выводы, катодные выводы, чопики и др.).

13.2. Список особенностей стенки нефтепровода, не требующих ремонта.

14. Таблица размещения точек-ориентиров.

15. Характеристики диагностической системы.

16. Перечень используемых терминов, определений и сокращений.

17. Список использованных источников.

18. Лист рассылки.

19. Приложение 1   Копия Лицензии на экспертизу безопасности объектов магистральных нефтегазопродуктопроводов

20. Приложение 2   Техническое задание на производство внутритрубной диагностики

21. Приложение 3   Акты прогонов внутритрубного инспекционного прибора

22. Приложение 4   Акты маркировки переходов

23. Приложение 5   Протокол сравнения дефектов предыдущих и настоящей инспекций с пояснением причин несоответствия

24. Приложение 6   Список исполнителей по обработке данных инспекции и оформлению технического отчёта

25. Приложение 7   Расчетные данные для установки композитных муфт по дефектам, которые могут быть отремонтированы только композитными муфтами

26. Приложение 8   Журнал дефектов и особенностей нефтепровода

27. Приложение 9   Журнал раскладки труб нефтепровода

28. Приложение 10 Отчет по результатам расчета прочности нефтепровода

Примечание. При наличии в отчете более 250-300 листов, он разбивается на несколько томов.

В. ТЕХНИЧЕСКИЙ ОТЧЕТ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ПРОПУСКА МАГНИТНОГО ДЕФЕКТОСКОПА MFL ДОЛЖЕН СОДЕРЖАТЬ:

1. Введение.

2. Общие положения.

3. Порядок выполнения работы.

4. Обобщенные результаты диагностики.

5. Дефекты ПОР (с указанием типа дефекта, размеров и места расположения):

5.1. Список дефектов ПОР, требующих снижения давления в нефтепроводе по результатам расчетов на прочность.

5.2. Список дефектов ПОР, опасных по результатам расчета на статическую прочность.

5.3. Сводная таблица дефектов ПОР, с указанием их мест расположения.

-      на переходах нефтепровода через реки, каналы и водоемы;

-      на переходах нефтепровода через автомобильные и железные дороги;

-      на участках нефтепровода, проходящих вблизи населенных пунктов;

-      на участках нефтепровода, проходящих вблизи промышленных объектов;

-      на переходах нефтепровода через участки местности геодезические отметки и профиль которых, при выходе нефти, приведут к попаданию ее в реки, водоемы, населенные пункты, промышленные объекты;

-      на переходах нефтепровода через труднодоступные участки (болота, горные участки и др.).

5.4. Журнал дефектов ПОР, с разбивкой по типам в соответствии с РД 153-39.4-067-00 «Методы ремонта дефектных участков действующих МН», с указанием мест их расположения на нефтепроводе и размерами, достаточными для автоматического назначения метода ремонта программой «Эксперт»:

5.4.1. Дефекты геометрии без дополнительных дефектов и примыкания к сварным швам.

5.4.2. Дефекты геометрии, примыкающие к сварным швам или расположенные на сварном шве.

5.4.3. Дефекты геометрии в комбинации с риской, задиром, трещиной, потерей металла.

5.4.4. Потери металла (внешние и внутренние).

5.4.5. Риски, царапины, задиры.

5.4.6. Трещины по телу трубы или в сварных швах.

5.4.7. Расслоения с выходом на поверхность.

5.4.8. Аномалии поперечных швов.

5.4.9. Несплошности плоскостного типа поперечных швов.

5.4.10. Список недопустимых конструктивных элементов, соединительных деталей не соответствующих требованиям СНиП 2.05.06-85* и РД 153-39.4-067-00 «Методы ремонта дефектных участков действующих МН»:

5.4.10.1. Список тройников, сварных секторных отводов, переходников полевого изготовления.

5.4.10.2. Список заплат вварных и накладных всех видов и размеров.

5.4.10.3. Список накладных элементов из труб («корыта»), приваренных на трубы и других конструктивных элементов, не регламентированных нормативными документами.

5.4.10.4. Список сварных присоединений диаметром 50 мм и более при отсутствии усиливающих накладок или размерами накладок менее 0,4 диаметра ответвления.

5.4.11. Перечень дефектов потери металла, переходящих, согласно прогнозным расчетам, в категорию ПОР в течение 8 лет с даты проведения инспекции в соответствии с «Методикой оценки работоспособности и проведения аттестации эксплуатирующихся магистральных нефтепроводов».

5.4.12. Перечень дефектов поперечных сварных швов с прогнозной долговечностью в соответствии с утвержденной методикой оценки долговечности поперечных швов.

6. Перечень дефектов, подлежащих обязательному ДДК (с указанием типа дефекта, размеров и места расположения).

7. Дефекты ДПР нефтепровода (с указанием типа дефекта, размеров и места расположения):

7.1. Сводная таблица дефектов ДПР с указанием их места расположения:

-      на переходах нефтепровода через реки, каналы и водоемы;

-      на переходах нефтепровода через автомобильные и железные дороги;

-      на участках нефтепровода, проходящих вблизи населенных пунктов;

-      на участках нефтепровода, проходящих вблизи промышленных объектов;

-      на переходах нефтепровода через участки местности геодезические отметки и профиль которых, при выходе нефти, приведут к попаданию ее в реки, водоемы, населенные пункты, промышленные объекты;

-      на переходах нефтепровода через труднодоступные участки (болота, горные участки и др.).

7.2. Журнал дефектов ДПР нефтепровода с указанием места их расположения.

7.3. Список дефектов ДПР на переходах через естественные и искусственные водные препятствия.

7.4. Список дефектов ДПР на переходах через автомобильные и железные дороги.

7.5. Список дефектов ДПР вблизи населенных пунктов и промышленных объектов.

7.6. Список дефектов ДПР на местности, геодезические отметки и профили которой при выходе нефти приведут к попаданию ее в реки, водоемы, населенные пункты и промышленные объекты.

7.7. Список дефектов ДПР на переходах нефтепроводов через труднодоступные участки (болота, горные участки и др.).

8. Список приварных элементов (вантузы, сигнализаторы прохождения ВИП, манометрические выводы, катодные выводы, чопики и др.), не указанных в рабочей документации (профили, паспорта нефтепровода).

9. Список обнаруженных ремонтов и ремонтных конструкций.

10. Анализ качества ремонта

10.1. Анализ качества выполненных ремонтов дефектов ПОР.

10.2. Анализ соответствия постоянных методов ремонта дефектов ПОР допустимым методам по РД 153-39.4-067-00.

10.3. Анализ соответствия временных методов ремонта дефектов ПОР допустимым методам по РД 153-39.4-067-00.

10.4. Анализ качества выполненных капитальных ремонтов с заменой изоляции.

10.5. Анализ качества выполненных капитальных ремонтов с заменой трубы.

10.6. Анализ качества труб, применяемых при капитальном ремонте.

11. Список эксцентрических кожухов.

12. Особенности нефтепровода:

12.1. Список конструктивных особенностей нефтепровода (задвижки, вантузы, сигнализаторы прохождения ВИП, манометрические выводы, катодные выводы, чопики и др.).

12.2. Список особенностей стенки нефтепровода, не требующих ремонта.

13. Таблица размещения точек-ориентиров.

14. Характеристики диагностической системы.

15. Перечень используемых терминов, определений и сокращений.

16. Список использованных источников.

17. Лист рассылки.

18. Приложение 1   Копия Лицензии на экспертизу безопасности объектов магистральных нефтегазопродуктопроводов

19. Приложение 2   Техническое задание на производство внутритрубной диагностики

20. Приложение 3   Акты прогонов внутритрубного инспекционного прибора

21. Приложение 4   Акты маркировки переходов

22. Приложение 5   Протокол сравнения дефектов предыдущих и настоящей инспекций с пояснением причин несоответствия

23. Приложение 6   Список исполнителей по обработке данных инспекции и оформлению технического отчета

24. Приложение 7   Расчетные данные для установки композитных муфт по дефектам, которые могут быть отремонтированы только композитными муфтами

25. Приложение 8   Журнал дефектов и особенностей нефтепровода

26. Приложение 9   Журнал раскладки труб нефтепровода

27. Приложение 10 Отчет по результатам расчета прочности нефтепровода

Примечание. При наличии в отчете более 250-300 листов, он разбивается на несколько томов.

Г. ТЕХНИЧЕСКИЙ ОТЧЕТ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ПРОПУСКА УЛЬТРАЗВУКОВОГО ДЕФЕКТОСКОПА CD ДОЛЖЕН СОДЕРЖАТЬ:

1. Введение.

2. Общие положения.

3. Порядок выполнения работы.

4. Обобщенные результаты диагностики.

5. Дефекты ПОР (с указанием типа дефекта, размеров и места расположения):

5.1. Список дефектов ПОР, требующих снижения давления в нефтепроводе по результатам расчетов на прочность.

5.2. Список дефектов ПОР, опасных по результатам расчета на статическую прочность.

5.3. Сводная таблица дефектов ПОР, с указанием их мест расположения:

-      на переходах нефтепровода через реки, каналы и водоемы;

-      на переходах нефтепровода через автомобильные и железные дороги;

-      на участках нефтепровода, проходящих вблизи населенных пунктов;

-      на участках нефтепровода, проходящих вблизи промышленных объектов;

-      на переходах нефтепровода через участки местности геодезические отметки и профиль которых, при выходе нефти, приведут к попаданию ее в реки, водоемы, населенные пункты, промышленные объекты;

-      на переходах нефтепровода через труднодоступные участки (болота, горные участки и др.).

5.4. Журнал дефектов ПОР, с разбивкой по типам в соответствии с РД 153-39.4-067-00 «Методы ремонта дефектных участков действующих МН», с указанием расположения на нефтепроводе и размерами, достаточными для автоматического назначения метода ремонта программой «Эксперт»:

5.4.1. Дефекты геометрии без дополнительных дефектов и примыкания к сварным швам.

5.4.2. Дефекты геометрии, примыкающие к сварным швам или расположенные на сварном шве.

5.4.3. Дефекты геометрии в комбинации с трещиной.

5.4.4. Риски, царапины, задиры.

5.4.5. Трещины по телу трубы или в сварных швах.

5.4.6. Расслоения с выходом на поверхность.

5.4.7. Аномалии продольных (поперечных) швов.

5.4.8. Несплошности плоскостного типа.

5.4.9. Смещения продольных (поперечных) швов.

5.4.10. Список недопустимых конструктивных элементов, соединительных деталей не соответствующих требованиям СНиП 2.05.06-85* и РД 153-39.4-067-00 «Методы ремонта дефектных участков действующих МН»:

5.4.10.1. Список тройников, сварных секторных отводов, переходников полевого изготовления.

5.4.10.2. Перечень дефектов продольных (поперечных) сварных швов с прогнозной долговечностью в соответствии с утвержденной методикой оценки долговечности поперечных швов.

5.4.11. Перечень дефектов типа «Расслоение» с прогнозной долговечностью в соответствии с утвержденной методикой оценки долговечности расслоений.

6. Перечень дефектов, подлежащих обязательному ДДК (с указанием типа дефекта, размеров и места расположения).

7. Дефекты ДПР нефтепровода (с указанием типа дефекта, размеров и места расположения):

7.1. Сводная таблица дефектов ДПР с указанием их места расположения:

-      на переходах нефтепровода через реки, каналы и водоемы;

-      на переходах нефтепровода через автомобильные и железные дороги;

-      на участках нефтепровода, проходящих вблизи населенных пунктов;

-      на участках нефтепровода, проходящих вблизи промышленных объектов;

-      на переходах нефтепровода через участки местности геодезические отметки и профиль которых, при выходе нефти, приведут к попаданию ее в реки, водоемы, населенные пункты, промышленные объекты;

-      на переходах нефтепровода через труднодоступные участки (болота, горные участки и др.).

7.2. Журнал дефектов ДПР нефтепровода с указанием места их расположения.

7.3. Список дефектов ДПР на переходах через естественные и искусственные водные препятствия.

7.4. Список дефектов ДПР на переходах через автомобильные и железные дороги.

7.5. Список дефектов ДПР вблизи населенных пунктов и промышленных объектов.

7.6. Список дефектов ДПР на местности, геодезические отметки и профили которой при выходе нефти приведут к попаданию ее в реки, водоемы, населенные пункты и промышленные объекты.

7.7. Список дефектов ДПР на переходах нефтепроводов через труднодоступные участки (болота, горные участки и др.).

8. Список поперечных сварных швов, имеющих между примыкающими к ним продольными швами расстояние равное или менее 100 мм.

