Загрузил smokee7272

П1-01.05 Р-0107 Критерии качества промысловых трубопроводов ОАО НК Роснефть и его дочерних обществ

Реклама
УТВЕРЖДЕНО
Приказом ОАО «НК «Роснефть»
от «16» августа 2013 г. № 361
Введено в действие «16» августа 2013 г.
ПОЛОЖЕНИЕ
КОМПАНИИ
КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ
№ П1-01.05 Р-0107
ВЕРСИЯ 2.00
(с изменениями, внесенными приказом ОАО «НК «Роснефть» от 24.07.2014 № 350)
МОСКВА
2013
СОДЕРЖАНИЕ
СОДЕРЖАНИЕ
ВВОДНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ...............................................................................................................................4
ВВЕДЕНИЕ .................................................................................................................................................................. 4
ЦЕЛИ ............................................................................................................................................................................ 4
ЗАДАЧИ ....................................................................................................................................................................... 4
ОБЛАСТЬ ДЕЙСТВИЯ ............................................................................................................................................... 4
ПЕРИОД ДЕЙСТВИЯ И ПОРЯДОК ВНЕСЕНИЯ ИЗМЕНЕНИЙ............................................................................... 6
1. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ ...................................................................................................................7
2. ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ .........................................................................................................10
3. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ .............................................................................................................................12
4. СТАЛЬНЫЕ ТРУБЫ И СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ ДЕТАЛИ ........................................................................14
4.1. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ .................................................................................................................................... 14
4.2. КОРРОЗИОННАЯ СТОЙКОСТЬ ТРУБ............................................................................................................ 15
4.3. КЛАССЫ ПРОЧНОСТИ СТАЛЕЙ .................................................................................................................... 17
4.4. ТОЛЩИНА СТЕНОК И ДИАМЕТР ТРУБ ......................................................................................................... 18
4.5. КОНСТРУКЦИЯ ТРУБ....................................................................................................................................... 19
4.6. ТРЕБОВАНИЯ К ВЯЗКО-ПЛАСТИЧЕСКИМ СВОЙСТВАМ И ХЛАДОСТОЙКОСТИ СТАЛИ ..................... 21
4.6.1.
ТРЕБОВАНИЯ К ВЯЗКО-ПЛАСТИЧЕСКИМ СВОЙСТВАМ СТАЛИ ........................................................................ 21
4.6.2.
ТРЕБОВАНИЯ К ВЯЗКО-ПЛАСТИЧЕСКИМ СВОЙСТВАМ И ХЛАДОСТОЙКОСТИ СТАЛИ
(РАСПРОСТРАНЯЮТСЯ НА НЕФТЕГАЗОПРОВОДНЫЕ ТРУБЫ И СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ
ДЕТАЛИ ДЛЯ ПОСТАВОК В АДРЕС ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»,
МЕСТОРОЖДЕНИЯ КОТОРЫХ ТЕРРИТОРИАЛЬНО РАСПОЛОЖЕНЫ В КЛИМАТИЧЕСКИХ
РАЙОНАХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА ИЛИ ПРИРАВНЕННЫХ К НИМ) .......................................................................... 22
4.7. ТРЕБОВАНИЯ К ОСТАТОЧНОЙ НАМАГНИЧЕННОСТИ ТРУБ (ОТНОСЯТСЯ К ИСПЫТАНИЯМ,
ПРОВОДИМЫМ НА ЗАВОДЕ – ИЗГОТОВИТЕЛЕ) ....................................................................................... 23
4.8. ПОКРЫТИЯ И ИЗОЛЯЦИЯ СТАЛЬНЫХ ТРУБ .............................................................................................. 24
4.8.1.
ТРЕБОВАНИЯ К ТРУБАМ ДЛЯ НАНЕСЕНИЯ НАРУЖНОГО ПОКРЫТИЯ ............................................................ 27
4.8.2.
ТРЕБОВАНИЯ К ТРУБАМ ДЛЯ НАНЕСЕНИЯ ВНУТРЕННЕГО ПОКРЫТИЯ ......................................................... 27
4.8.3.
ЗАЩИТА СВАРНЫХ СТЫКОВ ТРУБОПРОВОДА ................................................................................................... 28
4.8.4.
ТЕПЛОВАЯ ИЗОЛЯЦИЯ .......................................................................................................................................... 30
5. ТРУБЫ ИЗ АЛЬТЕРНАТИВНЫХ МАТЕРИАЛОВ ..................................................................................35
Права на настоящий ЛНД принадлежат ОАО «НК «Роснефть». ЛНД не может быть полностью или частично воспроизведён,
тиражирован и распространён без разрешения ОАО «НК «Роснефть».
© ® ОАО «НК «Роснефть», 2013
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 2 ИЗ 70
СОДЕРЖАНИЕ
6. ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМЕ КАЧЕСТВА ................................................................................................36
7. ЕДИНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРУБАМ ПОВЫШЕННОЙ КОРРОЗИОННОЙ
СТОЙКОСТИ ..............................................................................................................................................37
7.1. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ .................................................................................................................................... 37
7.2. ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИИ ВЫПЛАВКИ И РАЗЛИВКИ СТАЛИ .......................................................... 37
7.3. ТРЕБОВАНИЯ К ПРОКАТУ ДЛЯ СВАРНЫХ ТРУБ ....................................................................................... 39
7.4. ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИИ ИЗГОТОВЛЕНИЯ ТРУБ............................................................................. 41
7.4.1.
ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИИ ИЗГОТОВЛЕНИЯ БЕСШОВНЫХ (SMLS) ТРУБ ................................................. 41
7.4.2.
ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИИ ИЗГОТОВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОСВАРНЫХ ТВЧ (HFW) ТРУБ ................................ 41
7.4.3.
ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИИ ИЗГОТОВЛЕНИЯ ТРУБ АВТОМАТИЧЕСКОЙ СВАРКОЙ
ПОД СЛОЕМ ФЛЮСА (SAWL)................................................................................................................................. 42
7.4.4.
ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИИ ................................................................................................................ 43
7.5. МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ТРУБ .............................................................................................................. 43
7.6. ТРЕБОВАНИЯ К МИКРОСТРУКТУРЕ ............................................................................................................. 44
7.7. ТРЕБОВАНИЯ К КОРРОЗИОННЫМ СВОЙСТВАМ ...................................................................................... 45
7.8. ТРЕБОВАНИЯ К ГЕОМЕТРИЧЕСКИМ РАЗМЕРАМ, МАССЕ, ОТКЛОНЕНИЯМ И
НЕСОВЕРШЕНСТВАМ .................................................................................................................................... 45
7.9. НЕРАЗРУШАЮЩИЙ КОНТРОЛЬ И ИСПЫТАНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКИМ ДАВЛЕНИЕМ ........................... 46
7.10. ПРОСЛЕЖИВАЕМОСТЬ, ПРАВИЛА ПРИЕМКИ И МЕТОДЫ ИСПЫТАНИЙ .............................................. 47
8. КВАЛИФИКАЦИЯ ПОДРЯДЧИКОВ ........................................................................................................49
9. ОПЫТНО–ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ .......................................................................................50
10. ССЫЛКИ .....................................................................................................................................................51
11. РЕГИСТРАЦИЯ ИЗМЕНЕНИЙ ЛОКАЛЬНОГО НОРМАТИВНОГО ДОКУМЕНТА ...............................53
ПРИЛОЖЕНИЯ ...............................................................................................................................................54
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 3 ИЗ 70
ВВОДНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ
ВВОДНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ
ВВЕДЕНИЕ
Положение
Компании
«Критерии
качества
промысловых
трубопроводов
ОАО «НК «Роснефть и его дочерних обществ» (далее – Положение) устанавливает единые
требования к трубной продукции и соединительным деталям, используемым для
строительства, реконструкции, ремонта промысловых трубопроводов.
В Положении учтен практический опыт эксплуатации промысловых трубопроводных систем,
результаты научно-технических разработок, а также результаты опытно-промышленных и
трассовых испытаний материалов и трубных сталей.
ЦЕЛИ
Настоящее Положение разработано с целью определения единых требований к трубной
продукции и соединительным деталям, используемым для строительства, реконструкции,
ремонта промысловых трубопроводов для обеспечения надежности и снижения аварийности
промысловых трубопроводов ОАО «НК «Роснефть» и его дочерних обществ, обеспечения
безопасности населения и окружающей среды.
ЗАДАЧИ
Задачей настоящего Положения является формирование единого подхода к обеспечению
надежности промысловых трубопроводов ОАО «НК «Роснефть» и его дочерних обществ.
ОБЛАСТЬ ДЕЙСТВИЯ
Настоящее Положение распространяется на все промысловые трубопроводные
коммуникации ОАО «НК Роснефть» и его дочерних обществ, обеспечивающие
технологический процесс перекачки добываемого пластового флюида, газопроводы, а так же
трубопроводы системы поддержания пластового давления, в том числе:

на трубопроводы, обеспечивающие процесс перекачки добываемого пластового
флюида от секущей задвижки эксплуатационной скважины до узла коммерческого
учета или других объектов сдачи нефти;

на трубопроводы системы поддержания пластового давления от источника
(водозаборная скважина, установка предварительного сброса воды, кустовая насосная
станция, блочная кустовая насосная станция и т.п.) до секущей задвижки на устье
нагнетательной скважины;

на трубопроводы, обеспечивающие процесс транспортировки попутного нефтяного газа
(конденсата) от объекта отделения газа (дожимной насосной станции, установки
предварительного сброса воды, цеха подготовки и перекачки нефти, компрессорной
станции) до пункта приема газа (газоперерабатывающего завода, газотурбинной
электростанции и т.п.).
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 4 ИЗ 70
ВВОДНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Настоящее Положение обязательно для
нефтегазодобычи
ОАО «НК «Роснефть»
ОАО «НК «Роснефть», задействованных в
соединительных деталей, проектирования,
эксплуатации промысловых трубопроводов
месторождениях Компании.
исполнения работниками Департамента
и
иных
структурных
подразделений
процессах закупки трубной продукции и
строительства, реконструкции, ремонта и
на нефтяных, газовых и газоконденсатных
Настоящее Положение обязательно для исполнения работниками:

нефтегазодобывающих дочерних обществ ОАО «НК «Роснефть», задействованными в
процессах проектирования, материально-технического снабжения, строительства,
реконструкции, ремонта и эксплуатации промысловых трубопроводов на нефтяных,
газовых и газоконденсатных месторождениях Компании;

Корпоративных
научно-исследовательских
и
проектных
институтов
ОАО «НК «Роснефть» блока «UPSTREAM», задействованных в процессах
проектирования промысловых трубопроводов для ОАО «НК «Роснефть» и
нефтегазодобывающих дочерних обществ ОАО «НК «Роснефть»;

дочерних обществ ОАО «НК «Роснефть» производственного сервисного блока,
задействованных в процессах выбора подрядчика, закупки трубной продукции и
соединительных деталей на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях
Компании.
Настоящее Положение носит рекомендательный характер для исполнения работниками
зависимых обществ ОАО «НК «Роснефть».
Нефтегазодобывающее дочернее общество ОАО «НК «Роснефть» и Департамент
материально-технических ресурсов ОАО «НК «Роснефть» при оформлении договоров с
организациями, оказывающими услуги по проектированию, строительному контролю,
закупке материально-технических ресурсов необходимых для строительства, реконструкции,
ремонта и эксплуатации промысловых трубопроводов обязаны включать в договора
установленные настоящим Положением требования к качеству промысловых трубопроводов.
В спецификациях к контрактам на поставку трубной продукции, нефтегазодобывающее
дочернее общество ОАО «НК «Роснефть» и Департамент материально-технических ресурсов
ОАО «НК «Роснефть» должны указывать необходимость соответствия поставляемой
трубной продукции и соединительных деталей, требованиям к качеству промысловых
трубопроводов, указанных в настоящем Положении.
Требования Положения становятся обязательными для исполнения в дочернем обществе
ОАО «НК «Роснефть», дочернем обществе дочернего общества ОАО «НК «Роснефть» и
зависимом обществе ОАО «НК «Роснефть» после их введения в действие в обществе в
соответствии с Уставом общества и в установленном в обществе порядке.
Распорядительные, локальные нормативные и иные внутренние документы не должны
противоречить настоящему Положению.
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 5 ИЗ 70
ВВОДНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ
ПЕРИОД ДЕЙСТВИЯ И ПОРЯДОК ВНЕСЕНИЯ ИЗМЕНЕНИЙ
Настоящее Положение является локальным нормативным документом постоянного
действия.
Настоящее Положение утверждается и вводится в действие в ОАО «НК «Роснефть»
приказом ОАО «НК «Роснефть».
Положение признается утратившим силу в ОАО «НК «Роснефть» на основании приказа
ОАО «НК «Роснефть».
Изменения в Положение вносятся приказом ОАО «НК «Роснефть».
Изменения в Положение вносятся в случаях: изменения
организационной структуры, полномочий руководителей и т.п.
законодательства
РФ,
Инициаторами внесения изменений в Положение являются: Департамент нефтегазодобычи
ОАО «НК «Роснефть», а так же иные структурные подразделения ОАО «НК «Роснефть» и
дочерние общества ОАО «НК «Роснефть» по согласованию с Департаментом
нефтегазодобычи ОАО «НК «Роснефть».
Ответственность за поддержание настоящего Положения в ОАО «НК «Роснефть» в
актуальном состоянии возлагается на директора Департамента нефтегазодобычи
ОАО «НК «Роснефть».
Контроль за исполнением требований настоящего Положения возлагается на топ-менеджера
ОАО «НК «Роснефть», ответственного за добычу углеводородного сырья.
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 6 ИЗ 70
ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
1.
ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОРПОРАТИВНОГО ГЛОССАРИЯ
– трубопровод системы поддержания пластового давления
от насосной станции (кустовой насосной станции) до устья нагнетательной скважины.
ВОДОВОД ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ
ВОДОВОД НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ –
трубопровод системы поддержания пластового давления от
источника воды (скважина, установка предварительного сброса воды и т.п.) до насосной
станции (кустовой насосной станции и т.п.).
– трубопровод, предназначенный для перекачки пластового флюида (при
одиночном способе размещения скважин на месторождении) от скважинной арматуры до
групповой замерной установки или до врезки в нефтесборный, или напорный трубопровод.
ВЫКИДНАЯ ЛИНИЯ
ГАЗОПРОВОД
– трубопровод, транспортирующий природный или попутный нефтяной газ.
ТРУБОПРОВОДЫ
– совокупность трубопроводов,
осуществляется транспортировка жидкости, нефти и (или) газа.
ДЕЙСТВУЮЩИЕ
по
которым
РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДА – изменение параметров промыслового
трубопровода или его участков (частей), которое не влечет за собой изменение класса,
категории и/или первоначально установленных показателей функционирования таких
объектов и при котором не требуется изменение границ полос отвода и/или охранных зон
таких объектов.
КАПИТАЛЬНЫЙ
– проверка соответствия значений
параметров трубопровода требованиям технической документации и определение на этой
основе одного из заданных видов технического состояния в данный момент времени.
КОНТРОЛЬ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ТРУБОПРОВОДА
– трубопровод, расположенный на территории куста скважин (при
кустовом способе размещения скважин на месторождении) и предназначенный для
перекачки пластовых флюидов от секущей задвижки скважины до приемной гребенки
групповой замерной установки.
КУСТОВОЙ КОЛЛЕКТОР
– нефтепровод для транспортирования газонасыщенной или
разгазированной, обводненной или безводной нефти от пункта сбора нефти (установок
подготовки нефти, пунктов подготовки нефти, установок предварительного сброса воды,
мультифазных насосных станций и прочее) и дожимных насосных до центральных пунктов
сбора или до узла коммерческого учета или других объектов сдачи нефти.
НАПОРНЫЙ НЕФТЕПРОВОД
– нефтепровод, перекачивающий товарную
продукцию от мест подготовки до узла коммерческого учета или других объектов сдачи
нефти.
НЕФТЕПРОВОД
ВНЕШНЕГО
ТРАНСПОРТА
– трубопровод для
транспортирования продукции нефтяных скважин от замерных установок до пунктов сбора и
НЕФТЕСБОРНЫЙ ТРУБОПРОВОД (НЕФТЕГАЗОСБОРНЫЙ ТРУБОПРОВОД)
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 7 ИЗ 70
ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
первичной подготовки (дожимная насосная станция, установка предварительного сброса
воды и т.п.).
– величина, определяемая отношением массы материала
ко всему занимаемому им объему, включая поры и пустоты.
ОБЩАЯ КАЖУЩАЯСЯ ПЛОТНОСТЬ
– продукция, получаемая на прокатных станах путём горячей, теплой или холодной
прокатки.
ПРОКАТ
– сооружение, состоящее из системы труб, прокладываемых
между площадками отдельных промысловых сооружений, для транспортирования сырой и
подготовленной нефти, конденсата, газа на нефтяных, нефтегазовых, газоконденсатных и
газовых месторождениях под действием устьевого давления или насосов, от задвижки
устьевой арматуры до места входа в магистральный трубопровод, транспортирующий
товарную продукцию. В состав промысловых трубопроводов также входят водоводы
высокого и низкого давления.
ПРОМЫСЛОВЫЙ ТРУБОПРОВОД
- один из видов контрольных мероприятий, направленный на
определение технического состояния трубопроводов в течение всего нормативного срока
службы и осуществляемый по графикам в плановом порядке силами специалистов Компании
и/или с привлечением специализированной организации.
РЕВИЗИЯ ТРУБОПРОВОДА
РЕКОНСТРУКЦИЯ ТРУБОПРОВОДА –
изменение параметров промыслового трубопровода или
его участков (частей), которое влечет за собой изменение категории и/или первоначально
установленных показателей функционирования трубопроводов или при котором требуется
изменение границ полос отводов и/или охранных зон трубопроводов.
– календарная продолжительность от даты ввода в
эксплуатацию трубопровода до даты прекращения эксплуатации.
СРОК СЛУЖБЫ ТРУБОПРОВОДА
- совокупность организационных, технических мероприятий,
осуществляемых для поддержания работоспособности и исправности трубопровода при
эксплуатации.
РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДА
– элемент конструкции трубопровода, представляющий собой
непосредственно тепловую изоляцию, изготовленную из теплоизоляционного материала для
создания необходимого термического сопротивления окружающему воздействию.
ТЕПЛОИЗОЛЯЦИОННЫЙ СЛОЙ
ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ ТРУБОПРОВОДА
– комплекс мероприятий по поддержанию
работоспособности (исправности) трубопровода.
– трубы стальные нефтегазопроводные горячедеформированные и
электросварные, в обычном, хладостойком или сероводородстойком исполнении,
предназначенные для строительства, реконструкции и ремонта трубопроводов, для
дальнейшего нанесения защитных покрытий или для изготовления соединительных деталей.
ТРУБНАЯ ПРОДУКЦИЯ
способность материала поглощать механическую энергию в процессе
деформации и разрушения под действием ударной нагрузки.
УДАРНАЯ ВЯЗКОСТЬ –
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 8 ИЗ 70
ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
– отводы, тройники, переходы и другие элементы,
предназначенные для соединения труб при ремонте и строительстве трубопроводов.
СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ
ДЕТАЛИ
– совокупность процессов транспортировки рабочей среды,
технического обслуживания, контроля технического состояния и ремонта трубопровода.
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТРУБОПРОВОДА
ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЛЯ ЦЕЛЕЙ НАСТОЯЩЕГО ДОКУМЕНТА
– предприятие, выполняющее
ОАО «НК «Роснефть» по выпуску трубной продукции.
ЗАВОД-ИЗГОТОВИТЕЛЬ
заказ
дочернего
общества
– организации предоставляющие услуги по проектированию и
научному сопровождению технических решений.
ПРОЕКТНЫЕ ОРГАНИЗАЦИИ
ПОСТАВЩИК — организация,
поставляющая трубную продукцию и соединительные детали.
– специализированное предприятие, которое обязуется под свою
ответственность выполнить по техническому заданию заказчика определенную работу с
использованием собственных материалов или материалов заказчика за определенную плату.
ПОДРЯДЧИК
– структурное
подразделение дочернего общества ОАО «НК «Роснефть», в должностные обязанности
которого включены функции осуществления контроля за своевременным проведением
контрольных мероприятий при эксплуатации трубопроводов и соответствия выполняемых
работ требованиям нормативных документов, а также проведение выборочного контроля за
качеством строительно-монтажных работ на объектах ДО.
СЛУЖБА ТЕХНИЧЕСКОГО НАДЗОРА ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ
– структурное подразделение (Управление или
самостоятельный отдел) дочернего общества ОАО «НК «Роснефть», осуществляющее
техническое обслуживание, ремонт и эксплуатацию промысловых трубопроводов.
СЛУЖБА ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ
ОРГАНИЗАЦИЯ
– организация, имеющая специалистов
соответствующей квалификации, привлекаемая Заказчиком для выполнения определенного
вида работ (технический аудит, строительный контроль и др.), имеющая право на ведение
данного вида работ согласно действующего законодательства.
СПЕЦИАЛИЗИРОВАННАЯ
КАПИТАЛЬНОГО СТРОИТЕЛЬСТВА – структурное подразделение дочернего
общества ОАО «НК «Роснефть», ответственное за организацию, контроль, соответствие
проектным решениям, качество выполняемых работ в части строительства, капитального
ремонта и реконструкции трубопроводов.
СЛУЖБА
ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ПОДРАЗДЕЛЕНИЕ ДОЧЕРНЕГО ОБЩЕСТВА ОАО «НК РОСНЕФТЬ» -
структурное подразделение дочернего общества ОАО «НК «Роснефть» (Управление добычи
нефти и газа, Управление подготовки и перекачки нефти и газа, Управление поддержания
пластового давления и др.), в том числе не перешедших на структуру процессных
управлений – нефтегазодобывающее управление, цех добычи нефти и газа, цех добычи
промысла или другое структурное подразделение по добыче, подготовке, перекачке нефти и
газа, поддержанию пластового давления.
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 9 ИЗ 70
ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ
ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ
2.
– обозначение ударной вязкости, третий символ показывает вид надреза с U – образной
формы.
KCU
– обозначение ударной вязкости, третий символ показывает вид надреза с V – образной
формы.
KCV
KISSC – коэффициент интенсивности
напряжений в вершине коррозионной трещины.
водородный показатель, характеризующий концентрацию свободных ионов водорода в
воде.
pH -
– более высокий уровень качества технических требований к трубам для
трубопроводов за счет дополнительных требований к химическому составу, ударной
вязкости, прочностным свойствам и неразрушающему контролю по ГОСТ ISO 3183-2012 .
PSL-2
H2S –
сероводород. Бесцветный, ядовитый газ с запахом тухлых яиц.
- углекислый газ (оксид углерода). Бесцветный газ, без запаха, со слегка кисловатым
вкусом.
CO2
O2
– кислород. Газ без цвета, вкуса и запаха.
АКП – антикоррозионное покрытие.
ВНП
ВП
– внутреннее и наружное покрытие.
– внутреннее покрытие.
– общество, в отношении которого
ОАО «НК «Роснефть» в силу преобладающего прямого (непосредственного) участия в его
уставном капитале, либо в соответствии с заключенным между ними договором, либо иным
образом имеет возможность определять решения, принимаемые таким обществом.
ДОЧЕРНЕЕ ОБЩЕСТВО ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» (ДО)
ДНГД –
Департамент нефтегазодобычи ОАО «НК «Роснефть».
ДС – дуговая
ЕТТ
сварка.
– единые технические требования.
– нефтегазодобывающее дочернее общество ОАО «НК «Роснефть»
Департамент материально-технических ресурсов ОАО «НК «Роснефть».
ЗАКАЗЧИК
или
КОМПАНИЯ –
группа юридических лиц различных организационно - правовых форм, включая
ОАО «НК «Роснефть», в отношении которых последнее выступает в качестве основного или
преобладающего (участвующего) общества.
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 10 ИЗ 70
ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ
НП
– наружное покрытие.
ОАО «ВМЗ» -
Выксунский металлургический завод.
ОАО «ПНТЗ»
- Первоуральский новотрубный завод.
ОАО «ЧТПЗ»
- Челябинский трубопрокатный завод.
ОАО «ТМК»
- Трубная металлургическая компания.
ОАО «ВТЗ»
- Волжский трубный завод.
ОАО «СинТЗ» - Синарский
ОАО «СТЗ»
трубный завод.
- Северский трубный завод.
ОАО «ТАГМЕТ» - Таганрогский
ППД –
ППУ
металлургический завод.
поддержания пластового давления.
– пенополиуретановая изоляция.
ТВЧ – ток
высокой частоты.
ТЗ –
техническое задание.
ТУ –
технические условия.
УЭТ
– управление (служба) эксплуатации трубопроводов.
ЭПБ
– экспертиза промышленной безопасности.
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 11 ИЗ 70
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
3.
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
3.1 Критерии качества промысловых трубопроводов устанавливают основные требования
для обеспечения эксплуатационной надежности в части:

