Регламент технической эксплуатации переходов магистральных нефтепроводов через водные преграды

Главная / Новости / Регламент технической эксплуатации переходов магистральных нефтепроводов через водные преграды

Настоящийрегламент распространяется на переходы через водные преграды магистральныхнефтепроводов системы ОАО «АК «Транснефть».

Настоящийрегламент устанавливает:

-порядок приемки ПМН в эксплуатацию;

-требования к оборудованию ПМН;

-режимы работы переходов магистральных нефтепроводов (ПМН) черезводные преграды;

-требования и мероприятия по обеспечению безопасной эксплуатацииотключенных резервных ниток ПМН;

-порядок планирования и организации работ по эксплуатации переходовчерез водные преграды;

-порядок мониторинга ПМН с дефектами, выявленными при ВТД имероприятия по обеспечению безопасной эксплуатации ПМН с выявленными дефектамиПОР;

-виды и технологию проведения контроля технического состояния,оформление результатов контроля;

-требования к проведению частичного и полного обследования ПМН;

-виды, периодичность и объём работ при техническом обслуживанииПМН;

-перечень и формы технической документации, оформляемой в процессеэксплуатации подводного перехода;

-требования по обеспечению охраны окружающей среды при эксплуатацииПМН.

Регламенттехнической эксплуатации переходов магистральных нефтепроводов через водныепреграды предназначен для работников служб эксплуатации ОАО МНсистемы ОАО «АК«Транснефть».

Регламенттехнической эксплуатации переходов магистральных нефтепроводов через водныепреграды отменяет действие следующих документов:

-Регламент по технической эксплуатации подводных переходовнефтепроводов, построенных способом наклонно-направленного бурения, 1999 г.;

-Регламент технической эксплуатации подводных переходовмагистральных нефтепроводов, 2001 г.

Переходымагистральных нефтепроводов через водные преграды подразделяются по способупрокладки:

-подводные;

-воздушные.

Вграницы воздушного перехода магистрального нефтепровода через водную преградувходят надземная часть и участки подземного трубопровода длиной по 50 м от мествыхода трубопровода из земли.

Кподводным переходам относится линейная часть нефтепровода с сооружениями,проходящая через водные преграды шириной более 10 м по зеркалу воды в межень иглубиной свыше 1,5 м.

Границамиподводного перехода магистрального нефтепровода (ППМН),определяющими длину перехода, являются: для многониточных переходов — участок,ограниченный запорной арматурой, установленной на берегах; для однониточных переходов — участок, ограниченный горизонтом высоких вод(ГВВ), не ниже отметок 10 %-й обеспеченности.

Трубопроводыосновной и резервной ниток в границах подводного перехода и на участке отподводного перехода до КППСОД, независимо от диаметра и способапрокладки, должны проектироваться в соответствии с категорией «В» СНиП 2.05.06-85*.

Подводныепереходы, в том числе все переходы построенные методами ННБ и МТ через водныепреграды шириной по зеркалу более 75 м в межень должны быть оборудованырезервными нитками.

Подводныепереходы подразделяются:

-на одно- и многониточные;

-по способу строительства — траншейным способом, методоммикротоннелирования (МТ), наклонно-направленного бурения (ННБ), «труба втрубе».

Подводныепереходы, построенные методом микротоннелирования (МТ) подразделяются на:

-переходы с тоннелем, межтрубное пространство которого заполненоинертным газом под избыточным давлением (тип 1);

-переходы с тоннелем, межтрубное пространство которого заполненожидкостью с антикоррозионными свойствами под избыточным давлением (тип 2).

Воздушныепереходы подразделяются на:

-подвесные (вантовые);

-арочные;

-балочные.

Всостав перехода МН через водные преграды входят следующие сооружения:

-участок магистрального нефтепровода в границах ПМН;

-узлы береговых задвижек и камер пуска-приема средств очистки идиагностики;

-берегоукрепительные и дноукрепительные сооружения, предназначенные для предотвращения размывабереговой и русловой части перехода;

-информационные знаки ограждения охранной зоны перехода насудоходных и сплавных водных путях, указательные знаки оси трубопроводов набереговых участках, стационарные реперы и знаки закрепления геодезической сети;

-пункт наблюдения (блок-пост обходчика);

-вдольтрассовая линия электропередачи (ЛЭП) в границах ПМН;

-средства электрохимзащиты (ЭХЗ) в границах ПМН;

-трансформаторная подстанция для обеспечения электроэнергиейэлектроприводных задвижек и средств ЭХЗ, линейной телемеханики, освещения идр.;

-средства и оборудование телемеханики;

-стационарные маркерные пункты для выполнения работ повнутритрубной диагностике;

-датчики отбора давления, манометрические узлы, сигнализаторыпрохождения очистных устройств, системы обнаружения утечек (СОУ), вантузы,системы контроля межтрубного пространства перехода, выполненного методоммикротоннелирования или «труба в трубе»;

-опорные сооружения воздушных переходов.

2. ОРГАНИЗАЦИЯ КОНТРОЛЯ КАЧЕСТВА ТРУБ И СВАРНЫХ ШВОВПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И ПРИЕМКЕ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ПЕРЕХОДОВ МН ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ

2.1.Организация контроля качества труб и сварных швов при строительстве переходовМН через водные преграды.

2.1.1. Требования к качеству труб, устанавливаемые ТУ и особыми условиями напоставку, должны соответствовать требованиям СНиП 2.05.06-85* «Магистральныетрубопроводы» и ВСН012-88 «Строительство магистральных и промысловых нефтепроводов. Контролькачества и приемка работ. Часть 1».

2.1.2.ОАО МН при заказе труб (импортных и отечественных) для строительства переходовчерез водные преграды разрабатывают Профессиональный требования, в которыхуказывается объем контроля и требования к качеству труб:

-100 % ультразвуковой контроль сплошности металла труб с отметкой всертификате. В металле труб не допускается наличие трещин, плен, рванин,закатов, а также расслоений длиной свыше 80 мм в любом направлении. Расслоениялюбого размера на торцах труб и в зоне шириной 25 мм от торца труб недопускаются;

-100 % неразрушающий контроль сварных швов труб с отметкой всертификате;

-100 % контроль геометрических размеров труб (наружный диаметр,толщина стенки, длина секций, овальность, кривизна, косина реза торцов и т.д.должны соответствовать требованиям СНиП 2.05.06-85*);

-не допускаются ремонты сварных соединений;

-соответствие химического состава и механических характеристикметалла труб требованиям СНиП 2.05.06-85*;

-не допускаются царапины, риски и задиры глубиной 0,2 мм и более,вмятины глубиной 6 мм и более, выправленные вмятины.

2.1.3.Снабжающая организация указанные Профессиональный требования должна включить вконтракт на поставку труб.

2.1.4.В контракте на поставку труб с отечественными и зарубежными трубопрокатнымизаводами должно быть указано, что контроль по п. 2.1.2 настоящего регламента проводится силами исредствами завода-изготовителя с непосредственным участием представителей техническогонадзора ОАО МН или подрядной организации по договору на указанный виддеятельности.

2.1.5.Служба технического надзора ОАО МН или подрядная организация по договоруконтролирует полноту, качество и результаты заводского контроля труб для ПМН с отметкой в сертификате.

2.1.6.После приемки представителем заказчика трубы, предназначенные для строительствапереходов, маркируются «ПП». Маркировка наносится несмываемой краской внутри трубы нарасстоянии 100-150 мм от торца.

2.1.7.Обязательный входной контроль труб, предназначенных для строительства ПМН, вместах разгрузки, хранения и производства работ выполняется в соответствии стребованиями СНиП 2.05.06-85*. Кроме тогопроверяется:

-наличие маркировки «ПП»;

-наличие в сертификате отметки технадзора или подрядной организациио приемке труб на заводе;

-отсутствие расслоений любого размера на концевых (25 мм) участкахтруб.

2.1.8.Трубы, хранившиеся в складских условиях более 6 месяцев и предназначенные длястроительства ПМН, перед монтажом подлежат проверке состояния с оформлениемакта. Проверка выполняется в следующем объеме:

-контроль качества изоляционного покрытия на соответствиетребованиям ГОСТР 51164-98;

-контроль отсутствия царапин, рисок и задировглубиной 0,2 мм и более, вмятин глубиной 6 мм и более, выправленных вмятин.

Выявленныеповреждения изоляции подлежат ремонту. Трубы с обнаруженными царапинами,рисками и задирами 0,2 мм и более, с вмятинами глубиной 6 мм и более, свыправленными вмятинами отбраковываются, маркировка «ПП» зачеркивается несмываемой краской.

2.1.9.Сертификаты на трубы после сдачи перехода в эксплуатацию должны храниться вэксплуатирующей организации вместе с исполнительной документацией.

2.1.10.При сварке подводного перехода 100 % стыковых швов должны быть полностьюпроверены неразрушающими методами контроля силами подрядчика с обязательной 100% повторной проверкой заказчиком.

2.1.11. Гидравлические испытания и проверка герметичности вновьпостроенных подводных переходов магистральных нефтепроводов производится всоответствии с требованиями СНиП III-42-80* в три этапа (табл. 1):

-1-й этап — после сварки на стапеле или площадке, но доизоляции (только участки, укладываемые с помощью подводно-технических средствили протаскиваемые для переходов, строящихся методами ННБ или МТ);

-2-й этап — после укладки, но до засыпки для переходов, строящихсятраншейным способом, после протаскивания для переходов, строящихся методами ННБили МТ;

-3-й этап — одновременно с прилегающими участками.

Приотсутствии прилегающих участков проведение второго и третьего этаповгидравлических испытаний совмещается, при этом испытания на прочностьпроизводятся в течение 36 часов, а проверка на герметичность — не менее 24часов в следующей последовательности (рис. 1):

-1-й цикл испытаний на прочность — 12 часов;

-2-й цикл проверки на герметичность — не менее 12 часов;

-3-й цикл испытаний на прочность — 24 часа;

-4-й цикл проверки на герметичность — не менее 12 часов.

Таблица 1

Этапы испытания непрочность и проверки нагерметичность

Этапы испытания на прочностьи проверки на герметичность

Давление

Продолжительность,ч, не менее

прииспытании на прочность

припроверке на герметичность

прииспытании на прочность

припроверке на герметичность

вверхней точке (не менее)

внижней точке

1-й этап — после сварки на стапеле или площадке, но доизоляции (только участки, укладываемые с помощью подводно-технических средствпри строительстве траншейным методом, или протаскиваемый участок пристроительстве методом ННБ и МТ)

—

Рзав. (В) или Рзав. (I)

Давление при проверке на герметичность принимается равным Рраб.

Продолжительность проверки на герметичность определяетсявременем, необходимым для осмотра трассы с целью выявления утечек, но неменее, чем 12 часов

2-й этап — после укладки, но до засыпки при строительстветраншейным методом или после протаскивания при строительстве методом ННБ и МТдля трубопроводов категорий:

1,5 Рраб.

Рзав. (В)

1,25 Рраб.

Рзав. (I)

3-й этап — одновременно с прилегающими* участками категорий:

I-II

1,25 Рраб.

Рзав. (I-II)

III-IV

1,1 Рраб.

Рзав. (III-IV)

Примечание.

* Прилегающий участок — участоктрубопровода между новым дюкером и существующим нефтепроводом.

Рис. 1. Давление и выдержка при испытании на прочность игерметичность

2.1.12.После укладки дюкера и до заполнения трубы нефтью, должна быть проведена внутритрубнаяинспекция диагностическим снарядом-профилемером с использованием воды вкачестве рабочей среды. При этом перед пропуском снаряда-профилемера должнабыть выполнена очистка уложенного трубопровода очистными скребками.

2.2.Приемка в эксплуатацию переходов МН через водные преграды

2.2.1.К эксплуатации допускается переход МН через водную преграду и его объекты, каквновь построенные, так и после реконструкции или капитального ремонта,соответствующие проекту по действующим нормам и правилам и прошедшие приемку вустановленном порядке.

2.2.2.Приемка в эксплуатацию вновь построенных переходов МН через водные преграды, атакже замененных при реконструкции и капитальном ремонте участков должнапроводиться в комплексе со всеми сооружениями, предусмотренными проектом.

2.2.3.Организация и порядок приемки в эксплуатацию вновь построенных переходов МНчерез водные преграды и их участков после реконструкции и капитального ремонтадолжна производиться в соответствии с требованиями общероссийских иведомственных нормативных документов:

-ГОСТР 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защитеот коррозии;

-СНиП3.01.04-87 Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов.Основные положения;

-СНиП III-42-80* Магистральныетрубопроводы;

-СНиП 2.05.06-85* «Магистральныетрубопроводы»;

-РД153-39.4-056-00 «Правила технической эксплуатации магистральныхнефтепроводов»;

-ВСН004-88 «Строительство магистральных трубопроводов. Технология и организацияработ»;

-ВСН011-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очисткаполости и испытание»;

-Регламент приемки в эксплуатацию законченных строительствомобъектов;

-Регламент взаимоотношений РСУ (РСК) и службэксплуатации (АВП) при завершении строительно-монтажных работ и вводе вэксплуатацию законченного строительством участка нефтепровода;

-Регламент взаимоотношений служб заказчика, технического надзора,строительных подразделений ОАО МН и подрядных организаций;

-Регламент осуществления технического надзора сварочно-монтажныхработ при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте магистральныхнефтепроводов;

-Регламент технического надзора за подготовкой поверхноститрубопровода и нанесением изоляционного покрытия;

-Регламент технического надзора при проведении работ по испытанию иподключению вновь построенных (прошедших капитальный ремонт) участковтрубопроводов;

-Табель технической оснащенности. Средства измерения и контроля.Земляные работы, входной контроль труб и изоляционных материалов,сварочно-монтажные работы, изоляционно-укладочные работы, работы по электрохимзащите;

-Типовое положение об организации технического надзора засоблюдением проектных решений и качеством строительства,капитального ремонта и реконструкции на объектах магистральных трубопроводов.

2.2.4.Приемка в эксплуатацию вновь построенного перехода МН через водную преграду иучастков МН в границах перехода, замененных при реконструкции иликапитальном ремонте, должна проводиться приемочной комиссией, назначаемой ОАО МН. До предъявления вновь построенного перехода приемочнойкомиссии должна быть проведена приемка перехода рабочей комиссией, назначаемойОАО МН не позднее, чем за 3 месяца до планируемого срока начала работыкомиссии.

2.2.5.Приемка вновь построенных переходов МН через водные преграды и участков МН вграницах перехода после реконструкции и капитального ремонта оформляется актомприемочной комиссии, который утверждается руководителем ОАО МН. Датой приемкиобъекта считается дата подписания акта приемочной комиссией.

2.2.6.Оформление приемки производится заказчиком и членами приемочной комиссии наоснове результатов проведенных ими обследований, проверок, контрольныхиспытаний и измерений, документов исполнителя работ, подтверждающихсоответствие принимаемого объекта утвержденному проекту, нормам, правилам истандартам, а также заключений органов надзора.

2.2.7.По окончании работ исполнительная документация на построенный и принятый вэксплуатацию переход магистрального нефтепровода передается на хранение в ОАОМН.

3. ПАСПОРТНАЯ И ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯПЕРЕХОДОВ ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ

3.1.На каждый переход МН через водную преграду должен быть разработан «Паспортперехода магистрального нефтепровода через водную преграду» согласноустановленной в ОАО «АК«Транснефть» форме (приложение 1).

3.2.Паспорт перехода магистрального нефтепровода через водную преграду долженсодержать Профессиональный, технологические, топогеодезические, гидрологические идругие сведения о подводном переходе. Форма «Паспорта перехода через воднуюпреграду» приведена в приложении 1.

3.3.Сведения по техническому обслуживанию, обследованиям, текущему и капитальномуремонтам переходов должны вноситься отделом эксплуатации РНУ (УМН) ОАО МН в«Паспорт ПМН» в срок не более 7 дней после окончания работ.

3.4.Проектная и исполнительная документация на переход МН через водную преградудолжна храниться в РНУ (УМН) ОАО МН в течение всего срока эксплуатацииподводного перехода.

3.5.Для организации технической эксплуатации перехода МН через водную преграду РНУ(УМН) и ОАО МН, эксплуатирующие переход, обязаны иметь и вести техническуюдокументацию, в соответствии с табл. 2.

3.6.ОАО МН, эксплуатирующие переходы, не реже чем один раз в три года обязаныпредоставлять сведения о положении подводных переходов через судоходные реки иих охранных зон в Государственное бассейновое управление водных путей исудоходства и запрашивать подтверждение занесения их в лоции.

3.7.Паспорт подводного перехода, построенного методом ННБ,должен содержать информацию (в соответствии с разделом 1.13 приложения 1 настоящего Регламента) и дополнительную информацию всоответствии с приложением 2.

Таблица 2

Перечень обязательной документации по технической эксплуатациипереходов нефтепроводов через водные преграды

№ п/п

Наименованиетехнической документации

Утверждающаяинстанция

Ведениеи хранение документации

Исполнительная документация по законченному строительствомпереходу МН через водную преграду в соответствии с приложением 4 (2, 3)

ОАО МН

Хранится в РНУ (УМН) до замены или снятия с баланса перехода

Паспорт перехода по утвержденной форме в соответствии сприложением 1

—

Составляется и ведется РНУ (УМН), копия находится в ОАО МН

График проведения осмотров переходов

РНУ (УМН)

Разрабатывается РНУ (УМН)

План обследований переходов

ОАО МН

Разрабатывается ОАО МН

Журнал осмотра перехода

—

Ведется обходчиком, начальником ЛЭС

Отчеты об обследованиях переходов МН через водную преграду

РНУ (УМН)

Составляются организацией, проводившей обследование, ипередаются в ОАО МН, РНУ (УМН)

Исполнительная документация по выполненным ремонтам переходов МНчерез водную преграду

ОАО МН

Находится в РНУ (УМН)

Проектная документация на переходы МН через водную преграду

—

Находится в РНУ (УМН)

3.8. Паспорт подводного перехода, построенного методом МТ,должен содержать дополнительную информацию (в соответствии с разделом 1.14 приложения 1) и дополнительную информацию в соответствии сприложением 3.

4. ОБСЛЕДОВАНИЕ ПОДВОДНЫХ И ВОЗДУШНЫХ ПЕРЕХОДОВ

4.1.Порядок организации проведения обследования подводной части ППМН

4.1.1.Обследование ППМН осуществляется участками подводно-технических работ ОАО «АК «Транснефть», а также подрядными организациями.Организации, проводящие обследования переходов МН через водные преграды, должныиметь необходимые Профессиональный средства для проведения обследований, иметьобученных и аттестованных в установленном порядке специалистов, лицензиюГосгортехнадзора России на выполнение работ по частичному обследованию ППМН и,дополнительно, лицензию Госгеонадзора на выполнение работ по полномуобследованию.

4.1.2.Основанием для проведения работ по обследованию ППМН является утвержденный ОАО«АК «Транснефть» «Сводный план работ по обследованию ППМН».

4.1.3.«План работ по обследованию ППМН ОАО МН» разрабатывается отделами эксплуатацииОАО МН и утверждается главным инженером ОАО МН. План должен содержатьхарактеристику нефтепровода, пересекаемой преграды, срок обследования и выдачиисполнительной документации. «План работ по обследованию ППМН ОАО МН» наследующий год представляется в ОАО «АК «Транснефть» в срок до 1 октябрятекущего года.

4.1.4.Отдел магистральных нефтепроводов и нефтебаз ОАО «АК «Транснефть» в срок до 1ноября анализирует «Планы работ по обследованию ППМН ОАО МН» и представляет наутверждение руководства ОАО «АК «Транснефть» «Сводный план работ пообследованию ППМН».

4.1.5.На основе утвержденного ежегодного «Плана работ по обследованию ППМН» ОАО МНразрабатывает в соответствии с требованиями нормативной документации и данногорегламента техническое задание на проведение обследования ППМН. Техническоезадание утверждается главным инженером ОАО МН.

4.1.6.Техническое задание на проведение обследования вновь строящихся, находящихся вэксплуатации, ремонтируемых и реконструируемых ППМН (Приложения 5,6) в обязательном порядке должнопредусматривать требования к объему работ по обследованию (в соответствии сразделами 4.3-4.5, табл. 6а-6д) и составу технического отчета (всоответствии с разделом 4.9).

4.1.7.К техническому заданию должны прилагаться исходные данные, необходимыеПодрядчику для проведения обследования (Приложения 7, 8).