9. Список обнаруженных ремонтов и ремонтных конструкций.

10. Анализ качества ремонта.

10.1. Анализ качества выполненных ремонтов дефектов ПОР.

10.2. Анализ соответствия постоянных методов ремонта дефектов ПОР допустимым методам по РД 153-39.4-067-00.

10.3. Анализ соответствия временных методов ремонта дефектов ПОР допустимым методам по РД 153-39.4-067-00.

10.4. Анализ качества выполненных капитальных ремонтов с заменой изоляции.

10.5. Анализ качества выполненных капитальных ремонтов с заменой трубы.

10.6. Анализ качества труб, применяемых при капитальном ремонте.

11. Таблица размещения точек-ориентиров.

12. Характеристики диагностической системы.

13. Перечень используемых терминов, определений и сокращений.

14. Список использованных источников.

15. Лист рассылки.

16. Приложение 1   Копия Лицензии на экспертизу безопасности объектов магистральных нефтегазопродуктопроводов

17. Приложение 2   Техническое задание на производство внутритрубной диагностики

18. Приложение 3   Акты прогонов внутритрубного инспекционного прибора

19. Приложение 4   Акты маркировки переходов

20. Приложение 5   Протокол сравнения дефектов предыдущих и настоящей инспекций с пояснением причин несоответствия

21. Приложение 6   Список исполнителей по обработке данных инспекции и оформлению технического отчета

22. Приложение 7   Расчетные данные для установки композитных муфт по дефектам, которые могут быть отремонтированы только композитными муфтами

23. Приложение 8   Журнал дефектов и особенностей нефтепровода

24. Приложение 9   Журнал раскладки труб нефтепровода

25. Приложение 10 Отчет по результатам расчета прочности нефтепровода

Примечания:

1. При наличии в отчете более 250-300 листов, он разбивается на несколько томов.

2. Приведенная в настоящем Техническом задании форма отчетов по диагностике вводится со II кв. 2003 г. после разработки новой версии программы «Эксперт».


Протокол сравнения журналов дефектов предыдущей и настоящей инспекций

Инспекция

Реинспекция

Причина несоответствия параметров деф.

№ деф.

Доп. № деф.

№ секции

Распол. град.

Дис. отн., м

Наименование и классификация дефекта (ПОР, ДПР)

Глуб., мм

Длина, мм

Шир., мм

Тип

№ деф.

Доп. № деф.

№ секции

Распол. град.

Дис. отн., м

Наименование и класснфикация дефекта (ПОР, ДПР)

Глуб., мм

Длина, мм

Шир., мм

Тип

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


Исходные данные, необходимые для проведения внутритрубной диагностики, расчетов на прочность участков трубопроводов с дефектами и составления аналитической части технических отчетов

А. Исходные данные для проведения пропуска диагностического прибора по участку трубопровода

Общее описание участка трубопровода:

Наименование трубопровода

Наименование участка (начало/конец, км)

Участок эксплуатирует предприятие

Год постройки трубопровода

Диаметр трубопровода Dн: _______________________________________________ мм

Длина диагностируемого участка: _________________________________________ км

Скор. перекачки (м/с) - макс.: __________________, мин.: ______________________;

регулируемая - ( ) да, ( ) нет

Давление в трубопроводе макс.: _________________, мин.: ______________________;

Температура - макс.: ___________ °С, мин: ______________ °С.

Описание пусковой / приемной камер (см. рис. 1)

 

Пусковая камера

Приемная камера

1

2

3

Название пункта, 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 расш. 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 × Вп)

 

 

Имеется ли подъемник?

Грузоподъемность, т ___

Высота подъема, м

( ) да, ( ) нет

( ) да, ( ) нет

Снабжена ли пусковая камера:

Сигнализатором прохождения снаряда?

( ) да, ( ) нет

( ) да, ( ) нет

Патрубком для установки запасовочного устройства (Z) [верхним ( ), боковым ( )]

( ) да, ( ) нет

 

Внутренним желобом?

( ) да, ( ) нет

( ) да, ( ) нет

Выравнивающей линией (W)?

( ) да, ( ) нет

( ) да, ( ) нет

Вантузами (Vн и VI ) для стравливания воздуха?

( ) да, ( ) нет

 

Быстродействующим затвором?

( ) да, ( ) нет

( ) да, ( ) нет

Рис. 1. Пусковая/приемная камеры

I. Информация по трубам, имеющимся на участке

Номин. толщина стенки трубы, мм

Протяженность участка с данной толщиной стенки, км

Тип трубы: (прямошовная, спиралешовная, бесшовная и т.д.)

Марка стали

Примечания

Общая протяженность, км

 

 

 

 

 

 

II. Информация по трубопроводу

1. Задвижки

Тип

Изготовитель

№ модели

№ задвижки

Дистанция, м

Мин. внутр. сечение

Примечания

 

 

 

 

 

 

 

2. Отводы

Тип отвода: (цельнотянутый, секционный, штампосварной и т.д.)

Дистанция, м

Радиус изгиба по оси, мм (в Dн)

Угол изгиба трубопровода, град.

Толщина стенки, мм

Минимальное внутреннее сечение, мм

 

 

 

 

 

 

3. Тройники/ответвления

Возможность перекрытия бокового потока в тройниках: ( ) ДА / ( ) НЕТ.

Возможно ли это на практике: ( ) ДА / ( ) НЕТ.

Тип: штампованные, штампосварные, сварные, эксцентрические и т.д.)

№ тройника/ответвления

Положение ответвления: боковое, верхнее, нижнее

Макс, внешний диаметр отвода, мм

Мин. внутр. сечение, мм

Решетки: есть/нет/не известно

Примечания

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Минимальное расстояние между центральными осями соседних тройников ______________ мм.

4. Вантузы:

Диаметр вантуза, мм

Дистанция, м

№ секции трубопровода

 

 

 

 

 

 

5. Сварные присоединения (катодные выводы, манометрические выводы, чопики и т.п.)

Наименование элемента

Размеры элемента, мм

Дистанция, м

Относительная дистанция*, м

 

 

 

 

 

 

 

 

Указываются все известные сварные присоединения.

* Относительная дистанция может указываться в следующей последовательности:

-      номер секции трубопровода;

-      расстояние до ближайшего вантуза;

-      расстояние до ближайшей задвижки.

6. Маркеры:

Имеется ли возможность расстановки Маркеров на следующих особенностях трассы нефтепровода:

Маркерные пункты

да / нет

Безопасно ли оставлять Маркеры на трассе

да / нет

Переходы через автомобильные и железные дороги

да / нет

Требуется ли помощь в расстановке Маркеров

да / нет

Обозначение начала и конца подводных переходов

да / нет

Есть ли затруднения в доступе к пунктам расстановки Маркеров

да / нет

Примечание. Глубина залегания трубопровода в местах расстановки Маркеров не должна превышать 2 м.

III. Имеющаяся информация об особенностях предполагаемых дефектов в обследуемом нефтепроводе

Внутренние

да/нет

Внешние

да/нет

Механические повреждения

да/нет

Другие

Б. Исходные данные для проведения расчетов на прочность участка трубопровода

Таблица 1

Общее описание трубопровода

Наименование трубопровода

 

Наименование участка

 

Длина участка, км

Начало и конец участка по трассе, км

 

Диаметр трубы

 

Таблица 2

Исполнительная раскладка труб на участке

Начало участка, м

Конец участка, м

Номинальная толщина стенки, мм

Марка стали

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 3

Категория участка и рабочие давления перекачки в соответствии с проектом

Начало участка, м

Конец участка, м

Категория участка (см. Проект и табл. 3 СНиП 2.05.06-85)

Проектное максимальное рабочее давление, кг/см2

Действующее рабочее максимальное давление, кг/см2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 4

Данные по грунтам

Номер начальной секции

Номер конечной секции

Код грунта*

 

 

 

 

 

 

* 05 - на водных переходах, в поймах рек, в болотах, слабонесущих грунтах и т.п.;

04 - для песчаных грунтов;

03 - для плотных грунтов (глина, суглинок).

Таблица 5

Данные по радиусам упругого изгиба трубопровода

Номер начальной секции

Номер конечной секции

Значение радиуса упругого изгиба трубопровода, м*

 

 

 

 

 

 

* При отсутствии данных по изгибу трубопровода используются минимальные значения упругого изгиба в соответствии со СНиП III-42-80.

Таблица 6

Характеристики материалов труб

Марка стали

Предел прочности по сертификату, кг/мм2

Предел текучести по ТУ*1, кг/мм2

Временное сопротивление разрыву, МПа

Завод-изготовитель труб, номер ТУ*1

Содержание углерода, %

Содержание марганца, %

Коэффициент надежности по материалу (см. табл. 9 СНиП 2.05.06-85)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 7

Расположение задвижек, сварных присоединений (вантузов, тройников, катодных выводов, манометрических выводов, чопиков и т.п.)

Наименование элементов

Дистанция, м

Размеры элементов

 

 

 

 

 

 

Примечания:

1. Нулевая точка отсчета дистанции в таблицах 2, 3, 7 должна соответствовать пусковой камере на данном участке инспекции.

2. К исходным данным приложены сертификаты (или их копии) марок сталей труб, указанных в таблице 4. При отсутствии сертификатных данных по материалам труб, расчет на прочность будет производиться с использованием справочных данных.


В. Исходные данные для составления аналитической части технических отчетов

Исходные данные для проведения анализа качества проведения капитального ремонта с заменой трубы.

НЕФТЕПРОВОД

ЗАМЕНЕННЫЙ УЧАСТОК

ДАТА ЗАВЕРШЕНИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ, МЕСЯЦ/ГОД

НОМЕР ПЕРВОЙ ЗАМЕНЕННОЙ ТРУБНОЙ СЕКЦИИ ПО ДАННЫМ ЖУРНАЛА РАСКЛАДКИ ТРУБ

НОМЕР ПОСЛЕДНЕЙ ЗАМЕНЕННОЙ ТРУБНОЙ СЕКЦИИ ПО ДАННЫМ ЖУРНАЛА РАСКЛАДКИ ТРУБ

СВЕДЕНИЯ О ЗАМЕНЕННЫХ ТРУБНЫХ СЕКЦИЯХ

ПОЛНОЕ НАЗВАНИЕ ПОДРЯДНОЙ ОРГАНИЗАЦИИ, ПРОВОДИВШЕЙ КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ

НАЧАЛО, КМ

КОНЕЦ, КМ

МАРКА СТАЛИ

ЗАВОД-ИЗГОТОВИТЕЛЬ ПРОКАТА

ТРУБНЫЙ ЗАВОД

ДАТА ИЗГОТОВЛЕНИЯ ТРУБ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Исходные данные для проведения анализа качества проведения капитального ремонта с заменой изоляции

НЕФТЕПРОВОД

УЧАСТОК С ЗАМЕНЕННОЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ

ДАТА ЗАВЕРШЕНИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ, МЕСЯЦ/ГОД

НОМЕР ПЕРВОЙ ТРУБНОЙ СЕКЦИИ С ЗАМЕНЕННОЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ ПО ДАННЫМ ЖУРНАЛА РАСКЛАДКИ ТРУБ

НОМЕР ПОСЛЕДНЕЙ ТРУБНОЙ СЕКЦИИ С ЗАМЕНЕННОЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ ПО ДАННЫМ ЖУРНАЛА РАСКЛАДКИ ТРУБ

ПОЛНОЕ НАЗВАНИЕ ПОДРЯДНОЙ ОРГАНИЗАЦИИ, ПРОВОДИВШЕЙ КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ

НАЧАЛО, КМ

КОНЕЦ, КМ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


Приложение 11

В ОАО МН

ИЗВЕЩЕНИЕ
о готовности участка нефтепровода к проведению инспекции

прибором _______________________________________________

(представляется за 32 календарных дня до даты пуска дефектоскопа)

Договор №___________________                            РНУ _______________________

Диаметр нефтепровода _____, мм                           Нефтепровод ________________

Длина участка ____________, км                             Участок ____________________

(от места пуска до места приема прибора)                                (НПС-НПС, км-км, переход, отвод и т.д.)

Ответственный за пропуск СКР-1, скребка-калибра от ___________________ РУМН

_________________________________________________________________________

(ФИО, должность, место работы, № телефона)

Место базирования бригады ОАО ЦТД «Диаскан» ______________________________

(НПС/ЛПДС, адрес, № телефона)

1. Сведения о пропуске скребков

В соответствии с разделом 5 «Регламента планирования, выполнения диагностики и анализа ее результатов на магистральных нефтепроводах ОАО «АК «Транснефть» проверена готовность участка ____________ нефтепровода ____________ к пропуску инспекционного прибора _______________.