технологии изготовления и материалов используемых труб и соединительных деталей;

подбора оптимального диаметра и толщины стенки трубопровода;

наличия наружного и внутреннего антикоррозионного покрытия (изоляции);

квалификации подрядных организаций,
(строительству) трубопровода.
выполняющих
работы
по
монтажу
Вышеуказанные критерии ранжируются с учетом особенностей условий эксплуатации по
регионам деятельности нефтегазодобывающих ДО.
3.2 По умолчанию принимаются условия:

соответствие всей трубной продукции и соединительных деталей характеристикам,
заявленным заводом-изготовителем в нормативно-технической документации на
производство данного вида продукции;

любой завод-изготовитель трубной продукции и соединительных деталей изготавливает
ее со стабильным качеством, адекватным любому другому аттестованному заводуизготовителю аналогичных труб.
Например: трубы изготовленные по ТУ 1317-006.1-593377520-2003 из стали 20ХФА на
ОАО «Волжский трубный завод», ОАО «Тагмет» и ОАО «ЧТПЗ» - абсолютно
идентичны и взаимозаменяемы.
3.3 Таким образом, фактическое качественное отличие трубной продукции и
соединительных деталей разных заводов-изготовителей (при всех прочих равных
параметрах) является случаем частным и не подлежит какой-либо стандартизации.
3.4 Если трубная продукция ранее не применялась в Компании или были произведены на
заводе-изготовителе изменения в технологии производства продукции, реконструкции
технологических узлов и т.п., то требуется разработка новых ТУ или их пересмотр, а также
проведение технического аудита завода-изготовителя (поставщика) в части:

проверки технической документации;

проверки оборудования, используемого для производства и контроля продукции;

проверки аттестации персонала;

проверки аттестации технологии производства;

проведения анализа образцов продукции для оценки их соответствия требованиям
Компании.
3.5 Несоответствие трубной продукции и соединительных деталей заявленным параметрам
следует предупреждать следующими методами:
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 12 ИЗ 70
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

привлечение к финансовой ответственности при помощи ввода штрафных санкций в
ходе формирования договорных отношений с заводами-изготовителями;

формирование рейтинга поставщиков и заводов-изготовителей;

периодическое проведение комплексного технического аудита заводов-изготовителей
(поставщиков) трубной продукции и соединительных деталей;

контроль за изготовлением трубной продукции на территории завода-изготовителя с
привлечением специализированных организаций в соответствии с Положением
Компании «Требования к инспектирующей организации и порядку проведения
инспекции изготовления трубной продукции» № П1-01.05 Р-0059 версия 1.00;

организация входного контроля и претензионной работы на местах при получении
трубной продукции и соединительных деталей.
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 13 ИЗ 70
СТАЛЬНЫЕ ТРУБЫ И ФАСОННЫЕ ДЕТАЛИ
4.
СТАЛЬНЫЕ ТРУБЫ И СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ ДЕТАЛИ
4.1.
ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ
4.1.1 Стальные трубы и соединительные детали должны изготавливаться заводомизготовителем в соответствии с ТУ. Допускается составление временных ТС, дополняющих
требования ГОСТ и действующих ТУ.
4.1.2 ТУ на стальные трубы и соединительные детали разрабатываются заводомизготовителем в соответствии с настоящим Положением и согласовываются со
специализированной организацией входящей в периметр Компании. Завод-изготовитель
должен обеспечить получение разрешительной документации на применение труб и
соединительных деталей у соответствующих надзорных органов РФ.
4.1.3 Марка стали соединительных деталей, как правило, должна соответствовать марке
стали линейной части трубопровода. Класс прочности соединительных деталей должен быть
не ниже класса прочности присоединяемых труб, а также удовлетворять требованиям
равнопрочности и свариваемости.
4.1.4 Допускается применение соединительных деталей из марки стали повышенной
коррозионной стойкости, в отличие от линейной части трубопровода после согласования с
соответствующим производственным подразделением ДО и последующим согласованием с
УЭТ ДНГД.
4.1.5 Применение трубной продукции и соединительных деталей по международным
стандартам, ГОСТ или ТУ, ранее не использованным в Компании, должно быть согласовано
с соответствующим производственным подразделением ДО и последующим согласованием с
УЭТ ДНГД.
В Приложении 6 приведен перечень поставщиков трубной продукции и ТУ,
согласованных к применению и не требующих дополнительного согласования с УЭТ
ДНГД.
4.1.6 По основным признакам содержания углерода и легирующих элементов, все серийновыпускаемые трубные стали заводов России и стран СНГ классифицируются:

углеродистые по ГОСТ (марок 10 и 20) / КЛАСС 1;

низколегированные хладостойкие по ГОСТ и ТУ (марок 09Г2С и т.д.) / КЛАСС 2;

низкоуглеродистые по ТУ повышенной коррозионной стойкости (стойкие к
коррозионному растрескиванию) и хладостойкости из модифицированной стали 20
(20А, 20С), стали 09ГСФ и т.д., подвергнутые термической или термомеханической
обработке / КЛАСС 3;

низколегированные с повышенным содержанием хрома по ТУ повышенной
коррозионной стойкости и надежности (стойкие к коррозионному растрескиванию с
повышенной стойкостью к CO2-коррозии, повышенной хладостойкости) (06ХФ, 20ХФ,
08ХМФЧА, 08ХМЧА, 13ХФА, 20ХФА и т.д.) / КЛАСС 4.
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 14 ИЗ 70
СТАЛЬНЫЕ ТРУБЫ И ФАСОННЫЕ ДЕТАЛИ
4.1.7 Применение при строительстве и реконструкции нефтегазопроводных труб,
изготовленных из углеродистых марок сталей 10 и 20 по требованиям ГОСТ (независимо от
номера ГОСТ), в составе промысловых трубопроводов всех назначений (скважинные
коллектора и шлейфы, нефтесборные трубопроводы, напорные нефтепроводы, трубопроводы
внешнего транспорта, водоводы системы ППД, газопроводы, конденсатопроводы) на
месторождениях Компании категорически запрещено.
4.1.8 Исключения составляют трубы с заводским внутренним антикоррозионным покрытием.
При этом ТУ на внутреннее покрытие должны быть согласованы с соответствующим
производственным подразделением ДО и последующим согласованием с УЭТ ДНГД.
Согласование оформляется официальным письмом, с обязательной ссылкой на номер и
полное наименование ТУ.
Критерии применения трубных марок сталей на месторождениях Компании приведены
в Приложении 1 и п.п. 4.6 (Требования к вязко-пластическим свойствам и
хладостойкости) и п.п. 4.7 (Требования к остаточной намагниченности) настоящего
Положения.
Концепция выбора материала трубной продукции для промысловых трубопроводов
приведена в Приложениях 2, 3, 4.
4.1.9 Во всех случаях прочностные и механические характеристики труб и соединительных
деталей должны соответствовать требованиям п.п. 4.6 (Требования к вязко-пластическим
свойствам и хладостойкости) и п.п. 4.7 (Требования к остаточной намагниченности)
настоящего Положения для данного климатического региона.
4.1.10 Не исключено применение новых марок сталей и чугунных труб, при условии
выполнения мероприятий, указанных в разделе 9 настоящего Положения.
4.2.
КОРРОЗИОННАЯ СТОЙКОСТЬ ТРУБ
4.2.1 В процессе эксплуатации стальные трубы могут быть подвержены внутренней и/или
наружной коррозии. Для предотвращения наружной коррозии следует использовать
покрытия в соответствии с требованиями п.п. 4.8.1. настоящего Положения.
4.2.2 В зависимости от характеристик перекачиваемой продукции внутренняя коррозия труб
может протекать по одному из основных механизмов:

коррозионного растрескивания в присутствии H2S;

язвенной углекислотной коррозии или язвенной коррозии в присутствии одновременно
CO2 и H2S;

микробиологической коррозии;

кислородной коррозии.
4.2.3 Прямая оценка коррозионной активности транспортируемых сред возможна только при
наличии следующих данных в соответствии с ISO 21457:2010, ГОСТ Р 53679-2009, NORSOK
M–001:
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 15 ИЗ 70
СТАЛЬНЫЕ ТРУБЫ И ФАСОННЫЕ ДЕТАЛИ












количества H2S, CO2, O2 при условиях эксплуатации;
количество других окислителей (элементарной серы и др.);
рабочего давления;
температуры транспортируемой среды;
количества органических кислот;
pH при условиях эксплуатации;
количества воды;
свойств нефти и газа;
количества ионов хлора, других галогенов, ионов металлов, металлов;
скорости потока, режима течения, количества песка и других механических примесей;
биологической активности;
условий выпадения конденсата.
4.2.4 Для большинства объектов Компании вышеуказанные данные не доступны. В связи с
этим, для косвенной оценки коррозионной активности сред и выявления ведущего
механизма коррозии целесообразно использовать имеющуюся информацию:

результаты исследований, полученных при промысловых испытаниях катушек–
имитаторов в специальных стендах (байпасах);

статистический анализ по аварийности отдельных объектов с учетом использованного
материала труб;

результаты расследований причин отказов на трубопроводах, сопровождающихся
отбором катушек для исследований;

химический, фазовый и микробиологический анализ продуктов коррозии и отложений с
внутренней поверхности труб, который позволит осуществить оценку коррозионной
ситуации и выявить ведущий механизм коррозии. Анализу могут подвергаться
продукты, полученные с поверхности катушек-имитаторов из стендов (байпасов), с
поверхности аварийных катушек, при выносе из трубопровода при периодической
чистке внутренней поверхности и др.
4.2.5 Особое внимание следует уделять возможности коррозионного растрескивания,
вызываемого сероводородом, поскольку данный вид коррозии может сопровождаться
внезапным разрушением труб с развитием протяженных трещин. Следует принимать во
внимание, что даже малые концентрации H2S (около 10 мг/л) могут вызывать коррозионное
растрескивание. На способность сред вызывать коррозионное растрескивание оказывает
влияние не только концентрация H2S, но и pH среды в условиях эксплуатации,
продолжительность эксплуатации, концентрация хлоридов, но и ряд других факторов. При
оценке вероятности коррозионного растрескивания следует руководствоваться ГОСТ Р
53679-2009, ГОСТ Р 53678-2009; ISO 15156-3:2009.
4.2.6 При отсутствии точных данных о содержании в средах H2S и об их кислотности (pH) в
условиях эксплуатации, о вероятности коррозионного растрескивания может
свидетельствовать наличие сульфидов железа в продуктах коррозии.
4.2.7
Стойкость
трубных
сталей
к
коррозионному
растрескиванию
в
сероводородсодержащих средах зависит от ряда факторов: микроструктуры, механических
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 16 ИЗ 70
СТАЛЬНЫЕ ТРУБЫ И ФАСОННЫЕ ДЕТАЛИ
свойств, твердости, чистоты от неметаллических включений и вредных примесей, наличия
остаточных напряжений и др. Повышение прочности и твердости стали, в том числе,
локальной твердости в зонах термического влияния сварных соединений, часто приводит к
понижению стойкости стали к коррозионному растрескиванию. Основные требования к
свойствам и технологии изготовления труб с повышенной стойкостью к коррозионному
растрескиванию приведены в разделе 7 настоящего Положения.
4.2.8 В случае, если в транспортируемой среде не исключено наличие H2S (реликтового или
бактериального происхождения) и СО2, то повышение долговечности трубопроводов может
быть достигнуто за счет применения марок стали, легированных хромом в количестве 0,51,0% (класс 4 подраздел 4.1 настоящего Положения 13ХФА, 08ХМЧА, 06ХФ и т.д.) По
результатам промысловых испытаний долговечность таких труб в 2-3 раза больше, чем труб
из марок, не содержащих хром. За счет применения термической обработки, данные трубы
обладают хладостойкостью и стойкостью к коррозионному растрескиванию.
4.2.9 Системы нефтесбора и водоводов должны быть герметичны, и попадание в них
кислорода (воздуха) должно быть исключено. В связи с этим, коррозия по кислородному
механизму является аномальным случаем. С данным видом коррозии следует бороться на
технологическом уровне, исключая попадание воздуха в транспортируемую среду.
Применение труб повышенной коррозионной стойкости в таких условиях малоэффективно
для борьбы с общей и язвенной коррозией.
4.2.10 ДО при выдаче ТЗ на проектирование, необходимо передать проектным организациям
имеющиеся результаты анализов косвенной эрозионной оценки коррозионной активности
сред на месторождении Компании для оптимального подбора марки стали.
КЛАССЫ ПРОЧНОСТИ СТАЛЕЙ
4.3.
4.3.1 Класс (группа) прочности в отечественной нормативно-технической документации
обозначается буквой «К», в иностранных стандартах – латинской буквой «Х». За буквенным
обозначением «К» следует число, которое отражает значение временного сопротивления
разрыву (σв), выраженное в кгс/мм2. За буквенным обозначением «Х» следует число, которое
отражает значение условного предела текучести (σ05), выраженное в тысячах фунтов на
квадратный дюйм. Данные по классам прочности и пределам текучести приведены в
Таблице 1.
Таблица 1
Классы прочности и пределы текучести
КЛАСС (ГРУППА) ПРОЧНОСТИ
ГОСТ, ТУ
API SPEС 5L
1
К42
К48
К50
К52
К55
К60
2
Х42
Х52
Х56
Х60
Х65
Х70
L 290
L 360
L 390
L 415
L 450
L 485
ВРЕМЕННОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ
РАЗРЫВУ,
ГОСТ, ТУ,
КГС/ММ2
σв
API SPEС 5L,
КГС/ММ2
ПРЕДЕЛ
ТЕКУЧЕСТИ,
ПРЕДЕЛ
σт
ГОСТ, ТУ, КГС/ММ2
ТЕКУЧЕСТИ,
σ05
API SPEС 5L,
ФУНТ/КВ.ДЮЙМ /
КГС/ММ2
3
4
5
6
42
48
50
52
55
60
42
47
50
53
55
58
25
34
35
36
38
42
42000 / 30
52200 / 37
56000 / 40
60000 / 42
65000 / 46
70000 / 49
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 17 ИЗ 70
СТАЛЬНЫЕ ТРУБЫ И ФАСОННЫЕ ДЕТАЛИ
4.3.2 В международных стандартах ISO 3183, API Spec 5L, а так же в отечественном
ГОСТ ISO 3183-2012, класс прочности включает не только требования к механическим
свойствам при одноосном растяжении, но и требования к химическому составу стали,
ограничивая максимально допустимое содержание легирующих (углерод, марганец,
кремний) и микролегирующих (ванадий, титан, ниобий) элементов.
4.3.3 Показатель класса прочности, являющийся обязательным для любой нормативнотехнической документации на изготовление трубной продукции, характеризует способность
стенок труб противостоять внутренним и внешним силовым нагрузкам, в том числе,
внутреннему давлению.
4.3.4 Класс прочности не является показателем хладостойкости металла, его выбор влияет в
основном, на толщину стенки трубопровода: чем выше класс (группа), тем меньшей
толщины необходима стенка, при заданном значении давления в трубопроводе.
4.3.5 Данный показатель также влияет на технологичность ее свариваемости в полевых
условиях в стандартных режимах в соответствии с ВСН 006-89. Кроме того, повышенная
прочность и твердость понижает стойкость стали к коррозионному растрескиванию в
сероводородсодержащих средах.
4.3.6 На месторождениях Компании допускаются к применению классы прочности от
К48 до К55 вне зависимости от региона эксплуатации (Приложение 1).
4.3.7 Проектные решения по выбору класса прочности трубной продукции должны
предлагать Заказчику несколько вариантов, при этом каждый вариант должен быть
рассчитан на металлоемкость проекта в целом в зависимости от толщин стенок, с
оценкой ориентировочных финансовых затрат при единой цене за тонну трубы. При
проектировании должны рассматриваться варианты снижения металлоемкости за счет
ранжирования толщины стенки и класса прочности трубных сталей.
4.3.8 Применение сталей классов прочности К60 должно отдельно согласовываться с
Заказчиком и сопровождаться, в проектной документации, рекомендациями по режимам
сварки данных труб в полевых условиях в вариантах применения ручной дуговой сварки,
автоматической сварки, контактной стыковой сварки и др. по требованию Заказчика.
4.3.9 Следует учитывать факт, что выпуск труб повышенного класса прочности российскими
заводами практически не освоен особенно в отношении труб малого и среднего диаметра (до
530 мм).
4.3.10 При переходе на повышенный класс прочности следует проводить повторные
прочностные расчеты на предмет оптимизации толщины стенки для снижения общей
металлоемкости проекта и снижения затрат.
4.4.
ТОЛЩИНА СТЕНОК И ДИАМЕТР ТРУБ
4.4.1 Толщина стенок нефтегазопроводных труб должна определяться на основании расчетов
по методике СП 34-116-97. Применение любых других методик должно письменно
согласовываться с соответствующим производственным подразделением ДО и
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 18 ИЗ 70
СТАЛЬНЫЕ ТРУБЫ И ФАСОННЫЕ ДЕТАЛИ
последующим согласованием с УЭТ ДНГД. Без согласования применение других методик не
допускается.
4.4.2 При расчетах должны учитываться (в том числе) основные факторы:

давление испытания трубопровода;

рабочее давление трубопровода;

наружный диаметр трубы;

минимальное значение временного сопротивления по ТУ, соответствующее группе
прочности стали;

минимальный предел текучести;

скорость коррозии в зависимости от агрессивности среды 0,01-0,5 мм/год, в
соответствии с РД 39-0147103-362-86.
4.4.3 Запрещается при подборе толщин стенок применять принцип, ориентированный
на увеличении толщины стенки для компенсации коррозии металла, исходя из
задекларированной в ТУ скорости общей коррозии (0,5 мм/год), как необоснованно
приводящий к существенному увеличению металлоемкости трубопровода и,
соответственно, финансовым затратам.
4.4.4 Коррозионные процессы должны предупреждаться качественной сталью, внутренним и
наружным антикоррозионными покрытиями и (или) технологией эксплуатации
трубопровода, соответствующей основным принципам данного Положения.
4.4.5 При выборе диаметра труб рекомендуется принимать параметр скорости движения
смеси (жидкости), находящийся в диапазоне от 0,8 м/сек. до 4,5 м/сек., при заданном объеме
перекачки и давлении. Скорость движения смеси (жидкости) менее 0,8 м/сек. обуславливает
высокие риски коррозионных процессов.
Окончательное принятие решения по выбору диаметра трубы осуществляется Заказчиком на
основании расчетов и рекомендаций представленных проектными организациями.
4.5.
КОНСТРУКЦИЯ ТРУБ
4.5.1 Существующие в России технологии производства стальных нефтегазопроводных труб
определяют четыре вида в части их конструкции:

бесшовные трубы;

прямошовные трубы, выполненные контактной сваркой токами высокой частоты;

прямошовные трубы, выполненные электродуговой сваркой под слоем флюса;

спиральношовные трубы, выполненные электродуговой сваркой под слоем флюса.
4.5.2 Бесшовные трубы (HFW) изготавливаются малого и среднего диаметра (73 - 426 мм с
толщиной стенки 4 - 25 мм) из сплошной круглой заготовки методом горячей деформации.
При изготовлении труб может использоваться как заготовка собственного производства, так
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 19 ИЗ 70
СТАЛЬНЫЕ ТРУБЫ И ФАСОННЫЕ ДЕТАЛИ
и привозная
комбинатами.
заготовка,
изготовленная
специализированными
металлургическими
4.5.3 Достоинством бесшовных труб является:

возможность изготовления труб с повышенной толщиной стенки (более 10 мм);

отсутствие сварного шва и, свойственных сварному шву, дефектов и несовершенств.
4.5.4 Недостатком бесшовных труб является:

наличие несовершенств поверхности в виде рисок, вмятин и проч., присущих данному
способу производства;

несовершенство геометрических характеристик труб (неравномерность толщины
стенки, овальность торцов).
В связи с этим, применение бесшовных труб для нанесения внутреннего антикоррозионного
покрытия должно быть максимально ограничено.
4.5.5 Прямошовные трубы, выполненные контактной сваркой токами высокой
частоты (HFW), изготавливаются диаметром от 89 мм до 530 мм с толщиной стенки 4 - 10
мм. Заготовкой служит рулонный прокат (штрипс), изготовленный на специализированных
крупных металлургических комбинатах. Трубы, выполненные ТВЧ (HFW), должны в
обязательном порядке подвергаться локальной и/или объемной термической
обработке. Наружный и внутренний грат должен быть удален.
4.5.6 При строительстве и реконструкции допускаются к применению
нефтегазопроводные трубы, изготовленные контактной сваркой ТВЧ (HFW) с
толщиной стенки до 10 мм включительно. Трубы, изготовленные контактной сваркой
ТВЧ (HFW) со стенкой более 10 мм, разрешается применять только после проведения
технического аудита технологии завода-изготовителя (поставщика), предоставления
отчета об освоении технологии и согласования с УЭТ ДНГД.
4.5.7 Достоинством прямошовных труб, выполненных контактной сваркой токами высокой
частоты, являются:

повышенная точность геометрических характеристик;

повышенное качество поверхности.
4.5.8 В связи с этим прямошовные трубы, выполненные контактной сваркой токами высокой
частоты, рекомендуются для нанесения внутренних антикоррозионных покрытий.
4.5.9 Прямошовные трубы, выполненные электродуговой сваркой под слоем флюса
(SAWL), изготавливаются диаметром от 530 мм и более с толщиной стенки 6 - 30 мм.
Заготовкой служит листовой или порезанный в листы рулонный прокат (штрипс),
изготовленный на специализированных крупных металлургических комбинатах. Трубы,
диаметром более 820 мм могут изготавливаться с одним или двумя продольными швами.
Данные трубы не подвергаются термической обработке. Механические и коррозионные
характеристики тела труб обеспечиваются на стадии прокатки (контролируемой или
нормализующей) или термической обработки листов.
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 20 ИЗ 70
СТАЛЬНЫЕ ТРУБЫ И ФАСОННЫЕ ДЕТАЛИ
4.5.10 Спиральношовные трубы на российском рынке изготавливаются только большого
диаметра (от 530 мм и более). Производство труб этой конструкции освоено только на
ОАО «Волжский трубный завод». Трубы изготавливается из рулонного проката,
произведенного на специализированных крупных металлургических комбинатах.
Спиральношовные трубы должны подвергаться объемной термообработке по
технологии завода-изготовителя. Трубы данной конструкции обладают меньшей
себестоимостью, в связи с чем, их цена ниже, чем прямошовных труб.
4.5.11 Отличительной характеристикой спиралешовных труб является высокий уровень
геометрических характеристик. Уровень базовой коррозионной стойкости аналогичен
прямошовным трубам.
4.5.12 К недостаткам спиральношовных труб можно отнести:

повышенную протяженность сварного шва, что повышает вероятность наличия в нем
недопустимых дефектов;

наличие остаточных напряжений в металле, что в свою очередь может спровоцировать
расхождение осей при производстве ремонтных работ (врезка ремонтной катушки);

при проведении диагностических внутритрубных работ требуется применять
специальные снаряды поперечного и продольного намагничивания, обеспечивающие
сканирование спиралевидной, околошовной поверхности тела трубы, что в свою
очередь влечет увеличение стоимости работ по внутритрубной диагностике.
4.5.13 Учитывая вышеприведенные недостатки, спиральношовные трубы могут быть
допущены к применению на месторождениях Компании только по отдельному
согласованию с соответствующим производственным подразделением ДО и
последующим согласованием с УЭТ ДНГД.
4.6. ТРЕБОВАНИЯ
К
ХЛАДОСТОЙКОСТИ СТАЛИ
4.6.1.
ВЯЗКО-ПЛАСТИЧЕСКИМ
СВОЙСТВАМ
И
ТРЕБОВАНИЯ К ВЯЗКО-ПЛАСТИЧЕСКИМ СВОЙСТВАМ СТАЛИ
4.6.1.1 Металл труб и соединительных деталей, кроме прочности, должен иметь
достаточный уровень вязко-пластических свойств (трещиностойкости), то есть металл
должен обладать стойкостью к развитию хрупких трещин. При нормальной температуре
(20°С) вязко-пластические свойства стали характеризуются:

величиной относительного удлинения (δ) при одноосном растяжении (чем больше
величина относительного удлинения – тем больше трещиностойкость). Величина
относительного удлинения должна быть не меньше 20 для труб с временным
сопротивлением до 588,4 МПа (60 кгс/мм2), 18 для труб с временным сопротивлением
до 637,4 МПа (65 кгс/мм2), 16 для труб с временным сопротивлением 686,5 МПа (70
кгс/мм2) и выше;

величиной отношения предела текучести к временному сопротивлению разрыву
(пределу прочности) стали при одноосном растяжении (σт/σв) (чем меньше отношение
– тем больше трещиностойкость). Отношение предела текучести к временному
сопротивлению должно быть не более 0,80 – для труб после объемной нормализации,
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 21 ИЗ 70
СТАЛЬНЫЕ ТРУБЫ И ФАСОННЫЕ ДЕТАЛИ
0,85 – для труб после объемной закалки и отпуска, 0,90 – для сварных труб,
изготовленных без проведения объемной термической обработки и для сварных труб,
подвергнутых объемному отпуску. По согласованию с соответствующим
производственным подразделением ДО и последующим согласованием с УЭТ ДНГД
допускается использование термически упрочненной стали с соотношением σт/σв не
более 0,90;

величиной ударной вязкости KCV или KCU при испытании на ударный изгиб (чем
больше величина ударной вязкости – тем больше трещиностойкость).
4.6.1.2 Для трубных сталей трещиностойкость понижается с понижением температуры.
При определенной температуре (пороге хладноломкости) происходит смена механизма
разрушения стали с вязкого, сопровождающегося существенной пластической
деформацией, на хрупкий. Хрупкое разрушение не сопровождается существенной
пластической деформацией и приводит катастрофическому развитию протяженных
трещин. Поэтому достаточный уровень трещиностойкости должен сохраняться и при
нормальной и при пониженной температурах. При этом следует принимать во внимание
температуру стенки трубопровода при эксплуатации, при транспортировки трубной
продукции, погрузочно-разгрузочных работах, строительно-монтажных работах, при
плановых и аварийных остановках трубопровода.
4.6.2. ТРЕБОВАНИЯ К ВЯЗКО-ПЛАСТИЧЕСКИМ СВОЙСТВАМ И ХЛАДОСТОЙКОСТИ СТАЛИ
(РАСПРОСТРАНЯЮТСЯ НА НЕФТЕГАЗОПРОВОДНЫЕ ТРУБЫ И СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ ДЕТАЛИ
ДЛЯ ПОСТАВОК В АДРЕС ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ», МЕСТОРОЖДЕНИЯ
КОТОРЫХ ТЕРРИТОРИАЛЬНО РАСПОЛОЖЕНЫ В КЛИМАТИЧЕСКИХ РАЙОНАХ КРАЙНЕГО
СЕВЕРА ИЛИ ПРИРАВНЕННЫХ К НИМ)
4.6.2.1
При
пониженной
температуре
вязко-пластические
свойства
стали
характеризуются ударной вязкостью или работой удара, что дает оценку хладостойкости
стали.
4.6.2.2 Метод испытаний на ударный изгиб основан на разрушении образца с
концентратором (надрезом) посередине одним ударом маятникового копра. В результате
испытания определяют полную работу, затраченную при ударе (работу удара), или
ударную вязкость (работу удара, отнесенную к начальной площади поперечного сечения
образца в месте концентратора).
4.6.2.3 В соответствии с СП 34-116-97 испытания на ударный изгиб могут проводиться
при нормальной температуре (20°С) или при пониженной температуре на образцах с
острым (V-образным, Шарпи) и круглым (U-образным, Менаже) надрезом. Величина
работы удара и ударной вязкости всегда понижается с понижением температуры
испытаний. При хрупком разрушении образца работа удара и ударная вязкость резко
падают. Для образцов с острым надрезом (концентратором напряжений) энергия удара
как правило меньше, чем для образцов с круглым надрезом.
4.6.2.4 В зарубежных и международных стандартах нормируется только работа удара для
образца с V-образным надрезом (KCV) в пересчете на образец полного сечения.
4.6.2.5 При испытаниях на ударный изгиб предпочтительной является поперечная
ориентация образцов.
4.6.2.6 Обязательные требования по ударной вязкости приведены в Таблице 2.
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 22 ИЗ 70
СТАЛЬНЫЕ ТРУБЫ И ФАСОННЫЕ ДЕТАЛИ
Таблица 2
Требования по ударной вязкости
НОМИНАЛЬНАЯ ТОЛЩИНА СТЕНКИ
(Δ), ММ
СРЕДНЕАРИФМЕТИЧЕСКИЕ ЗНАЧЕНИЯ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ИСПЫТАНИЙ ТРЕХ
ОБРАЗЦОВ,
ЗАМЕРЕННЫЕ НА ОБРАЗЦАХ МЕНАЖЕ (KCU ТИП 1-3 ПО ГОСТ 9454-78) ПРИ
ТЕМПЕРАТУРЕ РАВНОЙ МИНУС 60°С.
KCU-60°C, ДЖ/СМ2 (КГС*М/СМ2)
ДЛЯ ОСНОВНОГО МЕТАЛЛА
1
ДЕТАЛИ
ТРУБЫ
ДЕТАЛИ
2
3
4
5
δ ≤ 15
15 < δ ≤ 25
25 < δ ≤ 30
ДЛЯ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ
ТРУБЫ
39,2 (4,0)
49,0 (5,0)
39,2 (4,0)
39,2 (4,0)
58,8 (6,0)
Примечание: Величина ударной вязкости определяется как среднее арифметическое значение по
результатам испытаний трех образцов. На одном образце допускается снижение ударной вязкости на
9,8 Дж/см2 (1 кгс·м/см2).
4.6.2.7 Трубы, не прошедшие испытания на ударную вязкость KCU при температуре
минус 60°С - к закупке и эксплуатации не допускаются.
4.6.2.8 Трубы, прошедшие испытания на ударную вязкость KCU при более высоких
температурах, чем минус 60°С (минус 50°С, минус 40°С и т.д.) - к закупке и
эксплуатации не допускаются.
4.6.2.9 Данное требование обязательно для всех заказов и спецификаций ДО,
месторождения которых территориально расположены в климатических районах
Крайнего Севера или приравненных к ним и применимо ко всем
нефтегазопроводным трубам, независимо от вида (ТУ, ГОСТ) и номера нормативнотехнической документации и марки стали.
4.6.2.10 Данное требование дополняет требования по испытаниям на ударную вязкость на
образцах Шарпи (KCV), предусмотренные СП 34-116-97 и другой нормативной
документацией (ГОСТ, ТУ), по которой изготавливаются трубы.
4.6.2.11 Параметр «ударная вязкость KCU -60°C» должен быть указан в сертификатах
качества. При отсутствии или не соответствии значения KCU -60°C, поставка и применение
данной партии труб запрещена.
4.6.2.12 Параметр KCU -60°C является отбраковочным.
4.6.2.13 При поставке трубной продукции и соединительных деталей трубопроводов
в адрес ДО, месторождения которых территориально расположены в
климатических районах Крайнего Севера или приравненных к ним завод изготовитель обязан гарантировать соответствие поставляемой продукции
требованиям п.п. 4.6.2. настоящего Положения .
4.7. ТРЕБОВАНИЯ К ОСТАТОЧНОЙ НАМАГНИЧЕННОСТИ ТРУБ (ОТНОСЯТСЯ К
ИСПЫТАНИЯМ, ПРОВОДИМЫМ НА ЗАВОДЕ – ИЗГОТОВИТЕЛЕ)
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 23 ИЗ 70
СТАЛЬНЫЕ ТРУБЫ И ФАСОННЫЕ ДЕТАЛИ
4.7.1 Продольное магнитное поле должно измеряться на трубах с гладкими концами,
контролируемых магнитными методами по всей длине или подвергаемых погрузочноразгрузочным операциям с использованием намагничивающего оборудования, причем
измерение должно быть выполнено до отгрузки. Эти измерения должны проводиться на
лицевой поверхности притупления или на фаске готовой трубы с гладкими концами.
4.7.2 Измерения должны производиться с помощью гауссметра, использующего эффект
Холла, или калиброванного устройства другого типа. Однако, в спорном случае,
предпочтение должно быть отдано измерениям с помощью гауссметра, использующего
эффекта Холла.
4.7.3 Измерения должны проводиться на каждом конце одной трубы, отбираемой минимум
один раз каждые 4 часа рабочей смены.
4.7.4 Величина индукции остаточного магнитного поля металла труб должна быть измерена
после, всех контрольных операций с использованием магнитного поля, перед погрузкой для
отправки с завода - изготовителя. При проведении погрузочно – разгрузочных операций с
помощью электромагнитного оборудования после измерения намагниченности, необходимо
обеспечить наличие остаточной намагниченности, не превышающей уровни средней
величины индукции остаточного магнитного поля.
4.7.5 Минимально, должны быть сняты показания в четырех точках каждого конца трубы,
располагающихся по окружности под углом 90° относительно друг друга.
Средняя величина индукции остаточного магнитного поля металла труб (по четырем
показаниям) не должна превышать 30 Гаусс, при этом ни одно из показаний не должно
превышать 35 Гаусс.
4.7.6 Труба, не удовлетворяющая данным требованиям, должна рассматриваться как
дефектная (по остаточной намагниченности). Все трубы, изготовленные и прошедшие
приемку, после дефектной трубы должны быть подвергнуты индивидуальным измерениям.
Также проводится измерение труб в обратной последовательности, начиная с трубы,
изготовленной до дефектной и до тех пор, пока три последовательно изготовленные трубы
не будут удовлетворять предъявляемым требованиям, если последовательность изготовления
труб была зарегистрирована документально; труба, изготовленная перед тремя трубами,
прошедшими приемку, не нуждается в проведении измерений.
4.7.7 Измерения, остаточной намагниченности выполненные на трубах в штабелях или в
пакетах, считаются не действительными.
4.7.8 Все дефектные трубы необходимо размагнитить до уровня, средней величины
индукции остаточного магнитного поля и повторно подвергнуть контролю остаточной
намагниченности.
4.8.
ПОКРЫТИЯ И ИЗОЛЯЦИЯ СТАЛЬНЫХ ТРУБ
4.8.1 Защиту трубопроводов от коррозии осуществляют покрытиями. Покрытия (изоляция)
классифицируются по признаку места изготовления (нанесения):
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 24 ИЗ 70
СТАЛЬНЫЕ ТРУБЫ И ФАСОННЫЕ ДЕТАЛИ

