МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ВНИИСПТнефть

МЕТОДИКА ОБСЛЕДОВАНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ УЧАСТКОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ, ПРОЛОЖЕННЫХ НА БОЛОТАХ РД 39 - 30 -1197 - 84

1985

Министерство нефтяной промышленности ВИИИСПТйефть

Утвержден первым заместителем министра В.И.Игревским 7 декабря 1984г.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИКА ОБСЛЕДОВАНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ УЧАСТКОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ, ПРОЛОЖЕННЫХ НА БОЛОТАХ

РД 39-30-1197-84

1985

Измерение падений напряжения рекомендуется производить мил-диомпервольтметром типе М-231.

5.10.5. Переходное сопротивление труба-земля является критерием оценки состояния изоляционного покрытия трубопровода. Оно уменьшается в процессе эксплуатации трубопровода под влиянием большого количества факторов, различных по характеру и степени воз действия.

При определении переходного сопротивления нефтепровода на границе труба-rpyirr используют метод катодной поляризации согласно ГОСТ 9.CI5-74 и ВОН-28-7G "Инструкция по контролю состояния изоляции законченных строительством участков трубопроводов катодной поляризации".

Расчетное переходное сопротивление определяется по формуле:

й, - R_t t‘ К D (л*    ,    Ом-м^,    (2)

^иа

где R_t - продольное сопротивление трубопровода, ОуУм, (приложение 4); t - расстояние между соседними точками измерения, м;

В - диаметр трубопровода, м;

U,_tU_£ - смешение разности потенциалов труба-грунт, определяется по формуле:

где ^тли_/Л “ измеренная разность потенциалов труба-земля после включения катодной поляризации в точках 1,2 (начало-конец УШГБ);

^пе_/л - естественная разность потенциалов труба-земля до включения катодной поляризации в точках 1,2 (нАчало-конец ШГБ).

Результат измерения в расчета заносятся в таблицу (приложение 5).

5.ID.6. При обнаружения повреждения в изоляционном покрутив одним из перечисленных методов с целью определения его размеров и состояния металла трубы необходимо выполнить шурфовку.

5.10.7.    На болотах I и П типов глубиной до 0,8 м разработка шурфа ведется обычным способом с последующей откачкой болотной воды с применением болотного экскаватора типа К-408 на гусеничном ходу или экскаватора типа Э-304В.

5.10.8.    На болотах I и П типов глубиной от 0,8 м до 2,0 м шурфовка выполняется экскаватором типа К-408 с последующим ограждением шурфа. Передвижение экскаватора осуществляется по лежневой дороге или по плитам СРДП. Ограждение производится деревянными шпунтами или гофрированными листами (200 х 250 х 0,2 см). ВдавлиЕакие шпунтов в торф производятся ковшом экскаватора. После монтажа ограждения грунт выбирается экскаватором. Откачка болотной вода из шурфа осуществляется насосом ВДС-1 и НЦС-2.

5.10.9.    На болотах П типа глубиной свыше 2 м (травяно-кустар-никово-тросниковые, травяные и травяно-моховые переходные пушице-во-сфагновые микроландшафты) и на болотах Ш типа разработку шурфа целесообразно выполнять специальной техпикой иля обычной техникой с плавучих средств. Для осмотра технического состояния УШБ используют труд водолаза или специальное устройство ("сухой док").

5.10.10.    Результаты осмотра нефтепровода в шурфах закосят в акт обследования технического состояния УШБ (приложение 2).

6. ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ОБСЛЕДОВАНИЯ

6.1. По результатам наземной съемки обрабатываются солевые журналы и составляется подробная схема съемочного обоснования, производится вычисление и уравнивание координат и отметок точек

теодолитных и тахеометрических ходов, вычисляются все отметки верхней образующей, составляется план топографо-маркшейдерской съемки УХНБ.

6.2.    Составляются продольные профили по всем ниткам УШЬ.

На профиль наносятся промерные вертикали, расстояния между ними, отметки верха трубы, глубина болотных вод (на болотах Ш типа).

Если труба оголена, в соответствующей графе основания профиля указывается характеристика изоляции.