Тип скребка

Дата пропуска

Наличие повреждений, да/нет

Проходное сечение, %

Количество парафина, грунта, л

Металлические или посторонние предметы, шт.

Взвеш.

Тверд.

СКР-1

 

 

 

 

 

 

Скребок-калибр

 

 

 

 

 

 

Проходное сечение нефтепровода __________________________________ на участке

____________ составляет не менее 85 % от номинального.

Камеры пуска-приема соответствуют РД 153-39.4-035-99.

Отводов, препятствующих пропуску дефектоскопа (менее 3 Дн), не имеется.

Участок ___________________ нефтепровода _____________________ подготовлен к проведению диагностического внутритрубного обследования.

Планируемая дата завершения предварительной очистки «__» ___________ 20__ г.

Главный инженер _______________ РНУ ______________ (_____________)

(подпись)                                                    (Фамилия, И.О.)

«___» ____________ 20__ г.

Приложение 12

ИЗВЕЩЕНИЕ
о готовности участка нефтепровода к проведению диагностики

прибором _________________ от ОАО МН в ОАО ЦТД «Диаскан»

(представляется за 30 дней до даты пуска дефектоскопа)

Договор №___________________                            РНУ _______________________

Диаметр нефтепровода _____, мм                           Нефтепровод ________________

Длина участка ____________, км                             Участок ____________________

(от места пуска до места приема прибора)                                (НПС-НПС, км-км, переход, отвод и т.д.)

1. Предварительная очистка проведена скребками СКР-1 в количестве _____ шт., проверка геометрических параметров трубопровода проведена скребками-калибрами в период с «____» ____________ 200__ г. по «_____» ____________ 200__ г.

Ответственный за пропуск очистных устройств от ОАО МН

_________________________________________ _______________________________

должность, телефон                                            Фамилия, И. О.

2. Место базирования бригады ОАО ЦТД «Диаскан» ______________________

________________________________________________________________________

(НПС/ЛПДС, адрес, № телефона)

3. Сведения о пропуске скребков

В соответствии с разделом 5 «Регламента планирования, выполнения диагностики и анализа ее результатов на магистральных нефтепроводах ОАО «АК «Транснефть» проверена готовность участка ___________________ нефтепровода _______________ к пропуску инспекционного снаряда __________________.

Тип скребка

Дата пропуска

Наличие повреждений, да/нет

Проходное сечение, %

Количество парафина, грунта, л

Металлические или посторонние предметы, шт.

Взвеш.

Тверд.

СКР-1

 

 

 

 

 

 

Скребок-калибр

 

 

 

 

 

 

Требования к подготовке и очистке участка ______________ нефтепровода ______________ выполнены. Проходное сечение составляет не менее 85 % от номинального. Камеры пуска-приема соответствуют РД 153-39.4-035-99.

Отводов, препятствующих пропуску дефектоскопа (менее 3 Дн), не имеется.

Нефтепровод готов к проведению диагностических работ с «__» _________ 20__ г.

Ответственный за организацию проведения диагностики от ОАО

«_____________»    __________________  _______________________

должность                                          (Фамилия И. О.)

Главный инженер ОАО МН _______________________ _______________________

(подпись)                                  (Фамилия, И.О.)

«___» ____________ 20__ г.

Приложение 13

В ОАО МН

ИЗВЕЩЕНИЕ
о готовности участка нефтепровода к проведению инспекции прибором

_________________________________________________________________________

(представляется за 12 дней до даты пуска дефектоскопа)

Вид диагностики (прибор) _______                        РНУ _______________________

Диаметр нефтепровода _______, мм                       Нефтепровод ________________

Длина участка ______________, км                         Участок ____________________

(от места пуска до места приема прибора)                                (НПС-НПС, км-км, переход, отвод и т.д.)

1. Предварительная очистка проведена скребками СКР-1 в количестве _____ шт., проверка геометрических параметров трубопровода проведена скребками-калибрами

с «____» ____________ 200__ г. по «_____» ____________ 200__ г.

Ответственный за пропуск СКР-1, скребка-калибра от _______________ РУМН

_________________________________________________________________________

(должность, фамилия, И. О., № телефона)

2. Место базирования бригады ОАО ЦТД «Диаскан» _________________________

_________________________________________________________________________

(НПС/ЛПДС, адрес, № телефона)

3. Сведения о пропуске скребков

Требования к очистке МН

Вид внутритрубной диагностики

Парафин или грунт

Металл

Взвешенный, л, не более

Твердый, л, не более

Кол. электродов, шт. на 10 км, не более

(шт., не более при Lучастка > 150 км)

Ультразвуковая

5

0,5

1 (15)

Магнитная

10

0,5

1 (15)

Результаты пропуска очистных скребков и скребков-калибров

Тип скребка

Дата пропуска

Наличие повреждений, да/нет

Проходное сечение, %

Количество парафина, грунта, л

Металлические или посторонние предметы, шт.

Взвеш.

Тверд.

СКР-1

 

 

 

 

 

 

Скребок-калибр

 

 

 

 

 

 

Требования к подготовке и очистке участка ____________________ нефтепровода _____________ выполнены. Проходное сечение составляет не менее 85 % от номинального. Камеры пуска-приема соответствуют РД 153-39.4-035-99. Отводов, препятствующих пропуску дефектоскопа (менее 3 Дн), не имеется.

Нефтепровод готов к проведению диагностических работ с «__» _________ 20__ г.

Ответственный за организацию проведения диагностики от

«_____________» РНУ __________________                 _______________________

должность                                                (Фамилия И. О.)

Главный инженер _______________________ РНУ __________________________

(подпись)                                                 (Фамилия, И.О.)

«___» ____________ 20__ г.

Приложение 14

АКТ
о готовности участка нефтепровода к проведению
инспекции прибором _______________________________

(представляется за 10 дней до даты пуска дефектоскопа)

Договор № ___________________                           РНУ _______________________

Диаметр нефтепровода _____, мм                           Нефтепровод ________________

Длина участка ____________, км                             Участок ____________________

(от места пуска до места приема прибора)                                (НПС-НПС, км-км, переход, отвод и т.д.)

1. Предварительная очистка проведена скребками СКР-1 в количестве _____ шт., проверка геометрических параметров трубопровода проведена скребками-калибрами в период с «____» ____________ 200__ г. по «_____» ____________ 200__ г.

Ответственный за пропуск очистных устройств от ОАО МН

_________________________________________ _______________________________

должность, телефон                                            Фамилия, И. О.

2. Место базирования бригады ОАО ЦТД «Диаскан» ______________________

________________________________________________________________________

(НПС/ЛПДС, адрес, № телефона)

3. Предварительная очистка проведена скребками СКР-1 в соответствии с требованиями РД 153-39.4-035-99 (п. 4.3) и «Положением о проведении работ по очистке внутренней полости МН» (п. 5.4).

Требования к очистке МН

Вид внутритрубной диагностики

Парафин или грунт

Металл

Взвешенный, л, не более

Твердый, л, не более

Кол. электродов, шт. на 10 км, не более

(шт., не более при Lучастка > 150 км)

Ультразвуковая

5

0,5

1 (15)

Магнитная

10

0,5

1 (15)

Результаты пропуска очистных скребков и скребков-калибров

Тип скребка

Дата пропуска

Наличие повреждений, да/нет

Проходное сечение, %

Количество парафина, грунта, л

Металлические или посторонние предметы, шт.

Взвеш.

Тверд.

СКР-1

 

 

 

 

 

 

Скребок-калибр

 

 

 

 

 

 

Требования к подготовке и очистке участка ____________________ нефтепровода _____________ выполнены.

Проходное сечение составляет не менее 85 % от номинального. Камеры пуска-приема соответствуют РД 153-39.4-035-99.

Отводов, препятствующих пропуску дефектоскопа (менее 3 Дн), не имеется.

Нефтепровод готов к проведению диагностических работ с «__» _________ 20__ г. Режим работы МН, необходимый для проведения диагностики, обеспечивается.

Ответственный за организацию проведения диагностики от ОАО

«_____________»    __________________  _______________________

должность                                          (Фамилия И. О.)

Главный инженер ОАО МН _______________________ _______________________

(подпись)                                  (Фамилия, И.О.)

Ответственный за организацию проведения диагностики от

«_____________» РНУ __________________                 _______________________

должность                                                (Фамилия И. О.)

Прошу направить бригаду и дефектоскопический прибор для проведения диагностического обследования.

Главный инженер ОАО МН _______________________ _______________________

(подпись)                                  (Фамилия, И.О.)

Начальник ТТО ОАО МН _________________________ _______________________

(подпись)                                  (Фамилия, И.О.)

«___» ____________ 20__ г.

Приложение 15

В ОАО МН

ИЗВЕЩЕНИЕ
о готовности участка нефтепровода к проведению
инспекции прибором ___________________________

Вид диагностики (прибор) _______                        РНУ _______________________

Диаметр нефтепровода _______, мм                       Нефтепровод ________________

Длина участка ______________, км                         Участок ____________________

(от места пуска до места приема прибора)                                (НПС-НПС, переход, отвод и т.д.)

Ответственный за пропуск СКР-1, скребка-калибра от ___________________ РУМН

_________________________________________________________________________

(ФИО, должность, место работы, № телефона)

1. Сведения о пропуске скребков

В соответствии с разделом 5 «Регламента планирования, выполнения диагностики и анализа ее результатов на магистральных нефтепроводах ОАО «АК «Транснефть» проверена готовность участка ____________ нефтепровода ____________ к пропуску инспекционного снаряда ___________________________________________________.

Тип скребка

Дата пропуска

Наличие повреждений, да/нет

Проходное сечение, %

Количество парафина, грунта, л

Металлические или посторонние предметы, шт.

Взвеш.

Тверд.

СКР-1

 

 

 

 

 

 

Скребок-калибр

 

 

 

 

 

 

Проходное сечение нефтепровода ____________________ на участке _________ составляет не менее 85 % от номинального.

Камеры пуска-приема соответствуют РД 153-39.4-035-99. Отводов, препятствующих пропуску дефектоскопа (менее 3 Дн), не имеется.

Участок _____________ нефтепровода __________ подготовлен к проведению внутритрубного обследования прибором _____________.

Планируемая дата завершения предварительной очистки «___» _________ 200__ г.

Главный инженер _______________ РНУ _______________ ____________________

(подпись)                   (Фамилия, И.О.)

«___» ____________ 20__ г.

Приложение 16

ИЗВЕЩЕНИЕ
о готовности участка нефтепровода к проведению диагностики

прибором _________________ от ОАО МН в ОАО ЦТД «Диаскан»

(представляется за 10 дней до даты пуска дефектоскопа)

Договор № ___________________                           РНУ _______________________

Диаметр нефтепровода _____, мм                           Нефтепровод ________________

Длина участка ____________, км                             Участок ____________________

(от места пуска до места приема прибора)                                (НПС-НПС, км-км, переход, отвод и т.д.)

1. Предварительная очистка проведена скребками СКР-1 в количестве _____ шт., проверка геометрических параметров трубопровода проведена скребками-калибрами в период с «____» ____________ 200__ г. по «_____» ____________ 200__ г.

Ответственный за пропуск очистных устройств от ОАО МН

_________________________________________ _______________________________

должность, телефон                                            Фамилия, И. О.

2. Сведения о пропуске скребков

В соответствии с разделом 5 «Регламента планирования, выполнения диагностики и анализа ее результатов на магистральных нефтепроводах ОАО «АК «Транснефть» проверена готовность участка ___________________ нефтепровода _______________ к пропуску дефектоскопа ___________________________________________________.

Результаты пропуска очистных скребков и скребков-калибров

Тип скребка

Дата пропуска

Наличие повреждений, да/нет

Проходное сечение, %

Количество парафина, грунта, л

Металлические или посторонние предметы, шт.

Взвеш.

Тверд.

СКР-1

 

 

 

 

 

 

Скребок-калибр

 

 

 

 

 

 

Требования к подготовке и очистке участка ______________ нефтепровода ______________ выполнены. Проходное сечение составляет не менее 85 % от номинального.

Камеры пуска-приема соответствуют РД 153-39.4-035-99. Отводов, препятствующих пропуску дефектоскопа (менее 3 Дн), не имеется.

Нефтепровод готов к пропуску дефектоскопа с «___» __________ 20__ г. Скорость перекачки при пропуске дефектоскопа составит ____ м/с.

Ответственный за организацию проведения диагностики от ОАО

«_____________»    __________________  _______________________

должность                                          (Фамилия И. О.)