трассовое – нанесенное в трассовых условиях непосредственно на готовую нитку
трубопровода

заводское – нанесенное непосредственно в цехах завода - изготовителя трубной
продукции, с применением экструдированного полиэтилена (полипропилена);

базовое – нанесенное на специализированной линии, установленной, либо на базе
потребителя конечной продукции, либо в цехах специализированной организации,
использующей трубу, переданную от Заказчика, с применением экструдированного
полиэтилена (полипропилена).
Наиболее качественным и долговечным считаются заводское и базовое покрытие.
4.8.2 На заводские и базовые покрытия заводы - изготовители разрабатывают собственные
ТУ. Технические характеристики готового покрытия, нанесенного на стальную трубу, не
должны нарушать требования ГОСТ Р 51164-98.
4.8.3 Современные технологии позволяют успешно наносить покрытия на наружную и
внутреннюю поверхность труб. В первом и втором случаях покрытия называют «наружное»
и «внутреннее» соответственно, или «полное» - в случае покрытия всей поверхности труб.
Критерии применения покрытий стальных труб на месторождениях Компании
приведены в Приложении 5.
На наружное и внутреннее покрытие, включая соединительные детали трубопроводов,
приведен реестр ТУ не требующий специального согласования с УЭТ ДНГД
(Приложение 7).
Реестр ТУ на соединительные детали трубопроводов, не требующий специального
согласования с УЭТ ДНГД приведен в Приложении 10.
4.8.4 Все новые виды покрытий, предлагаемые к использованию в Компании, а также
техническая документация по использованию и применению покрытий, должны пройти
экспертизу
на
соответствие
требованиям
ОАО «НК «Роснефть»
в
научноисследовательских центрах: ОАО «ВНИИСТ» г.Москва или РГУ нефти и газа им.Губкина
(лаборатория профессора В.Н.Протасова). После проведения исследований и получения
положительного заключения о возможности применения покрытий на объектах Компании,
специалистами ДО совместно с производителями готовится программа проведения опытнопромышленных испытаний на одном из объектов Компании, с последующим
согласованием с соответствующим производственным подразделением ДО и последующим
согласованием с УЭТ ДНГД. В программе должны быть учтены факторы экономической и
технологической целесообразности применения новых покрытий, сроки проведения, а
также методика определения эффективности.
4.8.5 Усиленный тип защитных покрытий следует применять на трубопроводах любого
диаметра, прокладываемых:

в засоленных почвах любого района (солончаковых, солонцах, солодях, такирах,
сорах и др.);

в болотистых, заболоченных, черноземных и поливных почвах, а также на участках
перспективного обводнения;
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 25 ИЗ 70
СТАЛЬНЫЕ ТРУБЫ И ФАСОННЫЕ ДЕТАЛИ

на подводных переходах и в поймах рек, а также на переходах через железные и
автомобильные дороги, в том числе на защитных футлярах и на участках
трубопроводов, примыкающих к ним;

на участках блуждающих токов;

на участках трубопроводов с температурой транспортируемого продукта 40°С и
выше;

на участках нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, прокладываемых на расстоянии
менее 1000 м от рек, каналов, озер, водохранилищ, а также от границ населенных
пунктов и промышленных предприятий.
В остальных случаях применяются наружные покрытия нормального типа.
4.8.6 В зависимости от условий прокладки и эксплуатации трубопроводов с учетом техникоэкономических расчетов следует применять два типа защитных наружных покрытий:
усиленный и нормальный.
4.8.7 Для нанесения внутреннего антикоррозионного покрытия допускаются бесшовные и
прямошовные электросварные трубы по ГОСТ и ТУ заводов – изготовителей с учетом
настоящих дополнительных технических требований:

не допускается наличие внутреннего «грата» (для прямошовных труб, сваренных ТВЧ);

не допускаются брызги расплавленного металла вдоль сварного шва;

не допускаются дефекты металла на внутренней поверхности труб в виде скрытых
плен, отслаивающихся при дробеструйной обработке, а также расслоений, закатов,
заусенцев, задиров.

не допускается наличие посторонних предметов внутри трубы: (песка, металлической
стружки после работы фаскоснимателя, гратоснимателя и т.д.);

не допускаются на поверхности труб жировые и масляные загрязнения любого вида.
4.8.8 Внутренние покрытия, на эпоксидной основе допускается применять без ограничений
для трубопроводов всех назначений (нефтепроводы, водоводы, газопроводы и т.д.).
Ограничения (по максимальной температуре эксплуатации и прочее) оговариваются ТУ на
данное покрытие.
4.8.9 Служба эксплуатации трубопроводов ДО несет ответственность за соблюдение
эксплуатационных параметров трубопроводов, а также параметров, указанных в ТУ на
используемые покрытия.
При достижении 90% уровня от максимального ограничения, необходимо разработать
и реализовать мероприятия для исключения рисков повреждения покрытия,
вследствие несоответствия указанным в ТУ ограничениям.
4.8.10 Внутренние покрытия, изготовленные с применением полиэтилена, допускается
применять только для водоводов низкого и высокого давления, при условии
дополнительного согласования с соответствующим производственным подразделением ДО
и последующим согласованием с УЭТ ДНГД.
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 26 ИЗ 70
СТАЛЬНЫЕ ТРУБЫ И ФАСОННЫЕ ДЕТАЛИ
4.8.11 Применение внутренних покрытий по технологии «протаскивания полиэтиленового
чулка» возможно только при согласовании с соответствующим производственным
подразделением ДО и последующим согласованием с УЭТ ДНГД.
4.8.1.
ТРЕБОВАНИЯ К ТРУБАМ ДЛЯ НАНЕСЕНИЯ НАРУЖНОГО ПОКРЫТИЯ
Для нанесения наружного антикоррозионного покрытия допускаются трубы стальные
бесшовные и стальные электросварные прямошовные, изготовленные по ГОСТ и ТУ
заводов-изготовителей, с учетом настоящих дополнительных технических требований:
1. Кривизна труб - не более 1,5 мм на 1 метр длины трубы;
2. Овальность торцов труб не должна превышать 1%;
3. Общая кривизна - не более 0,15% от длины трубы;
4. Высота усиления наружного шва не должна превышать:
 для толщины стенок менее 10мм. - макс 2,5мм;
 для толщины стенок 10 мм и более - макс 3мм;
 острые кромки не допускаются.
Не допускаются на поверхности труб жировые и масляные загрязнения любого вида.
4.8.2.
ТРЕБОВАНИЯ К ТРУБАМ ДЛЯ НАНЕСЕНИЯ ВНУТРЕННЕГО ПОКРЫТИЯ
Для нанесения внутреннего антикоррозионного покрытия рекомендуется использовать
прямошовные электросварные трубы, выполненные сваркой ТВЧ (HFW), прямошовные
трубы, выполненные дуговой сваркой (SAWL) и бесшовные трубы (SMLS) при условии
выполнения следующих требований:
1. Трубы изготавливаются по ГОCТ ISO 3183-2012 (с уровнем качества PSL-2):
 группа прочности L390 (X56);
 длина от 10,6 до 11,6 м;
 для труб HFW толщина стенки не более 10,0 мм,
 диаметр 89-530 мм для труб HFW;
 диаметр 89-426 для труб SMLS;
 диаметр 530-1020 для труб SAWL.
2. Диаметр труб должен соответствовать сортаментному ряду ГОСТ 8731, ГОСТ 20296.
3. Трубы изготавливается из сталей с системой легирования железо-марганец.
Допускается использование микролегированных сталей. Химический состав стали
должен соответствовать ГОCТ ISO 3183-2012 (с уровнем качества PSL-2).
4. Допускается поставка труб длиной не менее 8 м в количестве до 10% от партии.
5. Кривизна труб не должна превышать 1,5 мм на 1 м длины, а общая кривизна 0,15 %
длины трубы.
6. Твердость сварного соединения должна быть не более 250HV.
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 27 ИЗ 70
СТАЛЬНЫЕ ТРУБЫ И ФАСОННЫЕ ДЕТАЛИ
Испытания CV (Шарпи) на ударный изгиб должны проводиться при температуре
минус 20°С.
7.
8. Ударная вязкость основного металла и сварного соединения KCU (Менаже),
определенная при температуре минус 60°С, должна соответствовать Таблице 2.
9. При испытаниях гидравлическим давлением в стенке трубы должны обеспечиваться
радиальные напряжения, равные 95% от минимально-гарантированного предела
текучести, продолжительность выдержки под давлением не менее 15сек.
10. Не зависимо от используемых методов неразрушающего контроля, должна оцениваться
остаточная намагниченность металла труб, с применением методов контроля и норм в
соответствии с п. E.7 ГОCТ ISO 3183-2012.
11. На поверхности труб не допускаются жировые и масляные загрязнения любого вида. Не
допускается наличие посторонних предметов внутри трубы: песка, металлической
стружки после работы фаскоснимателя, гратоснимателя и т.д.
12. Прокатка бесшовных SMLS труб должна осуществляться на стане непрерывной
прокатки.
13. Не допускается поставка HFW труб с поперечными швами (стыковочными швами
рулонов).
14. Загрязненность линии сплавления труб HWF удлиненными оксидными включениями
должна оцениваться по шкалам оксидов строчечных, силикатов пластичных, силикатов
хрупких ГОСТ 1778. Загрязненность линии сплавления не должна превышать по
среднему баллу 2,5.
15. Сварные швы труб SAWL должны иметь плавный переход от основного металла к
металлу шва без острых углов, подрезов, непроваров, утяжин, осевой рыхлости и
других дефектов формирования шва.
16. Высота усиления наружных швов должна находиться в пределах 0,5 - 2,5 мм для труб с
толщиной стенки до 10 мм включительно и 0,5-3,0 мм для труб с толщиной стенки
свыше 10 мм.
17. Высота усиления внутренних швов должна быть в пределах 0,5 - 3,0 мм.
В качестве альтернативы для нанесения внутренних покрытий допускается использовать
трубы, изготовленные в соответствии с разделом 7 настоящего Положения, при этом
требования к коррозионным свойствам подраздела 7.7 являются необязательными.
4.8.3.
ЗАЩИТА СВАРНЫХ СТЫКОВ ТРУБОПРОВОДА
4.8.3.1 При применении наружного покрытия заводского или базового типа, защита зон
сварных стыков при монтаже трубопровода обеспечивается наложением специального
изолирующего материала (муфты, манжеты и проч). При этом изоляционный материал
должен отвечать следующим требованиям:

технологичность – простота технологии нанесения и минимальные требования к
предварительной подготовке поверхности (особенно в условиях низких температур);
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 28 ИЗ 70
СТАЛЬНЫЕ ТРУБЫ И ФАСОННЫЕ ДЕТАЛИ

качество получаемого покрытия – основные технические характеристики покрытия из
термоусаживающихся манжет (муфт) по показателям «Адгезия к стали» и
«Диэлектрическая сплошность», должны быть не ниже требований ГОСТ Р 51164-98.
4.8.3.2 Для труб диаметром до 426 мм (включительно) – должны применяться материалы
на основе битумно – полимерных мастик в комплекте с наружной неразъемной
термоусаживающейся муфтой. Для обеспечения высокой технологичности монтажа и
снижения рисков влияния, материал не должен быть требователен к высокому уровню
зачистки поверхности стали (не ниже 4 баллов, т.е. достаточна легкая зачистка
металлической щеткой). Технология монтажа, разработанная Изготовителем (Инструкция по
монтажу) не должна требовать предварительного прогрева поверхности трубы (в летний
период) перед нанесением изоляции. При этом должны быть гарантированы все
характеристики получаемого в результате монтажа покрытия.
4.8.3.3 Для труб диаметром более 426 мм – должны применяться стандартные
термоусаживающиеся муфты (манжеты и проч.) с требованиями к чистоте поверхности
стали не выше 2 баллов (зачистка до металлического блеска с применением специальных
устройств) и предварительным подогревом поверхности труб. Технологичность монтажа
обеспечивается разъемностью муфты и высокой теплоемкостью труб большого диаметра.
При этом должны быть гарантированы все характеристики получаемого в результате
монтажа покрытия.
4.8.3.4 Реестр ТУ на манжеты термоусаживающиеся, не требующих специального
согласования с УЭТ ДНГД, приведен в Приложении 9.
4.8.3.5 Качество нанесенного покрытия определяется службой технического надзора
эксплуатации трубопроводов (в т.ч. силами независимых организаций, привлеченных к
надзору) путем контрольного замера показателей, указанных в соответствующих ТУ.
Показатели замеряются в соответствии с ГОСТ Р 51164-98. В случае обнаружения
несоответствия, требованиям ТУ, покрытие данного шва полностью демонтируется и
наносится вновь. О контрольных замерах составляется Акт произвольной формы.
4.8.3.6 Проверка качества изоляции, в условиях отрицательных температур воздуха (зимой),
производится в соответствии с дополнительными инструкциями производителя,
согласованными с Заказчиком. В ТУ разработчик обязан указать способы контроля качества
покрытия в условиях низких температур - до минус 30°С.
4.8.3.7 Нанесение изоляционных материалов на трассе трубопровода, без контроля
качества со стороны Заказчика (или привлекаемой специализированной организации)
– категорически запрещено.
4.8.3.8 Все новые виды термоусаживающихся муфт (манжет и проч.), предлагаемые к
использованию в Компании, должны пройти экспертизу на соответствие требованиям
Компании в научно-исследовательских центрах, а также должны быть выполнены
требования, указанные в разделе 8 настоящего Положения.
4.8.3.9 При использовании труб с внутренним покрытием, защита зоны сварных стыков
обеспечивается применением защитных втулок типа «Целер» или аналогичных по
конструкции и технологии монтажа.
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 29 ИЗ 70
СТАЛЬНЫЕ ТРУБЫ И ФАСОННЫЕ ДЕТАЛИ
4.8.3.10 Применение безсварочных технологий («BUTLER
Айдуганова» и т.д.) допускается при выполнении условий:
«Технология
TECH»,

наличие действующих разрешительных документов Ростехнадзора РФ;

наличие согласования УЭТ ДНГД;

наличие постоянного технического надзора за соблюдением технологии и качеством
выполняемых работ.
4.8.3.11 Применение других технологий для защиты зоны сварных стыков внутренней
поверхности покрытых труб допускается по согласованию с соответствующим
производственным подразделением ДО и последующим согласованием с УЭТ ДНГД.
4.8.4.
ТЕПЛОВАЯ ИЗОЛЯЦИЯ
4.8.4.1 В зависимости от способа прокладки трубопровода, выбирается тип защитного
материала пенополиуретановой тепловой изоляции (ППУ):

для надземных участков - с оцинкованной стальной оболочкой;

для подземных участков - с полиэтиленовой оболочкой и стальной оболочкой с
антикоррозионным покрытием на основе экструдированного полиэтилена.
4.8.4.2 Теплоизолированные трубы и элементы нефтепроводов должны быть изготовлены по ТУ
завода - изготовителя с учетом требований настоящего Положения.
4.8.4.3 При использовании тепловой изоляции трубопроводов, проектирование необходимо
производить с учетом требований Пожарной безопасности.
4.8.4.4 Реестр ТУ на тепловую изоляцию трубопроводов, не требующих согласования с
УЭТ ДНГД, приведен в Приложении 8.
4.8.4.5 Все новые виды тепловой изоляции трубопроводов, предлагаемые к использованию,
должны пройти экспертизу на соответствие требованиям Компании ОАО «НК «Роснефть»
в научно-исследовательских центрах: ОАО «ВНИИСТ» г.Москва или РГУ нефти и газа
им.Губкина (лаборатория профессора В.Н.Протасова), а также должны быть выполнены
требования, указанные в разделе 9 настоящего Положения.
4.8.4.6 Показатели свойств теплоизоляционного слоя изделий с теплогидроизоляционным
покрытием, должны соответствовать требованиям, указанным в Таблице 3.
Таблица 3
Показатели свойств теплоизоляционного слоя
№
П/П
1
1
Внешний вид
ПОКАЗАТЕЛЬ
ЗНАЧЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЯ
2
3
Жесткая ячеистая
пластмасса от светложелтого до светлокоричневого цвета
равномерной
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 30 ИЗ 70
СТАЛЬНЫЕ ТРУБЫ И ФАСОННЫЕ ДЕТАЛИ
№
П/П
1
ПОКАЗАТЕЛЬ
ЗНАЧЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЯ
2
3
мелкоячеистой структуры
Плотность в ядре теплоизоляционного слоя, кг/м3, не
менее*
60,0
Прочность при сжатии при 10%-ной деформации в
радиальном направлении, МПа, не менее*
0,300
Теплопроводность теплоизоляционного слоя, Вт/м·К, не
0,028
более, при температуре: 20 С
0,025
0 С
Водопоглощение при кипячении в течение 90 мин, % по
объему, не более
10,000
Прочность на сдвиг в осевом направлении, МПа, при
0,120
температуре плюс (20±3) С, не менее
Прочность на сдвиг в тангенциальном направлении, МПа, не
0,200
менее, при температуре плюс (20±3) С
* При наличии проектных обоснований параметры №№ 2-3 могут быть изменены
2
3
4
5
6
7
4.8.4.7 Для теплоизоляции труб должен применяться жесткий заливочный ППУ. В качестве
исходных компонентов ППУ должны применяться следующие системы:

экологически безопасные бесфреоновые ППУ системы;

экологически безопасные озононеразрушающие фреоновые ППУ системы;