4.1.8.Организация планирования и проведения работ по обследованию находящихся вэксплуатации переходов, а также анализ результатов обследования возлагается наотдел эксплуатации ОАО МН, а при планировании и проведенииобследования вновь строящихся, ремонтируемых и реконструируемых переходов наотдел капитального строительства, отдел эксплуатации и отдел техническогонадзора ОАО МН.

4.1.9.На выполненные при обследовании перехода работы составляется первичнаядокументация — акты на отдельные виды работ, акт обследования перехода порезультату выполнения всего комплекса работ, как окончательный документ -технический отчет по обследованию перехода (в бумажном и электронном виде),который представляется в отдел эксплуатации ОАО МН.

4.1.10.Отдел эксплуатации ОАО МН, в течение 10 дней после получения техническогоотчета, анализирует результаты обследования ППМН, определяет вид ремонта,разрабатывает мероприятия по доведению технического состояния ППМН донормативного и, в срок до 5 числа каждого месяца, представляет «Отчет овыполнении плана работ по обследованию ППМН» вотдел магистральных нефтепроводов и нефтебаз ОАО «АК «Транснефть».

4.2.Категории технического состояния ППМН

4.2.1.Техническое состояние ППМН определяется по результатам внутритрубнойдиагностики, обследования планово-высотного положения, берегоукрепления,гидрологических характеристик водотока и сопоставлению фактического состоянияППМН с нормативными и проектными показателями, а также с показателями состоянияпредыдущих 3-х обследований. Техническое состояние воздушного переходаопределяется по результатам внутритрубной диагностики, обследованияпланово-высотного положения, состояния опор и сопоставлению фактическогосостояния перехода с нормативными и проектными показателями, а также споказателями состояния предыдущих 3-х обследований.

4.2.2.Основными факторами, определяющими техническое состояние перехода являются:

-наличие дефектов, подлежащих ремонту (ДПР) и первоочередногоремонта (ПОР);

-величина и соответствие нормативным требованиям и проектузаглубления нефтепровода в русле и береговой части водной преграды, наличие ипротяженность оголений и провисов трубопровода;

-состояние антикоррозионной изоляции и балластировки;

-состояние берегоукрепления;

-состояние информационных и береговых знаков;

-для воздушного перехода — величина и соответствие нормативнымтребованиям и проекту положения нефтепровода на опорах;

-состояние опорной планово-высотной топографической основы, реперовна ППМН.

4.2.3.Категории технического состояния ППМН определяются в соответствии с табл. 3:

-исправное состояние;

-неисправное состояние;

-критическое состояние.

4.2.4.При выявлении неисправного или критического технического состояния ППМН должныбыть приняты меры по восстановлению исправного состояния.

4.3. Виды, периодичность и границы проведения обследованияпереходов МНчерез водные преграды.

4.3.1.Настоящим Регламентом устанавливаются следующие виды обследования ППМН:

-периодическое частичное;

-периодическое полное;

-обследование в период строительства и ремонта.

Периодическиеобследования выполняются для определения технического состояния подводногоперехода в процессе эксплуатации.

Контрольноеобследование выполняется для контроля соответствия качества выполненных работтребованиям проекта.

4.3.2.При периодическом частичном обследовании выполняются следующие работы:

-определение состояния береговых участков, берегоукрепления,информационных знаков, реперов и маркерных пунктов;

-организация водомерного поста;

-определение планово-высотного положения трубопровода;

-выявление участков с недостаточным заглублением, оголений ипровисов, уточнение их размеров, нанесение на профиль перехода;

-камеральная обработка результатов полевых изысканий частичногообследования, подготовка отчета.

Таблица 3

Категории технического состояния подводногоперехода МН

Техническое состояние ППМН

Основныепараметры, определяющие состояние ППМН

Наличиедефектов

Величиназаглубления нефтепровода

Состояниеантикоррозионной изоляции и балластировки

Состояниеберегоукрепления

Состояниеинформационных и береговых знаков

Состояниеопорной планово-высотной топографической основы, реперов

Исправное состояние

Дефекты ДПР отсутствуют

Соответствует нормативам, проекту

Защитный потенциал соответствует нормам**

Соответствует проекту

Все знаки в наличии, исправны

Неисправное состояние

Имеется 1 или более дефектов ДПР, дефекты ПОР отсутствуют

Толщина защитного слоя грунта над трубопроводом менеенормативной*

Защитный потенциал меньше нормы, имеется смещение балластныхгрузов

Имеются разрушения берегоукрепления (отсутствие отдельных плит,наличие промоин), без оголения нефтепровода

Отсутствует или поврежден 1 знак

Отсутствует или поврежден 1 репер

Критическое состояние

Имеется 1 или более дефектов ПОР

Имеется провис более 20 Ду

Отсутствуют или свалены 2 и более балластных грузов

Имеются разрушения берегоукрепления с оголением нефтепровода

Отсутствуют все информационные и береговые знаки

Остался 1 репер

* СНиП 2.05.06-85* Магистральныетрубопроводы..

** ГОСТР 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защитеот коррозии (выдержка из ГОСТР 51164-98 приведены в приложении 9).

4.3.3.При периодическом полном обследовании выполняются все работы, предусмотренныепериодическим частичным обследованием, и дополнительные работы:

-гидрографическая съемка дна водотока (водоема);

-гидрологические измерения водотока;

-камеральная обработка результатов полевых изысканий полногообследования, расчет гарантийного срока эксплуатации ППМНпо анализу планово-высотного положения, русловых процессов и данныхвнутритрубной диагностики, подготовка отчета и заключения.

Порядоквыполнения и объемы работ при проведении периодического частичного обследованияприведен в табл. 6а, периодическогополного обследования — в табл. 6д.

4.3.4.Заказчик при выполнении обследования в период строительства и ремонтаосуществляет технический надзор и пооперационно контролирует качествовыполнения работ: Порядок и объемы выполнения работ при проведении контрольныхобследований приведены в табл. 6в.

Пристроительстве и ремонте подводного перехода с заменой трубы траншейным методомЗаказчик контролирует:

-соответствие требованиям проекта отметок уровня дна траншеи доукладки трубы;

-определение отметок уровня верхней образующей трубы, уложенной втраншею, состояния футеровки и балластировки;

-соответствие требованиям проекта толщины защитного слоя надверхней образующей трубы после засыпки траншеи.

Приремонте подводного перехода методом подбивки, засыпки Заказчик контролирует:

-соответствие уложенной банкетной призмы требованиям проекта привыполнении подбивки провисающего участка трубопровода;

Привыборочном устранении дефектов на трубопроводе Заказчик контролирует:

-технологические операции по идентификации дефектной секциитрубопровода, определению параметров дефектного участка трубопроводаподлежащего ремонту (ДДК);

-качество монтажа ремонтной конструкции, нанесения изоляции,восстановления футеровки и балластировки при выборочном ремонте трубопровода;

4.4.Периодичность проведения частичного и полного обследований ПМНустанавливается в соответствии с табл. 4,в зависимости от ширины водной преграды в межень, судоходности и методастроительства ППМН. Для вновь построенных(кроме построенных методами ННБ и МТ), переуложенных или отремонтированныхметодом подбивки и засыпки ППМН первое обследования производятся через 1 год вобъеме полного не зависимо от ширины водной преграды.

Таблица 4

Периодичность проведения обследования переходов

Ширина водной преграды вмежень, м

Периодичностьобследования

Частичное

Полное

Судоходные реки

—

Ежегодно

Несудоходные более 200 м

Ежегодно*

1 раз в 2 года

Несудоходные 100-200 м

Ежегодно*

1 раз в 3 года

Несудоходные 30-100 м

Ежегодно*

1 раз в 4 года

Несудоходные 10-30 м

1 раз в 2 года*

1 раз в 4 года

ППМН, построенные способами ННБ и МТ, независимо от ширины русла

—

1 раз в 10 лет

Воздушные переходы МН через водные преграды

Нивелировка — ежегодно *

Обследование для переходов со сроком эксплуатации до 20 лет — 1раз в 3 года

более 20 лет — 1 раз в 2 года

* Кроме года проведения обследования (для воздушных ПМН),полного обследования (для ППМН).

Еслигарантийный срок эксплуатации перехода ограничен по результатам анализарусловых процессов и планово-высотного положения, то следующее полноеобследование должно быть произведено не позднее чем за 6 месяцев до датыокончания гарантийного срока эксплуатации перехода.

4.5. Границы обследования подводного перехода магистральногонефтепровода принимаются в соответствии с табл. 5, рис. 2.

Таблица 5

Границы обследования подводных переходов МН

Вид обследования ППМН

Русловаячасть

Береговаячасть

вышествора перехода

нижествора перехода

В период строительства и ремонта

100 м

В границах строительства (ремонтируемого участка)

Периодическое (частичное и полное)

100 м

В границах ППМН, но не менее 50 мот уреза воды полоса шириной 25 м от оси крайних ниток перехода, рис. 2

Рис. 2. Границы обследования подводногоперехода МН

Таблица 6а

Порядок и объемы выполнения работ при проведениипериодического частичного обследования

Вид работ

Контролируемыепараметры

Метод

Инструменты(приборы)

Формарегистрации результатов контроля

Определение технического состояния береговых участков

Размеры обнаруженных на береговых участках: оврагов, обрушений(обвалов) грунта вдоль берега, оползней, промоин, провалов и пучения грунта

Визуальный осмотр с регистрацией результатов осмотра нафотоснимках, измерение размеров размытых участков берегов, оврагов, обвалов ипровалов грунта, оползней, промоин, оголений трубопровода для последующего ихнанесения на топографический план.

— фотоаппарат (обычный или цифровой) или Замена систем отоплениякамера сосредствами оцифровки кадров;

— рулетка (50 м), или безотражательный ручной дальномер(лазерный, ультразвуковой до 30 м)

Текстовый отчет с документальным подтверждением фактов в видефотоматериалов

Наличие кустарника и древесной растительности по осинефтепровода

Полоса земли шириной не менее 3 м от оси с каждой сторонынефтепровода, вдольтрассовых линий электропередачи и связи должна быть очищена отдеревьев, кустарника и поросли.

Состояние берегоукрепления

В зависимости от типа берегоукрепления контролируют параметры:состояние откосов, их крутизну, толщину наброски, зазоры между отдельнымиплитами, прочность дернины.

Состояние информационных знаков, реперов, маркерных пунктов

Исправность информационных и геодезических знаков, маркерныхпунктов. Проверяется: сохранность окраски, надписей, сохранность геодезическогоцентра, геодезической пирамиды

Организация водомерного поста

Уровень воды

Установка и привязка к системе высот водомерной сваи или рейкидля наблюдений за уровнями воды в период проведения обследования, водомерныенаблюдения на посту 2 раза в день — в 8 и 20 часов местного времени

— плотницкий инструмент;

— нивелир (комплект);

Журнал измерений

Определение планово-высотного положения трубопровода в створеперехода с привязкой к пикетажу

Координаты трубопровода и, обнаруженных при осмотре береговыхучастков, овраги, обрушения (обвалы) грунта вдоль берега, оползни, промоины,провалы и пучения грунта

Топографическая съемка участка берега выполняется в масштабах 1:500-1:5000геодезическими приборами с точностью, регламентированной нормативнымидокументами.

На топоплан должныбыть нанесены: трубопровод, выявленные на береговых участках овраги,обрушения (обвалы) грунта вдоль берега, оползни, промоины, провалы и пучениягрунта

— теодолит-тахеометр, или электронный тахеометр (комплект) или DGPS (комплект спутниковой системы);

— нивелир (комплект);

— рулетка 50 м;

— радиостанции УКВ, носимые (компл. 3-4 шт.);

— программное обеспечение для электронного картосоставления

Журнал, файл измерений

Выполняется приборами поиска подземных коммуникаций работающихна основе электромагнитных и акустических методов, с использованиемводолазной станции, щупами.

На берегах закрепляется вехами створ, в котором выполняютсяпромеры глубин. Количество промерных вертикалей определяется масштабом съемкив соответствии с нормативными документами

— трассоискатель со звуковой индикацией (класса ИК-50) илитрассоискатель с прямым измерением глубины (класса «токовый топограф»- RD 400);

— судовой трассоискатель;

— щуп-комплект до глубины 15 м, (3-6 м под дном водоема);

— рулетка 50 (100 м) или ручной безотражательный лазерныйдальномер до 500 м

Журнал, файл измерений, акт обследования

Состояние балластировки, футеровки и изоляции на размытыхучастках трубопровода, подводной части берегоукрепления

При обследовании оголенных и провисающих участковустанавливается длина участка с указанием высоты провиса низа образующейтрубы до дна водоема через 1 м при длине провиса до 10 м и через 2 м придлине провиса более 10 м. Обнаруженные оголенные или провисшие участки должныиметь координаты в системе координат ППМН

— эхолот с цифровым отсчетом, или эхолот с цифровым выходом данныхна ЭВМ, или эхолот регистрирующий с графическим монитором сблокированный с DGPS;

— гидролокатор бокового обзора с опцией промерного эхолота ирегистрацией данных на бумажном носителе и/или на ЭВМ (Notebook) или сблокированный с эхолотом с цифровым выходом;

— DGPS — кинематический комплект;

— теодолит (2 поста);

— нивелир;

— компьютер Notebook;

— программное обеспечение обработки данных в реальном времени;

— комплект радиостанций УКВ (дальность связи до 2-3 км);

— водолазная станция;

— подводный трассоискатель;

— метр складной;

— ручной гидролокатор для ориентировки в условиях ограниченнойвидимости;

— подводный осветитель (монохромный, желто-зеленый);

— подводная Замена систем отоплениясистема (кабельная или автономная);

— маломерное или моторное судно

Таблица 6б

Порядок и объемы выполнения работ при проведении периодическогополного обследования

Вид работ

Контролируемые параметры

Метод

Инструменты (приборы)

Форма регистрации результатов контроля

Определение техническогосостояния береговых участков

Размеры обнаруженных набереговых участках: оврагов, обрушений (обвалов) грунта вдоль берега, оползней, промоин, провалов и пучения грунта

Визуальный осмотр с регистрациейрезультатов осмотра на фотоснимках, измерение размеров размытых участковберегов, оврагов, обвалов и провалов грунта, оползней, промоин, оголенийтрубопровода для последующего их нанесения на топографический план.

— рулетка (50 м) или безотражательный ручной дальномер (лазерный,ультразвуковой до 30 м);

— фотоаппарат (обычный илицифровой) или Замена систем отоплениякамера со средствами оцифровки кадров

Текстовый отчет с документальнымподтверждением фактов в виде фотоматериалов

Наличие кустарника и древеснойрастительности по оси нефтепровода

Полоса земли шириной не менее 3м от оси с каждой стороны нефтепровода, вдольтрассовых линийэлектропередачи и связи должна быть очищена от деревьев, кустарника ипоросли.

Состояние берегоукрепления

В зависимости от типаберегоукрепления контролируют параметры: состояние откосов, их крутизну,толщину наброски, зазоры между отдельными плитами, прочность дернины.

Состояние информационных знаков,реперов, маркерных пунктов

Исправность информационных игеодезических знаков, маркерных пунктов. Проверяется: сохранность окраски,надписей, сохранность геодезического центра, геодезической пирамиды

Определение планово-высотногоположения трубопровода с привязкой к пикетажу

Координаты трубопровода иобнаруженных при осмотре береговых участков, овраги, обрушения (обвалы) грунта вдоль берега, оползни, промоины, провалы и пучениягрунта

Топографическая съемка участкаберега выполняется в масштабах 1:500-1:5000 геодезическими приборами с точностью,регламентированной нормативными документами.

На топоплан должны бытьнанесены: трубопровод, выявленные на береговых участках овраги, обрушения(обвалы) грунта вдоль берега, оползни, промоины, провалы и пучения грунта

— Теодолит-тахеометр, илиэлектронный тахеометр (комплект) или DGPS;

— нивелир (комплект);

— рулетка 50 м;

— радиостанции УКВ, носимые(компл. 3-4 шт.);

— программное обеспечение дляэлектронного картосоставления

Журнал, файл измерений

Отметки верхней образующейнефтепровода, отметки дна по оси нефтепровода, их координаты и пикетныезначения, наличие, величина и координаты оголений, провисов трубопровода.Состояние балластировки, футеровки и изоляции на размытых участкахтрубопровода, подводной части берегоукрепления

Выполняется приборами поискаподземных коммуникаций работающих на основе электромагнитных и акустическихметодов, с использованием водолазной станции, щупами.

На берегах закрепляется вехамиствор, в котором выполняются промеры глубин. Количество промерных вертикалейопределяется масштабом съемки в соответствии с нормативными документами.

При обследовании оголенных ипровисающих участков устанавливается длина участка с указанием высоты провисаниза образующей трубы до дна водоема через 1 м при длине провиса до 10 м ичерез 2 м при длине провиса более 10 м. Обнаруженные оголенные или провисшиеучастки должны иметь координаты в системе координат ППМН.

Съемка дна русла гидролокаторомбокового обзора

— Трассоискатель со звуковой индикацией (класса ИК-50) или трассоискатель с прямым измерением глубины (класса «токовый топограф»- RD 400);

— судовой трассоискатель;

— щуп-комплект;

— рулетка 50 (100 м) или ручнойбезотражательный лазерный дальномер до 500 м;

— эхолот с цифровым отсчетом,или эхолот с цифровым выходом данных на ЭВМ, или эхолот регистрирующий сграфическим монитором сблокированный с DGPS;

— гидролокатор бокового обзора сопцией промерного эхолота и регистрацией данных на бумажном носителе и/или наЭВМ (Notebook) или сблокированный с эхолотом с цифровым выходом;

— DGPS — кинематический комплект;

— теодолит (2 поста);

— нивелир;

— компьютер Notebook;

— программное обеспечениеобработки данных в реальном времени;

— комплект радиостанций УКВ сдальностью связи до 2-3 км;

— водолазная станция;

— подводный трассоискатель;

— метр складной;

— подводный осветитель(монохромный, желто-зеленый);

— подводная Замена систем отоплениясистема(кабельная или автономная);

— маломерное или моторное судно

Журнал, файл измерений

Гидрографическая съемка

Координаты и отметки русла реки(водоема)

Гидрографическая (русловая)съемка выполняется геодезическими методами в тех же масштабах, что и съемкаберега в соответствии с требованиями нормативной документации

— эхолот с цифровым отсчетом,или эхолот с цифровым выходом данных на ЭВМ, сблокированный с DGPS;

— гидролокатородно-двухсторонний одно двухчастотный с опциейпромерного эхолота и регистрацией данных на бумажном носителе и/или на ЭВМ (Notebook)или сблокированный с эхолотом с цифровым выходом;

— DGPS — кинематический комплект;

— теодолит (2 поста);

— нивелир;

— компьютер Notebook;

— программное обеспечениеобработки данных в реальном времени;

— комплект радиостанций УКВ;

— маломерное или моторное судно;

Журнал, файл измерений

Гидрологические измерения, в томчисле:

Тип и интенсивность русловогопроцесса

Определение по даннымгосударственной гидрометеорологической службы, по меткам и опросам местныхжителей уровней высоких вод (УВВ) и высших исторических горизонтов (ВИГ) длясравнения их отметок с отметками расчетных уровней 1 % и 10 %обеспеченности; Оценка типа и интенсивности естественногоруслового процесса реки.

Визуальный осмотр сфотографической регистрацией

— фотоаппарат (обычный илицифровой) или Замена систем отоплениякамера со средствами оцифровки кадров;

— рулетка (50 м), илибезотражательный ручной дальномер (лазерный, ультразвуковой до 30 м)

Текстовый отчет с подтверждениемфактов в виде фотоматериалов

— организация водомерного поста;

Уровень воды в момент выполнениярусловой съемки

Установка и привязка к системевысот водомерной сваи или рейки для наблюдений за уровнями воды в периодпроведения обследования, водомерные наблюдения на посту 2 раза в день — в 8 и20 ч местного времени

— плотницкий инструмент;

— нивелир (комплект);

Журнал измерений

— определениерасходов, наивысших уровней, скоростей и направлений потока;

Скорость потока, уровенный и волновойрежим

Направление планово-высотныхдеформаций

Измерение расходов водывертушкой «детальным способом» для изучения распределения скоростей потока в живомсечении русла и расчета гидравлической кривой Q = f(H), принеобходимости определения типа обтекания потоком берегов (плавно огибающийили ударно-отраженный) — определениеповерхностных скоростей и направлений потока в пределах коридора ППМН поплавками

— лебедка гидрометрическая типаПИ-24М;

— нивелир (комплект);

— регистратор уровня воды графомеханический или электронный с временем автономной работы не менеемесяца;

— гидрометрические вертушки типаГР 21М, ВГ-ИСТ или ГМЦМ-1;

— комплект нормализованныхсборных гидрометрических поплавков (8-9 шт.);

— теодолиты (2 шт.) или DGPSкинематический комплект;

— комплект радиостанций УКВ (3шт.)