Главный инженер ОАО МН _______________________ _______________________

(подпись)                                  (Фамилия, И.О.)

«___» ____________ 20__ г.

Приложение 17

Сообщение от ОАО МН
от «___» _____________ 20__ г. об обнаружении недопустимого сужения
на участке ____________________ МН _____________________________

Дата пропуска прибора

 

Тип пропускаемого прибора

 

Обнаруженное сужение, %

 

Согласованная дата пропуска профилемера

 

Дата устранения сужения

 

Возможность подготовки участка к диагностике в плановые сроки (за 10 дней до пропуска приборов)

 

Наличие участка нефтепровода на замену в случае невозможности подготовки участка к диагностике в плановые сроки и наименование этого участка нефтепровода

 

Приложение: График устранения недопустимых сужений или других причин неготовности нефтепровода к диагностике.

Главный инженер ОАО МН __________________________________ Фамилия, И.О.

подпись


Приложение 18

Уточненный график выполнения диагностических работ

№ п/п

Наименование диагностического прибора

ОАО МН

Наименование нефтепровода по плану

Наименование участка по плану

Dy, мм

Протяженность, км

Срок проведения работ по плану

Причина отклонения от плана

Предложения ОАО МН по дальнейшему пропуску ВИП

Согласование ОАО «АК «Транснефть» срока пропуска

Участок нефтепровода и тип ВИП

Срок пропуска

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Главный инженер ОАО МН ________________________________________                                                                                                                                             (ФИО)

Директор по производству ОАО ЦТД «Диаскан» ______________________                                                                                                                                             (ФИО)

Согласовано:

Начальник отдела МН и НБ _________________________________________                                                                                                                                             (ФИО)

Начальник департамента транспорта, учета и качества нефти ____________                                                                                                                                             (ФИО)

Начальник диспетчерского управления _______________________________                                                                                                                                             (ФИО)


Приложение 19

Форма Дополнения к техническим отчетам

«Утверждаю»

Директор по производству

ОАО ЦТД «Диаскан»

___________________ ФИО

«___» _____________ 20__ г.

ОТЧЕТ

Расчет прогнозируемого развития коррозионных дефектов магистрального нефтепровода и определение сроков перехода их в категорию ПОР на основе данных внутритрубных диагностических обследований

(Дополнение к техническим отчетам №________)

Объект: Нефтепровод _____________

Участок: ________________________

Заказчик: _______________________

(на _____ листах)

Начальник отдела обработки информации

_______________________________ ФИО

«____» ______________________ 20___ г.

Начальник отдела анализа информации

_______________________________ ФИО

«____» ______________________ 20___ г.

Начальник отдела исследований и разработок

_______________________________ ФИО

«____» ______________________ 20___ г.

20___ г.


Форма (содержание) Дополнения к техническим отчетам

Перечень коррозионных дефектов с прогнозируемым сроком перехода в категорию ПОР в течение 8 лет с даты выдачи настоящего дополнительного отчета

№ отчета

Номер дефекта

Доп. № дефекта

Номер секции

Дистанция относит., м

Дистанция абсолютная, м

Угловое положение, град.

Расположение

Описание дефекта

Толщина стенки, мм

Глубина дефекта, мм

Длина дефекта, мм

Ширина дефекта, мм

Расчетное допустимое давление, МПа

Срок перехода в ПОР, месяц, год

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


Форма Дополнения к техническим отчетам

«Утверждаю»

Директор по производству

ОАО ЦТД «Диаскан»

___________________ ФИО

«___» _____________ 20__ г.

ОТЧЕТ

Расчет долговечности продольных сварных швов с дефектами

(Дополнение к техническим отчетам №________)

Объект: Нефтепровод _____________

Участок: ________________________

Заказчик: _______________________

(на _____ листах)

Начальник отдела обработки информации

_______________________________ ФИО

«____» ______________________ 20___ г.

Начальник отдела анализа информации

_______________________________ ФИО

«____» ______________________ 20___ г.

Начальник отдела исследований и разработок

_______________________________ ФИО

«____» ______________________ 20___ г.

20___ г.


Форма (содержание) Дополнения к техническим отчетам

Результаты расчета долговечности продольных сварных швов с дефектами*

№ отчета

Номер дефекта

Доп. № дефекта

Номер секции

Дистанция относит., м

Дистанция абсолютная, м

Угловое положение, град.

Описание дефекта

Толщина стенки, мм

Глубина дефекта, мм

Длина дефекта, мм

Расчетное допустимое давление, МПа

Предельный срок эксплуатации, месяц, год

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Примечание.

* В отчете указываются все обнаруженные дефекты (ДПР и ПОР).


Форма Дополнения к техническим отчетам

«Утверждаю»

Директор по производству

ОАО ЦТД «Диаскан»

___________________ ФИО

«___» _____________ 20__ г.

ОТЧЕТ

Расчет долговечности
поперечных сварных швов с дефектами

(Дополнение к техническим отчетам №________)

Объект: Нефтепровод _____________

Участок: ________________________

Заказчик: _______________________

(на _____ листах)

Начальник отдела обработки информации

_______________________________ ФИО

«____» ______________________ 20___ г.

Начальник отдела анализа информации

_______________________________ ФИО

«____» ______________________ 20___ г.

Начальник отдела исследований и разработок

_______________________________ ФИО

«____» ______________________ 20___ г.

20___ г.


Форма (содержание) Дополнения к техническим отчетам

Результаты расчета долговечности поперечных сварных швов с дефектами*

№ отчета

Номер дефекта

Доп. № дефекта

Номер секции

Дистанция абсолютная, м

Угловое положение, град.

Описание дефекта

Толщина стенки, мм

Глубина дефекта, мм

Длина дефекта, мм

Расчетное допустимое давление, МПа

Предельный срок эксплуатации, месяц, год

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Примечание.

* В отчете указываются все обнаруженные дефекты (ДПР и ПОР).


Форма Дополнения к техническим отчетам

«Утверждаю»

Директор по производству

ОАО ЦТД «Диаскан»

___________________ ФИО

«___» _____________ 20__ г.

ОТЧЕТ

Расчет долговечности
спиральных сварных швов с дефектами

(Дополнение к техническим отчетам №________)

Объект: Нефтепровод _____________

Участок: ________________________

Заказчик: _______________________

(на _____ листах)

Начальник отдела обработки информации

_______________________________ ФИО

«____» ______________________ 20___ г.

Начальник отдела анализа информации

_______________________________ ФИО

«____» ______________________ 20___ г.

Начальник отдела исследований и разработок

_______________________________ ФИО

«____» ______________________ 20___ г.

20___ г.


Форма (содержание) Дополнения к техническим отчетам

Результаты расчета долговечности спиральных сварных швов с дефектами*

№ отчета

Номер дефекта

Доп. № дефекта

Номер секции

Дистанция абсолютная, м

Угловое положение, град.

Описание дефекта

Толщина стенки, мм

Глубина дефекта, мм

Длина дефекта, мм

Расчетное допустимое давление, МПа

Предельный срок эксплуатации, месяц, год

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Примечание.

* В отчете указываются все обнаруженные дефекты (ДПР и ПОР).


Форма Дополнения к техническим отчетам

«Утверждаю»

Директор по производству

ОАО ЦТД «Диаскан»

___________________ ФИО

«___» _____________ 20__ г.

ОТЧЕТ

Расчет долговечности участков магистрального нефтепровода
с д
ефектами типа «расслоение»

(Дополнение к техническим отчетам № ________)

Объект: Нефтепровод _____________

Участок: ________________________

Заказчик: _______________________

(на _____ листах)

Начальник отдела обработки информации

_______________________________ ФИО

«____» ______________________ 20___ г.

Начальник отдела анализа информации

_______________________________ ФИО

«____» ______________________ 20___ г.

Начальник отдела исследований и разработок

_______________________________ ФИО

«____» ______________________ 20___ г.

20___ г.


Форма (содержание) Дополнения к техническим отчетам

Результаты расчета долговечности участков магистрального нефтепровода с дефектами типа «расслоение»*

№ отчета

Номер дефекта

Доп. № дефекта

Номер секции

Дистанция абсолютная, м

Угловое положение, град.

Описание дефекта

Толщина стенки, мм

Глубина дефекта, мм

Длина дефекта, мм

Расчетное допустимое давление, МПа

Предельный срок эксплуатации, месяц, год

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Примечание.

* В отчете указываются все обнаруженные дефекты (ДПР и ПОР).


Форма Дополнения к техническим отчетам

«Утверждаю»

Директор по производству

ОАО ЦТД «Диаскан»

___________________ ФИО

«___» _____________ 20__ г.

ОТЧЕТ

по дополнительной интерпретации дефектов ________________
по уточненной методике обработки данных диагностики

(Дополнение к техническим отчетам №________)

Объект: Нефтепровод _____________

Участок: ________________________

Заказчик: _______________________

(на _____ листах)

Начальник отдела обработки информации

_______________________________ ФИО

«____» ______________________ 20___ г.

Начальник отдела анализа информации

_______________________________ ФИО

«____» ______________________ 20___ г.

20___ г.


Форма (содержание) Дополнения к техническим отчетам

Результаты расчета по уточненной методике обработки данных диагностики

Нефтепровод

Участок

№ дефекта

Данные ОАО ЦТД «Диаскан» (по отчету № Х0000)

Данные ОАО ЦТД «Диаскан» (по уточненной методике)

Причины изменения очерёдности ремонта

Описание дефекта

Глуб., мм

Длина, мм

Группа ДПР

Описание дефекта

Глуб., мм

Длина, мм

Группа ДПР

Пункт А - Пункт Б

XXX-YYY км

1

 

 

 

 

 

 

 

 

Акт о проведении ДДК, дополнительный анализ дефекта

Пункт А - Пункт Б

XXX-YYY км

2

 

 

 

 

 

 

 

 

Акт о проведении ДДК, дополнительный анализ дефекта


Приложение 20

АКТ
об устранении дефекта(ов) №(№) ___________________
выборочным методом ремонта

ОАО                                               __________________________________________________

РНУ (УМН)                                               __________________________________________________

Нефтепровод                                               __________________________________________________

Участок (км-км)                                               __________________________________________________

п/п

Номер дефекта по отчету ВТД

Дистанция, м

Описание дефекта

Код группы ДПР

Метод ремонта (по РД 153-39.4-067-00)

Фактическая дата ремонта

Ответственный за ремонт, ФИО

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

От организации (подразделения),

выполнившей ремонт ____________________________________________________

(наименование организации, подразделения)

_____________________________    ____________________________________

(подпись)

_____________________________    _____________________________________

(число, месяц, год)                                     (должность, Фамилия, Имя, Отчество)

От эксплуатирующей организации _________________________________________

(наименование организации)

________________________     ___________________________________________

(подпись)

________________________     ___________________________________________

(число, месяц, год)                                     (должность, Фамилия, Имя, Отчество)

Представитель технического надзора:

________________________     ___________________________________________

(подпись)

________________________     ___________________________________________

(число, месяц, год)                                     (должность, Фамилия, Имя, Отчество)

Приложение 21

Утверждаю

Главный инженер ОАО МН (РНУ)

_________________И. О. Фамилия

«____» ________________ 20___ г.

АКТ
о проведении дополнительного дефектоскопического контроля (ДДК)
дефекта №__________, отчет №__________

ОАО __________________       Местоположение, м (дистанция по ВИП)

РНУ (УМН) ____________       Тип трубы (прямош., спирал., бесшовная)

Нефтепровод ___________       Тип шва (для дефектов поп. швов - РДС. п/авт.)

Участок (км-км) ________       Диаметр, мм _____________

1. Методы контроля: __________________ Метод НК _________________________

(в том числе на наличие дополнительных дефектов)                         (нормативный документ)

2. Идентификация дефекта, обнаруженного ВИП:

Параметры дефекта

Результаты по ВИП (по сертиф.)

Результаты по ДДК

Описание дефекта

 

 

Тип (нар., вн., ст.)

 

 

Длина, мм

 

 

Ширина, мм

 

 

Глубина, мм

 

 

Угловое положение, град.

 

 

Толщина стенки, мм

 

 

Категория дефекта (ПОР, ДПР, рем. не требуется)

 

 

3. Параметры дефектов, выявленных при ДДК дефектной зоны и не обнаруженных ВИП:

Наименование дефекта

 

 

 

Тип (нар., вн., ст.)

 

 

 

Длина, мм

 

 

 

Ширина, мм

 

 

 

Глубина, мм

 

 

 

Угловое положение, град.