озоноразрушающие фреоновые ППУ системы, произведенные в соответствии с
имеющимися квотами на использование данных фреонов.
4.8.4.8 Защитная оболочка и соединения её элементов должны обеспечивать герметичность
при заполнении ППУ (ППУ при вспенивании не должен проступать на наружной поверхности
защитной оболочки).
4.8.4.9 Не допускается наличие пустот (каверн), уменьшающих толщину теплоизоляционного
слоя более чем на 30 %.
4.8.4.10 Поверхность теплоизоляционного слоя в торцах должна быть защищена от
попадания влаги гидроизоляционным материалом. Для герметизации торцов применяется
лак, свойства которого должны отвечать требованиям ГОСТ 5631-79, или мастики битумно резиновые изоляционные по ГОСТ 15836-79. Поверхности торцов теплоизоляционного и
покровного слоев должны быть ровными и перпендикулярными к оси трубы.
4.8.4.11 Длина концов изделий, свободных от теплоизоляционного слоя в защитной оболочке
должна быть 500±20 мм. Антикоррозионное покрытие должно выступать за края торцов
теплоизоляционного слоя в защитной оболочке не менее чем на 50 мм. При наличии
проектных обоснований допускается изменение этих величин.
4.8.4.12 Зазор между защитной оболочкой и теплоизоляционным слоем на концах изделий с
теплогидроизоляционным покрытием допускается не более 3 мм.
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 31 ИЗ 70
СТАЛЬНЫЕ ТРУБЫ И ФАСОННЫЕ ДЕТАЛИ
4.8.4.13 Для теплоизолированных труб процесс производства должен осуществляться под
контролем, в присутствии службы технического надзора Заказчика или в лице специалистов
специализированных организаций.
4.8.4.14 На каждую партию теплоизолированных труб завод-изготовитель выдает сертификат
качества, в котором указываются данные по качеству продукции. Сертификат должен содержать
отметку (штамп) инспектора специализированной организации. Без отметки инспектора
сертификат считается не действительным, отгрузка готовой продукции и её прием на станции
назначения (трубной базе) Заказчика - запрещены.
4.8.4.15 Для проверки соответствия теплоизолированных труб требованиям ТУ проводят
приемосдаточные испытания. При приемосдаточных испытаниях проверке подвергают каждую
партию.
4.8.4.16 При неудовлетворительных результатах приёмосдаточных испытаний, хотя бы по
одному показателю Таблицы 4 проводят повторные испытания по данному показателю на
удвоенном количестве изделий взятых из той же партии. Результаты повторного испытания
являются окончательными. При соответствии результатов определения свойств каждого изделия
предъявляемым требованиям, партия считается принятой. В случае неудовлетворительных
результатов повторной проверки, партия приемке не подлежит.
Таблица 4
Приёмосдаточные испытания
№
П/П
НАИМЕНОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЯ
1
2
Качество поверхности защитной оболочки
Длина концов изделий, свободных от теплоизоляционного слоя в защитной
оболочке
Отклонение осевых линий изделий от осей оболочек
Длина защитных оболочек
Плотность в ядре теплоизоляционного слоя, кг/м3, не менее
Прочность теплоизоляционного слоя при сжатии при 10%-ной деформации
в радиальном направлении, МПа, не менее
Соответствие зазора между защитной оболочкой и теплоизоляционным
слоем на концах изделий с теплогидроизоляционным покрытием
Сохранность фасок изделий
Гидроизоляция торцов ППУ
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ОБЪЕМ
ВЫБОРКИ
ОТ ПАРТИИ
3
100%
100%
10%
100%
2 шт.
2 шт.
10%
100%
100%
4.8.4.17 Периодические испытания проводят:

один раз в год для каждой применяемой системы материалов;

при изменении марки материалов;

при изменении основных параметров технологического процесса;

дополнительно по требованию заказчика.
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 32 ИЗ 70
СТАЛЬНЫЕ ТРУБЫ И ФАСОННЫЕ ДЕТАЛИ
Для проведения испытаний изделие с теплогидроизоляционным покрытием отбирают от
партии методом случайного отбора по ГОСТ 18321-73. Периодические испытания проводятся
по показателям Таблицы 5 и гарантируются заводом-изготовителем.
Таблица 5
Периодические испытания изделий с теплогидроизоляционным покрытием
№
П/П
НАИМЕНОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЯ
ОБЪЕМ
ВЫБОРКИ, ШТ
1
2
3
1
2
3
4
5
6
7
8
Теплопроводность теплоизоляционного слоя, Вт/м·К, не более,
при температуре (20±3) С
Водопоглощение ППУ при кипячении в течение 90 мин, %, не более
Прочность на сдвиг в осевом направлении, МПа, при температуре (20±3) С,
не менее
Прочность на сдвиг в тангенциальном направлении, МПа, не менее,
при температуре (20±3) С
Относительное удлинение при разрыве ПЭ оболочки, %,
Предел текучести ПЭ оболочки при растяжении, МПа
Изменение длины труб-оболочек после прогрева при температуре 110°С, %
Стойкость при температуре 80 °С и постоянном внутреннем давлении, ч
3
3
3
3
3
3
3
3
4.8.4.18 Методы контроля качества продукции осуществляются в соответствии с
аналогичными разделами ТУ заводов - изготовителей. Контроль качества продукции
осуществляется не ранее 24 часов после ее изготовления.
4.8.4.19 Завод - изготовитель тепловой изоляции обязан предложить Заказчику вариант
изоляции сварных стыков с параметрами по теплопроводности не ниже аналогичного
параметра изоляции основного тела трубы. Заводское решение является для Заказчика
приоритетным к применению. В случае отсутствия заводского решения по изоляции
сварных стыков, Заказчик вправе самостоятельно выбрать техническое решение и
материалы по конструкции изоляции.
4.8.4.20 Допускаемые температуры окружающей среды при проведении технологического
процесса с трубами и соединительными деталями трубопровода с теплогидроизоляционным
покрытием должны соответствовать требованиям, указанным в Таблице 6.
Таблица 6
Допустимая температура окружающей среды
ТЕМПЕРАТУРА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ, °С *
ИЗДЕЛИЯ С ТЕПЛОГИДРОИЗОЛЯЦИОННЫМ ПОКРЫТИЕМ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС
1
ПОЛИЭТИЛЕНОВАЯ
ОБОЛОЧКА
В ОБОЛОЧКЕ ИЗ СТАЛЬНОГО
ОЦИНКОВАННОГО ЛИСТА ИЛИ СТАЛЬНОЙ
ОБОЛОЧКЕ С ПОЛИЭТИЛЕНОВЫМ
ПОКРЫТИЕМ
2
3
Транспортирование, хранение,
от -20°С до +60°С
от -60°С до +60°С
эксплуатация
Погрузочно - разгрузочные работы,
от -20°С до +60°С
от -50°С до +60°С
строительно-монтажные работы
* Допускаемые температуры окружающей среды для труб и соединительных деталей с
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 33 ИЗ 70
СТАЛЬНЫЕ ТРУБЫ И ФАСОННЫЕ ДЕТАЛИ
ТЕМПЕРАТУРА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ, °С *
ИЗДЕЛИЯ С ТЕПЛОГИДРОИЗОЛЯЦИОННЫМ ПОКРЫТИЕМ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС
ПОЛИЭТИЛЕНОВАЯ
ОБОЛОЧКА
В ОБОЛОЧКЕ ИЗ СТАЛЬНОГО
ОЦИНКОВАННОГО ЛИСТА ИЛИ СТАЛЬНОЙ
ОБОЛОЧКЕ С ПОЛИЭТИЛЕНОВЫМ
ПОКРЫТИЕМ
2
3
должны противоречить
и
соединительным
требованиям к
деталям
без
1
теплогидроизоляционным покрытием не
допускаемым
температурам
труб
теплогидроизоляционного покрытия.
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 34 ИЗ 70
ТРУБЫ ИЗ АЛЬТЕРНАТИВНЫХ МАТЕРИАЛОВ
5.
ТРУБЫ ИЗ АЛЬТЕРНАТИВНЫХ МАТЕРИАЛОВ
5.1 Требования к неметаллическим трубам должны соответствовать Методическим
указаниям Компании «Применение неметаллических труб в системах промысловых
трубопроводов Компании» № П1-01.04 М-0005.
5.2 Требования к чугунным трубам, биметаллическим трубам, трубам из нержавеющих
сталей, цветных металлов и сплавов должны отдельно согласовываться с соответствующим
производственным подразделением ДО и последующим согласованием с УЭТ ДНГД.
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 35 ИЗ 70
ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМЕ КАЧЕСТВА
6.
ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМЕ КАЧЕСТВА
6.1 На заводах-изготовителях трубной продукции и изолирующих материалов, а также на
заводах по нанесению покрытий, должны действовать требования к системе качества:

система менеджмента качества, соответствующая международным стандартам ИСО
серии 9000;

лаборатории, осуществляющие испытания продукции, должны быть аккредитованы в
соответствии с требованиями ГОСТ Р ИСО/МЭК 17025-2009;

система прослеживаемости.
6.2 Система прослеживаемости должна обеспечивать сохранение идентификационных
данных плавки и контрольной партии на всех трубах. Должна быть обеспечена возможность
прослеживания любой отдельно взятой трубы до соответствующей контрольной партии и
результатов всех испытаний (химический анализ, механические свойства, коррозионные
свойства, микроструктура и др.).
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 36 ИЗ 70
ЕДИНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРУБАМ ПОВЫШЕННОЙ КОРРОЗИОННОЙ СТОЙКОСТИ
7. ЕДИНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ
ПОВЫШЕННОЙ КОРРОЗИОННОЙ СТОЙКОСТИ
7.1.
К
ТРУБАМ
ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ
7.1.1 Настоящий раздел Положения Компании содержит Единые технические требования
(ЕТТ) к трубам повышенной коррозионной стойкости, технологии их производства и
контролю их качества и не является основанием для проектирования и поставки трубной
продукции в ДО.
7.1.2 ЕТТ предназначены для заводов-изготовителей электросварных труб, изготовленных
сваркой токами высокой частоты (HFW), труб в бесшовном исполнении (SMLS) и
прямошовных труб, изготовленных дуговой сваркой под слоем флюса (SAWL) и должны
использоваться при разработке ТУ на трубы, спецификаций процессов производства и
планов контроля качества.
7.1.3 При разработке нормативных документов на трубы рекомендуется использовать за
основу ГОСТ ISO 3183-2012 (с уровнем качества PSL-2).
7.1.4 Завод-изготовитель трубной продукции должен обеспечить получение разрешительной
документации на их применение у соответствующих надзорных органов РФ.
7.2.
ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИИ ВЫПЛАВКИ И РАЗЛИВКИ СТАЛИ
7.2.1 Химический состав стали, определяемый по анализу ковшевой пробы и в готовом
прокате, должен соответствовать требованиям Таблицы 7.
Таблица 7
Химический состав стали
МАРКА СТАЛИ
1
МАССОВАЯ ДОЛЯ ЭЛЕМЕНТОВ, %, НЕ БОЛЕЕ ИЛИ В ПРЕДЕЛАХ
С
Mn
Si
V
Al
S
P
N
Cr
Ni
Cu
Mo
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
0,110,17
0,060,15
0,450,65
0,450,65
0,170,40
0,170,40
0,040,09
0,040,10
0,020,05
0,020,05
0,005
0,015
0,008
0,25
0,25
-
0,25
0,25
0,100,20
0,040,12
0,040,10
0,020,05
0,020,05
0,040,12
0,040,10
0,060,10
0,020,05
0,020,05
0,020,05
БЕСШОВНЫЕ (SMLS)
13ХФА
08ХМФЧА
0,500,70
0,500,70
0,005
0,015
0,008
0,005
0,015
0,008
0,30
0,30
0,30
0,2
0,005
0,015
0,008
0,501,00
0,30
0,30
0,3
0,005
0,015
0,008
0,30
0,30
0,30
-
0,005
0,015
0,008
0,30
0,30
-
0,005
0,015
0,008
0,30
0,30
0,100,15
ПРЯМОШОВНЫЕ ДС (SAWL)
09ГСФ
0,13
0,7
0,7
13ХФА
0,13
0,7
0,170,40
0,7
ПРЯМОШОВНЫЕ ТВЧ (HFW)
09ГСФ
0,13
0,7
13ХФА
0,13
0,7
08ХМФЧА
0,13
0,6
0,170,40
0,170,40
0,501,00
0,501,00
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 37 ИЗ 70
ЕДИНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРУБАМ ПОВЫШЕННОЙ КОРРОЗИОННОЙ СТОЙКОСТИ
7.2.2 Допускается разработка ТУ на трубы с другим целевым химическим составом по
согласованию с ДНГД. При этом в любом случае должны выполняться следующие
требования:

содержание хрома в стали 13ХФА и 08ХМФЧА должно быть не менее 0,50%;

содержание марганца в стали должно быть не более 0,70%;

завод-изготовитель должен предоставить документальные доказательства, что
изменение состава не ухудшит коррозионную стойкость труб и стабильность всего
остального комплекса их свойств.
7.2.3 Сталь может быть получена основным мартеновским, кислородно-конверторным
процессом, плавкой в электропечах.
Сталь должна быть полностью раскислена.
7.2.4 Сталь должна подвергаться внепечной обработке и модифицирующей обработке
сплавами кальция и/или редкоземельных элементов (церием и др.). Количество
модифицирующих элементов должно быть достаточным для сфероидизации большинства
сульфидных включений и получения требуемых коррозионных характеристик. Содержание
модифицирующих элементов в стали должно нормироваться и контролироваться.
7.2.5 В случае использования в качестве модифицирующего элемента только кальция,
отношение содержания кальция к содержанию серы в стали должно быть не менее 1,0.
Общее содержание кальция в стали не более 60ppm (0,006%). При использовании нескольких
модифицирующих элементов соотношение содержания серы и модифицирующих элементов
оговаривается отдельно.
7.2.6 Сталь должна подвергаться вакуумной дегазации. Содержание водорода в жидкой
стали перед разливкой, определяемое прибором типа «Hydris», должно быть не более
2,5 ppm (0,00025%).
7.2.7 Допускается введение в сталь дополнительных карбонитридообразующих элементов:
титана, ниобия и др. Суммарное содержание ванадия, титана и ниобия должно быть
не более 0,15%.
7.2.8 При использовании разливки стали в слиток должно обеспечиваться удаление (обрезь)
головной и/или донной части слитка, содержащей металлургические дефекты (повышенную
сегрегационную неоднородность, пузыри и др.).
7.2.9 При выборе технологии выплавки, внепечной обработки и разливки стали,
изготовитель должен стремиться обеспечить чистоту стали по неметаллическим включениям
и растворенным газам (водороду, азоту), минимизировать ликвационную сегрегацию.
Степень ликвационной сегрегации должна быть ограничена. Ограничение должно
обеспечить стабильное получение требуемых механических и коррозионных свойств труб.
Методика определения степени ликвационной сегрегации должна быть указана в ТУ.
7.2.10 Эквивалент углерода (Сэкв) и параметр стойкости против растрескивания (Рсм) металла
определяется по формулам:
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 38 ИЗ 70
ЕДИНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРУБАМ ПОВЫШЕННОЙ КОРРОЗИОННОЙ СТОЙКОСТИ
C экв  C 
Pсм  C 
Mn Cr  Mo  V  Ti  Nb Cu  Ni


6
5
15
Mn  Cu  Cr Si Ni Mo V



  5B
20
30 60 15 10
,
где C, Mn, Cr, Mo, V, Ti, Ni, Cu, Si, B, Nb – содержание в составе стали соответственно
углерода, марганца, хрома, молибдена, ванадия, титана, никеля, меди, кремния, бора, ниобия,
масс.%.
7.2.11 Значение Cэкв не должно превышать 0,43%, значение Pсм не должно превышать 0,25%.
Для сталей с содержанием углерода большем, чем 0,12масс.%, значение P см
не регламентируется.
7.3.
ТРЕБОВАНИЯ К ПРОКАТУ ДЛЯ СВАРНЫХ ТРУБ
7.3.1 Прокат должен изготавливаться использованием контролируемой прокатки с
ускоренным охлаждением. Допускается проведение дополнительной термической обработки
проката: отпуска, закалки и отпуска.
7.3.2 Прокат должен изготавливаться и поставляться в соответствии с нормативной
документацией и ТУ, разработанной и согласованной в установленном порядке.
7.3.3 Механические свойства проката, включая минимальный и максимальный допустимый
предел текучести, минимальное и максимальное допустимое значение временного
сопротивления, минимальное допустимое значение относительного удлинения, максимально
допустимую твердость, минимально допустимую ударную вязкость, должны быть
регламентированы в нормативной документации на прокат.
7.3.4 Микроструктура проката, включая максимально допустимый уровень загрязненности
неметаллическими включениями, максимально допустимый размер зерна, максимально
допустимый уровень полосчатости, должна быть регламентирована в нормативной
документации на прокат. Рекомендованные значения характеристик микроструктуры: размер
ферритного зерна не крупнее 9 балла, полосчатость не хуже 2 балла, загрязненность
удлиненными сульфидами не хуже 0,5 балла, остальными видами включений – не хуже
2,5 балла по средней оценке.
7.3.5 Коррозионные свойства проката, включая максимально допустимые коэффициенты
длины и толщины водородных трещин, минимально допустимое значение порогового
напряжения сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением (СКРН)
должны быть регламентированы в нормативной документации на прокат. Коррозионные
свойства
проката
должны
обеспечивать
получение
труб,
соответствующих
п.п. 7.6 настоящего Положения.
7.3.6 Технология прокатки и последующей термической обработки должна быть
документирована. Параметры технологии, обеспечивающие получение требуемого
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 39 ИЗ 70
ЕДИНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРУБАМ ПОВЫШЕННОЙ КОРРОЗИОННОЙ СТОЙКОСТИ
нормативной документацией на прокат уровня механических свойств, коррозионных свойств
и микроструктуры, включая:

температуру нагрева слябов под прокатку;

условия деформации в черновой и чистовой группе клетей;

температуру начала и конца деформации в чистовой группе клетей;

режим ускоренного охлаждения;

температуру смотки рулонов;

обрезку концов рулона;

режим охлаждения листов после ускоренного охлаждения;

температурно-временные характеристики дополнительной термической обработки
должны определяться и контролироваться. Для каждого из вышеперечисленных параметров
должны быть регламентированы минимальные и максимальные допустимые значения, а
также действия в случае, если значения параметров выходят за заданные технологической
документацией диапазоны, например отбраковка, исправление дополнительной термической
обработкой, выделение в отдельную партию и др.
7.3.7 Завод-изготовитель проката должен предоставить документированные доказательства,
что технология изготовления проката стабильно обеспечивает требуемый установленный
нормативной документацией уровень характеристик, в том числе, и коррозионных свойств
по длине и ширине проката.
7.3.8 Завод-изготовитель трубной продукции должен проверить способность технологии
обеспечить требуемый уровень свойств стали, в соответствии с п.п. 7.3 настоящего
Положения. Для этого должен быть проведен:

анализ результатов испытаний представительной выборки опытных партий проката и
труб, включая статистические данные о свойствах и условиях изготовления проката и
труб, свидетельствующие, с учётом допусков, указанных в технологических
документах, о стабильном достижении необходимых свойств;