Гидрологический отчет,составленный на основании анализа данных ткущего обследования материаловизысканий прошлых лет

— определениеплановых и высотных деформаций русла;

Размеры подвижных макроформ искорости их смещения.

Величина скоростипланово-высотных деформаций

Определяется расчетом наосновании данных предыдущих и текущего обследований

Определяется расчетом по даннымрусловой съемки

Текстовый отчет c результатамирасчета, топографический план ППМНс нанесенным прогнозом изменения русла

— отбор донных ибереговых проб грунта

Прозрачность воды, химическийсостав воды, гранулометрический состав донных отложений, количествовзвешенных наносов

Лабораторный анализ проб воды насокращенный химический анализ и содержание взвешенных наносов.

Лабораторный анализ проб донныхи береговых отложений

Пробоотборник типа ГР 86

Данные лабораторных анализов

Таблица 6в

Порядок и объемы выполнения работ при проведении обследования впериод строительства и ремонта

Вид работ

Контролируемыепараметры

Метод

Инструменты(приборы)

Формарегистрации результатов контроля

Промеры отметок дна водоема и дна траншеи после окончания ееразработки для определения соответствия проектным отметкам

Отметки дна водоема и дна траншеи, их координаты

Выполняется гидролокатором (эхолотом), щупами с привязкойкоординат промерных точек геодезическими методами. Количество промерныхвертикалей определяется масштабом съемки в соответствии с нормативнымидокументами

— Эхолот с цифровым отсчетом, или эхолот с цифровым выходомданных на ЭВМ, или эхолотрегистрирующий с графическим монитором сблокированный с DGPS;

— DGPS — кинематический комплект;

— теодолит (комплект) или тахеометр;

— компьютер Notebook;

— программное обеспечение обработки данных в реальном времени;

— щуп — комплект;

— комплект радиостанций УКВ с дальностью связи до 2-3 км;

— маломерное или моторное судно;

— водолазная станция

Журнал, файл измерений

Промеры отметок верхней образующей уложенного трубопровода втраншее для определения соответствия проектным отметкам, проверки состоянияфутеровки и балластировки

Отметки верхней образующей нефтепровода, отметок дна по осинефтепровода, их координат

Проверка состояния футеровки и балластировки выполняется сиспользованием водолазной станции

— Эхолот с цифровым отсчетом, или эхолот с цифровым выходомданных на ЭВМ, или эхолот регистрирующий с графическим мониторомсблокированный с DGPS;

— DGPS — кинематический комплект;

— теодолит (комплект) или тахеометр;

— компьютер Notebook;

— программное обеспечение обработки данных в реальном времени;

— щуп — комплект;

— комплект радиостанций УКВ с дальностью связи до 2-3 км;

— маломерное или моторное судно;

— водолазная станция;

— монохромный подводный осветитель;

— система подводной Замена систем отоплениясъемки

Журнал, файл измерений

Промеры отметок дна по окончаниизасыпки вновь уложенного трубопровода, для определения соответствия толщинызащитного слоя требованиям проекта

Отметки дна, их координаты

— Эхолот с цифровым отсчетом, или эхолот с цифровым выходомданных на ЭВМ, или эхолот регистрирующий с графическим мониторомсблокированный с DGPS;

— DGPS — кинематический комплект;

— теодолит (комплект) или тахеометр;

— компьютер Notebook;

— программное обеспечение обработки данных в реальном времени;

— щуп — комплект;

— комплект радиостанций УКВ с дальностью связи до 2-3 км;

— маломерное или моторное судно

Журнал, файл измерений

При ремонте провисающих участков методом подбивки:

контроль соответствия уложенной банкетной призмы требованиямпроекта

Размеры банкетной призмы, опирание трубопровода

Выполняется с использованием водолазной станции

— Водолазная станция;

— щуп — комплект;

— комплект радиостанций УКВ с дальностью связи до 2-3 км;

— маломерное или моторное судно;

— монохромный подводный осветитель;

— система подводной Замена систем отоплениясъемки

Журнал измерений

При выборочном ремонте трубопровода:

— контроль геометрических размеров ремонтного котлована

Размеры ремонтного котлована

Выполняется с использованием водолазной станции

— Водолазная станция;

— щуп — комплект;

— комплект радиостанций УКВ с дальностью связи до 2-3 км;

— маломерное или моторное судно;

— монохромный подводный осветитель;

— система подводной Замена систем отоплениясъемки.

Журнал измерений

— идентификация дефектной секции трубопровода, ДДК,

Параметры дефектного участка;

Выполняется с использованием водолазной станции, контрольнойоснастки и приборов

— Водолазная станция;

— маломерное или моторное судно;

— круговой шаблон;

— складной метр;

— ультразвуковой дефектоскоп в подводном исполнении;

— ультразвуковой толщиномер в подводном исполнении;

— маркировочные хомуты;

— монохромный подводный осветитель;

— система подводной Замена систем отоплениясъемки;

— прибор контроля толщины изоляции;

— трассоискатель со звуковой индикацией или трассоискатель с прямымизмерением глубины;

— судовой трассоискатель;

— эхолот с цифровым отсчетом, или эхолот с цифровым выходомданных на ЭВМ, или эхолот регистрирующий с графическим мониторомсблокированный с DGPS;

— локатор бокового обзора;

— DGPS — кинематический комплект;

— теодолит (комплект) или тахеометр;

— компьютер Notebook;

— программное обеспечение обработки данных в реальном времени;

— щуп — комплект;

— комплект радиостанций УКВ с дальностью связи до 2-3 км

Журнал, файл измерений, протоколы дефектоскопического контроля, Замена систем отоплениязапись

— контроль мест уплотнения устанавливаемой ремонтнойконструкции,

отклонения геометрии и качество зачистки поверхности трубы,отсутствие поверхностных трещин ирасслоений

— контроль нанесения изоляции

толщина нанесенного изоляционного покрытия

4.6. Камеральная обработка результатовполевых изысканий при проведении периодических обследований, подготовка отчета

4.6.1.Камеральные работы при частичном периодическом обследовании:

-сбор и анализ имеющихся материалов исследований гидрологическогорежима реки прошлых лет;

-составление плана с нанесенными трассой МН, промерными точками,береговой линией, указанием начала пикетажа, исходных реперов;

-составление профиля перехода магистрального нефтепровода инанесение на него координат береговых маркеров, дефектов ДПР и ПОР, выявленныхвнутритрубной диагностикой;

-разработка рекомендаций по проведению ремонтных работ;

-составление отчета по обследованию.

4.6.2.Камеральные работы при полном периодическом обследовании:

-сбор и анализ имеющихся материалов исследований режима рекипрошлых лет;

-составление топографического плана, совмещенного с русловойсъемкой, нанесение на план береговой съемки, оговоренной ТЗ (в соответствии стабл. 5 и рис. 1), нанесение пикета «0»;

-составление профиля перехода магистрального нефтепровода,нанесение на него координат береговых маркеров, дефектов ДПР и ПОР, выявленныхвнутритрубной диагностикой;

-составление технического отчета о гидрометеорологическихисследованиях;

-составление чертежа-плана направлений и скоростей течений впределах участка ППМН (эпюры поверхностных, средних и донных скоростей);

-составление чертежей — распределение скоростей потока в поперечныхсечениях русла по створам измеренных расходов;

-составление чертежа — продольный профиль дна русла по тальвегу впределах русловой съемки;

-расчет и построение гидравлической кривой Q = f(H);

-лабораторные работы — определение гранулометрического состава пробдонных отложений, сокращенный химический анализ воды, определение количествавзвешенных наносов;

-расчет взаимодействия потока и донных отложений, характеристикадна в районе производства обследования;

-определение типа руслового процесса, его тенденции и интенсивности.

-разработка рекомендаций по проведению ремонтных работ;

-анализ данных внутритрубной диагностики в соответствии с«Методикой определения гарантийного срока эксплуатации подводных переходовнефтепроводов», приложение 10;

-расчет гарантийного срока эксплуатации подводного перехода;

-составление технического отчета.

4.7.Обследование технического состояния воздушных переходов трубопроводов черезискусственные и естественные преграды выполняется для балочных, висячих иарочных переходов.

Нивелировкавоздушных переходов должна производиться ежегодно.

Обследованиевоздушных переходов должны выполнять специализированные организации, имеющиелицензию на проведение работ по обследованию. Методика проведения обследованиявоздушных переходов должна быть согласована с ГосгортехнадзоромРоссии. Периодичность проведения обследования: для переходов со срокомэксплуатации до 20 лет — 1 раз в 3 года более 20 лет — 1 раз в 2 года.

4.7.1.При проведении нивелировки воздушных переходов выполняются следующие виды работ

-нивелировка конструкций переходов, определение действительныхосновных геометрических размеров переходов, L — длины пролета перехода, f — стрелы прогиба трубопровода, рис. 3;

-определение технического состояния береговых участков,берегоукрепления, информационных знаков, реперов и маркерных пунктов.

Видыи объемы работ, выполняемые при нивелировке воздушных переходов МН приведены втабл. 6г.

4.7.2.При обследовании воздушных переходов выполняются:

-технический контроль надземной части трубопровода, несущихконструкций, опор;

-определение планово-высотного положения трубопровода с привязкой кпикетажу;

-нивелировка конструкций перехода;

Видыи объемы работ, выполняемые при обследовании воздушных переходов МН приведены втабл. 6д.

4.7.3.Границы проведения обследования воздушных переходов:

-полоса шириной 50 м (по 25 м от оси нитки в обе стороны);

-длина полосы обследования — в границах перехода (длина надземнойчасти и участки подземной части по 50 м от мест выхода трубопровода из земли).

4.7.4.Схемы воздушных переходов и основные контролируемые геометрические параметрыприведены на рис. 3.

4.7.5.Контролируемые точки и допускаемые отклонения действительных положенийэлементов конструкций воздушных переходов от значений, зафиксированных висполнительной документации указываются в каждом проекте индивидуально.

4.7.6.Камеральные работы

-сбор и анализ имеющихся материалов обследований прошлых лет;

-составление топографического плана;

-анализ данных внутритрубной диагностики и нивелировки, расчет ианализ напряженного состояния трубопровода;

-анализ данных обследования несущих конструкций; расчет и анализ ихнапряженного состояния;

-разработка рекомендаций по проведению ремонтных работ;

-расчет гарантийного срока эксплуатации воздушного переходамагистрального нефтепровода через водную преграду;

-составление технического отчета.

Рис. 3. Схемывоздушных переходов.

Основные контролируемые геометрические параметры:

а — балочный переход; б -арочный переход; в — подвесной (вантовый) переход; L — длина пролета; f — стрела прогиба

Таблица 6г

Порядок и объемы выполнения работ при проведении нивелировкивоздушных переходов

Вид работ

Контролируемыепараметры

Метод

Инструменты(приборы)

Формарегистрации результатов контроля

Нивелировка перехода, определение действительных основныхгеометрических размеров перехода

Фактические отметки положения трубопровода, определениепросадок, смещений, деформаций, отклонений

Геодезический контроль положения всех элементов конструкции переходов

— DGPS — кинематический комплект;

— теодолит (2 поста);

— нивелир;

— компьютер Notebook;

— программное обеспечение обработки данных в реальном времени;

— комплект радиостанций УКВ с дальностью связи до 2-3 км

Текстовый отчет, схема перехода с указанием координатконтролируемых точек и дефектов ДПР и ПОР (обнаруженных внутритрубнойдиагностикой), расчетом напряженного состояния трубопровода

Определение технического состояния береговых участков, берегоукрепления, информационныхзнаков, реперов и маркерных пунктов берегоукрепления, информационных знаков,реперов и маркерных пунктов

— Состояние откосов, их крутизна, толщина наброски, зазоры междуотдельными плитами, прочность дернины;

— состояние защитных водоотводных валиков и перемычек наподходах к переходам;

— наличие отвода ливневых, снеговых и смешанных стоков(состояние нагорных канав, террас на склонах оврагов);

— состояние водобойных колодцев, ступенчатых перепадов, и другихгасителей скоростей потока;

— исправность информационных и геодезических знаков (сохранностьокраски, надписей, сохранность геодезического центра, геодезической пирамиды,маркерного пункта)

Визуальный осмотр с регистрацией результатов осмотра нафотоснимках. Измерение размеров размытых участков берегов, оврагов, обвалов ипровалов грунта, оползней, промоин, оголенийтрубопровода, нанесение их на топографический план

— Фотоаппарат (обычный или цифровой) или Замена систем отоплениякамера сосредствами оцифровки кадров;

— рулетка (50 м) или безотражательный ручной дальномер (лазерный илиультразвуковой до 30 м)

Текстовый отчет с документальным подтверждением фактов в видефотоматериалов, топоплан.

Таблица 6д

Порядок и объемы выполнения работ при проведении обследования воздушныхпереходов

Вид работ

Контролируемыепараметры

Метод

Инструменты(приборы)

Формарегистрации результатов контроля

Технический контроль надземной части трубопровода, строительныхконструкций, опор

— Состояние защитного кожуха и антикоррозионного покрытиятрубопровода, наличие внешних повреждений, коррозии;

— состояние мест выхода трубопровода из земли;

— состояние креплений трубопровода к опорам;

— состояние береговых и промежуточных опор и несущих конструкций перехода, наличие осадки,повреждений, коррозии;

— состояние сварных швов и креплений опорных конструкций;

— состояние тросов и вант;

— состояние бетонных фундаментов

Визуальный осмотр и приборный дефектоскопический контрольсостояния элементов конструкции воздушных переходов с определением размеров икоординат повреждений

— Фотоаппарат (обычный или цифровой) или Замена систем отоплениякамера сосредствами оцифровки кадров;

— рулетка, метр складной;

— прибор контроля прочности бетона;

— ультразвуковой дефектоскоп;

— ультразвуковой толщиномер;

— прибор контроля толщины изоляции;

— прибор контроля состояния тросов

Текстовый отчет с приложением результатов технического осмотра

Определение технического состояния береговых участков, берегоукрепления, информационных знаков, реперов и маркерныхпунктов

— Состояние откосов, их крутизна, толщина наброски, зазоры между отдельными плитами,прочность дернины;

— состояние защитных водоотводных валиков и перемычек наподходах к переходам;

— наличие отвода ливневых, снеговых и смешанных стоков(состояние нагорных канав, террас на склонах оврагов);

— состояние водобойных колодцев, ступенчатых перепадов, и другихгасителей скоростей потока;

Визуальный осмотр с регистрацией результатов осмотра нафотоснимках. Измерение размеров размытых участков берегов, оврагов, обвалов ипровалов грунта, оползней, промоин, оголений трубопровода для последующегонанесения их на топографический план

— Фотоаппарат (обычный или цифровой) или Замена систем отоплениякамера сосредствами оцифровки кадров;

— рулетка (50 м) или безотражательный ручной дальномер (лазерныйили ультразвуковой до 30 м)

Текстовый отчет с документальным подтверждением фактов в видефотоматериалов

Нивелировка перехода, определение действительных основныхгеометрических размеров перехода

Фактические отметки положения трубопровода, определениепросадок, смещений, деформаций, отклонений

Геодезический контроль положения всех элементов конструкциипереходов

— DGPS — кинематический комплект;

— теодолит (2 поста);

— нивелир;

— компьютер Notebook;

— программное обеспечение обработки данных в реальном времени;

— комплект радиостанций УКВ с дальностью связи до 2-3 км;

Текстовый отчет, схема перехода с указанием координатконтролируемых точек и дефектов ДПР и ПОР (обнаруженных внутритрубной диагностикой), расчетом напряженного состояниятрубопровода

Определение планово-высотного положения трубопровода с привязкойк пикетажу

Планово-высотное положение трубопровода

Геодезические измерения. Топографическая съемка участка берегавыполняется в масштабах 1:500 — 1:5000 геодезическимиприборами с точностью, регламентированной нормативными документами. Натопоплан должны быть нанесены все особенности, выявленные при осмотребереговых участков

— Трассоискатель, щуп;

— DGPS — кинематический комплект;

— теодолит (2 поста);

— нивелир;

— компьютер Notebook;

— программное обеспечение обработки данных в реальном времени;

— комплект радиостанций УКВ с дальностью связи до 2-3 км

Текстовый отчет, топографический план ППМН, профиль трубопровода

4.8. Отчетность по результатам обследованияПМН

Порезультатам обследования ППМН составляется следующая отчетнаядокументация:

4.8.1.Первичная документация — Акты на выполненные работы при обследовании ПМН(Приложение 11).

4.8.2.Окончательный документ — Технический отчет по обследованию ПМН с приложениями(в бумажном и электронном виде).

4.8.3.Документация представляется в сроки, указаны в табл. 7

Таблица 7

Сроки предоставления документации (рабочих дней)

Вид документации

Обследованиеэксплуатирующихся ППМН

Обследованиевновь строящихся, ремонтируемых и реконструируемых ПМН

Акт

Технический отчет

4.9. Требования к оформлениютехнического отчета по результатам обследования переходов МН через водныепреграды.

4.9.1.Технический отчет составляется организацией, проводившей обследование.

4.9.2.Технический отчет должен состоять из текстовой и графической частей(картографические материалы, профили, фотографии).

Текстоваячасть должна содержать:

-место расположения ПМН, название водоема, дату проведения и объемвыполненных работ по обследованию;

-наименование организации, выполнившей обследование ПМН, фамилии идолжности исполнителей;

-перечень нормативных документов, на основании которых проводилосьобследование ПМН;

-перечень используемого оборудования, приборов и инструмента;

-краткую техническую характеристику ПМН, данные о проведенныхремонтных работах, данные 3-х предыдущих обследованиях;

-расчет и прогноз планово-высотных деформаций водотока (для полногообследования);

-анализ данных внутритрубной диагностики и нивелировки, расчети анализ напряженного состояния трубопровода (для воздушного перехода);

-анализ данных обследования несущих конструкций; расчет и анализ ихнапряженного состояния (для воздушного перехода);

-заключение о гарантийном сроке эксплуатации нефтепровода (приполном обследовании), назначенном в соответствии с Методикой определениягарантийного срока эксплуатации (приложение 10) оформляется по форме, приведенной в разделе 5 Паспорта ПМН(для полного обследования);

-срок следующего обследования согласно Регламенту или обоснованныерекомендации по проведению внеочередного обследования (для полногообследования);

— рекомендации повыполнению ремонтных работ.

Графическаячасть должна содержать:

-топографический план перехода;

-профиль с нанесенными на него оголениями, провисами и участками снедостаточным заглублением трубопровода с указанием координат в системекоординат перехода;

-нанесенные на профиль результаты внутритрубнойинспекции — дефекты ДПР, ПОР с указанием координат в системе координатперехода;

-графические материалы по гидрологическим изысканиям;

-фотоматериалы, Замена систем отопленияматериалы.

4.9.3.Формат текстовых данных в отчете — Word (.doc), графических — AutoCAD (.dwg 3-х мерный). Образцы оформления графических материаловтехнического отчета и требования приведены в приложениях 14, 12.Образец оформления плана подводного перехода (русловая и топографическаясъемка) приведен в разделе 2.9Паспорта ППМН. Образец оформления профиля подводного перехода приведенв разделе 2.10 Паспорта ППМН.

4.9.4.Графическая часть технического отчета (топографический и гидрографическийпланы, профиль) должна быть оформлена в соответствии с требованиями СНиП11-02-96 и СП 11-104-97.

4.9.5.Технический отчет оформляется в бумажном и электронном виде, в трехэкземплярах, подписывается исполнителями и принимается руководителемэксплуатирующей организации.

4.9.6.Результаты обследования эксплуатирующихся подводных и воздушных ПМН заносятся вПаспорт ПМН, приложение 1.

4.10.Продолжительность выполнения обследования ППМН зависит от ширины воднойпреграды в межень, от категории обследования, объемов работ, и приведена втабл. 8.