6.3.    Выявление состояния изоляции на У1ЙНБ осуществляется путем обработки результатов измерений и построения графика распределения разности потенциалов "нефтепровод-грунт".

6.4.    Состояние изоляционного покрытия оценивают по следующим параметрам:

величине фактической защитной плотности тока на отдельном участке плеча защитной зоны электрохимзащиты в соответствии с табл.1.

Таблица I

Характеристика состояния изоляционного

покрытия по ПЛОТНОСТИ защитного тока Плотность защитного тока, мА/м2 ' 0,053 i 0,054+0, II j 0,12+0,60 Оценка изоляционного покрытия ОТЛИЧНО хорошо удовлетворительно

Таблица 2

величине переходного сопротивления в соответствии с табл.2.

Характеристика состояния изоляционного покрытия по величине переходного сопротивления

Оценка !Переходное сопротивление, , Ом«м^, не менее !на битумной основе ! на полимерной основе Отлично 1C, • 1и3 10 • I04 Хорошо 6 • Ю3 4 • 1U4 Удог«с?норительно 6 . юз 2 • 10*

7. ТРЕБОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ВЕДЕНИЯ РАБОТ

7.1.    Обследование технического состояния участков магистральных нефтепроводов должно проводиться лицами, проведшими проверку знаний правил производства работ, техники и пожарной безопасности согласно требованиям "Единой системы работ по созданию безопасных условий труда", утвержденной Министерством нефтяной промышленности и Президиумом ЦК профсоюза рабочих нефтяной и газовой промышленности 21 октября 1977г.

7.2.    До начала выполнения работ по обследованию технического состояния УШБ должен быть разработан проект производства работ с инженерными разработками, обеспечивающая безопасность работающих.

7.3.    Перед началом работ ответственное лицо должно проинструктировать исполнителей о правилах безопасного ведения работ согласно инструкциям и положениям, разработанным по видам работ и профессий.

7.4.    Инструкции и положения разрабатываются на основании следующих документов:

РД 39—30-93-78"Прапичя безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов" (Уфа, ВПИИТБ, 1982).

РД 39-30-195-79 "Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах" (Уфа, ЭДИИСПТнефть, 1979).

"Единой системы работ по созданию безопасных условий труда".

7.5.    К производству работ по техническому обследованию состояния УШЬ допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, обучение и инструктаж по ГОСТ 12.0.004-79.

7.6.    Рабочие должны обеспечиваться спецодеждой, спепобутью

и предохранительными приспособлениями, согласно существующим нор

мам.

7.7.    На месте производства работ постоянно должен быть дежурный вахтовый автотранспорт.

Транспортные средства, предназначенные для перевозки людей, должны быть исправными и подвергаться ежедневному техническому осмотру.

7.8.    При электроизмерительных работах по электрохимической заште должны соблюдаться "Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей"и^пЛравила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей", утвержденные Госэнергонадзором СССР( Днепропетровск.Промино, 1977).

ПРИЛОЖЕНИЕ I рекомендуемое

ПРИМЕРНЫЙ ПЕРЕЧЕНЬ

основных механизмов, применяемых при , инструментов обследовании : и приспособлений, УЬЗНБ «1 пп{ 1 Наименование, тип •Кол-во, ! !шт., ' 1 компл. j Назначение I ! 2 ! 3 j 4

Перевозка людей, перевозка и буксировка груза б труднопроходимых условм-I ях бездорожья

1.    Гусеничный транспортер-бо-лотоснегохоц, типа ГТ-Т;

В-I грузоподъемностью до 29,4 кН

2.    Экскаватор болотный типа Э-304В, емкость ковш 0,4аг

3.    Насос водоотливной, тип центробежный самовсасывающий HU0-I, НЦС-2. производительность, ко/ч.18-130, напор, м, - 8,3-2и,5

4.    Кессон

I Разработка шурфа

Откачка грунтовых, талых,

бОЛОТНЫХ ВОД    ИЗ ЕЫр'ЫТО—

I    го шурфа

I    Обследование    нефтепровода

на оолотах Ы    типа

Для работы землеройной техники на болотах П-li! типа

20 Устройство временных

подъездных порог на болотах I и 11 типов

5. Понтон, грузоподъемностью

300 кН

6.    Плиты СРШЗ-Х.