 

 

 

Категория дефекта (ПОР, ДПР, рем. не требуется)

 

 

 

4. Схема расположения всех выявленных дефектов в зоне контроля:

5. Измерение овальности трубы нефтепровода в дефектной зоне:

Максим. диаметр, мм

Миним. диаметр, мм

Величина овальности, (Dmax - Dmin) / Dnom · 100 %

 

 

 

6. Приборы и инструменты, применяемые при контроле:

Наименование

Зав. №

Поверен до

Наименование

Зав. №

Поверен до

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ДДК провел: специалист НК ________________________________________________

(фамилия, должность, место работы, подпись)

Удостоверение №________ от _______________ Срок действия до ________________

Выдано __________________________________________________________________

(организация, выдавшая удостоверение)

_________________________________________________________________________

«__» ____________ 200_ г.

Проведенный ДДК дефекта № ______ соответствует требованиям НТД

Представитель линейной эксплуатационной службы _________ _________ _________

должность         ФИО        подпись

«__» ____________ 200_ г.

Представитель службы технадзора ________________________ __________ ________

должность         ФИО        подпись

«__» ____________ 200_ г.

Решение представителя, уполномоченного приказом по ОАО МН, о методе ремонта дефекта №________ принятое по результатам ДДК:

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

____________ __________ ________

должность         ФИО        подпись

«__» ____________ 200_ г.

Пояснения по заполнению акта ДДК

Для дефектов, расположенных на переходах через водные преграды, АКТ ДДК, утверждается главным инженером ОАО МН, в остальных случаях главным инженером РНУ (УМН).

Номер дефекта в соответствии с «Журналом дефектов нефтепровода».

Пункт 1            Указываются методы контроля и нормативные документы, в соответствии с которыми осуществлялся контроль.

Пункты 2, 3     Данные в таблицы заносятся согласно п. А13  Приложения А РД 153-39.4-067-00 в зависимости от вида дефектов. Категория дефекта определяется по таблице 4.2 РД 153-39.4-067-00.

Пункт 4            На схеме всех выявленных дефектов в зоне контроля выполняется эскиз дефектов с указанием их параметров и местоположения относительно продольных и поперечных швов.

Пункт 5            Овальность трубы нефтепровода в дефектной зоне измерять только для дефектов геометрии при разности глубин дефектов по результатам внутритрубной диагностики и по ДДК более 1 % от номинального диаметра трубопровода.

Пункт 6            При ультразвуковом контроле указывать наименование прибора, параметры используемых ультразвуковых преобразователей (частота, угол ввода), параметры используемых стандартных образцов (параметры зарубки или условную чувствительность).

К Акту о проведении ДДК могут прилагаться заключения по обследованию нефтепровода соответствующими методами НК.

Приложение 22

АКТ
готовности _____________________________________ к пропуску

(тип оборудования)

Договор №:                _____________________________________________________

Заказчик:                   _____________________________________________________

Нефтепровод:            _____________________________________________________

Участок:                     _____________________________________________________

№ прогона:                _____________________________________________________

Инвентарный №:       _____________________________________________________

Мы, нижеподписавшиеся уполномоченные представители Исполнителя, ________________ (Фамилия И. О.), назначенные приказом ОАО ЦТД «Диаскан» от «___» __________ 200_ г. №_____ и Заказчика __________________ (Фамилия И. О.), назначенный приказом по _______________ РНУ от «___» _________ 200_ г. № ____ составили настоящий акт о наличии паспорта, разрешительных документов на диагностический прибор, очистное устройство, передатчик и готовности оборудования к работе на нефтепроводе.

В результате проверки установлено:

I. Инвентарный номер (№ ______________) представленного оборудования соответствует/не соответствует указанному в паспорте.

II. Разрешение Госгортехнадзора на применение оборудования предъявлено/не предъявлено, при предъявлении заполняется таблица.

Наименование оборудования

№ разрешения

Дата выдачи

Срок действия до (дата)

 

 

 

 

Срок действия разрешения действителен/не действителен.

III. Сертификат Соответствия стандартам взрывобезопасности или Свидетельство о взрывозащищенности электрооборудования предъявлены/не предъявлены, при предъявлении заполняется таблица.

Наименование оборудования

№ сертификата или свидетельства

Дата выдачи

Срок действия до (дата)

 

 

 

 

Срок действия разрешения действителен/не действителен.

Вся разрешительная документация на представленное оборудование с не истекшими сроками действия имеется в наличии/отсутствует, если отсутствует, указать какая.

IV. По результатам внесенных в формуляр (паспорт) отметок сделан вывод о том, что техническое обслуживание и тестирование проведено/не проведено, о чем внесена/не внесена соответствующая отметка в формуляре (п. 10 формуляра).

V. По результатам отметок в формуляре о выполненном метрологическом освидетельствовании диагностического комплекса сделан вывод, что оно проведено/не проведено, срок освидетельствования истек/не истек (п. 12.4 формуляра; для очистного устройства и передатчика - не требуется).

Вывод: представленный диагностический прибор (очистное устройство, передатчик) допущен/не допущен к запасовке в камеру пуска и диагностике (очистке) нефтепровода. Если не допущен, то указать причину.

Представитель                                            Представитель

Заказчика                                                    Исполнителя

_________________________                   _________________________

подпись                                                                               подпись

_________________________                   _________________________

дата                                                                            дата

Приложение 23

ДОГОВОР
на выполнение работ по диагностике нефтепроводов
ОАО________________________________

(наименование ОАО МН)

диагностическим комплексом _______________________________________________

(указывается тип диагностического комплекса)

г. Луховицы                                                                                      «___» _________ 200_ г.

Открытое Акционерное Общество __________________________, именуемое в дальнейшем «Заказчик», в лице Генерального директора _________________________, действующего на основании Устава предприятия, с одной стороны, и Открытое Акционерное Общество «Центр технической диагностики», именуемое в дальнейшем «Исполнитель», в лице Директора по производству _______________, действующего на основании доверенности № ____ от _______ и лицензии Госгортехнадзора РФ № 10 О-01/8152 от 27.05.98 г., и Главного бухгалтера ____________________, действующей на основании Приказа №______ от ________, с другой стороны, заключили настоящий договор о нижеследующем:

1. ПРЕДМЕТ ДОГОВОРА

1.1. Исполнитель обязуется своевременно выполнить в соответствии с техническими заданиями и условиями настоящего договора, а Заказчик обязуется принять и оплатить следующую работу: диагностическое обследование магистральных нефтепроводов Заказчика диагностическим комплексом _________________ и отчет по результатам диагностики.

1.2. Объемы и сроки выполнения Исполнителем диагностических работ определяются разделом 2 настоящего договора.

1.3. Заказчик предоставляет Исполнителю часть оборудования, необходимого для выполнения объемов работ, предусмотренных настоящим договором, находящегося у Заказчика в долевой собственности согласно «Соглашения о порядке использования имущества находящегося в общей долевой собственности». Перечень этого оборудования содержится в Приложении 4 к настоящему договору.

2. ОБЪЕМЫ И СРОКИ ВЫПОЛНЯЕМЫХ РАБОТ

2.1. Исполнитель выполняет диагностическое обследование нефтепроводов Заказчика, участки которых определяются утвержденным ОАО «АК «Транснефть» «Программой диагностического обследования магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» на 200_ год».

2.2. По договору определяются следующие сроки диагностического обследования и выдачи технических отчетов:

Наименование нефтепровода

Наименование участка

Диаметр, мм

Длина, км

Срок окончания пропуска приборов, месяц

Срок выдачи технического отчета, месяц

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.3. Сроки диагностического обследования и выдачи технических отчетов определяются утвержденными ОАО «АК «Транснефть» «Регламентом планирования, выполнения диагностики и анализа ее результатов на магистральных нефтепроводах ОАО «АК «Транснефть».

2.4. Объем работ по диагностическому обследованию запланированных участков нефтепроводов считается завершенным по получению и принятию Заказчиком технического отчета по результатам диагностического обследования.

2.5. При проведении по требованию Заказчика дополнительных объемов работ по выполнению диагностического обследования и предоставлению отчетов, не предусмотренных настоящим договором, оформляется дополнительное соглашение к настоящему договору, в котором определяются стоимость и сроки выполнения работ.

3. ЦЕНА И СУММА ДОГОВОРА

3.1. За выполненные работы, указанные в п. 2.2 настоящего договора, Заказчик уплачивает Исполнителю __________________ руб.

3.2. Стоимость договора рассчитывается исходя из стоимости диагностического обследования 1 км, утвержденной ОАО «АК «Транснефть» на 20___ год (Приложение 1 к настоящему договору).

Цена, рассчитанная исходя из пункта 3.2 настоящего договора подлежит увеличению на сумму налога на добавленную стоимость, составляющего 20 % от указанной цены.

3.3. Сумма договора, а также ставки использования оборудования и персонала Исполнителя на основании подтверждающих первичных документов являются фиксированными и не подлежат изменению.

3.4. Сводная стоимость диагностического обследования и подготовки отчетов по каждому участку нефтепроводов приведена в приложении 5.

3.5. Стоимость капитального и текущего ремонтов оборудования в 20___ году включается в стоимость проведения диагностического обследования нефтепроводов по данному договору.

4. ПОРЯДОК РАСЧЕТОВ И ПЛАТЕЖИ.

4.1. Авансовые выплаты проводятся Заказчиком в размере 35 % от стоимости соответствующего участка по договору выполняемого Исполнителем на основании выставляемого Исполнителем счета на авансовый платеж в течение 7 дней с даты выставления счета Исполнителем.

4.2. После предоставления и принятия технического отчета Заказчик в течение 3 рабочих дней подтверждает выполненные работы оформлением акта приемки выполненных работ (формы 2) на сумму, равную 100 % стоимости работ на участке (с учетом ранее выданного аванса) при отсутствии замечаний к техническому отчету На основании акта выполненных работ (форма 2) и счет-фактуры, предоставленных Заказчику до 5 числа месяца, следующего за отчетным, Заказчик перечисляет 65 % стоимости работ на расчетный счет исполнителя в течение 7 дней, следующих за датой подписания акта формы 2.

5. ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ

5.1. Все работы по диагностическому обследованию проводятся в соответствии с «Регламентом планирования, выполнения диагностики и анализа ее результатов на магистральных нефтепроводах ОАО «АК «Транснефть».

5.2. После получения Исполнителем письменного подтверждения Заказчика о готовности нефтепровода к обследованию, Исполнитель начинает работы на соответствующем участке нефтепровода.

5.3. Порядок выполнения работ и распределение обязанностей Исполнителя и Заказчика во время проведения работ установлены «Регламентом расчета времени диагностического обследования магистральных нефтепроводов внутритрубными инспекционными снарядами».

5.4. Заказчик до начала диагностических работ обеспечивает наличие стационарных маркерных пунктов, расположенных по оси нефтепроводов.

5.5. Для определения положения переходов нефтепроводов через:

-      железнодорожные и автомобильные дороги;

-      реки, каналы, водоемы;

-      труднодоступные участки (болота, горные участки и др.);

-      участки н/п вблизи промышленных объектов;

-      участки н/п вблизи населенных пунктов;

-      переходы через участки местности, геодезические отметки и профиль которых при выходе нефти приведут к попаданию в реки, водоемы, населенные пункты, промышленные объекты.

Заказчик обеспечивает установку маркерных пунктов на расстоянии 25-100 м от середины соответствующего перехода.

5.6. Представители ОАО «Центр технической диагностики» по прибытии в ОАО МН передают Заказчику исправное вспомогательное оборудование для совместного контроля за прохождением диагностических приборов по нефтепроводу.

6. ОБЯЗАТЕЛЬСТВА ИСПОЛНИТЕЛЯ

6.1. Исполнитель обязуется обеспечить проведение работ по диагностическому обследованию участков нефтепроводов, согласно настоящего договора в установленные «Регламентом планирования, выполнения диагностики и анализа ее результатов на магистральных нефтепроводах ОАО «АК «Транснефть» сроки.

6.2. Исполнитель обязуется качественно и в сроки установленные «Регламентом планирования, выполнения диагностики и анализа ее результатов на магистральных нефтепроводах ОАО «АК «Транснефть» представить Заказчику технические отчеты по результатам диагностического обследования участков нефтепроводов согласно настоящего договора.

6.3. Исполнитель обязуется использовать при диагностировании технически исправное и отрегулированное оборудование.

6.4. Исполнитель несет все риски сохранности переданного ему для оказания услуг оборудования Заказчика.

6.5. Во время проведения работ Исполнитель обязуется соблюдать установленные правила и нормы по технике безопасности и противопожарной безопасности и требования Заказчика по безопасному проведению работ на действующих магистральных нефтепроводах и его объектах.