Таблица 8

Продолжительность выполнения обследования ППМН(рабочих дней)

Категория обследования

Ширинаводной преграды в межень, м

10-30

30-100

100-200

200-500

500-1000

Более1000

Частичное обследование

Полное обследование

Примечания:

1. Время работувеличивается на 15 % на каждую дополнительнообследуемую нитку, увеличивается на 15 % при выполнении гидрологических работ.

2. При выполнении работ в пределахзапорной арматуры для полного обследования, время работ увеличивается израсчета 2 дня на 1 км трассы магистрального нефтепровода.

5. РЕЖИМЫ РАБОТЫ ПЕРЕХОДОВ МН ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ

5.1.При исправном техническом состоянии основной и резервной ниток ПМН резервнаянитка должна быть отключена. Задвижки на отключенной нитке ПМН должны бытьзакрыты, давление снижено до статического. Нормальное положение линейныхзадвижек (рис. 4) при работеосновной нитки перехода:

-задвижки 1, 2 — открыты;

-задвижки 3-12 — закрыты.

5.2.Должны быть разработаны нормативные показатели величин давления в отсеченныхнитках переходов, таблицы с указанием положений затворов задвижек линейнойчасти и КППСОД.

5.3.На отсеченных нитках, КППСОД и замкнутых объемах между задвижками 5-6-9и 7-8-10 (рис. 4) должны быть приняты меры дляпредотвращения повышения давления от температурного расширения нефти инегерметичности задвижек в соответствии с разделом 10 настоящего Регламента.

5.4. С целью сохранения пропускной способности нефтепроводов,снижения затрат на перекачку нефти и снижения рабочего давления в нефтепроводедопускается эксплуатация протяженных технически исправных резервных нитокпереходов МН через водные преграды по согласованию с ОАО «АК«Транснефть» и соответствующем экономическом обосновании.

5.5.Каждые 2 часа оператор ЛПДС (диспетчер РДП) проверяет по показаниямтелемеханики состояние оборудования ПМН, положение береговых задвижек, давлениев работающих и отключенных трубопроводах и сравнивает их с нормативнымипоказателями. В случае отклонения от нормального режима работы или состоянияоборудования должны быть установлены причины отклонений от нормативныхпоказателей и приняты меры по приведению их в соответствие.

Рис. 4. Схема размещения КППСОД

5.6.Очистка внутренних полостей основной и резервных ниток ПМН проводится наосновании годовых планов по очистке МН. Периодичность очистки устанавливается всоответствии с «Регламентом планирования работ по проведению очистки внутреннейполости магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть»специальными очистными устройствами (скребками)»:

-не реже 1 раза в квартал — при вязкости перекачиваемой нефти до 30сСт, работе нефтепровода со скоростью перекачки более 1,5 м/с;

-не реже 2 раз в квартал — при вязкости перекачиваемой нефти от 30до 50 сСт, работе нефтепровода со скоростью перекачки менее 1,5м/с;

-не реже 3 раз в квартал — при вязкости перекачиваемой нефти более50 сСт.

5.7.В случае отсутствия КППСОД на резервных нитках переходапроводится их промывка на основании разработанных годовых планов не реже одногораза в квартал. Если эксплуатация трубопровода ведется при скоростях потоканефти ниже 1,5 м/сек., то промывка резервной нитки производится не реже 2-х разв квартал.

5.8.Промывка резервных ниток перехода производится поочередным закрытием задвижекна обеих сторонах перехода, с поочередным направлением потока нефти по каждойнитке перехода на время, которое необходимо для прокачки нефти в количестве неменее 3-х объемов внутренней полости нитки в границах ППМН.

5.9. Промывку необходимо производить при скоростях потока нефти неменее 1,5 м/с по утвержденным режимам. При недостаточных объемах прокачкискорость промывки не менее 1,5 м/с обеспечивается путем накопления необходимыхресурсов в резервуарныхпарках.

5.10.При отсутствии необходимых резервов нефти для создания скорости промывки 1,5м/с очистка внутренней полости трубопровода на подводных переходахосуществляется с помощью гелевых разделителей не реже двух раз в год.

Приэтом гелевые разделители могут быть образованы как непосредственно напереходе, так и в камерах пуска СОД на НПС, в зависимости от эффективногорасстояния очистки в соответствии с технологией их создания.

6. ТРЕБОВАНИЯ К ОБОРУДОВАНИЮ ПМН

6.1.Подводные переходы должны быть оборудованы системами обнаружения утечек,переходы типа «труба в трубе» и построенные методом микротоннелирования должныбыть оборудованы системами контроля давления в межтрубном пространстве.

6.2.Подводные переходы должны быть оборудованы резервными нитками в соответствии соСНиП 2.05.06-85*,в том числе все переходы построенные методами ННБ и МТ через водные преграды шириной по зеркалу более 75 м в межень.

6.3.Резервные нитки ППМН должны быть оборудованы камерами пуска-приема средствочистки и диагностики.

6.4.ППМН через судоходные реки и реки шириной по зеркалу воды более 500 м должныиметь блокпост обходчика, оборудованный телефонной или радиосвязью дляобеспечения круглосуточной связи обходчика с оператором НПС. Для сообщенияоператору НПС данных о давлении в основной и резервной нитках, обнаружениивыхода нефти и другой срочной информации во время обхода трассы обходчик долженбыть обеспечен средствами носимой радиосвязи.

6.5.Подводные переходы через судоходные и сплавные водные пути должны бытьоборудованы освещенными в темное время суток информационными знаками огражденияохранной зоны ППМН по ГОСТ26600-98 «Знаки и огни навигационные внутренних водных путей».

6.6.ППМН должны быть оборудованы постоянными геодезическими знаками (реперами)свайного типа, либо винтовыми, которые закладываются ниже глубины промерзаниягрунта для предотвращения морозного выпучивания. Наружное оформление знаковвыполняется согласно «Инструкции по топографической съемке в масштабах 1:5000,1:2000, 1:1000, 1:500» ГКИНП-02-033-79. Стационарные реперыустанавливаются в зависимости от количества ниток на переходе:

-однониточный переход — 2 репера на одном берегу приширине зеркала воды в межень до 50 м;

-однониточный переход — 3 репера при ширине зеркала воды в меженьдо 300 м;

-многониточный переход или однониточный переход с шириной зеркалаводы в межень 300 м и более — 4 репера (по 2 на каждый берег).

Стационарныестворные знаки устанавливаются на оси каждой нитки, не менее 1 знака на каждомберегу.

6.7.Задвижки, установленные на ПМН, должны быть электрифицированы,телемеханизированы и находиться в режиме телеуправления. Энергоснабжениезадвижек должно осуществляться от двух независимых источников. Не должнобыть перерывов в электроснабжении береговых задвижек, предназначенных дляперекрытия основной и резервных ниток ПМН. Перерывы вэлектроснабжении береговых задвижек считаются аварийной ситуацией, и ОАО МНдолжны немедленно приняты меры по восстановлению электроснабжения.

6.8.Задвижки должны иметь технологический номер, указатели положения затвора,ограждение, предупреждающие аншлаги. Шток задвижки должен быть закрыт съемнымколпаком, сальниковая камера закрыта, на штурвале должны быть указанынаправления вращения «открыто», «закрыто».

6.9.Береговые задвижки должны обеспечивать герметичность отключенного участкаподводного перехода.

6.10.Для освобождения ППМН от нефти в аварийной ситуации путем замещения водой спропуском разделителя узлы береговых задвижек основной и резервных ниток ППМН должны быть оборудованы вантузами Ду не менее 150 мм пообе стороны каждой секущей задвижки для однониточных переходов, и только со стороны реки — для переходов,имеющих в пределах технического коридора более одной нитки. Схемы расположениявантузов приведены в приложении 15.

6.11.Камеры пуска-приема СОД должны быть оборудованы устройствами, предотвращающимиоткрытие затворов камер при наличии в них давления, а также акустическимидатчиками обнаружения утечек, подключенными к системе телемеханики.

6.12.В колодцах отбора давления должны быть установлены уровнемеры, подключенные ксистеме телемеханики.

6.13.Должны быть приняты меры для предотвращения несанкционированного доступапосторонних лиц к запорной арматуре, вантузам, манометрическим узлам и другомуоборудованию подводного перехода. Ограждения узлов задвижек и КППСОД должны быть оборудованы сигнализацией, котораявыводит на пульт оператора НПС, ЛПДС информацию о несанкционированном доступена охраняемую территорию.

6.14.Быстро, качественно, надежно!!! задвижек, лебедки на площадках КППСОД, затворы КППСОД, сигнализаторыпрохождения СОД, отдельно расположенные вантузы,узлы отбора давления и другое оборудование, установленное на открытом воздухе,должны быть закрыты защитными кожухами с замками (колодцами) или оборудованыспециальными блокираторами.

6.15.Ключи от замков защитных сооружений и колодцев должны храниться у обходчика и влинейной эксплуатационной службе НПС (ЛПДС).

6.16.Площадки КППСОД и узлов задвижек, колодцы вантузов, узлов отборадавления должны быть обустроены ограждением высотой не менее 2 м. Ограждениедолжно выполняться по проекту. На ограждении должны быть установленыпредупреждающие знаки (приложение 16).

6.17.Камеры пуска-приема средств очистки и диагностики основной и резервнойниток должны проектироваться и устанавливаться на отметках рельефа местности ина расстоянии от водоема, которые обеспечивают исключение попадания нефти вводоем при возможных аварийных утечках из КППСОД. Расстояние от уреза воды доКППСОД во всех случаях должно быть не менее 1 км. Схема размещения КППСОД на резервнойнитке приведена на рис. 4.

Трубопроводот резервной нитки до КППСОД должен проектироваться и прокладыватьсяпараллельно основному трубопроводу на расстоянии в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85*, п.п. 3.18 и 3.19 и соответствовать категории «В».

КППСОДи задвижки во всех случаях должны при проектировании и строительстверазмещаться:

-на отметках не ниже отметок ГВВ 10 %-й обеспеченности и вышеотметок ледохода;

-на берегах горных рек — на отметках не ниже отметок ГВВ 2 %-йобеспеченности;

-вне пределов водоохранной зоны.

КППСОДпо основной и резервной ниткам должны иметь обвалование (приложение 25) длялокализации аварийного разлива нефти.

Требованияк обвалованию КППСОД:

-высота обвалования — 1,5 м;

-внутренние откосы обвалования должны быть укрепленыпротивофильтрационным экраном;

-конструкция обвалования КППСОД должна обеспечивать подъездавтотранспортной техники к камере пуска-приема, запасовку СОД;

-внутри обвалования КППСОД должен быть установлен колодец сдатчиком уровня, сигнал от датчика должен поступать на пульт диспетчера приподъеме уровня воды или нефти на 0,2 м выше отметки поверхности земли;

-обвалование должно быть оборудовано устройством для спуска воды сдренажной задвижкой, нормальное положение которой — закрытое;

-задвижки 1, 2, 3, 4, 6, 7 должныиметь обвалование (приложение 25).

Требованияк обвалованию задвижек:

-высота обвалования — 0,7 м;

-внутренние откосы обвалования должны быть укреплены противофильтрационным экраном;

-расстояние от оси задвижек до подошвы обвалования 1,5-2м;

-обвалование должно быть оборудовано устройством для спуска воды сдренажной задвижкой, нормальное положение которой — закрытое.

6.18.Колодцы арматуры и средств контроля должны быть герметичны. Конструкция колодцев должна исключать проникновение в нихатмосферных осадков и грунтовых вод, обеспечивать защиту от подтопления дляколодцев, установленных внутри обвалования.

6.19.Узлы задвижек и КППСОД должны быть оборудованы освещением в соответствии спроектом.

6.20. Для проведения работ по внутритрубной диагностике на границах ПМН и границах русловой части должныустанавливаться маркерные пункты (приложение 17).

6.21.Переходы, построенные методом микротоннелирования должны быть оборудованысредствами контроля давления в межтрубном пространстве. Контроль давления вмежтрубном пространстве должен осуществляться показывающими манометрами ипреобразователями давления, имеющими выход на каналы системы телемеханики.

6.22.Информация о давлении в межтрубном пространстве должна поступать надиспетчерский пульт.

6.23.Оборудование устройств поддержания и контроля давления в межтрубномпространстве должно быть доступным для обслуживания персоналом и защищено отповреждения посторонними лицами. Приборы должны быть ограждены, обозначены,пронумерованы, находиться в закрытых колодцах с обеспечением защиты отнесанкционированного доступа.

6.24.Требования к оборудованию воздушных переходов через водные преграды те же, чток оборудованию ППМН, кроме того:

-на трубопроводе и опорах воздушного перехода должны бытьустановлены реперы для выполнения геодезического контроля положения элементовконструкции;

-склоны оврагов и берега водных преград в местах установкибереговых опор должны быть оборудованы гасителями скорости потока (водобойныеколодцы, ступенчатые перепады, растительный покров);

-русловые опоры балочных переходов должны иметь ледорезы всоответствии с проектом.

7. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ ПЕРЕХОДОВ МН ЧЕРЕЗВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ

7.1.Техническое обслуживание береговых участков переходов МН через водные преграды.

7.1.1.На береговых участках переходов должно быть обеспечено отсутствие древеснойпоросли в полосе шириной не менее 3 м от оси трубопровода.

7.1.2.Проверка технического состояния информационных и геодезических знаков наподводных переходах через судоходные реки должна производиться — не реже 1 разав квартал.

7.2.Техническое обслуживание береговой запорной арматуры производится всоответствии с разделом 5 РД153-39ТН-008-96 «Руководство по организации эксплуатации и технологиитехнического обслуживания и ремонта оборудования и сооруженийнефтеперекачивающих станций». Кроме того:

-один раз в квартал должна производиться проверка всех задвижекперехода (основной и резервных ниток) на полное закрытие и открытие срегулировкой (при необходимости) концевых выключателей и контроль герметичностис составлением акта на каждую проверенную задвижку (приложения 18 и 19) и отметкой в Паспорте ППМН (приложение 1, табл. 29, 30) и формуляре запорной арматуры. Актутверждается главным инженером РНУ и предоставляется в ОАО МН в течение пятисуток после проверки задвижки;

-проверка всех задвижек перехода (основной и резервных ниток) наполное закрытие и открытие выполняется в режиме ТУ и в режиме местногоуправления.

7.3.Обслуживание и контроль герметичности береговых задвижек производится всоответствии с РД153-39ТН-008-96.

7.4. Контроль герметичности береговых задвижек производится поизменению давления в отсеченном участке не менее 6 часов и акустическимтечеискателем при перепаде давления на закрытых задвижках 1-2 МПа.Избыточное давление в отсеченной нитке в начале измерения должно быть не ниже0,1 МПа. Увеличение (рост) давления в отсеченном участке и наличиеакустического шума в задвижке характеризует негерметичность задвижки.

7.5.В случае выявления негерметичности береговой задвижки, должны быть приняты мерыпо восстановлению ее герметичности путем создания перепада давления дляпромывки внутренней полости посадочного места клина. Промывка внутреннейполости шиберной задвижки осуществляется в соответствии с инструкцией поэксплуатации и паспортом. Промывка проводится в срок не позднее трех суток со дняобнаружения негерметичности с последующей проверкой в соответствии с п. 7.4. При недостижении герметичности АОМН разрабатывает план-график замены задвижки и в срок 10 суток со дня повторнойпроверки предоставляет его в АК «Транснефть».

7.6.На воздушных переходах еженедельно должен производиться визуальный осмотрнадземной части трубопровода, береговых и промежуточных опор,металлоконструкций, мачт, тросов, вант. Проверяется состояние антикоррозионногопокрытия трубопроводов и несущих конструкций, состояние берегоукрепительныхсооружений, водоотливных канав, гасителей скорости потока в местах установкибереговых опор, изоляционного покрытия в местах выхода трубопровода из земли -на отсутствие разрушений и повреждений.

7.7.Осмотр КППСОД, узлов задвижек перехода должен производиться ежедневно.

7.8.У обходчика должны находиться все ключи от колодцев, ПКУ,КТП, установок ЭХЗ, ограждений и приводовзадвижек, КППСОД и т.д.

7.9.Обходчик ежедневно должен контролировать давления на ПМНна соответствие установленному технологическому режиму, осматривать береговыеучастки ППМН и воздушных переходов,берегоукрепительные сооружения, узлы отбора давления, вантузы, колодцы, узлызадвижек и КППСОД, сигнализаторы прохождения СОД, отсутствие скопления воды вобвалованном пространстве и в колодцах. Спуск воды из обвалований КППСОД иобвалований задвижек осуществляется путем открытия дренажной задвижки собеспечением на месте постоянного, на время выпуска воды, дежурства и контроляработниками ЛЭС. Оставлять задвижку в открытом состоянии без непрерывногоконтроля запрещается.

7.10.В операторную по радио или телефонной связи обходчик должен передавать:

-ежедневно — информацию о выходе на обход и завершении обхода, одавлении в основной и резервной нитках для сверки оператором НПС фактическихдавлений с давлением, определенным технологическим режимом, о техническомсостоянии оборудования перехода в соответствии с технологической картой,инструкцией (узлы задвижек, камеры пуска-приема, узлы отбора давления,береговые участки, стационарные боновые заграждения, опоры иметаллоконструкции воздушных переходов);

-немедленно — информацию об обнаружении выхода нефти, течисальников задвижек, уплотнений камер пуска-приема, затоплениизащитных сооружений (обвалований) и др.

7.11.Производственная инструкция обходчика, содержащаяПрофессиональный и эксплуатационные параметры перехода, Установка, объём ипериодичность работ по обслуживанию ПМН, разрабатывается в службе эксплуатацииРНУ (УМН) на основе нормативных документов инастоящего Регламента с учетом условий эксплуатации конкретного перехода.

7.12.Результаты промывки, очистки ниток перехода, проверки береговых задвижек нагерметичность и полное закрытие-открытие, работ по техническому обслуживанию иремонту оборудования и сооружений перехода заносятся в соответствующие разделыПаспорта ППМН, составляются акты.

7.13.Для обозначения положения колодцев, вантузов и отборов давления в зимнее времярядом с ними должны быть установлены указатели и вешки высотой не менее 2,5 мот поверхности земли, приложение 16.

7.14.Эксплуатация и обслуживание электрооборудования перехода должны осуществлятьсяв соответствии с требованиями «Правил устройства электроустановок», «Правилэксплуатации электроустановок потребителей», «Межотраслевых правил по охранетруда при эксплуатации электроустановок» и эксплуатационной документации.

7.15.Техническое обслуживание приборов контроля состояния среды в межтрубномпространстве должно проводиться в соответствии с требованиями инструкцийзаводов-изготовителей специалистами службы ВЛ и ЭХЗ. Проверка техническогосостояния приборов должна производиться специалистами службы ВЛ и ЭХЗ не реже 1раза в квартал. Результаты проверки, данные по техобслуживанию, ремонту, заменеприборов должны заноситься в соответствующие разделы «Паспорта ППМН»,составляться акты.

7.16.Состояние колодцев для размещения систем контроля состояния среды в межтрубномпространстве на отсутствие подтопления их грунтовыми или паводковыми водамидолжно проверяться не реже 1 раза в месяц. По результатам проверки делаетсязапись в «Журнале осмотра подводного перехода».

7.17.Стальной кожух перехода выполненного методом МТ и «труба в трубе» не должениметь электрического контакта с рабочим трубопроводом. Возможность контроляотсутствия контакта должна быть обеспечена конструкцией перехода.

7.18.Обследование с проверкой отсутствия электрического контакта рабочеготрубопровода с защитным кожухом проводится не реже 2 раз в год.

7.19.Перечень работ по подготовке перехода к эксплуатации в осенне-зимних условиях ик весеннему паводку приведен в п.п. 5,6 табл. 9.