Габаритные размеры покрытая, мм,

ширина    4400

высота    600

utacca одного блока (пролета 5 м без шитов колейного настила) 985 кг

7.    Надувная резиновая лодка 3-х местная

8.    Гибкий шланг

1 Обеспечение работ па вице

50 п.м. Для подсоединения к насосу

I компл Дня выполнения работ и болоте

I Определении оси и глубины залегания трубопровода

9. Водолазное снаряжение

10.Трубокабелгискатель, типа Ш1КТ-69, ИЛК-2й1, длина прослушиваемого участка трассы при подключении генератора, км, - I

или установка У1Ш I

Продолжение прилож.1

I 2 3 4 II.Искатель повреждения изоляции типа ИЛ-74, УЛИЛ-Ed 2 Определение состояния изоляционного покрытия 12.Комплект оборудования, приборов и материалов для контроля изоляции катодной поляризацией (ПЗЕ-оХЗ) I То же 13.Прибор M23I Измерение потенциала труба-грунт 14.Ледорубы на бензиновом моторе типа "Урал" и мотопила "Дружба*1 2 Устройства для работ в зимнее время и создание лежневок летом 15.Радиостанция с радиусом действия 5-10 км 2 Обеспечение связи между геодезистами и оператором 16.Теодолит, типа Т-1, Т-5, 2 Геодезические приборы при съемке положения нефтепровода 17.Нивелир Н-3, Н-Ю I То же 18.Рейка деревянная складная 3-х метровая I 19. Мерная лента 2С м I __ и 20.Водяной термометр в металлической оправе 2 Измерение температуры воды 21.Термометр 2 Измерение температуры воздуха 22.Вехи церевяннные 1,5 м 1C Обозначение створа перехода 23.Лопаты 4 Для земляных работ 24.Канат капроновый 4> 12 мм 60м Дтя технических нужд 25.Трос 6 17 мм и 4 4-5 ми 5См То же 26.Набор слесарного инструмента 4 По технике безопасности 27.Пояса спасательные и 28.Аптечки медицинские 2

ПРйЛОдЕНйЕ 2 обязательное

А К Т

обследования технического состояния участков магистрального нефтепровода, проложенных ка болотах

от ПК_ до    ПК_

198 г.

IAi, нижеподписавшиеся,

“1ФЛГДКУдолжности представителей

УКН или РНУ, ЕЛО, СУГ1ДАВ, АЗП, 0X3) составили настоящий акт в нижеследующем.

В период с _ по _ было    произведено    обследо

вание технического состояния участка магистрального нефтепровода,

проложенного на болоте __

СнаименоьаниеГ диаметр,''толщина 1 проект Л

через болото.

I. В результате обследования установлено:

I.I. Тип болотного микроландшафта______

Снаименование

к характеристика    (рельефГ растительноеть, грунт,

уровень ‘бблбтиых ь'Оц, глубина сезонного промерзания)

1.2.    Протяженность перехода по основной (резервной) нитке,и

у казать, какой км потрасс е, от TIK до + U*/

1.3.    Наличие и местоположение оголенных участков, м

Тпсае'Гхнбсть гладкая,    Г

^указать длину зтих участлов от iIK u6iu г СмТ

1.4. Состояние изоляции

■офрй, ’складкиГ "трещины, разрыва, пустоты; наличие пбврежде::*'*

и “их'“хгракт"ёр ,^п при ли ааёкость к з о ляци и "к трубе Тхоройгя'," слагал, отсутствует')';' толщина "изоляция (сверху, скизу/'сбокуГ"справа.