6.6. Исполнитель осуществляет контрольный пропуск очистных скребков для принятия решения о готовности нефтепровода к диагностическому обследованию. По результатам контрольного попуска по нефтепроводу очистных скребков составляется двухсторонний Акт о готовности участка к проведению диагностического обследования.

6.7. Обязанность по проведению капитального и текущего ремонтов Дефектоскопа, вызванных нормальным износом последнего, необходимость в которых возникнет в период действия договора оказания услуг, возлагается на Исполнителя, который обязуется произвести этот ремонт своими силами, но за счет Заказчика. При этом размер взноса каждым Заказчиком на капитальный ремонт Дефектоскопа должен быть пропорционален размеру доли каждого Заказчика в праве собственности на Дефектоскоп.

6.8. Обязанность по проведению капитального и текущего ремонтов Дефектоскопа, вызванных иными причинами, нежели нормальный износ Дефектоскопа, необходимость в которых возникнет в период действия договора оказания услуг, возлагается на Исполнителя, который обязуется произвести этот ремонт своими силами за счет стороны по чьей вине возникла необходимость проведения данного ремонта.

6.9. Контроль и обеспечение технически исправного состояния Дефектоскопа является обязанностью Исполнителя.

6.10. Ущерб, возникший в результате несвоевременного обнаружения Исполнителем ненадлежащего технического состояния Дефектоскопа, возлагается на Исполнителя.

7. ОБЯЗАТЕЛЬСТВА ЗАКАЗЧИКА

7.1. Заказчик обеспечивает Исполнителя технической документацией (по перечню Исполнителя), необходимой для проведения работ по диагностике нефтепровода и гарантирует, что эта информация будет достоверной.

7.2. С целью своевременного проведения диагностического обследования Заказчик производит проверку готовности участка нефтепровода к пропуску диагностического прибора путем пропуска скребка-калибра и за 30 дней до начала диагностического обследования очистных скребков и письменно уведомляет Исполнителя о результатах проверки (готов, не готов) по форме установленной в «Регламенте планирования, выполнения диагностики и анализа ее результатов на магистральных нефтепроводах ОАО «АК «Транснефть».

7.3. Заказчик обязуется очистить нефтепровод от парафиновых отложений и посторонних предметов и дает заключение Исполнителю о готовности данного участка к прогонам снарядов диагностического комплекса. Очистка нефтепровода и повторная проверка его готовности к пропуску приборов должна быть завершена Заказчиком не позднее чем за 10 дней до начала проведения пропуска дефектоскопа, о чем Заказчик извещает Исполнителя в соответствии с «Регламентом планирования, выполнения диагностики и анализа ее результатов на магистральных нефтепроводах ОАО «АК «Транснефть»

7.4. Заказчик обеспечивает подготовку участка нефтепровода к диагностическому обследованию, устранение всех сужений препятствующих прохождению прибора, полное открытие линейных задвижек на обследуемом участке на все время диагностического обследования.

7.5. Заказчик в течении всего времени проведения диагностического обследования обеспечивает согласованную до начала пропуска скорость потока нефти в соответствии с техническими данными на диагностический прибор ______________ от ______ до ________ м/с и не допускает изменение (указывается тип прибора) указанного диапазона скоростей потока нефти во время пропуска, за исключением аварийных ситуаций на нефтепроводе, подтвержденных документально.

7.6. Заказчик предоставляет Исполнителю за свой счет следующие услуги:

-      обеспечение охраняемым крытым помещением 100 м2 для проведения ремонтных и профилактических работ, оборудованным грузоподъемным механизмом с грузоподъемностью не менее 10 т, с высотой подъема крюка не менее 4,5 м, с подачей воды, электроэнергии 220 В, температурой внутри помещения 15-25 °С;

-      помещение для компьютерного оборудования, используемое для обработки данных, с подачей электроэнергии 220 В, достаточным освещением и столами;

-      указывает специалистам Исполнителя местонахождение оси обследуемого трубопровода в местах установки маркеров;

-      запасовка, пуск, прием и выемка диагностического прибора;

-      сопровождение приборов во время пропуска;

-      очистка приборов после извлечения при помощи пара под высоким давлением или при помощи растворителей;

-      обеспечение грузоподъемными механизмами (не менее 10000 кг) при работе на площадке и на камерах приема-пуска;

-      транспортировка приборов и вспомогательного оборудования из цеха на камеру пуска и доставка с камеры приема обратно в цех;

-      наружное освещение на пусковой и приемной камерах;

-      в зимнее время, стоянку техники Исполнителя в отапливаемом гараже;

-      радио или телефонную связь между группами сопровождения прибора и диспетчером при пропуске приборов;

-      телефонную связь с ОАО ЦТД «Диаскан»;

-      оказание, в случае необходимости, первой медицинской помощи;

-      обеспечение, в случае необходимости, персонала Исполнителя питанием наравне со своими работниками, за счет средств Исполнителя;

-      обеспечение, в случае необходимости, доставки персонала Исполнителя с места проживания на место базирования наравне со своими работниками;

-      Заказчик предоставляет помещения и обеспечение условий для хранения материальных ценностей Исполнителя при наличии сопроводительных документов (актов приемки-передачи на хранение, товарно-транспортных накладных).

7.7. Заказчик обязан обеспечить бригаду Исполнителя благоустроенным помещением для жилья на объектах ОАО МН по ценам, не превышающим установленный законодательством норматив расходов на оплату жилья, используемый при расчете стоимости настоящего договора.

7.8. Заказчик обязуется предоставить Исполнителю часть оборудования, необходимого для оказания услуг по диагностическому контролю линейной части нефтепровода. Технические характеристики предоставляемого оборудования должны позволять использовать это оборудование в целях оказания услуг по настоящему договору. Перечень предоставляемого оборудования приводится в Приложении 4 к настоящему договору.

7.9. Для производства работ Заказчик выделяет бригаду сопровождения и из своего персонала назначает ответственного представителя, причем все документы, оформленные им, считаются оформленными Заказчиком, а врученные ему документы считаются врученными Заказчику.

7.10. Заказчик обеспечивает встречу оборудования и представителей ОАО ЦТД «Диаскан» в заранее обусловленном месте и обеспечивает сопровождение на место базирования и в течение всего срока выполнения работ.

7.11. Заказчик проводит инструктаж персонала Исполнителя по технике безопасности и противопожарной безопасности, оформляет Исполнителю наряд-допуск на работы повышенной опасности и обеспечивает подготовку эксплуатируемого оборудования и технических процессов для обеспечения безопасности работы Исполнителя на нефтепроводе.

7.12. В случае возникновения временных перерывов в работе Заказчик обеспечивает хранение принадлежащего Исполнителю оборудования.

8. ОТВЕТСТВЕННОСТЬ СТОРОН

8.1. Исполнитель и Заказчик несут материальную ответственность по выполнению обязательств настоящего договора. Ущерб, причиненный одной из сторон в результате невыполнения обязательств другой стороной, определяется обоснованным расчетом и возмещается виновной стороной.

8.2. Ответственность Исполнителя:

8.2.1. В случае превышения установленных «Регламентом планирования, выполнения диагностики и анализа ее результатов на магистральных нефтепроводах ОАО «АК «Транснефть» сроков диагностического обследования участка по вине Исполнителя, Исполнитель уплачивает Заказчику штраф в размере 0,1 % от суммы, равной 100 % стоимости диагностического обследования соответствующего участка за каждый день просрочки, но не более 5 % от стоимости диагностики участка.

8.2.2. За несвоевременное предоставление технических отчетов в сроки, определенные договором и «Регламентом планирования, выполнения диагностики и анализа ее результатов на магистральных нефтепроводах ОАО «АК «Транснефть», Исполнитель уплачивает Заказчику штраф в размере 0,1 % от суммы, равной 100 % стоимости диагностического обследования соответствующего участка за каждый день просрочки, но не более 5 %. В случае несвоевременного или некачественного предоставления данных в Техническом задании и данных по нефтепроводу, Исполнитель не несет ответственности за просрочку предоставления Заказчику технических отчетов.

8.2.3. За повреждение нефтепровода, арматуры или механизмов, произошедших во время проведения работ, допущенных по вине Исполнителя, Последний оплачивает фактические затраты на устранение повреждений.

8.2.4. Исполнитель несет ответственность за неправильные действия своего персонала (использование неисправного, не отрегулированного оборудования, неквалифицированное проведение работ и т.д.), приведшее к ситуации, когда данные оказались неверными и недостаточными. В этом случае дополнительный прогон диагностического снаряда осуществляется за счет Исполнителя. Исполнитель возмещает обоснованные затраты Заказчика, связанные с повторным прогоном.

8.2.5. Если по причине дефектов, которые Исполнитель не отразил в отчете и которые согласно настоящего договора и п.п. 5.4.15-5.4.18 РД 153-39.4-035-99 «Правила технической диагностики магистральных нефтепроводов внутритрубными инспекционными снарядами» должен был обнаружить и отразить в отчете, произошла авария, Исполнитель в течение 3-х лет с момента представления Исполнителем отчета (п. 2.3 договора), несет ответственность в виде возмещения Заказчику причиненных ему аварией убытков. Причина аварии устанавливается комиссионно с участием Исполнителя и Заказчика.

8.2.6. После оформления Заказчиком наряда-допуска на работы повышенной опасности и проведения инструктажа, ответственность за соблюдение персоналом Исполнителя требований безопасности проведения работ и противопожарной безопасности при выполнении диагностического обследования нефтепроводов несет Исполнитель.

8.3. Исполнитель не несет ответственности за:

-      возникновение любых экстремальных ситуаций при проведении работ, не связанных впрямую с деятельностью персонала Исполнителя;

-      любые повреждения нефтепровода, арматуры или механизмов, произошедших во время проведения работ не по вине Исполнителя;

-      неисполнение сроков выдачи отчета по диагностике при несвоевременном или некачественном предоставлении Заказчиком Технического задания и данных по нефтепроводу.

8.4. Ответственность Заказчика:

8.4.1. Заказчик несет ответственность за своевременное и качественное предоставление данных в Техническом задании и данных по нефтепроводу.

8.4.2. В случае превышения установленных «Регламентом планирования, выполнения диагностики и анализа ее результатов на магистральных нефтепроводах ОАО «АК «Транснефть» сроков диагностического обследования по вине Заказчика, Заказчик уплачивает Исполнителю штраф в размере дневной ставки пребывания бригады Исполнителя складывающейся из расходов на содержание персонала, технических средств и оборудования Исполнителя обосновывающих диагностическое обследование участков Заказчика за каждый день сверх времени, определенного технологическим регламентом.

8.4.3. Заказчик несет ответственность за случаи порчи имущества ОАО ЦТД «Диаскан», сданного под охрану на его территории, если они связаны с виновными действиями персонала Заказчика.

8.5. Каждый случай повреждения, отказа диагностического прибора, застревания его в нефтепроводе, а также простоя бригады Исполнителя расследуется Сторонами в соответствии с настоящим договором и оформляется двусторонним актом. В случае остановки или застревания снаряда из состава диагностического комплекса в нефтепроводе, Заказчик, при участии Исполнителя, определяет местонахождение снаряда, принимает меры по его извлечению. Расходы по поиску, ремонту и восстановлению снаряда, в случае его повреждения, будут отнесены за счет виновной Стороны.

9. ФОРС-МАЖОР

9.1. Обязательства сторон будут приостановлены, если их выполнению будут препятствовать обстоятельства непреодолимой силы: пожар, землетрясение, наводнение.

9.2. Аварии на магистральных нефтепроводах Заказчика или соседних с ним нефтепроводах, препятствующие пропуску диагностических снарядов - считаются форс-мажорными обстоятельствами.

10. СРОК ДЕЙСТВИЯ ДОГОВОРА

10.1. Настоящий договор вступает в силу с момента его подписания сторонами и действует до полного его исполнения и взаиморасчета сторон.

11. ПРОЧИЕ УСЛОВИЯ

11.1. Изменения и дополнения вносятся в Договор дополнительным соглашением сторон.

11.2. Настоящий договор составлен в двух подлинных экземплярах, один из которых передан Заказчику, второй находится у Исполнителя.

11.3. Все приложения к настоящему Договору являются его неотъемлемой частью.

12. УРЕГУЛИРОВАНИЕ СПОРОВ

12.1. При возникновении разногласий по данному договору стороны либо урегулируют их путем переговоров в течение 3-х дней с момента их возникновения, либо при наличии ущерба или непроизводственных материальных затрат одной из сторон в течение 5 дней выставляется претензия с требованиями по их возмещению, которая рассматривается в срок не более 30 дней с момента получения.