Таблица 9

Работы по эксплуатации и техническому обслуживанию подводных(воздушных) переходов

№ п/п

Объект

Наименованиеработ

Периодичностьвыполнения

Ответственный

Формарегистрации

Трубопровод

Очистка и промывка ниток ПМН

В соответствии с п. 4.3.8 настоящего Регламента

Гл. инженер РНУ (УМН)

Акт, отметка в Паспорте ПМН (табл. 22)

Внутритрубнаядиагностика

В соответствии с годовым планом

Гл. инженер ОАО МН

Отметка в Паспорте ПМН (табл. 23) по результатам диагностики

Обследование полное, частичное

С периодичностью в соответствии с разделом 10.3.4 настоящего регламента

Гл. инженер ОАО МН

Отчет, отметка в Паспорте ПМН (табл. 24)

Проверка состояния сигнализаторов прохождения СОД насрабатывание

При прохождении ВИП или ОУ

Начальник ЛЭС

Отметка в «Журнале осмотра ПМН» (приложение 20)

Проверка технического состояния узлов отбора давления всоответствии с эксплуатационной документацией

Ежемесячно

Начальник ЛЭС

Акт, отметка в «Журнале осмотра ПМН» (приложение 20, 22)

Камеры пуска-приема средств очистки и диагностики

Внешний осмотр, контроль отсутствия скопления воды внутриобвалованного пространства

Бригада ЛЭС — еженедельно. Обходчик — ежедневно

Начальник ЛЭС

Отметка в «Журнале осмотра ПМН» (прил. 20)

Техническое обслуживание погружного насоса

Ежемесячно

Начальник ЛЭС

Отметка в «Журнале осмотра ПМН» (прил. 20)

Замена уплотняющего элемента концевого затвора (при необходимости),ревизия погружного насоса, подкраска трубопроводных узлов

Ежеквартально, перед пропуском СОД

Начальник ЛЭС

Акт, отметка в «Журнале осмотра ПМН», приложение 20, отметка вПаспорте ПМН, табл. 3

Контроль геодезических отметок оси камер (нивелировка камер) подвум отметкам на корпусе

2 раза в год

Начальник ЛЭС

Акт, отметка в «Журнале осмотра ПМН» (прил. 20, 21)

Датчики отбора давления, манометрические узлы, сигнализаторыпрохождения СОД, вантузы

Внешний осмотр, контроль отсутствия механических повреждений,повреждений изоляции, коррозии.

Бригада ЛЭС — еженедельно. Обходчик — ежедневно

Начальник ЛЭС

Отметка в «Журнале осмотра ПМН» (прил. 20)

Запорная арматура

Проверка задвижек на герметичность

Ежеквартально

Начальник ЛЭС

Акт, отметка в «Журнале осмотра ПМН» (прил. 20, 19)

Проверка арматуры на полное закрытие и открытие по месту и врежиме ТУ

Ежеквартально

Начальник ЛЭС

Представитель службы ВЛ и ЭХЗ

Акт, отметка в «Журнале осмотра ПМН» (прил. 20, 18)

Осмотр на отсутствие внешних повреждений арматуры и ограждения,утечек нефти. Контроль отсутствия скопления воды внутри обвалованногопространства

Бригада ЛЭС — еженедельно.Обходчик — ежедневно

Начальник ЛЭС

Отметка в «Журнале осмотра ПМН» (прил. 20)

Дополнительно, для воздушных переходов

Осмотр трубопровода, береговых и промежуточных опор,металлоконструкций, мачт, тросов, вант — на состояние изоляционных покрытий,поражение коррозией и отсутствие механических повреждений берегоукрепительныхсооружений, водоотливных канав, гасителей скорости потока в местах установкибереговых опор, мест выхода трубопровода из земли — на отсутствиемеханических повреждений

Бригада ЛЭС — еженедельно. Обходчик — ежедневно

Начальник ЛЭС

Отметка в «Журнале осмотра ПМН» (прил. 20)

Береговая часть ППМН

Осмотр береговых участков ППМН с целью определения:

— размывов берега,

— развития оврага,

— развития оползней,

— наличия провалов и пучения грунта,

— наличия кустарника и растительности по оси нефтепровода

Бригада ЛЭС — 1 раз в квартал и после прохождения паводка ссоставлением акта. Обходчик — ежедневно

Начальник ЛЭС

Отметка в Журнале осмотраПМН» (прил.20), Акт (прил. 23)

Осмотр технического состояния берегоукрепительных сооружений

Бригада ЛЭС — 1 раз в квартал и после прохождения паводка.Обходчик — ежедневно

Начальник ЛЭС

Отметка в журнале осмотра ПМН, Акт (прил. 20, 23)

Очистка от древесной поросли идругой растительности полосы шириной по 3 м от оси МН

Ежегодно, в соответствии с планом

Начальник ЛЭС

Акт на выполненные работы

Проверка наличия и состояния информационных знаков огражденияохранной зоны ППМН на судоходных и сплавных водных путях, указательных знаковоси трубопроводов на береговых участках и знаков закрепления геодезическойсети

Бригада ЛЭС — ежеквартально. Обходчик — ежедневно

Начальник ЛЭС

Отметка в «Журнале осмотра ПМН»(прил. 20)

Ремонт или замена столбиков и указателей, покраска ивосстановление надписей

Ежегодно

Начальник ЛЭС

Акт на выполненные работы

Русловая часть (только для подводных переходов)

В зимний период бурить лунки во льду для контроля наличия нефтиподо льдом. Для ППМН с шириной зеркала воды:

— до 500 м в 100-150 м от оси ППМНниже по течению с шагом 50 м;

— свыше 500 м в 200-250 м от оси ППМНниже по течению с шагом 70-100 м.

Для ППМН через непроточные водоемы — лунки бурить по осиперехода

Обходчик. Три раза в неделю

Начальник ЛЭС. В случае если имеются участки с ослабленнымледяным покровом (толщина льда менее 10 см), проведение работ в одиночку -запрещается

Отметка в «Журнале осмотра ПМН» (прил. 20)

Сооружения для улавливания и сбора нефти (стационарные боковые заграждения)

Технический осмотр с целью выявления размывов береговой частиреки и берегоукрепления амбара для сбора и локализации нефти. Состояниякреплений береговых и донных якорей, приемного и переливного трубопровода.Очистка амбара от растительности

1 раз в год (после ледохода и паводка) в течении первых 3-х летэксплуатации, в последующие годы — 1 раз в 2 года

Начальник ЛЭС, начальник УПТР

Акт на выполненные работы

Осмотр состояния сооружения, состояния креплений береговых идонных якорей, приемного и переливного трубопровода, рольганговой переправы,уборка мусора из мусоропропуска (по мере необходимости), исправлениенезначительных дефектов

Бригада ЛЭС — 1 раз в неделю в период открытого русла. Обходчик- ежедневно

Начальник ЛЭС

Акт на выполненные работы

Отметка в «Журнале осмотра ПМН» (прил. 20)

Подготовка переходов к эксплуатации в осенне-зимних условиях

Ревизия запорной арматуры со сменой смазки на зимнюю

Сентябрь

Начальник ЛЭС Представитель службы ВЛ и ЭХЗ

Акт (прил. 18, 19)

Промывка тупиковых участков и КППСОД для удаления воды

Август, октябрь, декабрь, февраль

Начальник ЛЭС

Акт на выполненные работы

Проверка и восстановление защитного обвалования узлов задвижек и КППСОД, указателей ивешек у колодцев и вантузов

Август

Начальник ЛЭС

Акт на выполненные работы

Заливка незамерзающей жидкости в разделительные сосуды иимпульсные линии на узлах отбора давления

Август

Начальник ЛЭС

Акт на выполненные работы

Демонтаж аккумуляторных батарей створных знаков и их консервация

После завершения навигации

Начальник ЛЭС

Акт на выполненные работы

Демонтаж стационарных боковыхзаграждений и перемещение их в безопасное место для предотвращения поврежденияих ледоходом

Перед ледоставом

Начальник ЛЭС, начальник УПТР

Акт на выполненные работы

Подготовка ППМН и воздушныхпереходов к эксплуатации в условиях весеннего паводка

Ревизия и ремонт запорной арматуры со сменой зимней смазки налетнюю

Март

Начальник ЛЭС

Представитель службы ВЛ и ЭХЗ

Акт (прил. 18, 19)

Проверка, восстановление и, при необходимости, устройствоводоотводов и водопропускных устройств. Очистка водопропускных, водоотводящихи аварийных сооружений от наносов снега и льда Проверка и восстановлениезащитного обвалования узлов задвижек и КППСОД.

Март

Начальник ЛЭС

Акт на выполненные работы

Проверка и ремонт ледорезов опор воздушных переходов в местахвозможных заторов льда

Февраль

Начальник ЛЭС

Акт на выполненные работы

Расконсервация створных знаков и установка аккумуляторныхбатарей

Перед началом навигации

Начальник ЛЭС

Акт на выполненные работы

Монтаж и разворачивание стационарных боновых заграждений

После окончания весеннего паводка

Начальник ЛЭС

начальник УПТР

Акт на выполненные работы

7.20. Периодичность осмотра переходов МНчерез водные преграды должностными лицами ОАО МН должна быть не реже, чем:

-Начальник РНУ (УМН), начальник УПТР — ежегодно.

-Главный инженер РНУ (УМН) — 2 раза в год.

-Начальник ОЭ РНУ (УМН), начальник НПС, представительслужбы ВЛ и ЭХЗ — ежеквартально.

-Начальник ЛЭС — ежемесячно.

-Обходчик — ежедневно.

7.21.Дополнительный (внеочередной) осмотр должен производиться после стихийныхбедствий (ураган, землетрясение и т.д.) и техногенных катастроф в районе ПМН.

7.22.Периодичность технического обслуживания запорной арматуры указана в табл. 10.

Таблица 10

Периодичность технического обслуживания запорной арматуры

Наименование арматуры

ПериодичностьТО, мес.

поп. 6.20 1

поп. 6.20 2-6

Задвижки стальные:

Ду 50-350 мм

Ду 350-1220 мм

Обратные клапаны

7.23. Типовой объём работ по техническому обслуживанию арматуры.

Вобъёме ТО производятся следующие работы:

1.Чистка наружных поверхностей, площадок обслуживания;

2.Визуальная проверка состояния всех частей, включая электропривод,проверка наличия смазки в редукторе и подшипниках, её замена;

3.Проверка состояния и крепления клемм электродвигателя, проверказащиты электродвигателя от перегрузок;

4.Проверка срабатывания конечных выключателей, их ревизия;

5.Проверка срабатывания муфты предельного момента;

6.Проверка герметичности фланцевых соединений и сальниковогоуплотнения и при необходимости обтяжка болтов и гаек.

8. ВНУТРИТРУБНАЯ ДИАГНОСТИКА ПЕРЕХОДОВ МАГИСТРАЛЬНЫХНЕФТЕПРОВОДОВ ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ И АНАЛИЗ ЕЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

8.1.Внутритрубная диагностика вновь построенных переходов и участков в границахперехода после реконструкции и капитального ремонта должна осуществляться всроки:

-профилеметрия, — после укладки дюкера и засыпки до ввода ПМН вэксплуатацию;

-магнитная дефектоскопия MFL, ультразвуковаядефектоскопия WM и CD — не более 3-х лет со дня ввода ПМН в эксплуатацию;

-при выявлении на ПМН дефектов ПОР должны быть приняты меры всоответствии с п. 8.5 настоящегорегламента.

8.2.При составлении годового плана диагностических работ ОАО МН должныпредусматривать и направлять заявки в ОАО ЦТД «Диаскан» на первоочередное обследование всеми типами внутритрубных инспекционныхприборов (профилеметрия, ультразвуковая дефектоскопия WM, магнитная дефектоскопия MFL, ультразвуковая дефектоскопия CD) резервных ниток переходов магистральных нефтепроводов черезводные преграды и участков МН, имеющих переходы через водные преграды всоответствии с «Методикой оценки работоспособности и проведения аттестацииэксплуатирующихся магистральных нефтепроводов» введенной в действие приказом №27 от 20.03.02 г. В исходных данных по участку МН, представляемых ОАО МН в ОАОЦТД «Диаскан» перед проведениемработ по внутритрубной диагностике, должныбыть перечислены все имеющиеся на участке переходы МН через водные преграды ссоответствующими точками-ориентирами. Для проведения работ по внутритрубнойдиагностике на границах переходов и границах русловой части должныустанавливаться маркерные пункты, закрепленные знаками на местности и привязанныек пунктам постоянного закрепления переходов (реперам), приложение 17.

8.3.В технических отчетах по результатам внутритрубной диагностики переченьдефектов на переходах подлежащих ремонту (ДПР), в том числе первоочередногоремонта (ПОР), должен быть представлен отдельным разделом.

8.4.При выявлении на переходах дефектов ПОР, главный инженер ОАО МН должен втечение суток после получения технического отчета по результатам внутритрубнойдиагностики принять меры по выводу дефектного участка из эксплуатации, а приневозможности вывода ППМН из эксплуатации — меры по обеспечениюбезопасной эксплуатации перехода:

8.4.1.Снижение максимального рабочего давления в нефтепроводе в соответствии с«Отчетом по результатам расчета на прочность труб с дефектами, обнаруженными ВИП», переутверждение технологической карты нефтепровода.

8.4.2.Эксплуатация участка нефтепровода на технологических режимах, обеспечивающихминимальное проходящее давление на переходе через водную преграду.

8.4.3.Пересмотр плана инспекции магистральных нефтепроводов на текущий год,предусматривающий дополнительное внутритрубное обследование дефектного участкаразличными типами приборов. Пересмотр плана проведения дополнительногодефектоскопического контроля и плана устранения дефектов на текущий год,предусматривающий первоочередной ДДК и устранение дефектовПОР на переходах через водные преграды.

8.5. Отдел эксплуатации ОАО МН после получения технического отчетапо результатам внутритрубной диагностики:

-в течение суток разрабатывает «Мероприятия по обеспечениюбезопасной эксплуатации переходов магистральных нефтепроводов через водныепреграды, имеющих выявленные по результатам внутритрубной диагностики дефектыпервоочередного ремонта, на период до устранения указанных дефектов», которыеутверждаются главным инженером ОАО МН и представляются в ОАО «АК«Транснефть»;

-организует определение в течение 5 дней на местностиместоположения дефектов ПОР на переходах через водные преграды;

-в течение 10 дней формирует «Дополнение к плану ремонта иреконструкции подводных переходов МН» на текущий год, которое подписываетсяглавным инженером ОАО МН и представляется на утверждение в ОАО «АК«Транснефть»;

-в течение 10 дней разрабатывает «План-график ремонта ППМН с дефектамиПОР», который утверждается главным инженером ОАО МН и представляется в ОАО «АК«Транснефть».

8.6.При обнаружении дефектов ПОР на переходе и невозможности их устранения в 3-хмесячный срок с момента получения отчета по результатам внутритрубной диагностики,проводятся работы в следующем порядке:

8.6.1.В течение одного месяца после выявления дефекта ПОР должно быть проведенодополнительное обследование участка по результатам которого уточняютсяМонтаж дефекта. Дефекты, требующие уточнения и дополнительного пропускаВИП, приведены в табл. 11.

Таблица 11

Дефекты, требующие уточнения и дополнительного пропуска ВИП

№ п/п

Установкадефектов ПОР по РД 153-39.4-067-00 «Методы ремонта дефектных участковдействующих магистральных нефтепроводов»

ТипВИП, которым выявлен дефект

ТипВИП для дополнительного обследования

Дефект геометрии без зафиксированных дополнительных дефектов ипримыкания к сварным швам

K, WM

MFL

Дефект геометрии, примыкающий к сварному шву

К, WM

Дефект геометрии в комбинации с риской, задиром, трещиной,потерей металла

MFL

Потеря металла (внешняя и внутренняя)

MFL

Риска, царапина, задир

MFL

CD или MFL

WM или MFL

CD или WM

Трещина, несплошность плоскостного типа по телу трубы или всварном шве — поперечная — продольная

MFL

—

Расслоение, расслоение в околошовной зоне, расслоение с выходомна поверхность

Аномалия, смещение поперечного шва

MFL

CD или WM

MFL или WM

Смещение поперечного шва

CD или MFL

Аномалия, несплошность плоскостного типа, смещение продольного(спирального) шва

—

Недопустимые конструктивные элементы, соединительные детали,ремонтные конструкции и методы ремонта, временные ремонтные конструкции

MFL

Срок повторного обследования — 3 месяца

Принятые сокращения:

К — профилемер «Калипер»,

WM -ультразвуковой дефектоскоп «Ультраскан WM»,

MFL -магнитный дефектоскоп MFL,

CD — ультразвуковой дефектоскоп«Ультраскан CD».

8.6.2.По результатам первичного и дополнительного обследований определяется наиболеекритичный параметр дефекта (глубина, наличие доп. дефекта, примыкание к шву ит.п.) и, исходя из этого, определяется тип ВИП для проведения дальнейшегомониторинга. Для недопустимых конструктивных элементов и временных методовремонта мониторинг не проводится.

8.6.3.Срок первого обследования в рамках мониторинга — через 3 месяца последополнительного обследования. Периодичность проведения дальнейшего мониторингадефектов устанавливается по результатам предыдущих обследований. Мониторингпроводится до устранения дефекта.

8.7.При обнаружении дефектов ДПР на ППМН проводятся работы в следующем порядке:

8.7.1.В течение недели с момента получения ОАО МН отчета по результатам внутритрубной диагностики сведения о дефектах должны бытьвнесены в Паспорт ППМН и в «Сведения о наличии и техническом состоянииподводных переходов ОАО МН».

8.7.2.В течение месяца с момента получения ОАО МН отчета по результатам внутритрубнойдиагностики должны быть внесены изменения в перспективныепланы ремонта переходов МН через водные преграды с учетом выявленных дефектовДПР.

8.8.ОАО МН представляет в ОАО «АК «Транснефть» следующую отчетность о ходевыполнения плана ремонта и реконструкции ППМН, устранению выявленных порезультатам ВТД дефектов:

8.8.1.Еженедельный (в четверг до 1400 московского времени) «Отчет овыполнении плана-графика ремонта ППМН с дефектами ПОР».

8.8.2.Ежемесячный (до 03 числа следующего за отчетным месяца) «Отчет о выполненииплана ремонта и реконструкции ППМН».

8.9.Изменение классификации дефектов на ППМН осуществляется:

-ОАО «АК «Транснефть» при несовпадении параметров дефекта по даннымдополнительного дефектоскопического контроля (ДДК), выявлении ОАО МН дефектовПОР не указанных в отчете по диагностике;

-ОАО «ЦТД «Диаскан» при проведении повторных диагностическихобследований, изменении инструкций ОАО «ЦТД «Диаскан» по интерпретациидефектов.

8.9.1.При несовпадении результатов ДДК с данными диагностического обследования,которое приводит к изменению его классификации, ОАО МН в срок 2 дня с моментапроведения первичного ДДК направляет в ОАО ЦТД«Диаскан» запрос о пересмотре классификациидефекта, подписанный главным инженером ОАО МН с приложением акта ДДК. В запросе указывается планируемая дата проведениясовместного ДДК дефекта.

8.9.2.Первичный ДДК дефектов, расположенных в русловой части перехода, а такжеповторный ДДК дефектов расположенных в пойменной части, проводится комиссией всоставе представителя ОАО МН и ОАО «ЦТД «Диаскан». ДДКпроводится в течение 10 дней со дня обнаружения несоответствия.

Наосновании результатов проведения совместного ДДК, ОАО МН и ОАО «ЦТД «Диаскан»оформляется комиссионный акт ДДК и заключение об изменении или не измененииклассификации дефекта.

ОАОМН в течение 2 дней после проведения совместного обследования дефектанаправляет заключение с приложением комиссионного акта ДДК на рассмотрение вОАО «АК «Транснефть».

ОАО«АК «Транснефть» в течение 5 дней рассматривает представленные материалы инаправляет в ОАО МН и ОАО ЦТД «Диаскан» решение по классификации дефекта.

ОАОЦТД «Диаскан», в течение 2-х дней после получения решения об измененииклассификации дефекта, оформляет и направляет в ОАО МН изменение к отчету подиагностике.

8.9.3.При изменении классификации дефектов по данным повторных диагностическихобследований, в техническом отчете приводится список этих дефектов с указаниемизменений.

Изменениеинструкций ОАО «ЦТД «Диаскан» по интерпретации дефектов выполняется наосновании тестовых пропусков ВИП на полигоне или при наличии достаточных данныхпроведения совместных с ОАО МН ДДК дефектов на реальных трубопроводах.Основанием для внесения изменений является отчет по результатам испытаний наполигоне, или отчет по результатам анализа ДДК дефектов, согласованный с ОАО«АК «Транснефть».

Изменениеклассификации дефектов ранее выпущенных отчетов по результатам измененияинструкций по интерпретации осуществляется путем направления в ОАО МНдополнений к техническим отчетам по диагностике, утверждаемых руководством ОАОЦТД «Диаскан». Типы ВИП для проведения дополнительного обследования переходов сдефектами ПОР.

9. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ БЕЗОПАСНОЙЭКСПЛУАТАЦИИ ПЕРЕХОДОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ,ИМЕЮЩИХ ВЫЯВЛЕННЫЕ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ВНУТРИТРУБНОЙ ДИАГНОСТИКИ ДЕФЕКТЫПЕРВООЧЕРЕДНОГО РЕМОНТА

9.1.Нитки переходов магистральных нефтепроводов через водные преграды, имеющиевыявленные по результатам внутритрубнойдиагностики дефекты первоочередного ремонта, должны быть немедленно выведены изэксплуатации.

9.2.Линейные задвижки на выведенной из эксплуатации нитке перехода должны бытьзакрыты, обтянуты и обесточены, давление в отключенном участке снижено достатического, должен быть обеспечен контроль отсутствия избыточного давлениясредствами телемеханики, текущие осмотры и обслуживание должны производиться вполном объеме, как на действующем нефтепроводе.

9.3.При невозможности вывода из эксплуатации перехода МН через водную преграду,имеющего дефекты первоочередного ремонта, должны быть приняты меры пообеспечению его безопасной эксплуатации на период до устранения указанныхдефектов.

9.4.Мероприятия по обеспечению безопасной эксплуатации перехода МН через воднуюпреграду, имеющего дефекты первоочередного ремонта, должны включать:

9.4.1.Снижение максимального рабочего давления в нефтепроводе до величины непревышающей указанную в «Отчете по результатам расчета на прочность труб сдефектами, обнаруженными ВИП», переутверждение технологической картынефтепровода и карты уставок защит.

9.4.2.Пересмотр технологических режимов работы нефтепровода с обеспечением егоэксплуатации на технологических режимах, обеспечивающих минимальное проходящеедавление на переходе МН через водную преграду.

9.4.3.Пересмотр плана инспекции магистральных нефтепроводов на текущий год,предусматривающий дополнительное внутритрубное обследование дефектного участкаразличными типами приборов.

9.4.4.Пересмотр плана проведения дополнительного дефектоскопического контроля и планаустранения дефектов на текущий год, предусматривающий первоочередной ДДК,и устранение дефектов ПОР на переходах через водные преграды.

9.4.5.Ремонт дефектов ПОР временными методами ремонта.

10. Профессиональный МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ БЕЗОПАСНОЙЭКСПЛУАТАЦИИ ОТКЛЮЧЕННЫХ РЕЗЕРВНЫХ НИТОК ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ

Эксплуатациярезервных ниток ППМН ведется в соответствиис разделом 5 настоящего регламента.

Безопасностьэксплуатации отключенных резервных ниток обеспечивает комплекс мероприятий:

-проверка герметичности секущих задвижек резервной нитки;

-отключение резервных ниток ППМН перекрытием секущих задвижек;

-снижение давления в отключенной нитке до статического;

-обеспечение и контроль отсутствия избыточного давления вотключенной нитке, отключенных КППСОД и корпусах закрытых задвижек;

-периодическая очистка и промывка резервных ниток ППМН.

Привыполнении работ по п.п. 10.1-10.3 должнабыть обеспечена надежная двухсторонняя связь с диспетчером.

10.1. Технология проверки герметичности секущих задвижек.

Проверкавнешней герметичности задвижек включает внешний осмотр с целью выявления утечекнефти через фланцевые и сальниковые уплотнения, а также через дефекты основногоматериала корпуса.

Герметичностьзатвора проверяется в соответствии с РД153-39ТН-008-96 «Руководство по организации эксплуатации и технологиитехнического обслуживания и ремонта оборудования и сооруженийнефтеперекачивающих станций» при перепаде давления на задвижке 1-2 МПа иконтроле постоянства давления в отключенном участке трубопровода. Избыточноедавление в отсеченной нитке в начале измерения должно быть не ниже 0,1МПа. Контроль утечки выполняется акусто-эмиссионными течеискателями. Рабочая среда — перекачиваемая нефть.Результаты проверки герметичности задвижек заносятся в Акт (приложение 19).

Негерметичныезадвижки на подводных переходах подлежат замене или ремонту.

10.2.Технология отключения резервных ниток ППМН

-перед отключением резервной нитки провести ее очистку или промывкув соответствии с п.п. 5.4-5.9, 10.5 настоящего Регламента;

-отключение резервных ниток производится закрытием береговыхзадвижек на резервной нитке при полностью открытых задвижках на основной нитке;

-провести проверку герметичности секущих задвижек резервной нитки всоответствии с п. 10.1 настоящегоРегламента;

-снизить давление в отключенной резервной нитке до статического.

10.3. Для безопасной эксплуатации отключенных резервных ниток наподводных переходах нефтепроводов необходимо обеспечить:

-герметичность секущих задвижек;

-снижение давления в отключенной резервной нитке до статического,контроль и поддержание статического давления. Давление в отключенных нитках недолжно превышать статическое более чем на 0,2 МПа;

-отсутствие оголений трубопроводов, приводящих к тепловомурасширению нефти в отключенном трубопроводе;

-контроль отсутствия избыточного давления в отключенных КППСОДи корпусах закрытых задвижек;

-проведение в соответствии с планами периодической очистки илипромывки отключенных резервных ниток ППМН.

11. ТРЕБОВАНИЯ К РАЗРАБОТКЕ ПРОЕКТНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ ИВЫПОЛНЕНИЮ РАБОТ ПРИ РЕМОНТЕ ПЕРЕХОДОВ МН ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ

11.1. Настоящие требования распространяются на следующие видыремонтных работ на ПМН через водные преграды:

-ремонт с заменой труб;

-выборочный ремонт изоляции и дефектов;

-засыпка, подбивка оголенных и провисающих участков трубопровода,доведение до нормативного состояния участков с недостаточной глубинойзалегания;

-берегоукрепительные и дноукрепительные работы.

11.2. Ремонтные работы на подводных переходах должныпроизводиться только на основании разработанного проекта.

11.3. Проектирование должно производиться в соответствии с«Регламентом разработки проектно-сметной документации для строительства,реконструкции, технического перевооружения и капитального ремонта объектовмагистральных нефтепроводов системы ОАО «АК «Транснефть».

11.4. Специализированная проектная организация,разрабатывающие проектно-сметную документацию и типовые проекты на ремонтподводных переходов магистральных нефтепроводов, должна иметь лицензию навыполнение этих видов работ.

11.5. Проектно-сметная документация на ремонт подводныхпереходов должна разрабатываться в соответствии с нормативными документами идействующим законодательством.

11.6. Проектом должно быть предусмотрено проведениеобследования после выполнения ремонтных работ: полное — после замены илиизменения положения трубы, частичное — после ремонтных работ, не связанных сзаменой или изменением положения трубы.

11.7. Проектно-сметнаядокументация и типовые проекты на ремонт подводных переходов подлежит:

-регистрации в органах Госгортехнадзора РФ;

-экологической экспертизе и экспертизе на выполнение требованийпромбезопасности;

-согласованию с организациями-владельцами коммуникаций исооружений, охранные зоны которых могут быть нарушены при производстве ремонтаи другими заинтересованными организациями.

11.8. Ремонт должен выполняться в соответствии с проектомпроизводства работ разработанным на основании проектно-сметной документации.

11.9. Выполнение ремонта в пойменной части переходапроизводится на основании типового проекта и, разработанного на его основе,проекта производства работ привязанного к местным условиям.

11.10. Проект производства работ должен разрабатыватьсяспециализированной подрядной организацией, выполняющей ремонтные работы, исогласовываться Заказчиком (ОАО МН).

11.11. Подряднаяорганизация, разрабатывающая проектпроизводства работ и выполняющая ремонтные работы на подводных переходахмагистральных нефтепроводов должна иметь лицензии на выполнение данных видовработ, укомплектована необходимыми техническими средствами и квалифицированнымперсоналом.

11.12. Подрядная организация, выполняющая ремонтно-строительныеработы на подводном переходе, производит необходимые при выполнении работобследования. По результатам обследований оформляются акты на выполненныеработы, которые прикладываются к исполнительной документации.

11.13. Контроль за соблюдением проектных решений и качествомпроизводства ремонтных работ должен осуществляться в соответствии с«Регламентом авторского и технического надзора за строительством, техническимперевооружением и реконструкцией объектов ОАО МН».

11.14. Заказчик (ОАО МН) должен обеспечить технический надзорза качеством производства ремонтных работ.

11.15. Проектная организация, разработавшая проектно-сметнуюдокументацию, должна обеспечить авторский надзор за соблюдением проектныхрешений при производстве ремонтных работ.

11.16. По окончании производства ремонтных работ Подрядчикдолжен передать Заказчику (ОАО МН) исполнительную документацию на выполненныеработы.

12. ТРЕБОВАНИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙСРЕДЫ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПЕРЕХОДОВ ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ

12.1.Все работы по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту подводныхпереходов магистральных нефтепроводов через водные преграды должны выполнятьсяв соответствии с требованиями природоохранного законодательства РоссийскойФедерации и ее субъектов.

12.2.На переходах МН через водные преграды, как на опасных производственныхобъектах, должен проводиться производственный экологический контроль всоответствии с разделом X ФедеральногоЗакона Российской Федерации «Об охране окружающей природной среды» и«Регламентом проведения производственного экологического контроля в процессеэксплуатации и производства работ в дочерних акционерных обществах ОАО «АК «Транснефть».

12.3.Подрядчики, работающие на переходах МН через водные преграды, должны иметьсоответствующие лицензии на выполняемые ими виды работ и соблюдать требованияпо охране окружающей среды.

12.4. В разделе «Ликвидация аварий и их последствий наподводном переходе» Паспорта перехода МН через водную преграду должны содержаться:

-оперативный план ликвидации возможных аварий на переходе;

-выбор мест расстановки средств локализации и сбора нефти приаварии на ПМН;

-маршруты следования аварийных бригад;

-расчет объемов нефти, попадающей в реку при аварии на ПМН.

12.5.В ОАО МН и его структурных подразделениях должны быть разработаны и утвержденыпланы по ликвидации аварийных разливов нефти (ЛАРН) на ПМН. Планы ЛАРН должныбыть согласованы с органами исполнительной власти соответствующих субъектовРоссийской Федерации, местными экологическими организациями исполнительнойвласти, региональными службами по чрезвычайным ситуациям (РСЧС),территориальными органами Федерального горного и промышленного надзора России.

Планпо предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти на переходахмагистральных нефтепроводов должен содержать разделы:

-Установка и характеристика объекта и оценка обстановки привозможном максимальном разливе нефти.

-Мероприятия по предупреждению аварийных разливов нефти, проводимыев повседневной деятельности и при угрозе разлива нефти.

-Организация действий сил и средств при локализации аварийныхразливов нефти.

-Организация действий сил и средств при ликвидации аварийныхразливов нефти.

-Обеспечение действий органов управления, сил и средств.

-Мероприятия по временному хранению и утилизации собранной нефти иотработанных расходных материалов.

-Мероприятия по реабилитации территорий и объектов, загрязненных врезультате аварийных разливов нефти.

12.6.Приложения к плану ликвидации аварийного разлива нефти на ПМНдолжны содержать:

-Схема управления, связи и оповещения при аварийных разливах нефти.

-Расчет необходимого и достаточного количества сил и специальныхтехнических средств.

-Расчет доставки сил и специальных технических средств в районразлива нефти.

-План взаимодействия привлекаемых сил и средств, включаяпротивопожарные.

-План-график проведения работ по локализации разливов нефти.

-План-график проведения работ по ликвидации разливов нефти.

-Мероприятия по защите населения и объектов от разливов нефти.

-Схема размещения мест временного хранения и утилизации собраннойнефти и отработанных расходных материалов.

-Обеспеченность работников и населения средствами защиты.

-Договоры с взаимодействующими организациями,аварийно-спасательными формированиями (службами) на абонентское обслуживание.

-Географические, навигационно-гидрографические,гидрометеорологические Монтаж и особенности района аварийного разливанефти.

-Административно-географическое положение магистральныхнефтепроводов.

-Размещение сил и средств ABC ОАО «АК «Транснефть».

-Взаимодействие сил и средств ABC ОАО «АК «Транснефть».

-Распределение обязанностей должностных лиц в случае аварии.

-Перечень технической и организационной документации.

Кплану могут прилагаться справочные, расчетные данные (в виде графиков, схем,таблиц) и формализованные документы, которые должны храниться в отдельной папкевместе с планами ЛАРН.

12.7.План по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти на ПМН,сформированный на основе типового плана, должен содержать следующие сведения:

-прогнозирование возможных разливов нефти;

-количество и наименование сил и средств, достаточных дляликвидации чрезвычайных ситуаций, связанных с разливом нефти;

-соответствие имеющихся на объекте сил и средств задачам ликвидациии сведения о необходимости привлечения сторонних аварийно-спасательныхформирований;

-организация взаимодействия сил и средств;

-дислокация сил и средств;

-организация управления, связи и оповещения;

-порядок обеспечения постоянной готовности сил и средств суказанием организаций, которые несут ответственность за их поддержание вустановленной степени готовности;

-система взаимного обмена информацией между организациями -участниками ликвидации аварийного разлива нефти;

-первоочередные действия при получении сигнала о чрезвычайнойситуации;

-географические, навигационно-гидрографические,гидрометеорологические и другие особенности района, которые учитываются приорганизации и проведении операции по ликвидации аварийного разлива нефти;

-обеспечение безопасности населения и оказание медицинской помощи;

-график проведения операций по ликвидации разливов нефти;

-организация материально-технического, инженерного и финансовогообеспечения операций по ликвидации разливов нефти.

12.8.Разработанный и утвержденный план должен находится:

-у начальника СУПЛАВ, ЦРС, ЛЭС, НПС, ППН, ССН, ЛПДС, директора ПНБ за которыми закреплен конкретныйпереход;

-в отделе эксплуатации ОАО МН;

-у оператора НПС, ЛПДС;

-у диспетчера РНУ (УМН);

-у главного инженера РНУ (УМН);

-в отделе эксплуатации РНУ (УМН);

-в отделе экологической безопасности.

12.9. Состав технических средств, материалов и оборудованиядля ликвидации последствий аварий на ПМН назначается в соответствии с РД153.39.4-143-99 «Табель технического оснащения ОАО «АК «Транснефть» для восстановления трубопровода иликвидации разлива нефти при аварии на подводных переходах магистральныхнефтепроводов».

Приложение 1ПАСПОРТ
НА ПЕРЕХОД МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА ЧЕРЕЗ ВОДНУЮ ПРЕГРАДУ

_________________________________________________________________________

(наименованиенефтепровода)

через ____________________________________________________________________

(наименованиеводной преграды)

РНУ/УМН ________________________________________________________________

ОАОМН _________________________________________________________________

по состоянию на __________________________________________________________

(дата заполнения)

СВЕДЕНИЯ ОБ ОТВЕТСТВЕННЫХ ЛИЦАХ ПО ВЕДЕНИЮ И ПРОВЕРКЕ ПАСПОРТАПЕРЕХОДА

Ответственное лицо за составление паспорта__________________________________

______________________________________________________ тел._______________

Ответственное лицо по текущему ведению паспорта

______________________________________________________ тел._______________

Сведения о проверке паспорта должностным лицом

______________________________________________________ тел._______________

РАЗДЕЛ 1

Профессиональный И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ Монтаж ПЕРЕХОДА

1.1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПЕРЕХОДЕ

Нефтепровод_____________________________________________________________

Владелецперехода (УМН/РНУ) _____________________________________________

Проектнаяорганизация _____________________________________________________

Строительнаяорганизация __________________________________________________

Конструктивныйтип ПМН

(траншейный,«труба в трубе», ННБ, МТ) _____________________________________

Количествониток на переходе _______________________________________________

Год вводаниток

основная_______________ резервная ________________ резервная _____________

Наружныйдиаметр труб, в мм

основная_______________ резервная ________________ резервная _____________

Толщинастенки, в мм

основная_______________ резервная ________________ резервная _____________

Завод-изготовительтрубы

основная_______________________________________________________________

резервная______________________________________________________________

Марка стали,ТУ или ГОСТ

основная_______________________________________________________________

резервная______________________________________________________________

Характеристикатрубы-футляра: материал, наружный диаметр, толщина стенки,среда в межтрубном пространстве (для ПМН,выполненных способом МТ или «труба в трубе»):

основная_______________________________________________________________

резервная______________________________________________________________

КраткоеУстановка опорных конструкций (для воздушных переходов)

основная_______________________________________________________________

резервная______________________________________________________________

ДлинаПМН, м

основная_______________________________________________________________

резервная______________________________________________________________

Наименованиекатегории участка трубопровода

поСНиП 2.05.06-85*____________________________________________________

Наличиекруглосуточного дежурства на переходе ____________________________

Обходчик и его координаты

1._____________________________________________________________________

2._____________________________________________________________________

1.2. ПРОСТРАНСТВЕННЫЕ Монтаж ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Таблица 1

№ п/п

Нитка (основная/резервная)

Длина подводной части при уровне воды

Р = 1 %, м

Длина подводной части при уровне воды

Р = 10 %, м

Длина подводной части при меженном уровневоды, м

Общая протяженность от задвижки дозадвижки, м

Общая протяженность от задвижки дозадвижки, пикетаж

Глубина заложения при меженном уровне водыу правого берега, м

Глубина заложения при меженном уровне водыу левого берега, м

Глубина заложения при меженном уровне водыв русловой части, м

Расстояние между нитками в русле, м

Расстояние между нитками на пойме, м

Примечание. Р — обеспеченность в %.

1.3. ИСПЫТАНИЯ ТРУБОПРОВОДА ПРИ ВВОДЕ ЕГО В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

Таблица 2

Нитка (основная/резервная)

№ испытания

Дата испытания

Границы испытательного участка: от ПК, доПК

Протяженность, м

Величина давления на лев. берегу, кгс/см2

Величина давления на прав. берегу, кгс/см2

Выдержка по времени давления, час

Заключение из журнала дефектоскопии стыков

1.4. ХАРАКТЕРИСТИКА ПЕРЕКАЧИВАЕМЫХ ПО ТРУБОПРОВОДУ НЕФТЕЙ ИЛИПРОДУКТОВ

Таблица 3

№ п/п

НаименованиеМонтаж

Величина

Пропускная способность, (т/сутки, м/сут.)

Плотность нефтепродукта, кг/м3

Динамическая вязкость, Н × С/м2

Кинематическая вязкость, м2/сек

Температура застывания, tз, °С

Температура вспышки, tвсп, °С

1.5. СВЕДЕНИЯ ОБ ОБОРУДОВАНИИ ПЕРЕХОДА

Таблица 4

№ п/п

Наименование Монтаж

(основная)

(резервная)

Наличие запрещающих сигнальныхзнаков на берегах

Наличие световых сигналов вночное время

Сторонние коммуникации в зонеподводного перехода и их принадлежность (между створными сигнальными знаками, расположеннымивыше и ниже перехода)

Наличие камер пуска и приемаочистных устройств

Возможность пропускадиагностических приборов и ОУ по ниткам

Наличие футляра и среда вмежтрубном пространстве (для ПМН, выполненных способом МТ или «труба втрубе»)

Наличие и координаты береговыхмаркерных пунктов:

— левый берег

— правый берег

Местонахождение пунктанаблюдения (блок-поста обходчика)

1.6. КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ И ПУНКТЫ

Таблица 5

№ п/п

Наименование Монтаж

Основная

Резервная

Левый берег

Назначение

Местонахождение (наименованиепикета по магистральному трубопроводу), км

Марка, ГОСТ на приборы

Правый берег

Назначение

Местонахождение (наименованиепикета по магистральному трубопроводу), км

Марка, ГОСТ на приборы

1.7. СВЕДЕНИЯ О ЗАДВИЖКАХ

Таблица 6

Номера задвижек, пикетаж

Серия

Привод

Завод-изготовитель

Телемеханизация

Км по трассе

Ду

Ру

Ду

Ру

Ду

Ру

Ду

Ру

Ду

Ру

Ду

Ру

Ду

Ру

Ду

Ру

Ду

Ру

Ду

Ру

Ду

Ру

Ду

Ру

1.8. КРИВЫЕ ВСТАВКИ НА ПЕРЕХОДЕ ТРУБОПРОВОДА

Левый берег:

основная

Таблица 7

Местоположение ПК

Угол, град./мин.