в случае, если прокат приобретается у стороннего поставщика, изготовитель труб
должен перед началом производства самостоятельно или с привлечением
специализированной организации провести первичный технический аудит заводапоставщика проката. В дальнейшем завод-изготовитель труб должен периодически
проверять, что технология прокатки по-прежнему даёт запланированный результат.
Ремонт проката сваркой не допускается.
7.3.9 С целью выявления дефектов листовой прокат должен быть подвергнут
неразрушающему контролю. Вместо проведения неразрушающего контроля рулонного
проката допускается проведение неразрушающего контроля всего тела готовых труб.
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 40 ИЗ 70
ЕДИНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРУБАМ ПОВЫШЕННОЙ КОРРОЗИОННОЙ СТОЙКОСТИ
7.4.
ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИИ ИЗГОТОВЛЕНИЯ ТРУБ
7.4.1.
ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИИ ИЗГОТОВЛЕНИЯ БЕСШОВНЫХ (SMLS) ТРУБ
7.4.1.1 Трубы должны изготавливаться методом горячей деформации непрерывнолитой,
катанной или кованной трубной заготовки. Допускается применение холоднокатанных труб
только после проведения их термической обработки.
7.4.1.2 Заводу-изготовителю следует контролировать качество инструмента (дорнов, оправок
и др.) с целью минимизации дефектов поверхности труб. Критерии замены инструмента,
процесс контроля его состояния и его результаты должны документироваться.
7.4.1.3 Использование в качестве смазки инструмента хлоридов (хлорида натрия и др.) не
допускается.
7.4.1.4 Трубы должны подвергаться термической обработке, включающей закалку и отпуск.
7.4.2.
ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИИ ИЗГОТОВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОСВАРНЫХ ТВЧ (HFW) ТРУБ
7.4.2.1 Трубы должны изготавливаться электросваркой токами высокой частоты. Трубы
должны содержать один продольный шов. Трубы не должны иметь кольцевых (поперечных)
технологических швов (швов сварочных стыков рулонов между собой).
7.4.2.2 Подготовка кромок рулона под сварку должна осуществляться непосредственно перед
формовкой и сваркой.
7.4.2.3 Технологический процесс формовки и сварки должен быть документирован и
аттестован в установленном порядке для всего сортамента выпускаемой продукции с учетом
химического состава проката и завода-поставщика проката, диаметра, толщины стенки труб.
Параметры
технологии,
обеспечивающие
получение
требуемого
нормативной
документацией уровня механических свойств, коррозионных свойств и микроструктуры,
включая:

требования к геометрическим параметрам рулона и свариваемой полосы;

условия деформации в открытых и закрытых калибрах;

угол схождения кромок;

режим нагрева кромок перед сваркой;

величину осадки;

скорость сварки;

режим калибровки
должны определяться и контролироваться.
7.4.2.4 Трубы должны быть подвергнуты локальной термической обработке сварного шва и
зоны термического влияния и/или объемной термической обработке. Термическая обработка,
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 41 ИЗ 70
ЕДИНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРУБАМ ПОВЫШЕННОЙ КОРРОЗИОННОЙ СТОЙКОСТИ
как минимум, должна обеспечить отсутствие неотпущенного мартенсита в околошовной
зоне.
7.4.2.5 Температурно-временные режимы локальной термической обработки труб
(температура нагрева каждой трубы, продолжительность нагрева, режимы охлаждения)
должны контролироваться в соответствии с документированной процедурой.
7.4.2.6 Ремонт труб сваркой не допускается.
7.4.3. ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИИ ИЗГОТОВЛЕНИЯ ТРУБ АВТОМАТИЧЕСКОЙ СВАРКОЙ
ПОД СЛОЕМ ФЛЮСА (SAWL)
7.4.3.1 Трубы должны изготавливаться дуговой сваркой под слоем флюса. Трубы должны
содержать один или два продольных шва. Продольные швы должны быть выполнены как
минимум в два прохода: один с наружной, другой с внутренней стороны. Трубы не должны
иметь кольцевых (поперечных) швов. Продольные технологические швы должны быть
полностью переплавлены.
7.4.3.2 Подготовка кромок листа под сварку должна осуществляться непосредственно перед
формовкой и сваркой.
7.4.3.3 Технологический процесс формовки и сварки должен быть документирован и
аттестован в установленном порядке для всего сортамента выпускаемой продукции с учетом
химического состава проката и завода-поставщика проката, диаметра, толщины стенки труб.
Параметры
технологии,
обеспечивающие
получение
требуемого
нормативной
документацией уровня механических свойств, коррозионных свойств, включая:

требования к геометрическим параметрам листов;

требования к подготовке кромок перед сваркой;

условия деформации при подгибке кромок и формовке;

требования к сварочным материалам;

режимы сварки;

условия деформации при экспандировании
должны определяться и контролироваться.
7.4.3.4 Трубы должны подвергаться механическому экспандированию по всей длине.
Пластическая деформация по периметру трубы в любом сечении не должна превышать 1,2%.
7.4.3.5 Технологический процесс ремонта сварных швов должен быть документирован и
аттестован в установленном порядке для всего сортамента выпускаемой продукции с учетом
химического состава проката и завода-поставщика проката, диаметра, толщины стенки труб.
Параметры
технологии,
обеспечивающие
получение
требуемого
нормативной
документацией уровня механических свойств, коррозионных свойств, включая:

описание дефектов, ремонт которых допустим (вид, геометрические размеры, взаимное
расположение, общее количество и протяженность дефектов и др.);

требования к подготовке дефектов перед ремонтом (способ, глубина зачистки и др.);
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 42 ИЗ 70
ЕДИНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРУБАМ ПОВЫШЕННОЙ КОРРОЗИОННОЙ СТОЙКОСТИ

требования к сварочным материалам;

режимы сварки;
должны определяться и контролироваться. Ремонт тела труб сваркой не допускается. Ремонт
сваркой после экспандирования не допускается.
7.4.4.
ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИИ
7.4.4.1 Объемная термическая обработка труб должна обеспечивать получение однородной
мелкозернистой структуры по всей длине, толщине и периметру труб. Температурновременные режимы термической обработки, включая температуру печного пространства по
зонам печи, продолжительность нагрева, температуру труб на выходе из печи, режимы
охлаждения должны контролироваться и документироваться.
7.4.4.2 Допускается проведение повторных термических обработок для исправления труб, не
соответствующей по свойствам нормативной документации. Максимальное количество
повторных термических обработок – не более двух.
7.4.4.3 Ротационная правка труб должна осуществляться при температуре не ниже 480 оС.
Допускается холодная правка труб с последующим отпуском, температура отпуска
не ниже 550 оС.
7.4.4.4 Для каждого из вышеперечисленных технологических параметров формовки, сварки
и термической обработки должны быть регламентированы минимальные и максимальные
допустимые значения, а также действия в случае, если значения параметров выходят за
заданные
технологической
инструкцией
диапазоны
(отбраковка,
исправление
дополнительной термической обработкой, выделение в отдельную партию и др.)
7.4.4.5 Завод-изготовитель должен представить документированные доказательства того, что
технологический процесс формовки, сварки и термической обработки стабильно
обеспечивает требуемый нормативной документацией уровень свойств по всей длине,
толщине и периметру труб, а также по всей длине шва.
7.5.
МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ТРУБ
7.5.1 Механические свойства основного металла труб должны соответствовать требованиям
Таблицы 8. По согласованию с ДНГД допускается разработка ТУ на трубы с другими
механическими свойствами. При этом завод-изготовитель должен предоставить
документальные доказательства, что внесенные изменения не ухудшают долговечность труб
и стабильность всего комплекса их свойств.
7.5.2 Временное сопротивление разрыва сварного соединения должно быть не меньше
временного сопротивление разрыва основного металла.
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 43 ИЗ 70
ЕДИНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРУБАМ ПОВЫШЕННОЙ КОРРОЗИОННОЙ СТОЙКОСТИ
Таблица 8
Механические свойства основного металла труб
НАИМЕНОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЯ
1
Временное сопротивление σв, МПа не менее
или в пределах
Предел текучести σ0,2, МПа, не менее или в
пределах
ПРЯМОШОВНЫЕ ДС
(SAWL)
2
ПРЯМОШОВНЫЕ
ТВЧ (HFW)
3
510-630
510-630
350
350
20
20
23
Относительное удлинение δ5, %, не менее
БЕСШОВНЫЕ
(SMLS)
4
510
370-520
Отношение σ0,2/σв, не более:
0,90
0,90
0,85
0,90*
Твердость, Роквелл, не более
22HRC (245 HV)
92 HRB
92 HRB
39,3, минус 20
88, минус 20
98, минус 50
**
59
59
Ударная вязкость KCV, Дж/см2, при
температуре испытания минус °С, не менее
Ударная вязкость KCU, Дж/см2, при
температуре испытания минус 60 °С, не менее
Доля вязкой составляющей в изломе образцов
50
50
50
KCV, %, не менее
Примечания:
* - в случае использования закалки и продолжительного отпуска в печах с шагающими балками.
** - см. Таблицу 2
7.5.3 Величина ударной вязкости сварного соединения, определяемая на образцах
с U-образным надрезом по ГОСТ 6996-66 при температуре минус 60°С для труб,
изготовленных дуговой сваркой, надрез при испытаниях должен располагаться по центру
шва и по линии сплавления. Надрез по линии сплавления должен быть расположен так,
чтобы линия надреза захватывала около 50% металла сварного шва и около 50% металла
зоны термического влияния и в линии надреза была большая часть (из 50%) металла
сварного шва, сваренного последним. Для электросварных труб надрез должен располагаться
по линии сплавления. Требования по ударной вязкости приведены в Таблице 2.
7.5.4 Остальные требования к механическим свойствам и методам их определения должны
соответствовать ГОСТ ISO 3183-2012.
7.6.
ТРЕБОВАНИЯ К МИКРОСТРУКТУРЕ
7.6.1 Микроструктура труб по всей длине и толщине стенки должна быть однородной и
мелкозернистой. Размер зерна основного металла труб всех исполнений и зоны шва для
электросварных (HFW) труб должен быть не крупнее девятого номера шкалы 1
ГОСТ 5639-82.
7.6.2 Для труб подвергаемых термической обработке по режиму: закалка из аустенитной
области + отпуск, оценивается величина исходного аустенитного зерна. Она должна быть не
крупнее величины зерна, соответствующей восьмому номеру шкалы 1 ГОСТ 5639-82.
7.6.3 Полосчатость микроструктуры не должна превышать 2,0 балла по шкале ГОСТ 5640-68.
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 44 ИЗ 70
ЕДИНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРУБАМ ПОВЫШЕННОЙ КОРРОЗИОННОЙ СТОЙКОСТИ
7.6.4 Загрязненность неметаллическими включениями тела труб должна быть не хуже 0,5
балла по сульфидам, по остальными видами включений – не хуже 2,5 балла по средней
оценке ГОСТ 1778-70.
7.6.5 Загрязненность линии сплавления электросварных труб удлиненными оксидными
включениями должна оцениваться по шкалам оксидов строчечных, силикатов пластичных,
силикатов хрупких ГОСТ 1778-70. Загрязненность линии сплавления не должна превышать
по максимальному баллу 2,5.
7.7.
ТРЕБОВАНИЯ К КОРРОЗИОННЫМ СВОЙСТВАМ
Металл труб и сварных соединений должен выдерживать коррозионные испытания:

стойкость к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением по
методу A NACE TM0177 в среде А: пороговое напряжение СКРН не менее 72% от
минимально–гарантированного предела текучести, допускается проведение
испытаний методом четырехточечного изгиба в соответствии с приложением H ГОСТ
ISO 3183-2012 или методом C по NACE TM0177;

стойкость к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением по
методу D NACE TM0177 в среде А (для бесшовных труб и основного металла
прямошовных труб): KISSC не менее 30 МПа*м1/2;

стойкость к водородному растрескиванию по NACE TM0284 в среде А: коэффициент
длины трещин (CLR) и толщины трещин (CTR) не более 6% и 3% соответственно при
максимальном CLR значении для одного образца не более 15%;
7.8. ТРЕБОВАНИЯ К ГЕОМЕТРИЧЕСКИМ РАЗМЕРАМ, МАССЕ, ОТКЛОНЕНИЯМ
И НЕСОВЕРШЕНСТВАМ
7.8.1 Сортаментный ряд (диаметр и толщина стенки) и масса труб должны соответствовать
ГОСТ 8732-78, ГОСТ 20295-85.
7.8.2 Кривизна труб не должна превышать 1,5 мм на 1 м длины, а общая кривизна —
не более 0,15% длины трубы.
7.8.3 Форма фаски должна соответствовать требованиям СП 34-116-97.
7.8.4 Сварные соединения труб, изготовленных дуговой сваркой, должны иметь плавный
переход от основного металла к металлу шва без острых углов, подрезов, непроваров,
утяжин, осевой рыхлости и других дефектов формирования шва. Высота усиления наружных
швов должна находиться в пределах 0,5 - 2,5 мм для труб с толщиной стенки до 10 мм
включительно и 0,5-3,0 мм для труб с толщиной стенки свыше 10 мм. Высота усиления
внутренних швов должна быть в пределах 0,5 - 3,0 мм.
7.8.5 Смещение свариваемых продольных кромок не должно превышать 10% номинальной
толщины стенки.
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 45 ИЗ 70
ЕДИНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРУБАМ ПОВЫШЕННОЙ КОРРОЗИОННОЙ СТОЙКОСТИ
7.8.6 Ширина швов, изготовленных дуговой сваркой, не должна превышать: наружных 35 мм, внутренних - 40 мм. В местах ремонта допускается увеличение ширины швов на 8 мм,
при этом общая ширина не должна превышать 45 мм.
7.8.7 Перекрытие наружного и внутреннего швов, изготовленных дуговой сваркой, должно
быть не менее 1,0 мм.
7.8.8 Остальные требования к геометрическим размерам, допустимым отклонениям и
несовершенствам и дефектам должны соответствовать ГОСТ ISO 3183-2012 (с уровнем
качества PSL-2).
7.8.9 Остаточная намагниченность труб должна соответствовать подразделу 4.7 настоящего
Положения.
7.9. НЕРАЗРУШАЮЩИЙ
ДАВЛЕНИЕМ
КОНТРОЛЬ
И
ИСПЫТАНИЯ
ГИДРАВЛИЧЕСКИМ
7.9.1 В заводских условиях трубы должны подвергаться 100% неразрушающему контролю
одним или несколькими физическими методами: ультразвуковой дефектоскопии, либо
электромагнитной дефектоскопии (вихретоковой, магнитоиндукционной или др.),
магнитопорошковой дефектоскопии, рентгено–телевизионному контролю. Методика
проведения неразрушающего контроля должна быть аттестована в установленном порядке и
согласована с ДНГД. Неразрушающий контроль должен обеспечивать выявление всех
дефектов в объеме, у внутренней и наружной поверхности труб.
7.9.2 Неконтролируемые в автоматическом режиме концы труб должны быть отрезаны, либо
проверены на наличие дефектов на наружной и внутренней поверхности
магнитопорошковым или иным методом неразрушающего контроля, гарантирующим
выявление дефектов.
7.9.3 Каждая труба должна выдерживать без обнаружения течи пробное гидравлическое
давление по ГОСТ 3845-75, при допускаемом напряжении в стенке трубы, равном:

для бесшовных (SMLS) труб 0,85 от нормативного минимального значения предела
текучести (σт);

для прямошовных (SAWL) труб 0,95 от нормативного минимального значения
предела текучести (σт);

для прямошовных (HFW) труб 0,90 от нормативного минимального значения предела
текучести (σт);
выдержка под давлением не менее 15 секунд.
7.9.4 Остальные требования к методам неразрушающего контроля в соответствии
с ГОСТ ISO 3183-2012 (с уровнем качества PSL-2).
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 46 ИЗ 70
ЕДИНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРУБАМ ПОВЫШЕННОЙ КОРРОЗИОННОЙ СТОЙКОСТИ
7.10. ПРОСЛЕЖИВАЕМОСТЬ, ПРАВИЛА ПРИЕМКИ И МЕТОДЫ ИСПЫТАНИЙ
7.10.1 Прослеживаемость, правила приемки и методы испытаний труб должны
соответствовать требованиям ГОСТ ISO 3183-2012 (с уровнем качества PSL-2). Допускается
использовать вместо ГОСТ международные стандарты при соответствующей корректировке
норм настоящего документа, обеспечивающий получение тех же или лучших свойств труб.
7.10.2 Испытательные лаборатории
с ГОСТ ИСО/МЭК 17025-2009.
должны
быть
аккредитованы
в
соответствии
7.10.3 Для толстостенных труб с толщиной более 12 мм методы испытаний должны
подтверждать соответствие металла по всей толщине стенки требованиям настоящего
документа.
7.10.4 Завод-изготовитель должен разработать и согласовать с ДНГД описание технологии
производства труб (спецификацию процесса производства) и план контроля качества труб.
Данные документы должны быть разработаны для каждого сочетания диаметра, толщины
стенки, марки стали и поставщика проката.
7.10.5 Спецификация процесса производства и план контроля качества должны показывать,
каким образом будут получены характеристики трубной продукции, заявленные в ТУ, и как
будет осуществлена проверка соответствия технологии и свойств готовой продукции
требованиям ТУ. Должны быть отражены все факторы, которые влияют на качество
продукции и его стабильность. Должны быть описаны все основные этапы производства от
входного контроля заготовки и сырья до отгрузки готовой продукции со ссылками на
соответствующие технологические инструкции и регламенты завода-изготовителя.
7.10.6 Спецификация процесса производства должна включать, как минимум, следующую
информацию:

диаграмма и описание технологической последовательности процесса изготовления
труб;

изготовитель стали;

процесс изготовления стали;

целевой химический состав стали и допустимые отклонения;

технологию выплавки и разливки стали;

технологию внепечной обработки,
заданного перегрева при разливке;

способ, обеспечивающий удаление смешанных зон между различными плавками в
серии;

способ уменьшения макро- и микро-ликвационной сегрегаций (например
электромагнитное перемешивание при разливке) и способ контроля степени
сегрегации;

температуру нагрева заготовок под прокатку;

способ прокатки и термической обработки проката (подраздел 7.3 настоящего
Положения);
дегазации,
модифицирования,
обеспечения
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 47 ИЗ 70
ЕДИНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРУБАМ ПОВЫШЕННОЙ КОРРОЗИОННОЙ СТОЙКОСТИ

способ прокатки бесшовных труб и формовки и сварки сварных труб (подраздел 7.4
настоящего Положения);

способ термической обработки (подраздел 7.4.4 настоящего Положения);

технологию ротационной (косовалковой) правки и способ обеспечения минимальнодопустимой температуры правки;

гидростатическое испытание;

неразрушающий контроль труб;

методы и точки технологического контроля;

методы и объемы механических, металлографических и коррозионных испытаний;

методы и объемы измерения геометрических характеристик труб;

критерии приемки;

правила присвоения номеров труб/пакетов;

прослеживаемость на всех этапах производства;

маркировка и упаковка;