слева по ходу нефти); наличие влаги под изоляцией)

1.5.    Состояние стенки трубы __

СтЪ'лцнка в i.w; наличие и характер коррозииТцге^ сплсшнаяГ буrbncfаяГ' ле 1? к'о~или' трудко^от^е-лиг.-ал от “трубы¹; "наличие "каверн "и глубина cavilх крупных каверн; места' пре^уаественк'бго располосе Ш1я "каверн ТсЕерху; снизу,

<5Т)оТсу ЙраЙГ Г~G65xy'‘блева'~cd ходу 'нефти )Y пре ноль кое Усилие)

1.6.    Параметры 3X3 на дефектном участке____

(защитный

потенциал; Н;“сила“т6ка; напряден*е

2. Наличие реперов ____

(номера реперов,~мсстопеложекие и отметка

3.    Сведения по последнему отказу нефтепровода на переходе

через болото__

(н^мекоЕанне"элемента"первхода; "дата” точное мебто-~

кахождепие. времл'простея/ причины и характер "отказа' продолжи-

тельцбеть “ликвйдации "аьариаТТ^рб)

4.    Сведения по кал.ремонту нефтепровода на переходе через

болото __ ____

(указать, ко1да П|Гсв6^5’лся л каким методом)

В процессе обследования температура грунта на глубине заложения нефтепровода составляла - °С, температура стенки трубы -°С, температура воздуха -°С.

ПРИЯОдЕНЙБ. План и профиль УШБ.

Подписи

Ответственные лица (должности)

S4?*

1КИ ■ '- *-= **с С-С.

Hh:

144*

=-* Ш. т

ищ

Ыы

"Методика обследования технического состояния участков магистральных нефтепроводов, проложенных на болотах" разработана сотрудниками лаборатории института ЕНИИСГГГнефть взамен РД 39-30-495-60.

При разработке Методики использованы действующе отраслевые нормативно-технические документы по ремонту, обслуживанию, технической эксплуатации участков магистральных нефтепроводов, проложенных на болотах (УМНБ), а также СНиП, регламентирующие порядок проектирования и строительства магистральных трубопроводов, научно-техническая литература.

Ответственные исполнители: завотделом № 3, канд.техн.наук

О.Г.Хайруллин, заведующий лабораторией отдела # 3, канд.техн. наук Р.Х.Идрисов, ст.науч.сотр.Н.Ф.Нефедова.

iracraca a

со;алочм;«

420    40.2    37.1    33.7    31.0    28.6    26.6    24.9    23.3    22.0    20.8    426

29.7    27.1    24.8    22.9    21,3    19.9    Х8.7    П.6    16.0    Ь*>

16,8    Х5.6    Х4.0    Х3.7    12.9    12.2    II.6    11.0    ID.6    Л>.0    ТО

12.8    12.0    И.З    10,7    10.1    9.03    9,18    8.77 8.39    820

8.68 8.13 ?.?2 7,36    7.03    6.75    6.45    6.20    6.54    5.18    4.«    ЗС20

5.87    5.61    5.38    5.П    4.62    4.32    4.05    3.12    3.25    1220

141U    3.96    3.70    3,47    3.27    2.79    1420

Г?ОД;ШО(Е: Tl«fiM>e сссротввлсиае т;*:по1 стм» пр**#ч%гтсл пг« T«o#f*rjrp« 20°С рьгюш 0.245 у

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Методика обследования технического состояния участков магистралышх нефтепроводов, проложенных на болотах

РД 39-30-1197-84

Вводится взамен РД 39-30-495-80

Приказом министра нефтяной про?.шшленпости от 21.12.84 Л 760

Срок введения установлен с 01.02.85г.

Срок действия до 01.02.90г.

Настоящая методика распространяется на магистральные нефтепроводы, проложенные в условиях болот, и устанавливает методы обследования технического состояния участков магистральных нефтепроводов, проложенных на болотах, и является обязательной для всех организаций и предприятий Главтранснефти Миннефгепрома.

I. ОШЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.    Данная методика составлена в дополнение к "Положению о техническом обслуживании и ремонте линейной части магистральных нефтепроводов", РД 39-30-499-80, "Положению о воздушном патрулировании магистральных нефтепроводов", РД 39-30-743-82.

1.2.    Под технически?.! состоянием участков магистралышх нефтепроводов, проложенных на болотах (УГ.ИБ), понимается совокупность признаков УМНБ, подверженных изменению в процессе эксплуатации. Техническое состояние оценивается на основе визуальных осмотров в шурфах, электроизмерений, характеристики планово-высотного положения,технических норм.