резервная

Таблица 8

Местоположение ПК

Угол, град./мин.

Правый берег:

основная

Таблица 9

Местоположение ПК

Угол, град./мин.

резервная

Таблица 10

Местоположение ПК

Угол, град./мин.

1.9. БАЛЛАСТИРОВКА ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Таблица 11

№ п/п

Наименование Монтаж

Основная

Резервная

Вид

Материал

Вес одного пригруза, кг

Количество, шт.

Расстояние между пригрузами, м

Общая протяженностьтрубопровода, на который установлены пригрузы

ТУ на пригрузы

1.10. ИЗОЛЯЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

Таблица 12

№ п/п

Наименование Монтаж

Основная

Резервная

Тип изоляции

ГОСТ или ТУ

Протяженность участка трубы,покрытой этим типом изоляции

Тип изоляции стыков

ГОСТ или ТУ

1.11. УСТАНОВКИ ЭХЗ

Таблица 13

№ п/п

Наименование Монтаж

Основная

Резервная

Место установки катодной защиты

Тип

Протяженность защищенногоучастка, м

Год включения в эксплуатацию

Параметры установки

Величина защитного потенциала

Оценка состояния(удовлетворительное или неудовлетворительное)

Примечание:

1.12. ПУНКТЫ ИКАБЕЛИ СВЯЗИ В РАЙОНЕ ПЕРЕХОДА

Пунктузла связи и его расстояние от ППМН________________________________

Кабельнаялиния связи основная и резервная нитки, по нефтепроводу______________________________________________. Построена в _____________ г.

Местоположение кабелей связи в русле реки

1. Кабель связи проложен на глубине ___ м на расстоянии ___м от _______ нитки нефтепровода __________________ по течению

2._____________________________________________________________________

1.13.ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПЕРЕХОДА, ПОСТРОЕННОГОМЕТОДОМ ННБ

№ п/п

Наименование параметра

Техническая характеристика

Буровые работы:

— координаты входа и выходаскважины (проектные и фактические)

— углы входа и выхода скважины

— диаметр бурильной колонны

— тип системы ориентации

— диаметр обсадной колонны

— время бурения пилотнойскважины (дата начала и окончания)

— тип и диаметр первогорасширителя

— тип и диаметр второгорасширителя

Протаскивание трубопровода (дата, № акта)

— способ и время протаскивания

— максимальное тяговое усилие

1.14. ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПЕРЕХОДА, ПОСТРОЕННОГО МЕТОДОМ МТ

№ п/п

Наименование параметра

Техническая характеристика

Буровые работы:

— координаты оси тоннеля(проектные и фактические)

— углы входа и выхода скважины

— тип системы ориентации

— диаметр обсадной колонны

— время прокладки тоннеля (датаначала и окончания)

— тип и диаметр щита

— тип и диаметр труб тоннеля

Протаскивание трубопровода(дата, № акта)

— способ и время протаскивания

— максимальное тяговое усилие

— устройства для защиты изоляциипри протаскивании дюкера

— среда заполнения межтрубногопространства

РАЗДЕЛ 2

ГИДРОМОРФОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА УЧАСТКА РЕКИ В РАЙОНЕ ПЕРЕХОДА

2.1. МЕТЕОРОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ В РАЙОНЕ ПЕРЕХОДА

Климатическаяхарактеристика района подводного перехода магистрального нефтепроводапроводится по данным многолетних наблюдений на метеостанции_______________________________________.

Климатрайона ________ и характеризуется ________ зимой и ____________ летом.Среднегодовая температура воздуха составляет _______ °С. Среднемесячнаятемпература воздуха в градусах приводится ниже в табличной форме (табл. 14). Отрицательные среднемесячные температуры воздуханаступают в ______ и удерживаются до ______ включительно. ______ — первыйтеплый месяц со средней температурой воздуха выше 0 °С. Самый жаркий месяц- __________, среднемесячная температура ______ °С.

ДляМонтаж структуры термического режима, в табл. 15 приводятся даты перехода среднесуточных температурчерез 0; ±5; ±1; ±15 °С ипродолжительностью переходов (дней) с температурой выше или ниже указанныхпределов.

Каквидно из таблицы, весенний подъем температуры происходит ________. Переходсреднесуточной температуры воздуха через 0 °С происходит в _____ декаде.Переход среднесуточных температур через 5 и 10 °С происходитво ___________________________________________________________________________.

Продолжительностьвесеннего периода, со среднесуточной температурой от 0 до 10 °Ссоставляет около _____ дней.

Лето(переход среднесуточной температуры через 15 °С) начинается в ____________ ипродолжается около _______ дней.

Периодс отрицательными температурами устанавливается в среднем в ______ иудерживается ______________. Продолжительность перехода сосреднесуточной температурой ниже 0 °С длится около _____ дней. Абсолютныйминимум температуры воздуха (по месяцам) в градусах представлены в табл. 16. Абсолютный максимум температурывоздуха (по месяцам) в градусах представлены в табл. 17.

Годоваяамплитуда колебаний температур по району составляет ______ °С.Продолжительность безморозного периода около ______ дней,последние заморозки возможны в _________, а первые — _________.

Среднегодовоеколичество осадков составляет _____ мм, из них _____ мм в теплое время.Месячная сумма осадков может колебаться от _____ мм до ______ мм.

Устойчивыйснежный покров появляется в среднем ______. Ранняя дата появления -__________, поздняя — _________. Мощность снежного покрова на открытых местахв среднем _____ см, а защищенных — _____ см и более. Разрушение устойчивогоснежного покрова происходит ______ с колебаниями: _______. Продолжительностьпериодов со снежным покровом в среднем _____ дня.

Загод в районе ________ наблюдаются туманы до ________ дней, за них в холодныйпериод _____ дней, в теплый — ________ дней.

Наибольшаяглубина промерзания почвы составляет ________ м на открытых возвышенностях.

Ветры преобладают ________________направлений. Среднегодовая скорость ветра составляет ________ м/сек.Наибольшая скорость ветра наблюдается в ________ период (________ м/сек.), наименьшая — ________ (________ м/сек).

Таблица 14

Среднесуточная температура воздуха

Месяц

III

VII

VIII

XII

Температура

Таблица 15

Средние даты перехода среднесуточных температур

Наименование метеостанции

Вышепределов, °С

Нижепределов, °С

-5

-10

Таблица 16

Абсолютный минимум температура воздуха (по месяцам) в градусах

Месяц

III

VII

VIII

XII

Температура

Таблица17

Абсолютный максимум температура воздуха(по месяцам) в градусах

Месяц

III

VII

VIII

XII

Температура

2.2.ФИЗИКО-ГЕОГРАФИЧЕСКИЕ Монтаж РЕКИ, ПЕРЕСЕКАЕМОЙ ПЕРЕХОДОМ

ТекстовоеУстановка физико-географических характеристик реки

Скороститечения при различных уровнях воды, охватывающих всю амплитуду возможныхколебаний в период весеннего половодья, летне-осенней и зимней межени,приведены в таблице 18; вычисленныепо материалам наблюдений по водомерному посту ______________________,расположенному в _________ км ниже перехода нефтепровода.

Таблица18

Монтаж

Летние

Зимние

Отметка уровня воды, м

Скорости течения, м/сек

средние

максимальные

2.3.ГИДРОЛОГИЧЕСКИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ УЧАСТКЕ РЕКИ В РАЙОНЕ ПЕРЕХОДА

Переходнефтепровода _____________________________________________________

через____________________________________________________________________

находится в_______________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Участокперехода располагается _____________________________________________

_________________________________________________________________________

Ближайшийводомерный пост_______________________________________________

находится________________________________________________________________

«Нуль графика»водпоста, м БС ______________________________________________

Местоположениеи отметка реперов Государственной сети, находящихся в районе перехода(наносятся на план перехода), нанесены на план.

Наличиесудоходства ______________________________________________________

Подводныйпереход находится от устья реки на км _____________________________

поданным ________________________________________________________________

2.4. ХАРАКТЕРНЫЕ УРОВНИ И РАСХОДЫ ВОДЫ

Река

Водпост

за периоднаблюдений с ______ по _____ гг. __________

«нуль графика»водпоста, мБС ______________________.

Таблица 19

Наименование

Высший уровень половодья (зимний), см, мБС, дата

Низший уровень, см, м БС, дата

Низший уровень (межень), см, м БС, дата

Наибольший расход (м3/с), дата

Наименьший расход зимний (м3/с),дата

Наименьший расход летний (м3/с),дата

Дата весеннего ледохода (вскрытие)

Дата начала ледостава

Средний

Высший

Низший

Наибольшая толщина льда в районе перехода, см ______________

Наличиезаторов, зажоров __________________________________

Наличиерастительности на левом и правом берегах ____________

2.5. ОТМЕТКИОБЕСПЕЧЕННЫХ УРОВНЕЙ ВОДЫ РЕКИ ПО ДАННОМУ ВОДПОСТУИЛИ НА ПОДВОДНОМ ПЕРЕХОДЕ

Река__________________________.

Таблица 20

Процент обеспеченности

1 %

10 %

95 % за год

Уровни в мБС

Источникинформации: ______________________________________________________

2.6. СОВМЕЩЕННЫЙ ГРАФИК КОЛЕБАНИЯ УРОВНЯ ВОДЫ ПО ВОДОМЕРНОМУ ПОСТУ

Условные обозначения 1965 г., максимальный

1970 г., средний

1962 г., минимальный

2.7. УстановкаГИДРОТЕХНИЧЕСКИХ СООРУЖЕНИЙ В РАЙОНЕ ПЕРЕХОДА

Врайоне ПМН ______ через ___________ гидроПрофессиональный сооружения _____________________________. Гидрологический режим данной реки определяется

___________________________________________________________________________

Отметканормального подпорного горизонта — ____________ м; отметка форсированногогоризонта в половодье, вероятностью превышения 0,1 % — _________ м;предельная высота призмы сработки в нормальных условиях — __________ м, висключительных условиях по согласовании с __________ — __________ м.

Отметка максимального летнего уровня в створе перехода равна______________ м.

2.8. ГИДРОМЕТРИЧЕСКИЕ ИЗМЕРЕНИЯ НА РЕКЕ В СТВОРЕ ПЕРЕХОДА

Таблица 21

Время и место замеров

Дата проведения работ

Ширина реки, м

Максимальная глубина, м

Средняя скорость течения, м/с

Расход воды, м3/с

Уровень воды, м БС

Организация, выполнявшая эти работы

ППМН

Зимняя межень

Летняя межень

Половодье

1. Гидроствор

(основная нитка)

зимняя межень

Летняя межень

Половодье

2. Гидроствор

(резервная нитка)

зимняя межень

Летняя межень

Половодье

Резерв, гидроствор, егоместоположение.

Зимняя межень

Летняя межень

Половодье

2.9. ПЛАН ПОДВОДНОГО ПЕРЕХОДА (РУСЛОВАЯ ИТОПОГРАФИЧЕСКАЯ СЪЕМКА)

2.10. ПРОФИЛЬ ПОДВОДНОГО ПЕРЕХОДА ОТЗАДВИЖКИ ДО ЗАДВИЖКИ

Резервная нитка

2.11.РУСЛОВЫЕ ДЕФОРМАЦИИ
(ГИДРОМОРФОЛОГИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ РУСЛОВОГО ПРОЦЕССА)

Текстовое Установка русловых деформаций (гидроморфологическогопроцесса)

2.12. РЕПЕРЫ ИОТМЕТКИ ИХ ВЫСОТ НА ПЕРЕХОДЕ

Таблица 21а

№ п/п

Вид пункта, номер, тип

Установка пункта, его местоположение

Координаты

Отметка

Кроки

РАЗДЕЛ 3

СВЕДЕНИЯ О РАБОТАХ, ПРОВОДИМЫХ НА ПЕРЕХОДЕ

3.1. ИСПЫТАНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ В ПРОЦЕССЕЭКСПЛУАТАЦИИ

Таблица 22

Нитка (осн./рез.)

№испытания

Датаиспытания

Границыиспытательного участка: от ПК, до ПК

Протяженность,м

Величинадавления на лев. берегу, кгс/см2

Величинадавления на прав, берегу, кгс/см2

Выдержкапо времени давления, час

Заключениеиз журнала дефектоскопии стыков

3.2.1. ПРОМЫВКА ТРУБОПРОВОДА

Таблица 22а

Нитка (оси./рез.)

Дата и время начала

Время промывки, час

Давление до промывки, кгс/см2

Давление после промывки, кгс/см2

Ответственный за промывку

3.2.2. ОЧИСТКА ТРУБОПРОВОДА

Таблица 22б

Нитка (осн./рез.)

Дата и время

Тип снаряда

Результат очистки

Ответственный за очистку

3.3. ВНУТРИТРУБНАЯ ДИАГНОСТИКАТРУБОПРОВОДОВ

Таблица 23

Нитка (осн./рез.)

Датапроведения

Наименованиеснаряда, пропускаемого по трубе

Наименованиенитки подводного трубопровода

Результатыдиагностики

Примечание

3.4. ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ ПО ДАННЫМ ЧАСТИЧНОГО ИПОЛНОГО ОБСЛЕДОВАНИЙ

Таблица 24

Нитка (осн./рез.)

Датаобследования

Класс

Берегоукрепление- надводная часть

Берегоукрепление- подводная часть

Наличиеи длина оголенных и провисающих участков

Наименьшаятолщина защитного слоя над трубопроводом, м

Нарушениеизоляции

СостояниеЭХЗ

3.5. СВЕДЕНИЯ О КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ И ТЕХНИЧЕСКОМ ОБСЛУЖИВАНИИ НАПЕРЕХОДЕ

Таблица 25

Нитка (осн./рез.)

Дата производства работ

Место производства работ

Наименование выполненных работ и их объемы(руб., м3 и т.д.)

Организация, выполнявшая ремонт илитехническое обслуживание

РАЗДЕЛ 4

ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ И ИХ ПОСЛЕДСТВИЙ НА ПЕРЕХОДЕ

Образец

УТВЕРЖДАЮ

Главный инженер ОАО МН

«__» _____________ 200_ г.

Оперативный план ликвидации возможных аварий на переходе н/п__________ через ____________________

Таблица 27

№

Наименование мероприятий

Продолжительность

Ответственные за выполнение

Получение диспетчером сигнала обаварии (определяется по балансу и (или) по информации, поступающей с датчиковконтроля утечек по каналам телемеханики)

«Ч»

Остановка перекачки нефти по н/п_____________ и н/п _________________ с НПС ___________________

«Ч» + 1 мин.

Диспетчер _________ РНУ

Извещение диспетчераОАО __________ руководства РНУ и ЛПДС,дежурных ЦРС, ЛЭС и других органов согласно схеме оповещения

«Ч» + 10 мин.

Диспетчер _________ РНУ

Выезд патрульной группы ЛЭС врайон аварии на подводный переход МН через р. ___________

«Ч» + 30 мин.

Начальник ЛЭС _____________

Получение информации о характереи масштабах аварии от патрульной группы

«Ч» + 1 час

Начальник ЛПДС _____________

Последовательное закрытиемагистральных задвижек н/п ________ на НПС ________, на НПС ________, на НПС________, на НПС _________, на НПС _______ в режиме ТМ. Пуск перекачки нефти по н/п ___________

«Ч» + 1 ч 30 мин.

Диспетчер _________ РНУ

Сбор аварийных бригад ЛЭС_________, ЛЭС ___________, ЦРС ____________, ЦРС ____________, _____________

«Ч» + 2 ч

Начальники подразделений

Подготовка к транспортировкебонов типа ______________, нефтесборщиков,катера ЛЭС. Подготовка к выезду трубовозов, бульдозеров, экскаваторов идругой спецтехники

«Ч» + 2 ч

Начальники подразделений

Прибытие аварийных бригад ЛЭС ______________на место развертывания боновых заграждений______ (лев. б. р. ___ — ________ км), (пр.б. р. ______ — _______ км)

«Ч» + 3 ч

Начальники подразделений

Прибытие аварийной бригады ЦРС ______ наместо аварии (ППМН, _____ км по р. _________)с агрегатами __________

«Ч» + 4 ч 30 мин.

Начальник ЦРС ____________

Установка стационарногометаллического бона в рабочее положение и развертывание бонов типа ________на ____ км р. _________ (1-ый рубеж)

«Ч» + 3 ч

Начальник ЛЭС

Расстановка нефтесборной иоткачивающей техники, разработка котлованов

«Ч» + 6 ч

Начальник ЛЭС

Прибытие сервисной группы ________ иаварийной бригады ЦРС _______ на место аварии (ППМН, ____ км по р. _____)

«Ч» + 6 ч

Начальник ЦРС

Прибытие аварийной бригады ЛЭС_____________ на место развертывания боновых заграждений в район ______(левый берег р._________ — ________ км)

«Ч» + 4 ч

Начальник ЛЭС ___________

Прибытие агрегата ________ иассенизационной машины на место расстановки бонов — ________ км по р._____________

«Ч» + 6 ч

Начальники ЛЭС

Начало сбора нефти с поверхностиводы нефтесборщиками с последующей закачкой в приготовленные амбары

«Ч» + 4 ч

Начальник ЛЭС

Врезка «холодным» способомзадвижек Ду 150 на правом берегу р._______ в н/п ___________ для закачки воды и на левом берегу в н/п ________ и н/п ________ для откачки-закачкивытесняемой нефти

«Ч» + 8 ч

Начальник ЦРС ____________

Обвязка первого агрегата____________ на правом берегу с вантузом Ду 150 в н/п ________________ для закачки воды.

Обвязка второго агрегата_____________ на левом берегу с вантузами Ду150 в н/п _______ и н/п ________ дляоткачки-закачки вытесняемой нефти

«Ч» + 8 ч 30 мин.

Начальник ЦРС

Закачка воды в переход н/п_________ через вантуз Ду 150 на правом берегур. _________ и закачка вытесняемой нефти в н/п ________ на левом берегу р. ____________

Объем закачиваемой нефти — V =________ м3

«Ч» + 13 ч

Начальник ЦРС _____________

Пуск перекачки нефти порезервной нитке перехода н/п ___________ через р. ______________

«Ч» + 14 ч

Ст. диспетчер __________ РНУ

Начальник ЦРС ______________

Начальник ЛЭС ______________

Главный инженер _________ РНУ ______________

Выбор мест расстановкисредств локализации и сбора нефти при аварии ПМН__________ через р. __________

Местонахождениеподводного перехода по р. _________ — ________ км;

Скорость теченияреки по гидроствору — ______ м/сек. (_______ км/ч);

Местонахождениестационарного металлического бона — _________ км;

Место установкикаскада боковых заграждений типа _____ — _______ км (1-ый рубеж);

Месторасположения 2-го рубежа боковых заграждений типа ______ — _______ км;

Расчетное времяустановки стационарного металлического бона в рабочее положение иразворачивание бонов типа ______ на 1-ом и 2-ом рубежах — «Ч»+ 5 ч;

Расчетное времяприбытия нефтяного пятна на ______ км — «Ч» + 6 ч;

Расчетное времяприбытия нефтяного пятна на ______ км — «Ч» + 8 ч;

Окончаниеустановки средств локализации нефти предусматривается за ___ час до прибытиянефтяного пятна. С учетом скорости течения реки, а также возможности подъезда кберегу техники принимаем район установки боковых заграждений на______ км (1-ый рубеж) и на ______ км (2-ой рубеж).

Начальник ЦРС _____________________

Главныйинженер _________ РНУ _____

Таблица 28

Маршруты следования аварийно-спасательных бригад

№

Маршрут

Пункт назначения

Расстояние, км

Время в пути, час

ЛЭС ______ -___________

Место установки бонов

ЛЭС ______ — ___________

Место установки бонов

ЦРС__________________

Место аварии

ЦРС__________________

Место аварии

ЛЭС ______ -___________

Место установки бонов

Начальник ЛЭС _____________________

НачальникЦРС _____________________

Главныйинженер _______ РНУ _______

Расчет объемовнефти, попадающей в реку ____________, при аварии на основной ниткенефтепровода ___________

Расчетпроизводится в соответствии с условиями, установленными ПостановлениемПравительства РФ от 21.08.2000 г. № 613.