складирование и отгрузка.
7.10.7 План контроля должен отражать контрольные точки на всех этапах технологического
процесса. В плане контроля должны быть указаны документы, в которых регистрируются
результаты каждой контрольной операции и действия при несоответствиях. План контроля
должен содержать критерии, определяющие нормальный для данного технологического
процесса процент продукции, сдаваемой с первого предъявления. Случаи превышения
установленной нормы (случаи массового брака) подлежат отдельному рассмотрению УЭТ
ДНГД.
7.10.8 Компания имеет право потребовать проведения аттестации технологии производства в
соответствии с ГОСТ ISO 3183-2012 приложение B.
7.10.9 Компания имеет право потребовать образцы продукции для оценки их соответствия
требованиям ТЗ в лаборатории по своему выбору.
7.10.10 Компания имеет право потребовать проведения независимой
изготовления продукции с привлечением специализированных организаций.
инспекции
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 48 ИЗ 70
КВАЛИФИКАЦИЯ ПОДРЯДЧИКОВ
8.
КВАЛИФИКАЦИЯ ПОДРЯДЧИКОВ
8.1 В закупочных процедурах по выбору Подрядчика на оказание услуг по строительству,
реконструкции и ремонту трубопроводов для Компании могут участвовать организации
любой формы собственности.
8.2 Строительство и реконструкция (модернизация) промысловых трубопроводов должны
осуществляться при постоянном строительном контроле Заказчика. Допускается для
выполнения строительного контроля и взаимодействия с органами государственного надзора
привлекать специализированные организации или специалистов соответствующей
квалификации, имеющие выданные саморегулируемой организацией свидетельства о
допуске к таким видам работ.
8.3 К осуществлению строительного контроля от лица Заказчика привлекается
специализированная организация по согласованному ТЗ, с УЭТ ДО, службой
капитального строительства ДО и Департаментом строительного контроля
планирования и ценовой политики в строительстве ОАО «НК «Роснефть».
8.4 Результаты контроля качества и полноты проведенной процедуры строительного
контроля силами специализированной организации в ходе строительства объектов
трубопроводного транспорта за отчетный период обязательно согласовываются с УЭТ
ДО и отражается путем визирования Актов приемки выполненных работ.
8.5 Акты выполненных работ специализированной организации по строительному
контролю без визы специалиста службы эксплуатации трубопроводов не допускаются.
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 49 ИЗ 70
ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ
9.
ОПЫТНО–ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ
9.1 При отсутствии достоверной информации о качестве и эффективности применения
материалов (сталь, покрытие) трубной продукции в схожих эксплуатационных условиях
других ДО, решение о промышленном применении должно приниматься на основании Акта
трассовых опытно-промышленных испытаний произвольной формы.
9.2 Достоверной информацией считаются официальные данные, подписанные
ответственными специалистами ДО и ДНГД. Любая другая информация (в т.ч.
предоставленная заводом - изготовителем), не является основанием для положительного
решения о промышленном применении.
9.3 Испытания может инициировать УЭТ ДО или УЭТ ДНГД.
9.4 До начала испытаний и согласованием в УЭТ ДНГД должны быть разработаны
совместно с заводом - изготовителем труб (материалов) и утверждены главным инженером
ДО следующие документы:

Техническое обоснование на применение данных материалов.

Методика проведения испытаний, рассчитанная на получение первого результата не
ранее 6 месяцев, на получение окончательного результата – не ранее чем через
24 месяца с даты начала испытаний.