2.    ЦЕЛЬ И ЗАДАЧИ ОБСЛЕДОВАНИЯ

2.1.    Обследование технического состояния ЖЧБ осуществляется с целью определения действительного его состояния в период эксплуатации для принятия мер по обеспечению безаварийной работы.

2.2.    Обследование технического состояния УМНБ включает:

определение планово-высотного положения;

уточнение характеристик болотистого участка (протяженность, глубина болотных вод, глубина промерзания в зимнее время и т.д.);

определение состояния изоляции;

определение состояния поверхности металла трубы.

3.    СОСТАВ И ОРГАНИЗАЦИОННАЯ СТРУКТУРА

ОБСЛЕДОВАНИЯ

3.1.    Обследование выполняется согласно плану-графику по техническому обслуживанию и ремонту (ТОР) и разработанных мероприятий, учитывающих очередность и условия работы по обследованию конкретных УМНБ.

3.2.    Обследование УМНБ выполняется группой спепиаллстов УШ, РНУ с участием СУПЛАВ, АВБ, службы ЭХЗ. Состав рабочих групп определяется приказом УМН, РНУ. Для выполнения обследований группы оснащаются техническими средствами согласно приложению I.

3.3.    Обследование по периодичности, составу и объему работ выполняется в зависимости от типа болот не реже одного раза в два года. Тип определения болот согласно СНиП Ш-42-80. На участках нефтепровода, проходящих по болотам Ш типа, обследование проводится преимущественно в зимнее время.

На участках нефтепровода, проходящего по болотам 1,П типов» обследование технического состояния можно производить как в летнее, так и в зимнее время года.

3.4.    Обследование технического состояния УМПБ состоит из подготовительных работ, измерительных работ и обработки полученных материалов.

3.5.    По результатам обследования составляется акт обследования технического состояния УЬКБ (приложение 2).

4. ПОДГОТОВШЯЬШЕ РАБОТЫ

4.1.    D подготовительный период производится сбор и изучение имевшейся технической документации на УШБ (планы и профили перехода по каждой нитке, кабелей связи и других параллелы1ых наземных, подземных коммуникаций, планы и гидрогеологические записки на участке магистральных нефтепроводов, проходящих по болотам, материалы исполнительных съемок, дапные ранее выполненных обследований, сведения по выполнению капитального ремонта УМНБ, сведения по мелиоративным работам на болотах, где проложен нефтепровод. Составляется характеристика (приложение 3).

4.2.    Сбор данных производится в проектных организациях, территориальных и районных управлениях магистральными трубопроводами.

4.3.    На основании собранных материалов составляется проект производства работ по техническому обследованию УШБ.

4.4.    Проект производства работ согласовывается с заказчиком и другими заинтересованными организациями.

4.5.    Производится комплектация бригады, вшюдняпцеЯ обследование, приборами, приспособлениями, транспортными средопиши.

5. И31втКЛЬНиБ РАБОТА

5.1. Измерительные работы проводятся о целью получения достоверной информации о параметрах технического состояния УМГБ и сравнения контролируемых параметров с проектными.

5.2.    Измерительные работы при обследовании технического состояния УМНБ производятся с целью определения планового положения я глубины залегания УМНБ, уточнения протяженности перехода, определения глубины болотных вод, определения глубины промерзания болот в зимнее время года, определения состояния изоляции, состояния поверхности металла трубы.

5.3.    Перед выполнением работ по определению планового положения и глубины залегания УМНБ производится рекогносцировка участка.

Рекогносцировку производят визуально на местности и при облете с воздуха.

5.4.    Рекогносцировка УМНБ определяет местоположение ранее заложенных реперов, устанавливается ориентировочно протяженность УМНБ, расположение пугпетов съемочного обоснования, уточняется методика в последовательность съемок и объем предстоящих работ.

При отсутотьви реперов выбирается местоположение новых реперов.

Тип конструкции и способ установки репера выбирается в зависимости от его назначения и от конкретных условий мест установки, а также требуемой точности инженерно-геологических изысканий.

