Порядок очистки, гидроиспытаний и внутритрубной диагностики нефтепроводов после завершения строительно-монтажных работ (с изменением 1) (стр. 13 )

8.1.11.3 Завод-изготовитель должен письменно уведомить Заказчика о сроках приезда своего представителя.

8.1.11.4 Подрядчик проводит вскрытие изоляционного покрытия в присутствии представителя завода-изготовителя.

Запрещается проводить вскрытие изоляции и ДДК дефектов труб и трубной продукции, возникших по вине завода-изготовителя в отсутствии представителя данного завода.

8.1.11.5 Комиссия в составе представителей Подрядчика, Заказчика, органа строительного контроля и завода-изготовителя в соответствии с требованиями
ОР-19.100.00-КТН-010-10 осуществляет освидетельствование дефектов по типу и параметрам, указанным в разделах 7, 10, 12

8.1.11.6 Подрядчик предъявляет представителю завода-изготовителя перед проведением ДДК следующие документы:

-  сертификат качества на трубную продукцию;

-  паспорт на трубу;

-  акт входного контроля трубной продукции, составленный Заказчиком;

-  сварочный журнал.

8.1.11.7 Работы по вскрытию теплоизоляционного покрытия, проведению ДДК и устранению дефектов на надземных участках МН, уложенных на опорах, должны выполняться с площадок, платформ или подъемников для работ на высоте, согласованных в установленном порядке с Заказчиком и включенных в ППР. Ответственность за подготовку данного оборудования несет Подрядчик.

8.1.11.8 Восстановление заводского теплоизоляционного покрытия после устранения дефектов трубопровода необходимо осуществлять в соответствии с технологическими картами, разработанными Заказчиком с учетом технической документации по ремонту, предоставленной предприятием-изготовителем труб в теплоизоляции.

8.1.11.9 По результатам проведения ДДК дефекта Заказчик в течение 72 часов после проведения работ оформляет Акт о проведении ДДК и Акт обследования дефекта по форме В.16 приложения В.

8.1.12  Сварные стыки при проведении ДДК подвергаются визуально-измерительному, ультразвуковому и радиографическому контролю в соответствии с
РД-19.100.00-КТН-001-10. По результатам контроля оформляется «Заключение о годности сварного стыка» по форме приложения Р настоящего регламента. К заключению прилагается снимок радиографического контроля и результаты его расшифровки.

8.1.13  исключен.

8.1.14  Устранение недопустимых дефектов в сварных соединениях производится вырезкой сварного соединения, содержащего дефекты, и сваркой одного кольцевого стыка

8.1.15  Допускается исправление дефектов в поперечных сварных стыках (табл.5.1-5.4 приложения Н настоящего регламента), выполненных дуговыми методами сварки следующими способами:

-  наплавкой ниточных валиков высотой не более 3 мм при ремонте подрезов наружных и внутренних сварных швов;

-  вышлифовкой и последующей заваркой участков швов со шлаковыми включениями и порами.

8.1.16  Все исправленные участки стыков подвергаются визуально-измерительному, ультразвуковому и радиографическому контролю в соответствии с
РД-19.100.00-КТН-001-10. По результатам контроля отремонтированного стыка повторно оформляется «Заключение о годности сварного стыка» по форме приложения Р настоящего регламента. К заключению прилагается снимок радиографического контроля и результаты его расшифровки. Заключения включаются в состав исполнительной документации на участок трубопровода.

8.1.17  Повторный ремонт исправленных стыков не допускается, данные стыки подлежат вырезке.

8.2  Порядок проведения диагностики участков нефтепроводов/нефтепродуктопроводов (линейная часть и подводные переходы), законченных строительством, дефектоскопами WM и CD

8.2.1  При наличии дефектов изоляционного покрытия по результатам его повторной проверки методом катодной поляризации Заказчик принимает решение о пропуске ультразвуковых приборов WM, CD (ДКУ)

8.2.2  Заказчик в течение суток разрабатывает и направляет на согласование Подрядчику, органу строительного контроля и «Диаскан» план мероприятий по проведению диагностики участка нефтепровода дефектоскопами WM и CD/ДКУ. Форма плана мероприятий приведена в приложении С настоящего регламента.

8.2.3  План мероприятий должен предусматривать проведение пропуска ультразвукового дефектоскопа WM с целью определения наличия дефектов металла трубы (царапин, рисок, задиров) в местах повреждения изоляции и последующий пропуск ультразвукового дефектоскопа CD в случае обнаружения дефектоскопом WM дефектов типа «потеря металла».

8.2.4  Организация и производство работ по очистке нефтепровода/нефтепродуктопровода м перед пропуском дефектоскопов WM, CD (ДКУ) производится в порядке, установленном в разделе 6 настоящего регламента.

8.2.5  Организация и производство работ по пропуску дефектоскопов WM, CD (ДКУ) производится в порядке, установленном в разделе 8 настоящего регламента.

8.2.6  Подрядчик при подготовке и проведении пропуска дефектоскопов WM, CD (ДКУ) должен выполнить следующие мероприятия:

-  оборудовать обследуемый участок нефтепровода/нефтепродуктопровода временными/постоянными камерами пуска-приема. Конструктивные параметры постоянных КПП СОД должны соответствовать ОТТ-75.180.00-КТН-370-09, временные камеры для пуска и приема дефектоскопов профилемер, WM, CD (ДКУ) должны соответствовать требованиям, указанным в приложении Д настоящего регламента или
ОТТ-75.180.00-КТН-370-09.

