Полное меню
ПЛАН ПРОПУСКА ПРИБОРОВ И ВЫДАЧИ ОТЧЕТОВ В 20___ г. (по месяцам)
СВОДНЫЙ ПЛАН ПРОПУСКА ПРИБОРОВ И ВЫДАЧИ ОТЧЕТОВ В 20__ году
* Процент выполнения плана за отчетный период накопительным итогом. ПЛАН ПЛАТЕЖЕЙ ОАО МН - ОАО ЦТД «ДИАСКАН» НА 200___ ГОД ЗА ДИАГНОСТИКУ
ПЛАНИРУЕМЫЕ ПОСТУПЛЕНИЯ ВЫРУЧКИ В 20__ г. В СООТВЕТСТВИИ С АКТАМИ ВЫПОЛНЕННЫХ РАБОТ ЗА 20__ г. И ПЛАНИРУЕМЫМ ВЫПОЛНЕНИЕМ В 20__ г.
«УТВЕРЖДАЮ» Первый Вице-президент ОАО АК «Транснефть» _____________ (___________) «__» ______________ 200__ г. СТОИМОСТЬ 1 КМ ДИАГНОСТИЧЕСКОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ НЕФТЕПРОВОДОВ ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ» НА 200_ год
Согласовано: Вице-президент ____________ (_____) Начальник департамента экономики ____________ (_____) Начальник планово-экономического отдела ____________ (_____) Приложение 3ЗАЯВКА
|
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
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
«Утверждаю»
Первый вице-президент
ОАО «АК «Транснефть»
______________________
«__» ___________ 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 |
«Утверждаю»
Первый вице-президент
ОАО «АК «Транснефть»
______________________
«__» ___________ 20__ г.
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 |
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 |
||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
№ 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
№ 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
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
Конец участка, м |
Номинальная толщина стенки, мм |
Марка стали |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 3
Категория участка и рабочие давления перекачки в соответствии с проектом
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 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.)
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 |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
В ОАО МН ИЗВЕЩЕНИЕ
|
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.
ИЗВЕЩЕНИЕ
|
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.
АКТ
|
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.
В ОАО МН ИЗВЕЩЕНИЕ
|
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.
ИЗВЕЩЕНИЕ
|
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.
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
№ 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)
Форма Дополнения к техническим отчетам «Утверждаю» Директор по производству ОАО ЦТД «Диаскан» ___________________ ФИО «___» _____________ 20__ г. ОТЧЕТРасчет 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 (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 (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 (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 ________________ (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 |
АКТ
|
№ 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)
Утверждаю Главный инженер ОАО МН (РНУ) _________________И. О. Фамилия «____» ________________ 20___ г. АКТ
|
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.
АКТ
|
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
(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».
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.
к договору № ___________
«УТВЕРЖДАЮ» Первый Вице-президент ОАО АК «Транснефть» ___________ (_________) «__» ___________ 200_ г. СТОИМОСТЬ 1 КМ ДИАГНОСТИЧЕСКОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ НЕФТЕПРОВОДОВ ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ» на 200_ год
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 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. |
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» _______________________________________ _______________________________________ |
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.
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 |
Утверждаю Главный инженер ОАО МН _____________ И. О. Фамилия «___» _____________ 20__ г. ЗАКЛЮЧЕНИЕ
|
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:
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 |
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. |
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
4. Контроль выполнения плана диагностики. 6 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 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 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 |
Расположен в: |
---|
Источник информации: https://internet-law.ru/stroyka/text/41397
На эту страницу сайта можно сделать ссылку:
На правах рекламы:
© Антон Серго, 1998-2024.
|
Разработка сайта |
|