12.2. В случае не достижения согласия сторонами спор передается на рассмотрение в постоянно действующий Третейский суд ОАО «АК «Транснефть» в соответствии с его регламентом. Решения Третейского суда являются обязательными для исполнения обеими сторонами.

13. ЮРИДИЧЕСКИЕ АДРЕСА СТОРОН

Заказчик: ОАО ___________________________________________________________

адрес: ___________________________________________________________________

Реквизиты: _______________________________________________________________

Исполнитель: ОАО «Центр технической диагностики»

140500, г. Луховицы Московской обл., ул. Куйбышева, 7

Реквизиты: ИНН 5072703668, р/с 40702810740230100007

в Средне-Русском банке СБ РФ

Луховицкое отделение № 2588, г. Москва, БИК 044652323,

к/с 30101810900000000323, ОКОНХ 51130, ОКПО 18024722.

Телефон: (09663) 2-12-36, (095) 950-8292, 950-8299, 21-82 (МАТС)

Факс: (095) 950-8291, 21-82 (МАТС).

О перемене адреса или происшедшей реорганизации стороны обязаны немедленно уведомлять друг друга в письменном виде.

Договор №___________ составлен на __ листах в 2 экземплярах:

1-й экз - ОАО _______________

2-й экз - ОАО ЦТД «Диаскан».

Приложения к договору:

1. Стоимость 1 км диагностического обследования на 1 л. в 1 экз.

2. Технологический регламент обследования трубопровода на 1 л. в 1 экз.

3. Протокол согласования договорной цены на 1 л. в 1 экз.

4. Перечень оборудования, предоставленного Заказчиком Исполнителю на 1 л. в 1 экз.

5. Сводная стоимость участков на 1 л. в 1 экз.

Приложение 1

к договору № ___________

«УТВЕРЖДАЮ»

Первый Вице-президент

ОАО АК «Транснефть»

___________ (_________)

«__» ___________ 200_ г.

СТОИМОСТЬ 1 КМ ДИАГНОСТИЧЕСКОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ НЕФТЕПРОВОДОВ ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ» на 200_ год

Наименование

Стоимость, руб.

Ультразвуковой дефектоскоп WM

 

530

_________________________

720/820

_________________________

1020/1220

_________________________

Магнитный дефектоскоп MFL

 

720

_________________________

820

_________________________

1020

_________________________

1220

_________________________

Ультраскан CD

 

530

_________________________

720

_________________________

820

_________________________

1020

_________________________

1220

_________________________

Согласовано:

Вице-президент ______________________________ (____________)

Начальник департамента экономики _____________ (____________)

Начальник планово-экономического отдела _______ (____________)


Приложение 2

к договору №_______________

Утверждаю

Генеральный директор ОАО _______________

__________________________ (__________)

«_______» ________________________ 200_ г.

Утверждаю

Генеральный директор ОАО ЦТД «Диаскан»

________________________ (__________)

«______» ______________________ 200_ г.

Технологический регламент
обследования нефтепроводов ОАО ____________________________ дефектоскопами _________________

Нефтепровод

Участок

Ду, мм

Протяженность, км

Транспортировка к месту работ

Разгрузка и подготовка к работе

Предпусковая проверка работоспособности

Операции по запасовке

Первый пропуск снаряда по трубопроводу

Операции по извлечению и очистке прибора

Послепрогонное тестирование прибора

Контроль качества информации

Предпусковая проверка работоспособности

Операции по запасовке

Второй пропуск снаряда по трубопроводу

Операции по извлечению и очистке прибора

Послепрогонное тестирование прибора

Транспортировка и погрузочно-разгрузочные работы при пропуске

Загрузка оборудования, подготовка к отъезду

Общие затраты времени, дни

 

 

 

 

 

Т1

Т2

Т3

Т4

Т5

Т6

Т7

Т2

ТЗ

Т4

Т5

Т6

Т8

Т9

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Примечание. Продолжительность операций (Т1-Т9) определена в соответствии с «Регламентом взаимоотношений ОАО «АК «Транснефть», ОАО МЫ, ОАО ЦТД «Диаскан» при диагностике и представлении ее результатов». Время указано в календарных днях.

Согласовано

Начальник ОЭ ОАО ___________________

____________ (_______________)

Составил

Инженер ПрО ОАО ЦТД «Диаскан»

____________ (_______________)


Приложение 3

к договору №_____________

от «___» ___________ 200_ г.

ПРОТОКОЛ
согласования договорной цены
обследования линейной части нефтепроводов

ОАО _____________________________________

______________________________________________

указывается тип диагностического комплекса

Мы, нижеподписавшиеся, «Заказчик» в лице Генерального директора ОАО ____________________________________________ и «Исполнитель» в лице Директора по производству ОАО ЦТД «Диаскан» _______________ удостоверяем, что сторонами достигнуто соглашение о величине договорной цены на сумму: ____________ руб. ___ коп. (________________ рублей ___ копеек), с учетом НДС (20 %) - ___________ руб. ___ коп., в том числе НДС - ________ руб. ___ коп.

ЗАКАЗЧИК:                                                            ИСПОЛНИТЕЛЬ:

Генеральный директор                                         Директор по производству

ОАО ___________________                                  ОАО ЦТД «Диаскан»

_____________ (__________)                               _____________ (__________)

«___» ______________ 200_ г.                             «___» ______________ 200_ г.

Приложение 4

к договору №_______

Перечень оборудования, предоставленного Заказчиком Исполнителю

№ п/п

Наименование

Количество, шт.

1

 

 

2

 

 

3

 

 

4

 

 

Приложение 5

к договору №_______

Сводная стоимость диагностического обследования и подготовке отчетов по каждому участку нефтепроводов

Наименование нефтепровода

Наименование участка

Диаметр, мм

Длина, км

Стоимость обследования участка, руб.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ЗАКАЗЧИК:

Генеральный директор

ОАО ___________________

_____________ (__________)

«___» ______________ 200_ г.

ИСПОЛНИТЕЛЬ:

Директор по производству

ОАО ЦТД «Диаскан»

_____________ (__________)

«___» ______________ 200_ г.


Приложение 6

к договору №_______

ОПЕРАТИВНЫЙ ЖУРНАЛ УЧЕТА РАБОЧЕГО ВРЕМЕНИ ВИП

Договор № _____________________________________

Нефтепровод: __________________________________

Участок: _______________________________________

протяженность, км: _______________

Ду, мм: _________________________

№ п/п

Наименование регламентной технологической операции

Длительность по технологическому регламенту

Дата и время начала выполнения операции (дата, время)

Дата и время окончания технологической операции (дата, время)

Фактически затраченное время на операцию, разница относительно ТР, час

Причина отставания от ТР, ответственный

Документ, подтверждающий отставание

Подпись Заказчика

Подпись Исполнителя

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

Разгрузка и подготовка к работе

 

 

 

 

 

 

 

 

2

Предпусковая проверка работоспособности

 

 

 

 

 

 

 

 

3

Погрузка и транспортировка на камеру пуска

 

 

 

 

 

 

 

 

4

Операции по запасовке

 

 

 

 

 

 

 

 

5

Пропуск прибора по трубопроводу

 

 

 

 

 

 

 

 

6

Операции по извлечению и очистке прибора

 

 

 

 

 

 

 

 

7

Погрузка, транспортировка и разгрузка прибора после пропуска

 

 

 

 

 

 

 

 

8

После прогонное тестирование прибора

 

 

 

 

 

 

 

 

9

Контроль качества информации

 

 

 

 

 

 

 

 

10

Загрузка оборудования, подготовка к отъезду

 

 

 

 

 

 

 

 

11

Общие затраты, дни

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Представитель ОАО МН

_______________________________________

_______________________________________

Представитель ОАО ЦТД «Диаскан»

_______________________________________

_______________________________________

Приложение 24

НОРМЫ ВРЕМЕНИ
выполнения технологических операций

Нормы времени
для выполнения технологических операций

при диагностическом обследовании ультразвуковым дефектоскопом

Таблица. 24.1

№ п/п

Вид операции

Переменная

Норма времени, час

Количество операций (К1)

Скорость ВИП

Ответственный

Примечание

Диаметр прибора, мм

Длина участка, км

530

720

820

1020

1220

280-360*

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1

Разгрузка оборудования (прибытие)

Т1

3

4

4

5

5

1

 

ОАО МН

ОАО ЦТД

 

2

Предпусковая проверка работоспособности и тестирование основного и вспомогательного оборудования

Т2

8

8

8

8

8

2

 

ОАО ЦТД

 

3

Операции по запасовке

Т3

3

3

3

4

4

2

 

ОАО МН

 

4

Пропуск

Т4

Т = L / Vвип

L - длина участка

Vвип - скорость

2

0,85 м/с

ОАО МН

 

5

Операции по выемке и очистке дефектоскопа

Т5

6

6

6

7

7

7

 

ОАО МН

 

6

Послепрогонное тестирование

Т6

8

8

8

8

8

2

 

ОАО ЦТД

 

7

Контроль качества информации

Т7

Т = п × L

L - длина участка

1,2

 

ОАО ЦТД

 

8

Транспортировка и погрузочно-разгрузочные работы при пропуске

Т8

Т* = П + L1 / V

2

 

ОАО МН

ОАО ЦТД

 

9

Загрузка оборудования (отъезд)

Т9

3

4

4

5

5

1

 

ОАО МН

ОАО ЦТД

 

Примечания:

* Определяется ОАО МН.

** Количество операций удваивается также при времени нахождения дефектоскопа в трубопроводе свыше 120 час.

п = 0,52 час на 1 км;

L1 - суммарное расстояние от базы до камеры запуска и от камеры приема до базы, км;

П = 1 час - время на погрузку и разгрузку оборудования;

V - средняя скорость перевозки оборудования, км/час.

Нормы времени

для выполнения технологических операций при проведении диагностического обследования

ультразвуковым дефектоскопом для измерения трещин

Таблица. 24.2

№ п/п

Вид операции

Переменная

Норма времени, час

Количество операций (К1)

Скорость ВИП

Ответственный

Примечание

Диаметр прибора

Длина участка, км

530

720

820

1020

1220

0-150*

151-280

280-450**

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

1

Разгрузка оборудования (прибытие)

Т1

4

6

6

8

8

1

1

1

 

ОАО МН

ОАО ЦТД

 

2

Предпусковая проверка работоспособности и тестирование основного и вспомогательного оборудования

Т2

12

12

12

12

12

1

2

2

 

ОАО ЦТД

 

3

Операции по запасовке

Т3

4

4

4

6

6

1

2

2

 

ОАО МН

 

4

Пропуск

Т4

Т = L / V

L - длина участка

V - скорость

1

2

2

0,85 м/с

ОАО МН

 

5

Операции по выемке и очистке дефектоскопа

Т5

8

8

8

8

8

1

2

2

 

ОАО МН

 

6

Послепрогонное обслуживание (без переборки)

Т6

8

8

8

8

8

1

2

2

 

ОАО ЦТД

 

7

Контроль качества информации

Т7

Т = n × L

L - длина участка

1

1,2

1,2

 

ОАО ЦТД

 

8

Транспортировка и погрузочно-разгрузочные работы при пропуске

Т8

Т* = П + L1 / V

1

2

2

 

ОАО МН

ОАО ЦТД

 

9

Загрузка оборудования (отъезд)

Т9

8

8

8

12

12

1

1

1

 

ОАО МН

ОАО ЦТД

 

Примечания:

* Для дефектоскопа диаметром 426-530 мм.

** Для всех дефектоскопов при протяженности участка свыше 280 км или времени нахождения дефектоскопа в трубопроводе свыше 120 час.

n = 0,5 час на 1 км;

L1 - суммарное расстояние от базы до камеры запуска и от камеры приема до базы, км;

П = 1 час - время на погрузку и разгрузку оборудования;

V - средняя скорость перевозки оборудования, км/час.