Припрогнозировании возможных размеров и последствий аварийного разлива нефтинеобходимо исходить из максимально возможного объема разлившейся нефти иопределять объемы:

припорыве — из расчета 25 % максимального объема прокачки в течение 6 часови объема нефти между запорными задвижками на поврежденном участке трубопроводапо формуле:

МнΣ = Мн + Мн.пор.

Массанефти между задвижками определяется по формуле:

Мн = π × D2 × L × 103 × ρ / (4× 106).

Массанефти, вытекающей из отверстия «порыв», определяется по формуле:

Мн.пор. = Гзагр× 6 × 0,25 / (365 × 24);

припроколе — из расчета 2 % максимального объема прокачки в течение 14 днейпо формуле:

Мн.прок. = Гзагр× 14 × 0,02 / 365;

гдеМн — массаразлившейся нефти, т; Гзагр — максимальный годовой объем прокачки, т в год; D — диаметр трубопровода, мм; L — длина участка между задвижками, км; ρ — плотность нефти 0,85, т/м3.

Таблица29

Максимально возможный разлив нефти при аварии на ПП

Нитка (осн./рез.)

Максимальновозможный разлив нефти при аварии на ПП

Припорыве

Припроколе

РАЗДЕЛ 5 МОНИТОРИНГ

РАСПОЛОЖЕНИЕ ДЕФЕКТОВ ПОР, ДПР (В РУСЛОВОЙ ЧАСТИ) И СРОКИПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ И ДДК НА ПМН _______________________ Р. __________________________________ НИТКА

№ особенности

Вид особенности

Дистанция, м

Параметры особенностей (дефектов)

Дата и метод ремонта

Метод ремонта по РД 153-39-030-98

Дата проведения ДДК (размеры дефекта)

Результат ДДК

Наименование

Глубина, мм

Длина, мм

Ширина, мм

Тип ВИП, дата контроля ______________

От береговой задвижки до урезареки

Тип ВИП, дата контроля _________________

Русло реки

Тип ВИП, дата контроля__________________

От уреза реки до береговой задвижки

УТВЕРЖДАЮ

________________________

Руководительорганизации,

______________________г.

проводившей мониторинг

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

О техническом состоянии и сроках дальнейшей эксплуатации ППМН

Объектмониторинга: Подводный переход магистрального нефтепровода (наименованиенефтепровода, км. по трассе, название водной преграды,вид нитки)____________. Введен в эксплуатацию в (дата ввода),не переукладывался (переукладывался).

Организация,ведущая мониторинг: _________________________________________

-лицензия № _____________ Госгортехнадзора РФот _____ г.;

-лицензия № __________________ протокол № ___ Федеральноголицензионного центра от 23.10.2000 г.;

-лицензия № ______________________ Министерство природныхресурсов Российской Федерации от ___________ г.

Датавыдачи заключения по результатам мониторинга: «__» __________ г.

Принадлежностьобъекта проведения мониторинга: (ОАО МН).

Мониторингтехнического состояния подводного перехода (название воднойпреграды) показал:

1. Обследование снарядами внутритрубной инспекции ОАО ЦТД «Диаскан».

-Вид снаряда и дата проведения инспекции — «___»(дата инспекции).

-выявлено наличие дефектов ДПР — (__ шт.);

-из них дефектов ПОР — (___ шт.);

Результатыанализа внутритрубной инспекции:

-Акты ДДК поступали (не поступали) в ОАО ЦТД «Диаскан».

-Количество дефектов исключенных из группы ПОР по акту ДДК — (__ шт.).

-Количество отремонтированных дефектов ПОР — (___ шт.).

-Количество не отремонтированных дефектов ПОР — (___ шт.).

-Методы проведенных ремонтов соответствуют (не соответствуют)требованиям НТД.

-Техническое состояние металла трубы подводного переходамагистрального нефтепровода (название ППМН, км потрассе, вид нитки) на ________ (дата) соответствует (несоответствует) требованиям НТД.

2.Состояние изоляции удовлетворительное (не удовлетворительное).

3.Анализ русловых процессов и планово-высотного положения выполненный по отчетами данным заказчика, а также на основании инженерных изысканий, проведенных__________________ (дата), выявили:

-участки ППМН: с минимальной глубиной залегания до верханефтепровода не обнаружено (обнаружено на следующих пикетах);

-участков с оголением трубы не обнаружено (обнаружено наследующих пикетах);

-участков с провисом трубы не обнаружено (обнаруженона следующих пикетах).

4.Анализ статической прочности трубопровода подводного перехода нефтепровода (наименованиенефтепровода, км. по трассе, название водной преграды,вид нитки) показал, что с учетом прогноза увеличения глубины наиболееопасного дефекта эксплуатация ППМН допускается при соблюдениидавления на участке не более (___) МПа и при исключенииусловий возникновения гидроудара.

5.Заключение: Учитывая длительность эксплуатации ППМН:

-по результатам анализа внутритрубной инспекции — ___ лет;

-по результатам анализа русловых процессов и планово-высотногоположения — ____ лет;

-по прогнозу развития дефекта №____ в дефект ПОР — ___ лет;

гарантийный срок эксплуатации (название ППМН, км. по трассе, виднитки) устанавливается (срок гарантийной эксплуатации), при условии сохранения заданных режимов эксплуатации и приисключении возникновения гидроудара. Гарантийный срокотсчитывается с момента утверждения настоящего заключения.

Подписи ______________________

______________________

Приложение 2ПЕРЕЧЕНЬ ИСПОЛНИТЕЛЬНОЙДОКУМЕНТАЦИИ НА ПЕРЕХОД ПОСТРОЕННЫЙ МЕТОДОМ ННБ, ЗАКОНЧЕННЫЙ СТРОИТЕЛЬСТВОМ

Исполнительнаяпроизводственная документация на подводный переход нефтепровода составляется впроцессе его строительства строительной и другими заинтересованнымиорганизациями в целях подтверждения:

-факта выполнения работ;

-требуемого уровня их качества, соответствия проекту и нормативнойдокументации:

-участия конкретных исполнителей (организаций, подразделений илилиц) в работах на переходе.

Типоваяисполнительная документация на строительство подводного перехода формируется наоснове СНиП3.01.04-87 «Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов.Основные положения», СНиП III-42-80* «Магистральныетрубопроводы. Правила производства и приемки работ», ВСН012-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контролькачества и приемка работ» и ВСН010-88 «Строительство магистральных трубопроводов. Подводные переходы».

Составдокументации:

1.Акт на закрепление границ подводно-технических работ.

2.Акт на геодезическую подготовку строительства подводного перехода.

3.Разрешение на право производства работ.

4.Список сварщиков и допускные листы.

5.Журнал сварки труб. Приложение — Схема сварных стыков.

6.Заключение по проверке качества сварных соединений физическими иультразвуковым методами контроля.

7.Журнал регистрации результатов механических испытаний допускныхи контрольных сварных соединений.

8.Разрешение на право производства предварительного (поэтапного)испытания трубопроводов и участков категории В.

9.Журнал производства буровых работ при устройстве пилотной скважиныи ее расширении.

10.Ведомость бурения пилотной скважины с приложением координат еетраектории (компьютерной распечатки).

11.Утвержденная и согласованная «Инструкция по гидроиспытанию иочистке полости трубопровода».

12.Акт испытания на прочность и проверки на герметичность и удалениеиспытательной среды после испытания трубопровода.

13.Разрешение на протаскивание плети в подготовленную скважину.

14.Акт на протаскивание трубопровода в скважину с приложениемпродольного профиля и плана уложенного трубопровода.

15.Акт оценки качества изоляции законченного строительством переходатрубопровода.

16.Акт приемки подводного перехода, построенного способом ННБ.

17.Паспорт на переход, построенный способом наклонно-направленногобурения с исполнительным планом и профилем.

18.Акт приемки-передачи подводного трубопровода в монтаж с общеймагистралью.

19.Акт приемки-передачи подводного перехода строительнойорганизацией Заказчику.

20.Полный комплект исполнительной проектной документации.

21.Паспорта и сертификаты на материалы и изделия, либо другиедокументы, удостоверяющие тип и качество материалов, конструкций и изделий,примененных при строительстве перехода.

22.Перечень согласований и изменений проекта.

Приложение 3ПЕРЕЧЕНЬ ИСПОЛНИТЕЛЬНОЙДОКУМЕНТАЦИИ НА ПЕРЕХОД ПОСТРОЕННЫЙ МЕТОДОМ МТ, ЗАКОНЧЕННЫЙ СТРОИТЕЛЬСТВОМ

-факта выполнения работ;

-требуемого уровня их качества, соответствия проекту и нормативнойдокументации;

-участия конкретных исполнителей (организаций, подразделений илилиц) в работах на переходе.

Составдокументации:

1.Акт на закрепление границ подводно-технических работ.

2.Акт на геодезическую подготовку строительства подводного перехода.

3.Разрешение на право производства работ.

4.Список сварщиков и допускные листы.

5.Журнал сварки труб. Приложение — Схема сварных стыков.

6.Заключение по проверке качества сварных соединений физическими иультразвуковым методами контроля.

7.Журнал регистрации результатов механических испытаний допускныхи контрольных сварных соединений.

9.Журнал производства проходческих работ при устройстве тоннеля.

10. Ведомостьстроительства тоннеля с приложением координат его траектории (компьютернойраспечатки).

11. Утвержденная исогласованная «Инструкция по гидроиспытанию и очистке полости трубопровода».

12. Акт испытания напрочность и проверки на герметичность и удаление испытательной среды послеиспытания трубопровода.

13. Разрешение напротаскивание плети в подготовленный тоннель.

14. Акт напротаскивание трубопровода в тоннель с приложением продольного профиля и планауложенного трубопровода.

15. Акт оценкикачества изоляции законченного строительством перехода трубопровода.

16. Акт приемки подводногоперехода, построенного способом МТ.

17. Паспорт напереход, построенный способом МТ с исполнительным планом и профилем.

18. Актприемки-передачи подводного трубопровода в монтаж с общей магистралью.

19. Акт приемки-передачиподводного перехода строительной организацией Заказчику.

20. Полный комплектисполнительной проектной документации.

21. Паспорта исертификаты на материалы и изделия, либо другие документы, удостоверяющие тип икачество материалов, конструкций и изделий, примененных при строительствеперехода.

22. Переченьсогласований и изменений проекта.

Приложение 4ПЕРЕЧЕНЬ ИСПОЛНИТЕЛЬНОЙДОКУМЕНТАЦИИ НА ПЕРЕХОД, ЗАКОНЧЕННЫЙ СТРОИТЕЛЬСТВОМ

-факта выполнения работ;

-требуемого уровня их качества, соответствия проекту и нормативнойдокументации;

-участия конкретных исполнителей (организаций, подразделений илилиц) в работах на переходе.

Составдокументации:

1.Акт на закрепление границ подводно-технических работ.

2.Акт на геодезическую подготовку строительства подводного перехода.

3.Разрешение на право производства работ.

4.Список сварщиков и допускные листы.

5.Журнал сварки труб. Приложение — Схема сварных стыков.

6.Заключение по проверке качества сварных соединений неразрушающимиметодами контроля.

7.Журнал регистрации результатов механических испытаний допускныхи контрольных сварных соединений.

9.Журнал производства земляных работ.

10. Акт приемкиготовой траншеи. Приложение: Ведомость проектных и фактических отметок днатраншеи по оси нитки.

11. Утвержденнаяи согласованная «Инструкция по гидроиспытанию и очистке полости трубопровода».

12. Акт испытания напрочность и проверки на герметичность и удаление испытательной среды послеиспытания трубопровода.

13. Разрешение наукладку трубопровода.

14. Акт проверкиукладки трубопровода с приложением продольного профиля и плана уложенноготрубопровода.

15. Акт оценкикачества изоляции законченного строительством перехода трубопровода.

16. Акт приемкиподводного перехода.

17. Паспорт напереход с исполнительным планом и профилем.

18. Актприемки-передачи подводного трубопровода в монтаж с общей магистралью.

19. Актприемки-передачи подводного перехода строительной организацией Заказчику.

20. Полный комплектисполнительной проектной документации.

21. Паспорта исертификаты на материалы и изделия, либо другие документы, удостоверяющие тип икачество материалов, конструкций и изделий, примененных при строительствеперехода.

22. Переченьсогласований и изменений проекта.

Приложение 5

Согласовано Утверждаю

Руководительподрядной организации Главный инженерОАО МН

_____________________ ________________________

______________(_____) _______________(________)

(подпись) ФИО (подпись) ФИО

«__» _________ 200_ г. «__»___________ 200_ г.

Техническое задание на проведение обследованияэксплуатируемого ППМН

_________________________________________________________________________

(наименованиенефтепровода, км по трассе, водная преграда)

Разработал:

НачальникОЭ ОАО МН __________________ (______________________________)

подпись ФИО

200__ г.

Заказчик_______________________________________________________________

Исполнитель___________________________________________________________

Объектпроведения обследования ППМН

Наименованиенефтепровода, км по трассе _________________________________

Наименованиеводной преграды ___________________________________________

РНУ(УМН) ____________________________________________________________

НПС(ЛПДС) ___________________________________________________________

Требования квыполнению обследования ППМН

1.Срок обследования:

Начало__________________________ окончание ____________________________

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

2.Продолжительность обследования ______________ дней.

3. Категория обследования _______________________

4. Виды работ,выполняемые при обследовании:

№ п/п

Наименование работ

Объем работ

Ед. изм.

Кол-во

Требования коформлению отчета

1.Срок представления отчета «___»__________ 200_ г.

2.Технический отчет должен состоять из текстовой и графической частей(картографические материалы, профили, фотографии) и включать следующуюинформацию:

-место расположения ППМН, название водоема,дату проведения и объем выполненных работ по обследованию;

-наименование организации, выполнившей обследование ППМН, фамилии идолжности исполнителей;

-перечень нормативных документов, на основании которых проводилосьобследование ППМН;

-перечень используемого оборудования и инструмента;

-Краткую техническую характеристику ППМН, данные о проведенныхремонтных работах, данные о 3-х предыдущих обследованиях;

-расчет и прогноз планово-высотных деформаций водотока;

-наличие и размеры оголений и провисов трубопровода;

-нанесение на профиль результатов последней внутритрубной инспекции(дефектов ДПР, ПОР);

-список используемых приборов.

3.Заключительная часть технического отчета должна содержать:

-заключение о гарантийном сроке эксплуатации нефтепровода(Приложение 13);

-срок следующего обследования согласно Регламенту или обоснованиесокращения регламентных сроков;

-рекомендации по выполнению ремонтных работ.

4. Техническийотчет оформить в бумажном и электронном виде, в трех экземплярах, подписатьисполнителями и представить руководителю эксплуатирующейорганизации.

Графическуючасть технического отчета (топографический и гидрографический планы, профиль)оформить в соответствии с требованиями СНиП11-02-96 и СП 11-104-97.

Первичнаядокументация — Акт обследования ППМН.

Окончательныйдокумент — Технический отчет по обследованию ППМН в бумажном иэлектронном виде с приложениями. Формат текстовых данных — Word (.doc), графических -AutoCAD (.dwg 3-х мерный).

Приложение 6

Согласовано Утверждаю

Руководительподрядной организации Главный инженерОАО МН

_____________________ ________________________

______________(_____) _______________(________)

(подпись) ФИО (подпись) ФИО

«__» _________ 200_ г. «__»___________ 200_ г.

Техническое задание на проведение обследованиявновь строящихся, ремонтируемых и реконструируемых ППМН

_________________________________________________________________________

(наименованиенефтепровода, км по трассе, водная преграда,

_________________________________________________________________________

видстроительства, ремонта, реконструкции)

Разработал:

НачальникОКС ОАО МН ________________ (______________________________)

подпись ФИО

200__ г.

Заказчик_______________________________________________________________

Исполнитель___________________________________________________________

Объектпроведения обследования ППМН

Наименованиенефтепровода, км по трассе __________________________________

Наименованиеводной преграды ___________________________________________

РНУ(УМН) ____________________________________________________________

НПС(ЛПДС) ___________________________________________________________

Требования квыполнению обследования ППМН

1.Срок обследования:

Начало__________________________ окончание ____________________________

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

2.Продолжительность обследования __________________________________ дней.

3. Категория обследования:_______________________________________________

4. Виды работ, выполняемые приобследовании ППМН:

Припроведении обследования вновь строящихся, реконструируемых и ремонтируемых спереукладкой труб ППМН выполнить частичное обследование. По результатамобследования сделать выводы о состоянии разрабатываемой траншеи, уложенногомагистрального нефтепровода в траншею, дна водной преграды после засыпкитраншеи. Этапы работ:

-промеры глубин до начала земляных работ в русле;

-промеры глубин после окончания разработки траншеи для определениясоответствия проектным отметкам;

-обследование водолазом разработанной траншеи перед укладкой дюкера;

-промеры глубин после укладки дюкера для определения соответствияпроектным отметкам;

-водолазные работы для обследования состояния футеровки, пригрузов;

-промеры глубин после засыпки уложенного дюкера для определениясоответствия проектным отметкам.

Припроведении частичного обследования ремонтируемых ППМН выполнить виды работ, порезультатам которых делаются выводы о состоянии ремонта магистральногонефтепровода:

-промеры глубин перед выполнением ремонтных работ для уточненияобъемов предстоящих работ;

-промеры глубин в процессе выполнения ремонтных работ;

-промеры глубин по окончании ремонтных работ, для определениясоответствия проекту.

Требования коформлению отчета

Срокпредставления отчета «____» ________________200_ г.

Техническийотчет должен состоять из текстовой и графической частей (картографическиематериалы, профили, фотографии) с включением Актов выполненных работ и долженвключать следующую информацию:

-место расположения ППМН, название водоема,дату проведения и объем выполненных работ по обследованию;

-наименование организации, выполнившей обследование ППМН, фамилии идолжности исполнителей;

-перечень нормативных документов, на основании которых проводилосьобследование ППМН;

-перечень используемого оборудования и инструмента;

-краткую техническую характеристику ППМН, данные о проведенныхремонтных работах;

-наличие и размеры оголений и провисов трубопровода;

-список используемых приборов.

Заключительнаячасть технического отчета должна содержать:

-срок следующего обследования согласно Регламенту или обоснованиесокращения регламентных сроков;

— рекомендации повыполнению ремонтных работ.

Техническийотчет оформить в бумажном и электронном виде, в трех экземплярах, подписатьисполнителями и представить руководителю эксплуатирующей организации.

Первичнуюдокументацию — Акты обследования ППМН представить в 2-х дневный срок послеокончания полевых работ.

Окончательныйдокумент — Технический отчет по обследованию ППМН представить в бумажноми электронном виде с приложениями. Формат текстовых данных — Word (.doc), графических -AutoCAD (.dwg 3-х мерный).

Приложение 7ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯПРОВЕДЕНИЯ ОБСЛЕДОВАНИЯ ЭКСПЛУАТИРУЕМОГО ППМН

Наименованиенефтепровода, км по трассе _________________________________

Наименованиеводной преграды ___________________________________________

РНУ(УМН)____________________________________________________________

НПС(ЛПДС)___________________________________________________________

Месторасположениеперехода _____________________________________________

_______________________________________________________________________

Адресдля дополнительной информации ____________________________________

_______________________________________________________________________

Проектстроительства нефтепровода _______________________________________

_______________________________________________________________________

Датаввода ППМН в эксплуатацию _________________________________________

Датаи методы проведенных ремонтных работ на ППМН ______________________

_______________________________________________________________________

Датыпроведения 3-х последних обследований ППМН ________________________

_______________________________________________________________________

Крокии исходные данные на пункты и репера закрепления ППМН

_______________________________________________________________________

ПрофильППМН по данным 3-х последних обследований _____________________

_______________________________________________________________________

Пикетноеначало на ППМН и связь его с пунктами и реперами _________________

_______________________________________________________________________

Дата,вид последней внутритрубной инспекции, результаты внутритрубной инспекции, с указанием их пикетажа (сведения оналичии дефектов первоочередного ремонта (ДПР)____________________________________________________________

_______________________________________________________________________

Датаи результаты измерения защитного потенциала на ППМН или ближайших КИК запоследние 3 года.

Начальник ОЭ ОАО МН _________________(_______________________________)

подпись ФИО

«____» _______________200_ г.

Приложение 8ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯПРОВЕДЕНИЯ ОБСЛЕДОВАНИЯ ВНОВЬ СТРОЯЩЕГОСЯ, РЕМОНТИРУЕМОГО И РЕКОНСТРУИРУЕМОГОППМН