-  обеспечить скорость движения дефектоскопов WM, CD (ДКУ) в трубопроводе:

-  для дефектоскопа ДКУ, WM - в интервале от 0,2 до 2 м/с;

-  для дефектоскопа CD - в интервале от 0,2 до 1,2 м/с.

Остановки дефектоскопов WM, CD (ДКУ) во время пропуска не допускаются.

-  обеспечить поддержание температуры воды в трубопроводе в интервале от +1 до +30 градусов Цельсия на протяжении всего пропуска дефектоскопа WM и CD.

8.2.7  «Диаскан» в соответствии со сроками, приведенными в 9.3 настоящего регламента, предоставляет Организации системы «Транснефть» и Подрядчику технический отчет по форме приложения Л настоящего регламента.

В экспресс-отчет по результатам внутритрубной диагностики ВИП WM, CD (ДКУ) участков, законченных строительством, включаются дефекты трубопровода, подлежащие устранению, параметры которых приведены в приложении П настоящего регламента и дефекты, подлежащие дополнительному дефектоскопическому контролю (ДДК), параметры которых приведены в приложении Н настоящего регламента.

8.2.8  «Диаскан» ежедневно в срок до 8:00 представляет в
«Транснефть» «Сводку по проведению внутритрубной диагностики нефтепроводов/нефтепродуктопроводов после завершения СМР» по форме приложения М настоящего регламента, подписанную заместителем генерального директора
«Диаскан» по диагностике.

9  Диагностика участка нефтепровода/нефтепродуктопровода при его заполнении нефтью/нефтепродуктом после завершения СМР до его ввода в эксплуатацию и после ввода участка в эксплуатацию в срок до одного года

9.1  Диагностика участка нефтепровода/нефтепродуктопровода при его заполнении нефтью/нефтепродуктом после завершения СМР до ввода в эксплуатацию

9.1.1  Внутритрубная диагностика участка нефтепровода/нефтепродуктопровода приборами PRN и ДКК/ДМК, ОПТ, МДС(ДКМ), ДКУ (WM, CD) при его заполнении нефтью/нефтепродуктом после завершения СМР до ввода в эксплуатацию проводится в соответствии с требованиями проекта или по специальным программам
«Транснефть» в соответствии с п. 8.1.7. Типы внутритрубных приборов, применяемых для диагностики, определяет Заказчик в задании на проектирование.

9.1.2  Заказчик обеспечивает:

-  подготовительные мероприятия (обеспечение проведения погрузо-разгрузочных работ и работ по запасовке, запуску, приёму и извлечению СОД, транспортировка ВИП и ЗИП к нему от мест хранения до КПП СОД и обратно, предоставление отапливаемого помещения для обслуживания СОД, погрузка-разгрузка СОД и другие мероприятия в соответствии с
ОР-19.100.00-КТН-053-13 и ОР-03.100.30-КТН-150-11);

-  разбивку трассы на маркерные пункты в соответствии с ОР-19.100.00-КТН-053-13;

-  разработку инструкции по проведению работ по очистке внутренней полости и внутритрубной диагностике участка трубопровода в соответствии с ОР-75.180.00-КТН-018-10;

-  проверку открытия задвижек на 100 % по трассе перед пропуском ВИП;

-  разработку и реализацию мероприятий по заполнению самотечных участков в соответствии с РД-19.100.00-КТН-053-13;

-  заполнение нефтью/нефтепродуктом участка трубопровода и обеспечение режима перекачки нефти/нефтепродукта, требуемого для движения ВИП со допустимой скоростью в соответствии с РД-19.100.00-КТН-053-13;

-  качество очистки участка трубопровода в соответствии с ОР-19.100.00-КТН-053-13;

-  запасовку, пуск, прием и извлечение СОД в соответствии с ОР-19.100.00-КТН-053-13 и ОР-03.100.30-КТН-150-11;

-  сопровождение ВИП при пропуске бригадами сопровождения в соответствии с пп. 7.16, 8.1.9 настоящего регламента;

-  обеспечение безопасности работ и мер по охране окружающей среды в соответствии с требованиями РД-13.220.00-КТН-211-12 и с ОР-03.100.30-КТН-150-11;

-  подготовку актов по результатам работ в соответствии с ОР-19.100.00-КТН-053-13.

9.1.3  Заказчик совместно с «Диаскан» обеспечивает сопровождение оборудованных передатчиками магнитных скребков СКР-4-02 (СКР-3) и ВИП – осуществляется в соответствии с требованиями 7.16 и 8.1.9 настоящего регламента;

9.1.4  «Диаскан» обеспечивает:

-  готовность ВИП к работе в соответствии с руководством по эксплуатации на ВИП;

-  контроль за правильностью переключений запорной арматуры на КПП СОД для пуска-приема ВИП в соответствии с инструкцией по проведению работ по очистке внутренней полости и внутритрубной диагностике участка нефтепровода/нефтепродуктопровода
(ОР-75.180.00-КТН-018-10), разработанной Заказчиком;

-  присутствие представителей при запасовке и извлечении ВИП для освидетельствования его состояния.

9.1.5  орган строительного контроля обеспечивает:

-  контроль выполнения участниками работ требований ППР и настоящего регламента при проведении работ;