Количество устанавливаемых реперов, порядок закрепления трассы УМНБ определяется согласно ВСН 30-81 "Инструкция по установке и сдаче заказчику закрепительных знаков, реперов при изыскании объектов нефтяной промышленности".

5.5.    Планово-высотное положение УМНБ определяется с целью уточнения фактического положения и глубины залегания трубопровода.

5.6.    Привязка оси УШБ и промерных точек на местности производится геодезическими способами (узловыми, линейными измерениями от пунктов геодезической основы) и закрепляется створными вехами.

Промеры по оси трубопровода производят через каждые 25 м.

Местоположение промерных точек определяется геодезическими инструментами (приборами) в соответствии с ГОСТ 21630-76.

В качестве геодезических приборов могут быть использованы теодолиты в соответствии с ГОСТ 10629-79, нивелиры-в соответствии с ГОСТ 10526-76, светедальномеры -ГОСТ 19223-62.

5.7.    Промерные работы по оси пролегания нефтепровода производят с целью определения глубины залегания трубопровода, выявления зон оголения и деформации трубопровода, связанных с механическим , тепловым и гидравлическим взаимодействием трубопровода с болотами.

Промеры глубины и определение фактического положения оси пролегания УМНБ ведутся с помощью трубохабелеискатслсЯ ИПКТ-09, ИЛК-2М с частотой генерации 1000-12000 Гц, рабочим диапазоном температур от минус 20 до плюс 40°С или с помощью установки УКИ-1 с частотой генерации 975+ 2 % Гц, рабочим диапазоном температуры от минус 10 до плюс 50 °С, а также механическим способом с помощью наметки, рейки, пнеемоиглы.

5.8.    Результаты промеров регистрируются в промерном журнале, регистрация должна бить четкой без пропусков и помарок.

5.9.    Данные уровня стояния поверхностных вод, направления линии тока поверхностных вод (болота Ш типа), мощности торфяного пласта, степени разложения торфа, пористости грунта, влажности грунта, состава грунтов, подстилающих торфяную залежь, и

их физико-механические свойства, температуры грунтов, глубины их промерзания получают непосредственными измерениями на местности с дальнейшими лабораторж:ми испытаниями и анализами проб, отобранных при шурфовании.

Отбор, упаковка и транспортировка образцов проб грунта выполняется согласно ГОСТ 12071-72.

5.10.    Определение состояния изоляции УМНБ, выявление участков трубопровода, находящихся в неудовлетворительном состоянии.

s

произподится путем электрических измерений согласно требованиям ГОСТ 25012-83.

5ЛОЛ. Определение дефектных мест в изоляционном покрытии осуществляется с помощью искателей повреждений изоляции типа ИЛ-74, ИПИ-76 (разработчик ВНИИСТ) я установки УКИ-1 (разработчик ШИИСПТкефть).

5Л0.2. Принцип поиска дефектов в изоляции состоит в том, что при подключении к трубопроводу генератора переменного тока звуковой частоты на поверхности земли возникает градиент потенциалов за счет токов, протекающих через дефект. Чем больше дефект, тем больший ток стекает с трубопровода в грунт, тем больше градиент электрического поля.

5.10.3. Состояние изоляционного покрытия может определяться также по одному из следующих параметров: величине защитной плотности тока; величине переходного сопротивления.

5.10.1. Защитная плотность тока труба-земля - один из основных параметров, характеризующих состояние изоляции нефтепровода. Сна определяется по схеме; приведенной на рисунке.

Защитная плотность тока рассчитывается по формуле:

-    ,    мА/м²,    (I)

TDI

*7    Д    ,    .

где J_y4 *    ■;    y    ,    ьгЛ,

bU «&U_f - &и_г - разность измеренных значений падений напряжений, мВ, на участках нефтепровода длиной t (протяженность болота)’,

R_t - продольное сопротивление трубопровода, Ом/м, (приложение 4);

[) - диаметр нефтепровода, м.

CXEiA ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГЛОТУ!ОСТИ ТОНА НА ОТДЕЛ ШОП УЧАСТКЕ ПЛЕЧА ЗАП^ГШОЙ ЗОНЫ УКЗ ИЛИ ОУКЗ