Нормы времени
для выполнения технологических операций при диагностическом обследовании
магнитным дефектоскопом

Таблица 24.3

№ п/п

Вид операции

Переменная

Норма времени, час

Количество операций (К1)

Скорость ВИП

Ответственный

Примечание

Диаметр прибора

Время пропуска, час

720

820

1020

1220

0-120

более 120**

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1

Разгрузка оборудования (прибытие)

Т1

6

6

8

8

1

1

 

ОАО МН

ОАО ЦТД

 

2

Предпусковая проверка работоспособности и тестирование основного и вспомогательного оборудования

Т2

8

8

8

8

1

2

 

ОАО ЦТД

 

3

Операции по запасовке

Т3

4

4

4

4

1

2

 

ОАО МН

 

4

Пропуск

Т4

Т = L / V

L - длина участка

V - скорость

1

2

0,85 м/с

ОАО МН

 

5

Операции по выемке и очистке дефектоскопа

Т5

8

8

8

8

1

2

 

ОАО МН

 

6

Послепрогонное обслуживание (без переборки)

Т6

16

16

16

16

1

2

 

ОАО ЦТД

 

7

Контроль качества информации

Т7

Т = n × L

L - длина участка

1

1,2

 

ОАО ЦТД

 

8

Транспортировка и погрузочно-разгрузочные работы при пропуске

Т8

Т* = П + L1 / V

1

2

 

ОАО МН

ОАО ЦТД

 

9

Загрузка оборудования (отъезд)

Т9

6

6

8

8

1

1

 

ОАО МН

ОАО ЦТД

 

Примечания:

* Определяется ОАО МН.

** Или (и) при условии наличия участков, выполненных из горячекатанных труб общей протяженностью более 80 км.

n = 0,2 час на 1 км;

L1 - суммарное расстояние от базы до камеры запуска и от камеры приема до базы, км;

П = 1 час - время на погрузку и разгрузку оборудования;

V - средняя скорость перевозки оборудования, км/час.


Приложение 25

НОРМЫ ВРЕМЕНИ
выполнения работ по техническому обслуживанию диагностического оборудования на базе ОАО ЦТД «Диаскан»

Нормы времени
выполнения работ по техническому обслуживанию диагностического оборудования ультразвукового дефектоскопа типа
WM на базе ОАО ЦТД «Диаскан»

Таблица 25.1

№ п/п

Состав работы

Нормы времени, час.

400-500

700-800

1020-1220

1

Снятие корпусов и установка секций дефектоскопа в технологическую оснастку

6

5

4

2

Замена изношенных манжет и полозов датчиков; замена источников питания

8

8

8

3

Калибровка датчиков

10

12

14

4

Разборка и сборка носителя датчиков, проведение теста на контроль распределения датчиков

6

8

10

5

Проведение теста от внешнего источника питания

3

3

3

6

Проведение длительного теста с внешним источником питания (имитация прогона)

4

6

8

7

Проведение теста с батарейным блоком

3

3

3

8

Сборка корпусов, проверка герметичности секций, продувка азотом

8

6

4

9

Сборка дефектоскопа в транспортно-запасовочном лотке, проведение функционального теста всех систем

10

8

6

10

Подготовка маркерных и локаторных систем, вспомогательного оборудования

6

6

6

11

Упаковка, загрузка и отправка оборудования

3

4

5

Всего в часах

67

69

71

Нормы времени выполнения работ по техническому обслуживанию диагностического оборудования ультразвукового дефектоскопа CD на базе ОАО ЦТД «Диаскан»

Таблица 25.2

№ п/п

Состав работы

Нормы времени, час

700-800

1020-1220

1

Снятие корпусов и установка секций дефектоскопа в технологическую оснастку

6

4

2

Замена изношенных манжет и замена источников питания

10

12

3

Калибровка датчиков, выполнение тестов сигнала датчиков

11

14

4

Разборка и сборка носителей датчиков, проведение теста на контроль распределения датчиков

10

12

5

Выполнение теста наложения датчиков носителей в испытательной емкости

8

10

6

Выполнение тестов ультразвуковых интерфейсов

7

9

7

Тесты записи

8

8

8

Сборка корпусов, проверка герметичности секций, продувка азотом

12

12

9

Тест запуска снаряда и тесты одометров

6

6

10

Сборка дефектоскопа в транспортно-запасовочном лотке, проведение теста всех систем

8

6

11

Подготовка маркерных и локаторных систем, вспомогательного оборудования

4

4

12

Упаковка, загрузка и отправка оборудования

6

6

Всего в часах

96

103

Нормы времени выполнения работ по техническому обслуживанию диагностического оборудования магнитного дефектоскопа MFL на базе ОАО ЦТД «Диаскан»

Таблица 25.3

№ п/п

Состав работы

Нормы времени, час.

700-800

1020-1220

1

Подготовка технологического оборудования и расстыковка секций

4

4

2

Замена изношенных манжет, щеток, салазок датчиков, поддерживающих колес, юстировка механических компонентов. Замена источников питания

24

28

3

Проверка работоспособности электронных компонентов и проведение настроечных тестов. Замена неисправных компонентов

12

12

4

Калибровка датчиков и обработка результатов калибровки

20

24

5

Проведение функционального теста электроники

8

8

6

Проверка герметичности, продувка азотом

5

5

7

Окончательные проверки всех узлов снаряда

8

8

8

Подготовка маркерных и локаторных систем, вспомогательного оборудования

8

8

9

Упаковка, загрузка и отправка оборудования

12

12

Всего в часах

101

109

Приложение 26

Утверждаю

Главный инженер ОАО МН

_____________ И. О. Фамилия

«___» _____________ 20__ г.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
по изменению классификации дефекта №____________________

Комиссия в составе:

представителей ОАО «____________________________________________________», назначенных приказом №_____________ от «____» ___________________ 200__ г.: __________________________________________________________ Должность, ФИО __________________________________________________________ Должность, ФИО

представителей ОАО ЦТД «Диаскан», назначенных приказом №_________________ от «__» _________ 200_ г.:

Должность, ФИО

Должность, ФИО

_______________

рассмотрев:

-      письмо ОАО «___________» №____ от «___» __________ 200__ г. о пересмотре классификации дефекта №__________;

-      акт проведения первичного ДДК №___ от «___» ___________ 200_ г.;

-      отчет ОАО ЦТД «Диаскан» по диагностике №_____________;

-      комиссионный акт ДДК от «__» __________ 200__ г. (при проведении совместного ДДК) установила, что дефект ________________________________ (описание дефекта по отчету) № _________ на участке _______________ нефтепровода __________________, классифицированный отчетом по диагностике как _________ (ДПР, ПОР, особенность) по своим фактическим параметрам является дефектом _________ (описание дефекта по акту ДДК) и классифицируется как _________ (ДПР, ПОР, особенность).

ОАО ЦТД «Диаскан» изменение к отчету по диагностике направить в ОАО «___________» в срок до «__» ________ 200_ г.

Настоящее заключение составлено в двух подлинных экземплярах, один из которых хранится в ОАО МН, другой - в ОАО ЦТД «Диаскан».

Члены комиссии:

_______________

_______________ подпись, дата, ФИО

Приложение 27

Генеральному директору

ОАО ЦТД «Диаскан»

В соответствии с «Регламентом планирования, выполнения диагностики и анализа ее результатов на магистральных нефтепроводах ОАО «АК «Транснефть», прошу изменить классификацию нижеприведенных дефектов:

№ п/п

Нефтепровод

Участок

№ отчёта по диагностике

№ дефекта

Классификация дефекта по отчету

Описание и фактические параметры дефекта по акту первичного ДДК

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Дефект № ___________ находится на подводном переходе через р. _____________ в пойменной/русловой части (указывается для дефектов на переходах МН через водные преграды).

Готовность ОАО «_______» к проведению повторного ДДК дефекта - «__» _________ 200_ г.

Приложение: Акты первичного ДДК на вышеприведенные дефекты на ___ л.

Главный инженер ОАО МН _______________________________________ (ФИО)

подпись


Приложение 28

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

по изменению очередности ремонта дефектов

н/п Пункт А - Пункт Б уч. XXX-YYY км

ОАО «_________________»

«УТВЕРЖДАЮ»

Директор по производству

ОАО ЦТД «Диаскан»

____________ И. О. Фамилия

«__» ____________ 20___ г.

ДОПОЛНЕНИЕ К ТЕХНИЧЕСКОМУ ОТЧЕТУ № Х0000

На основании «Актов о проведении ДДК» от ________ г., приложенных к письму ОАО «___», исх. №_______ от ______ года, и дополнительного анализа дефектов №№_____ н/провода Пункт А - Пункт Б, уч. XXX-YYY км, комиссия ОАО ЦТД «Диаскан» в составе:

1. ФИО - начальник ООИ

2. ФИО - инженер ООИ

3. ФИО - инженер ООИ

4. ФИО - инженер ОАИ

пришла к следующему заключению:

По причинам, указанным в таблице 1, для вышеперечисленных дефектов проведено изменение классификации, параметров или категории очередности ремонта:

Нефтепровод

Участок

№ дефекта

Данные ОАО ЦТД «Диаскан» (по отчету № Х0000)

Заключение комиссии ОАО ЦТД «Диаскаи» (по результатам доп. анализа)

Причины изменения очерёдности ремонта

Описание дефекта

Глуб., мм

Длина, мм

Группа ДПР

Описание дефекта

Глуб., мм

Длина, мм

Группа ДПР

Пункт А - Пункт Б

XXX-YYY км

1

 

 

 

 

 

 

 

 

Акт о проведении ДДК, дополнительный анализ дефекта

Пункт А - Пункт Б

XXX-YYY км

2

 

 

 

 

 

 

 

 

Акт о проведении ДДК, дополнительный анализ дефекта

Члены комиссии:                                                 ____________ ФИО

____________ ФИО

____________ ФИО

Ответственный за ведение базы данных:          ____________ФИО


СОДЕРЖАНИЕ

1. Общие положения. 1

2. Основания для формирования программы диагностического обследования нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть». 1

3. Порядок формирования программы диагностического обследования нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть». 3

4. Контроль выполнения плана диагностики. 6

5. Взаимоотношения ОАО «АК «Транснефть», ОАО МН и ОАО ЦТД «Диаскан» при подготовке и проведении диагностического обследования магистральных нефтепроводов внутритрубными инспекционными приборами. 7

6. Взаимоотношения между ОАО МН и ОАО ЦТД «Диаскан» при подготовке и передаче технического отчета. 9

7. Порядок анализа технического отчета. 12

8. Проведение дополнительного дефектоскопического контроля (ДДК) 12

9. Порядок допуска оборудования ОАО ЦТД «Диаскан» к проведению диагностических работ на участках магистральных нефтепроводов. 13

10. Порядок заключения договоров между ОАО МН и ОАО ЦТД «Диаскан» и расчета времени на диагностическое обследование МН.. 13

11. Порядок изменения классификации дефектов. 16

Приложение 1. Период до проведения очередной инспекции ВИП типа CD и MFL. 18

Приложение 2. Программа диагностического обследования нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть». 19

Приложение 3. Заявка от ОАО МН на проведение внутритрубного диагностического обследования магистральных нефтепроводов. 23

Приложение 4. Сводная таблица внутритрубного обследования магистральных нефтепроводов. 24

Приложение 5. План подготовки и диагностического обследования нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть». 25

Приложение 6. План выдачи отчетов по результатам внутритрубной диагностики на нефтепроводах ОАО «АК «Транснефть». 26

Приложение 7. Сводка о ходе выполнения плана диагностики МН. 26

Приложение 8. Еженедельный отчет о выполнении плана выдачи отчетов в ОАО МН по проведенной инспекции нефтепроводов. 28

Приложение 9. Сведения о фактическом времени работы диагностических приборов. 28

Приложение 10. Техническое задание на производство внутритрубной диагностики участка нефтепровода. 30

Приложение 11. Извещение о готовности участка нефтепровода к проведению инспекции. 44

Приложение 12. Извещение о готовности участка нефтепровода к проведению диагностики. 44

Приложение 13. Извещение о готовности участка нефтепровода к проведению инспекции прибором.. 45

Приложение 14. Акт о готовности участка нефтепровода к проведению инспекции. 45

Приложение 15. Извещение о готовности участка нефтепровода к проведению инспекции. 46

Приложение 16. Извещение о готовности участка нефтепровода к проведению диагностики. 46

Приложение 17. Сообщение от ОАО МН об обнаружении недопустимого сужения на участке. 47

Приложение 18. Уточненный график выполнения диагностических работ. 48

Приложение 19. Отчет. 49

Приложение 20. Акт об устранении дефекта(ов) выборочным методом ремонта. 61

Приложение 21. Акт о проведении дополнительного дефектоскопического контроля (ДДК) дефекта. 62

Приложение 22. Акт готовности к пропуску. 63

Приложение 23. Договор на выполнение работ по диагностике нефтепроводов ОАО.. 63

Приложение 24. Нормы времени выполнения технологических операций. 73

Приложение 25. Нормы времени выполнения работ по техническому обслуживанию диагностического оборудования на базе ОАО ЦТД «Диаскан». 77

Приложение 26 Заключение по изменению классификации дефекта. 78

Приложение 27. 78

Приложение 28. Дополнение к техническому отчету. 80