Программа опытно-промышленных испытаний.
9.5 Другие документы, необходимые для монтажа опытного участка, согласования с УЭТ
ДНГД не требуют.
9.6 Изменение сроков проведения опытно-промышленных испытаний возможно только по
согласованию с УЭТ ДНГД.
9.7 Испытания следует проводить в наиболее коррозионно-активных средах (участках
трубопроводной системы).
9.8 Во всех случаях расположение, конструктивные и проектные решения опытного участка
должны быть выбраны и выполнены таким образом, чтобы максимально снизить риски
разлива перекачиваемой жидкости.
9.9 Проведение испытаний запрещается в населенных пунктах, поймах рек любой
полноводности, в районах озер, искусственных водоемов и болот.
9.10 При получении отрицательного результата, решение о повторном испытании данной
трубной продукции принимает топ-менеджер ОАО «НК «Роснефть», ответственный за
добычу углеводородного сырья, по представлению ДНГД.
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 50 ИЗ 70
ССЫЛКИ
10. ССЫЛКИ
1. ГОСТ 1778-70 Сталь. Металлографические методы определения неметаллических
включений.
2. ГОСТ 3845-75 Трубы металлические. Метод испытания гидравлическим давлением.
3. ГОСТ 5631-79 Лак БТ-577 и краска БТ-177. Технические условия.
4. ГОСТ 5639-82 Стали и сплавы. Методы выявления и определения величины зерна.
5. ГОСТ 5640-68 Сталь. Металлографический метод оценки микроструктуры листов и
ленты.
6. ГОСТ 6996-66 Сварные соединения. Методы определения механических свойств.
7. ГОСТ 8732-78 Трубы стальные бесшовные горячедеформированные. Сортамент.
8. ГОСТ 9454-78 Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных,
комнатной и повышенных температурах.
9. ГОСТ 15836-79 Мастика битумно-резиновая изоляционная. Технические условия.
10. ГОСТ 18321-73 Статистический контроль качества. Методы случайного отбора выборок
штучной продукции.
11. ГОСТ 20295-85 Трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов.
Технические условия.
12. ГОСТ Р 51164-98 Tpубoпpoвoды стальные магистральные. Общие требования к защите
oт коррозии.
13. ГОСТ ИСО/МЭК 17025-2009 Общие требования к компетентности испытательных и
калибровочных лабораторий.
14. ГОСТ ISO 3183-2012 Трубы стальные для трубопроводов нефтяной и газовой
промышленности. Общие технические условия.
15. ГОСТ Р 53679-2009 Нефтяная и газовая промышленность. Материалы для применения в
средах, содержащих сероводород, при добыче нефти и газа. Часть 1. Общие принципы
выбора материалов, стойких к растрескиванию.
16. ГОСТ Р 53678-2009 Нефтяная и газовая промышленность. Материалы для использования
в сероводородосодержащей окружающей среде при разработке нефти и газа. Часть 2.
Трещиноустойчивые углеродистые и низкоплавкие сплавы стали, использование литых
металлов.
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 51 ИЗ 70
ССЫЛКИ
17. ВСН 006-89 Ведомственные строительные нормы. Строительство магистральных и
промысловых трубопроводов. Сварка
18. ISO 15156-3:2009 Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H2S-containing
environments in oil and gas production - Part 3: Cracking-resistant CRAs (corrosion-resistant
alloys) and other alloys = Нефтяная и газовая промышленность. Материалы для
применения в средах, содержащих сероводород, при добыче нефти и газа. Часть 3.
Сплавы, стойкие к растрескиванию (коррозионностойкие сплавы), и другие сплавы.
19. ISO 21457:2010 Petroleum, petrochemical and natural gas industries - Materials selection and
corrosion control for oil and gas production systems = Нефтяная, нефтехимическая и газовая
промышленности. Выбор материалов и коррозионный контроль для нефтяных и газовых
производственных систем.
20. NACE TM 0177 Laboratory Testing of Metals for Resistance to Specific Forms of
Environmental Cracking H2S Environments = Международный стандарт. Стандартные
методы испытаний. Лабораторные испытания металлов на устойчивость к
растрескиванию под действием сульфидов и коррозионное растрескивание в среде H2S.
21. NACE TM 0284 Evaluation of Pipeline Steel for Resistance to Stepwise Cracking =
Международный стандарт. Оценка трубопроводов и сосудов высокого давления сталей
на стойкость к воздействию водорода растрескиванию.
22. NORSOK M–001 Materials selection = Международный стандарт. Выбор материалов.
23. РД 39-0147103-362-86 Руководство по применению антикоррозионных мероприятий при
составлении проектов обустройства и реконструкции объектов нефтяных
месторождений.
24. СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции
промысловых нефтегазопроводов.
25. Методические указания Компании «Применение неметаллических труб в системах
промысловых трубопроводов Компании» № П1-01.04 М-0005 версия 1.00, утверждённые
приказом ОАО «НК «Роснефть» от 16.11.2009 № 573.
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 52 ИЗ 70
РЕГИСТРАЦИЯ ИЗМЕНЕНИЙ ЛОКАЛЬНОГО НОРМАТИВНОГО ДОКУМЕНТА
11. РЕГИСТРАЦИЯ
ИЗМЕНЕНИЙ
НОРМАТИВНОГО ДОКУМЕНТА
ЛОКАЛЬНОГО
Таблица 8
Перечень изменений Положения Компании
ВЕРСИЯ
1
1.00
ВИД И
НАИМЕНОВАНИЕ
ДОКУМЕНТА
НОМЕР
ДОКУМЕНТА
2
3
Положение Компании
«Критерии качества
промысловых
трубопроводов
ОАО «НК «Роснефть»
и его дочерних
обществ»
№ П1-01.04
Р-0009
ДАТА
УТВЕРЖДЕНИЯ
4
31.01.2012
ДАТА
ВВЕДЕНИЯ
В
ДЕЙСТВИЕ
5
31.01.2012
РЕКВИЗИТЫ РД
6
Приказ ОАО «НК «Роснефть»
от 31.01.2012 №59
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 53 ИЗ 70
ПРИЛОЖЕНИЯ
ПРИЛОЖЕНИЯ
Таблица 9
Перечень Приложений к Положению Компании
НОМЕР
ПРИЛОЖЕНИЯ
1
НАИМЕНОВАНИЕ ПРИЛОЖЕНИЯ
2
1
Критерии применения трубной продукции для ДО
2
Концепция выбора материала стальной трубной
продукции при строительстве и реконструкции
промысловых трубопроводов, транспортирующих
нефтяную эмульсию или нефть
Концепция выбора материала стальной трубной
продукции при строительстве и реконструкции
промысловых трубопроводов, транспортирующих газ
Концепция выбора материала стальной трубной
продукции при строительстве и реконструкции
промысловых трубопроводов, транспортирующих
воду
Критерии применения изоляционного покрытия для
стальных нефтегазопроводных труб на
месторождениях Компании
Реестр поставщиков труб и технических условий, не
требующих специального согласования с УЭТ ДНГД
Реестр технических условий на наружное и
внутреннее покрытие, и соединительные детали
трубопроводов, не требующих специального
согласования с УЭТ ДНГД
Реестр технических условий на тепловую изоляцию
трубопроводов, не требующую специального
согласования с УЭТ ДНГД
Реестр технических условий на манжеты
термоусаживающиеся, не требующие специального
согласования с УЭТ ДНГД
Реестр технических условий на соединительные
детали трубопроводов, не требующий специального
согласования с УЭТ ДНГД
3
4
5
6
7
8
9
10
ПРИМЕЧАНИЕ
3
Включено в настоящий
файл
Включено в настоящий
файл
Включено в настоящий
файл
Включено в настоящий
файл
Включено в настоящий
файл
Включено в настоящий
файл
Включено в настоящий
файл
Включено в настоящий
файл
Включено в настоящий
файл
Включено в настоящий
файл
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. ВЫГРУЖЕНО ИЗ ИСС "НОБ" ОАО «НК «РОСНЕФТЬ»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 54 ИЗ 70
ПРИЛОЖЕНИЯ
ПРИЛОЖЕНИЕ 1. КРИТЕРИИ ПРИМЕНЕНИЯ ТРУБНОЙ ПРОДУКЦИИ ДЛЯ ДО
Таблица 10
Критерии применения трубной продукции для ДО
НАЗНАЧЕНИЕ
ТРУБОПРОВОДА
ПОКРЫТИЯ
ДИАМЕТР, ММ
ТОЛЩИНА
СТЕНКИ, ММ
МАКС.
РАБОЧЕЕ
ДАВЛЕНИЕ,
КГС/СМ2
МАРКА СТАЛИ
КЛАСС
ПРОЧНОСТИ
ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ
ТРЕБОВАНИЯ ТОЛЬКО
ДЛЯ СЕВЕРНЫХ
РЕГИОНОВ
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
Нефтяной кустовой коллектор,
выкидная линия
НП
89 - 273
4,5 - 8
40
08 ХМФБЧА , 08 ХМФЧА, 08 ХМФА, 13ХФА
не ниже К52
ВНП
89* - 530*
5-8
40
09ГСФ и 13 ХФА (без коррозионных испытаний,
а также трубы не прошедшие коррозионные испытания), 20А, 20С; 09Г2С и 17Г1С (только по ТУ)
не ниже К48
2
Нефтесборный трубопровод, в
т.ч. входные коллектора на
установках подготовки и
перекачки нефти
НП
89 - 530
620 и выше
114* - 530*
5-8
8 - 12
7-8
40
08 ХМФБЧА , 08 ХМФЧА, 08 ХМФА, 13ХФА
не ниже К52
620* и выше
8 - 12
09ГСФ и 13 ХФА (без коррозионных испытаний,
а также трубы не прошедшие коррозионные испытания), 20А, 20С; 09Г2С и 17Г1С (только по ТУ)
не ниже К48
13 ХФА, 08 ХМФБЧА, 08 ХМФЧА, 08 ХМФА,
09ГСФ (в случае содержания H2O до 1%)
не ниже К52
№
П/П
3
4
5
Напорный нефтепровод,
нефтепровод внешнего
транспорта в т.ч. входные и
выходные коллектора от
насосных агрегатов
ВНП
114 - 530
7 - 10
620 и выше
8 - 12
НП
89 - 273
7 - 16
ВНП
89* - 273*
7 - 14
НП
89 - 273
7 - 16
НП
89 - 325
ВНП
89* - 325*
НП
89 - 530
НП
Коллектор ППД кустовой
подтоварной, пластовой воды
Коллектор ППД кустовой
пресной воды
6
Высоконапорный водовод
подтоварной, пластовой воды
7
Высоконапорный водовод
пресной воды
40 - 64
160 - 250
160 - 250
08 ХМФБЧА , 08 ХМФЧА, 08 ХМФА, 13 ХФА,
20А и 20С при отсутствии техн.возможности
заводов выпуска из ст.13ХФА
20ХФ и 13 ХФА (без коррозионных испытаний, а
также трубы не прошедшие коррозионные
испытания), 20А и 20С при отсутствии
техн.возможности заводов выпуска из ст.13ХФА;
09Г2С и 17Г1С (только по ТУ)
20А, 20С, 09ГСФ, 13 ХФА (без коррозионных
испытаний, а также трубы не прошедшие
коррозионные испытания),
не ниже К48
не ниже К48
Соответствие
дополнительным
требованиям
ОАО НК «Роснефть» по
хладостойкости и ударной
вязкости для районов
крайнего Севера, согласно
раздела 4.6.2. настоящего
Положения Компании.
не ниже К48
08 ХМФБЧА , 08 ХМФЧА, 08 ХМФА, 13ХФА,
5 - 28
100 - 250
5 - 28
100 - 250
13 ХФА и 09ГСФ (без коррозионных испытаний,
а также трубы не прошедшие коррозионные
испытания), 20ХФ, 20А, 20С; 09Г2С и 17Г1С
(только по ТУ)
13 ХФА и 09ГСФ (без коррозионных испытаний,
а также трубы не прошедшие коррозионные
испытания), 20А, 20С
не ниже К48
не ниже К48
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. Выгружено из ИСС "НОБ" ОАО «НК «Роснефть»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 55 ИЗ 70
ПРИЛОЖЕНИЯ
№
П/П
НАЗНАЧЕНИЕ
ТРУБОПРОВОДА
ПОКРЫТИЯ
1
2
3
НП
8
9
10
Низконапорный водовод
подтоварной, пластовой воды
ВНП
ТОЛЩИНА
СТЕНКИ, ММ
МАКС.
РАБОЧЕЕ
ДАВЛЕНИЕ,
КГС/СМ2
МАРКА СТАЛИ
КЛАСС
ПРОЧНОСТИ
ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ
ТРЕБОВАНИЯ ТОЛЬКО
ДЛЯ СЕВЕРНЫХ
РЕГИОНОВ
4
5
6
7
8
9
89 - 530
620 и выше
4,5 - 8
8 - 12
ДИАМЕТР, ММ
89* - 530*
4,5 - 8
620* и выше
8 - 10
Низконапорный водовод
пресной воды
НП
89 - 530
4,5 - 8
Газопровод (транспорт подготовленного, осушенного газа)
НП
114 - 1020
6 - 12
Газопровод
08 ХМФБЧА , 08 ХМФЧА, 08 ХМФА, 13ХФА
16 - 40
16 - 40
16 - 64
НП
89 - 1020
5 - 12
Конденсатопровод
13 ХФА и 09ГСФ (без коррозионных испытаний,
а также трубы не прошедшие коррозионные испытания), 20А, 20С; 09Г2С и 17Г1С (только по ТУ)
13 ХФА и 09ГСФ (без коррозионных испытаний,
а также трубы не прошедшие коррозионные
испытания), 20А, 20С, а также марки стали по
ГОCТ ISO 3183-2012с уровнем качества PSL-2 и
доп. требованиями в соответствии с п.п.4.8.2.
настоящего Положения Компании.
не ниже К48
09ГСФ, 09Г2С, 17Г1С
не ниже К48
08 ХМФБЧА , 08 ХМФЧА, 08 ХМФА, 09ГСФ,
13ХФА
не ниже К48
не ниже К52
Соответствие
дополнительным
требованиям
ОАО НК «Роснефть» по
хладостойкости и ударной
вязкости для районов
крайнего Севера, согласно
раздела 4.6.2. настоящего
Положения Компании.
08 ХМФБЧА , 08 ХМФЧА, 08 ХМФА, 13ХФА
Примечание:
* - При выборе данного типоразмера на трубы с ВНП учитывать снижение пропускной способности за счет установки защитных втулок.
При отсутствии необходимых параметров в представленной таблице, следует руководствоваться действующими нормативными документами
и правилами в области проектирования, строительства и эксплуатации трубопроводов. Принятое решение необходимо подтвердить
расчетами.
В случае производственной необходимости, разрешается применять другие стали марки по ГОСТ ISO 3183-2012 (с уровнем качества PSL-2), при
условии предоставления обоснований и обязательного согласования с соответствующим производственным подразделением ДО, с последующим
согласованием УЭТ ДНГД.
Для участков трубопроводов различных назначений, предназначенных для прокладки через водные преграды, дороги федерального назначения, а
также через участки развития многолетнемерзлых грунтов толщина стенки труб может быть увеличена, в соответствии с расчётными и
проектными показателями.
Поставка труб из других марок стали и материалов может осуществляться только при предоставлении обоснования и обязательного
согласования с соответствующим производственным подразделением ДО, с последующим согласованием УЭТ ДНГД.
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. Выгружено из ИСС "НОБ" ОАО «НК «Роснефть»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 56 ИЗ 70
ПРИЛОЖЕНИЯ
ПРИЛОЖЕНИЕ 2. КОНЦЕПЦИЯ ВЫБОРА МАТЕРИАЛА СТАЛЬНОЙ ТРУБНОЙ
ПРОДУКЦИИ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И РЕКОНСТРУКЦИИ ПРОМЫСЛОВЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ, ТРАНСПОРТИРУЮЩИХ НЕФТЯНУЮ ЭМУЛЬСИЮ ИЛИ
НЕФТЬ
Примечание: В случае производственной необходимости и отсутствием необходимых
марок сталей, разрешается применять другие стали марки по ГОСТ ISO 3183-2012 (с
уровнем качества PSL-2), при условии предоставления обоснований и обязательного
согласования с соответствующим производственным подразделением ДО, с
последующим согласованием УЭТ ДНГД. Для участков трубопроводов различных
назначений, предназначенных для прокладки через водные преграды, дороги
федерального назначения толщина стенки труб может быть увеличена, в
соответствии с расчётными и проектными показателями.
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. Выгружено из ИСС "НОБ" ОАО «НК «Роснефть»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 57 ИЗ 70
ПРИЛОЖЕНИЯ
ПРИЛОЖЕНИЕ 3. КОНЦЕПЦИЯ ВЫБОРА МАТЕРИАЛА СТАЛЬНОЙ ТРУБНОЙ
ПРОДУКЦИИ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И РЕКОНСТРУКЦИИ ПРОМЫСЛОВЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ, ТРАНСПОРТИРУЮЩИХ ГАЗ
трубопров
оды
транспорт
ирующие
газ
транспорт
подготовле
нного,
осушенного
газа
да, при скорости
потока
более 0,3 м/сек
Очистка
внутренней
полости
09ГСФ, 09Г2С,
17Г1С
да
да
да
транспорт
неподготов
ленного,
"сырого"
газа
09ГСФ,
09Г2С,
17Г1С
да, при скорости
потока
более 0,3 м/сек
Очистка
внутренней
полости
да
09ГСФ, 13ХФА,
08 ХМФБЧА,
08 ХМФЧА,
08 ХМФА
да
да
конденсато
провод
да
09ГСФ,
13ХФА, 08
ХМФБЧА,
08 ХМФЧА,
08 ХМФА
да, при скорости
потока
более 0,3 м/сек
Очистка
внутренней
полости
да
13ХФА,
08 ХМФБЧА,
08 ХМФЧА,
08 ХМФА
13ХФА,
08 ХМФБЧА,
да 08 ХМФЧА,
08 ХМФА
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. Выгружено из ИСС "НОБ" ОАО «НК «Роснефть»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 58 ИЗ 70
ПРИЛОЖЕНИЯ
ПРИЛОЖЕНИЕ 4. КОНЦЕПЦИЯ ВЫБОРА МАТЕРИАЛА СТАЛЬНОЙ ТРУБНОЙ
ПРОДУКЦИИ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И РЕКОНСТРУКЦИИ ПРОМЫСЛОВЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ, ТРАНСПОРТИРУЮЩИХ ВОДУ
Примечание: В случае производственной необходимости и отсутствием необходимых
марок сталей, разрешается применять другие стали марки по ГОСТ ISO 3183-2012
(с уровнем качества PSL-2), при условии предоставления обоснований и обязательного
согласования с соответствующим производственным подразделением ДО, с
последующим согласованием УЭТ ДНГД. Для участков трубопроводов различных
назначений, предназначенных для прокладки через водные преграды, дороги
федерального назначения толщина стенки труб может быть увеличена, в
соответствии с расчётными и проектными показателями. Для низконапорных
водоводов
возможно
применение
стеклопластиковых
труб,
отвечающих
Методическим указаниям Компании «Применение неметаллических труб в системах
промысловых трубопроводов компании» № П1-01.04 М-0005. Во всех других случаях
поставка труб из других марок стали и материалов может осуществляться только
при предоставлении обоснования и обязательного согласования с соответствующим
производственным подразделением ДО, с последующим согласованием УЭТ ДНГД.
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. Выгружено из ИСС "НОБ" ОАО «НК «Роснефть»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 59 ИЗ 70
ПРИЛОЖЕНИЯ
ПРИЛОЖЕНИЕ 5. КРИТЕРИИ ПРИМЕНЕНИЯ ИЗОЛЯЦИОННОГО ПОКРЫТИЯ ДЛЯ
СТАЛЬНЫХ
НЕФТЕГАЗОПРОВОДНЫХ
ТРУБ
НА
МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
КОМПАНИИ
Таблица 11
Критерии применения изоляционного покрытия для стальных
нефтегазопроводных труб на месторождениях компании
ТИП ПОКРЫТИЯ
1
Распространяется на все ДО
ПОЛНОЕ
ВНУТРЕННЕЕ
НАРУЖНОЕ
БАЗОВОЕ
ПОЛНОЕ
ВНУТРЕННЕЕ
НАРУЖНОЕ
ЗАВОДСКОЕ
ПОЛНОЕ
ВНУТРЕННЕЕ
ДОЧЕРНЕЕ ОБЩЕСТВО КОМПАНИИ
НАРУЖНОЕ
ТРАССОВОЕ
2
3
4
Ограниченно, только
по согласованию с
УЭТ ДНГД
Разрешено без
ограничений по
назначению
трубопроводов
Ограниченно, только
по согласованию с
УЭТ ДНГД
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. Выгружено из ИСС "НОБ" ОАО «НК «Роснефть»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 60 ИЗ 70
ПРИЛОЖЕНИЯ
ПРИЛОЖЕНИЕ 6. РЕЕСТР ПОСТАВЩИКОВ ТРУБ И ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ, НЕ
ТРЕБУЮЩИХ СПЕЦИАЛЬНОГО СОГЛАСОВАНИЯ С УЭТ ДНГД
Таблица 12
Реестр поставщиков труб и ТУ, не требующих
специального согласования с УЭТ ДНГД
№
1
1
ЗАВОДИЗГОТОВИТЕЛЬ
2
КОНСТРУКЦИЯ
ТРУБ
3
ЗАО «ОМКСталь»
(ОАО «ВМЗ»)
сварные,
ТВЧ (HFW) с
толщиной
стенки до
10мм
включительно
сварные, ДС
(SAWL)
2
ЗАО «Группа
ЧТПЗ» (ОАО
«ПНТЗ»,
ОАО «ЧТПЗ»)
бесшовные
(SMLS)
сварные, ДС
(SAWL)
ИСПОЛНЕНИЕ ТРУБ
НОРМАТИВНЫЕ ДОКУМЕНТЫ
4
Хладостойкие трубы для подготовленного (осушенного) газа и других
не коррозионноактивных сред
из низкоуглеродистых и низколегированных марок стали (20Ф, 09ГСФ,
13ХФА, 08ХМФЧА) повышенной
коррозионной стойкости
Повышенной эксплуатационной
надежности, коррозионно- и
хладостойкие из сталей марок
09ГСФ, 13ХФА,08ХМФЧА
Хладостойкие трубы для нанесения
внутренних покрытий
Хладостойкие трубы для подготовленного (осушенного) газа и других
не коррозионноактивных сред
из низкоуглеродистых и низколегированных марок стали (20Ф, 09ГСФ,
13ХФА, 08ХМФЧА) повышенной
коррозионной стойкости
Хладостойкие трубы для нанесения
внутренних покрытий
из низкоуглеродистых и низколегированных марок стали (13ХФА,
08ХМФЧА) повышенной
коррозионной стойкости
Хладостойкие трубы для подготовленного (осушенного) газа и других
не коррозионноактивных сред
Хладостойкие трубы для подготовленного (осушенного) газа и других
не коррозионноактивных сред
из низкоуглеродистых и низколегированных марок стали (20Ф,09ГСФ,
13ХФА, 08ХМФЧА) повышенной
коррозионной стойкости
Хладостойкие трубы для нанесения
внутренних покрытий
5
ТУ 14-3Р-1471-2002
ТУ 1383-010-48124013-03
ТУ 1303-006.3-593377520-2003
ТУ 1380-075-05757848-2013
ГОCТ ISO 3183-2012 с уровнем
качества PSL-2 и
доп.требованиями в
соответствии с п.п.4.8.2.
настоящего Положения.
ТУ 14-3-1573-96
ТУ 1381-012-05757848-2005
ТУ 1381-011-48124013-03
ТУ 1303-006.2-593377520-2003
ГОCТ ISO 3183-2012 с уровнем
качества PSL-2 и
доп.требованиями в
соответствии с п.п.4.8.2.
настоящего Положения.
ТУ 1319-369-00186619-2012
ТУ 1319-368-00186619-2012
ТУ 1381- 011- 00186654 - 2013
ТУ 1381-116-00186654-2012
ГОCТ ISO 3183-2012 с уровнем
качества PSL-2 и
доп.требованиями в
соответствии с п.п.4.8.2.
настоящего Положения.
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. Выгружено из ИСС "НОБ" ОАО «НК «Роснефть»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 61 ИЗ 70
ПРИЛОЖЕНИЯ
№
1
3
4
5
ЗАВОДИЗГОТОВИТЕЛЬ
2
КОНСТРУКЦИЯ
ТРУБ
3
ОАО «ТМК»
(ОАО «ВТЗ»,
ОАО «СинТЗ»,
ОАО «СТЗ»,
ОАО
«Тагмет»)
бесшовные
(SMLS)
ОАО
«Газпромтрубинвест»
(ОАО Волгореченский
трубный
завод)
сварные,
ТВЧ (HFW) с
толщиной
стенки до
10мм
включительно
ЗАО
«Ижорский
трубный
завод»
сварные, ДС
(SAWL)
ИСПОЛНЕНИЕ ТРУБ
НОРМАТИВНЫЕ ДОКУМЕНТЫ
4
5
Хладостойкие трубы для подготовленного (осушенного) газа и других
не коррозионноактивных сред
из низкоуглеродистых и низколегированных марок стали (13ХФА,
08ХМФЧА) повышенной коррозионной стойкости
ТУ 14-3Р-125-2012
Хладостойкие трубы для нанесения
внутренних покрытий
ГОCТ ISO 3183-2012 с уровнем
качества PSL-2 и
доп.требованиями в
соответствии с п.п.4.8.2.
настоящего Положения.
ТУ 14-3Р-33-2005
Хладостойкие трубы для подготовленного (осушенного) газа
из низкоуглеродистых и низколегированных марок стали (09ГСФ,
13ХФА, 08ХМФЧА) повышенной
коррозионной стойкости
Хладостойкие трубы для нанесения
внутренних покрытий
Повышенной коррозионной
стойкости и хладостойкости
ТУ 14-3Р-124-2012
ТУ 1303-005-25955489-2008
ГОCТ ISO 3183-2012 с уровнем
качества PSL-2 и
доп.требованиями в
соответствии с п.п.4.8.2.
настоящего Положения.
ТУ 1381-016-47966425-2013
Примечание:
По согласованию с УЭТ ДНГД возможна поставка трубной продукции по дополнительным
ТУ, разработанным согласно ЕТТ к трубам повышенной коррозионной стойкости (раздел
7 настоящего Положения). Трубы, изготовленные контактной сваркой ТВЧ (HFW) со
стенкой более 10мм, разрешается применять только после проведения технического
аудита технологии завода-изготовителя (поставщика), предоставления отчета об
освоении технологии и согласования с УЭТ ДНГД.
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. Выгружено из ИСС "НОБ" ОАО «НК «Роснефть»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 62 ИЗ 70
ПРИЛОЖЕНИЯ
ПРИЛОЖЕНИЕ 7. РЕЕСТР ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ НА НАРУЖНОЕ И
ВНУТРЕННЕЕ ПОКРЫТИЕ, И СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ ДЕТАЛИ ТРУБОПРОВОДОВ,
НЕ ТРЕБУЮЩИХ СПЕЦИАЛЬНОГО СОГЛАСОВАНИЯ С УЭТ ДНГД
Таблица 13
Реестр ТУ на наружное и внутреннее покрытие, и соединительные детали
трубопроводов, не требующих специального согласования с УЭТ ДНГД
№
П/П
1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
ТИП
ИЗОЛЯЦИОНПРИМЕЧАНАИМЕНОВАНИЕ ДОКУМЕНТА
НОГО
НИЕ
ПОКРЫТИЯ
2
3
4
5
НАРУЖНОЕ ИЗОЛЯЦИОННОЕ ПОКРЫТИЕ ТРУБОПРОВОДОВ
НОРМАТИВНЫЕ
ДОКУМЕНТЫ
Трубы и сварные трубные секции
диаметром 114-720мм с наружным
антикоррозионным покрытием на
основе экструдированного
полиэтилена
Трубы стальные и сварные трубные
секции диаметром 57-720 мм с
наружным защитным заводским
двухслойным и трехслойным
полимерным покрытием
Трубы стальные электросварные
прямошовные диаметром 1021220мм с наружным антикоррозионным покрытием на основе
экструдированного полиэтилена
Трубы стальные диаметром от 273
до 1420 мм с наружным
трехслойным и двухслойным
полиэтиленовым покрытием для
строительства нефтепроводов
Трубы стальные диаметром 571020мм с наружным двухслойным и
трехслойным защитным покрытием
на основе экструдированного
полиэтилена.
Трубы стальные бесшовные и
электросварные диаметром до 720
мм с наружным антикоррозионным
полиэтиленовым покрытием для
газопроводов.
Трубы стальные бесшовные и сварные диаметром 102-1420мм с наружным защитным покрытием на основе
экструдированного полиэтилена.
Трубы стальные электросварные
диаметром от 530 до 1420 мм наружным трехслойным антикоррозионным полиэтиленовым покрытием.
Трубы стальные бесшовные и
сварные диаметром 102-1220мм с
наружным трехслойным защитным
покрытием на основе экструдированного полиэтилена.
Трубы стальные бесшовные и сварные диаметром 219-1420мм с наружным антикоррозионным полиэтиле-
АДРЕСА
ЗАВОДОВИЗГОТОВИТЕЛЕЙ
6
ТУ 1390-00801297858-02
Наружное
ООО
«ЮКОРТ»
628300, ХМАО,
Нефтеюганский рн. ст. Островная,
промзона
ТУ 1390-00548733781-2010
Наружное
ООО
«ЮКОРТ»
628300, ХМАО,
Нефтеюганский рн. ст. Островная,
пр.зона
ТУ 14-3Р-372000
Наружное
607060,
Нижегородская
обл., г. Выкса, ул.
Бр.Баташевых, 45
ТУ 1394-01100154341-2004
Наружное
ТУ 1390-00135349408-04
Наружное
Выксунски
й
металлурги
ческий
завод (ВМЗ)
ООО
«Копейский
завод
изоляции
труб»
ЗАО
«Сибпромк
омплект»
ТУ 1390-00532256008-05
Наружное
ТУ 14-3Р-492003
Наружное
ТУ 14-3Р-332000
Наружное
Волжский
трубный
завод (ВТЗ)
ТУ 1390-00300186654-2008
Наружное
ОАО
«ЧТПЗ»
ТУ 14-3Р-802004
Наружное
ОАО
«ЧТПЗ»
ООО
Предприяти
е
«Трубоплас
т»
Волжский
трубный
завод (ВТЗ)
456656 г. Копейск,
Челябинской обл.,
пос. Железнодорожный, ул.
Мечникова,1
625014,
Тюменская обл.,
г.Тюмень,
ул.Республики,
250
620026 г.
Екатеринбург, ул.
Розы Люксембург,
51
404119, Волгоградская обл..,
г.Волжский, ул.
Автодорога 7, д.6.
404119, Волгоградская обл..,
г.Волжский, ул.
Автодорога 7, д.6.
454129,
г.Челябинск,
ул.Машиностроит
елей, 21.
454129,
г.Челябинск,
ул.Машиностроит
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. Выгружено из ИСС "НОБ" ОАО «НК «Роснефть»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 63 ИЗ 70
ПРИЛОЖЕНИЯ
№
П/П
НАИМЕНОВАНИЕ ДОКУМЕНТА
НОРМАТИВНЫЕ
ДОКУМЕНТЫ
1
2
3
11
12
13
14
15
16
17
18
новым покрытием для газопроводов.
Трубы стальные диаметром от 273
мм до 1220 мм с наружным покрытием на основе экструдированного
полиэтилена для строительства
магистральных нефтепроводов.
Трубы стальные диаметром 57-1420
мм с наружным двухслойным и
трехслойным экструдированным
полиэтиленовым покрытием
Трубы и соединительные детали
стальные диаметром 57-1420 мм с
наружным противокоррозионным
покрытием на основе
термореактивных материалов
Трубы стальные диаметром 76-720
мм с наружным двухслойным полиэтиленовым и внутренним двухслойным эпоксидным покрытием
Трубы стальные диаметром от 57 до
1220 мм с наружным покрытием на
основе экструдированного
полиэтилена для строительства
магистральных нефтепроводов
Трубы стальные диаметром от 57 до
530 с наружным двухслойным и
трехслойным антикоррозионным
полиэтиленовым покрытием
Трубы стальные диаметром 57-530
мм с наружным двухслойным и
трехслойным защитным покрытием
на основе экструдированного
полиэтилена
Трубы стальные с наружным
экструдированным полиэтиленовым
покрытием
19
Трубы стальные с наружным
двухслойным покрытием на основе
экструдированного полиэтилена
20
Трубы и двухтрубные сварные
секции стальные диаметром 57-530 с
наружным двухслойным и
трехслойным полиэтиленовым
покрытием
1
Трубы стальные диаметром 114720мм с внутренним изоляционным
покрытием на основе эпоксидного
материала с высоким сухим
ТИП
ИЗОЛЯЦИОННОГО
ПОКРЫТИЯ
4
ПРИМЕЧАНИЕ
АДРЕСА
ЗАВОДОВИЗГОТОВИТЕЛЕЙ
5
6
ТУ 1390-00880514463-2007
Наружное
ЗАО
«ТВЭЛТеплоросс»
ТУ 1390-00979580093-2010
Наружное
ТУ 1390-01679580093-2012
Наружное
ООО
«Завод по
изоляции
труб»
ООО
«Завод по
изоляции
труб»
ТУ 1390-00352534308-2013
Наружное
ТУ 1394-00917213088-03
Наружное
ТУ 1390-00470403923-09
Наружное
ТУ 1390-00432256008-03
Наружное
ТУ 1390-00545657335-2013
Наружное
ТУ 1390-00311928001-01
ТУ 1390-00199413150-2010
елей, 21.
194292, СанктПетербург, пр.зона
"Парнас", 2-й
верхний переулок,
дом. 4 корп.1,
352700,Краснодар
ский край, г.Тимашевск, ул.Промышленная, д.3
352700,Краснодар
ский край, г.Тимашевск, ул.Промышленная, д.3
ЗАО «ТМК
Нефтегазсе
рвисНижневарто
вск»
ЗАО
«НЕГАС»
628609, ХМАО,
Тюменская обл.,
г.Нижневартовск9
ООО
«НефтеГазК
омплектаци
я»
ООО
Предприяти
е
«Трубоплас
т»
ООО
«Копейский
завод
изоляции
труб»
г.Реутов,
Московская обл.
Наружное
ЗАО
«Друза»
Наружное
ООО
«Средневол
жская
трубномеханическ
ая
компания»
119180, г. Москва,
ул.Малая Полянка,
д.12а
620026 г.
Екатеринбург, ул.
Розы Люксембург,
51
456656 г. Копейск,
Челябинской обл.,
пос. Железнодорожный, ул.
Мечникова,1
460052 г.
Оренбург, ул.
Конституции,27
443029, г Самара,
6 просека, д 153
ВНУТРЕННЕЕ ИЗОЛЯЦИОННОЕ ПОКРЫТИЕ ТРУБОПРОВОДОВ
ТУ 139000012-0129785801
Внутреннее
ООО
«ЮКОРТ»
628300, ХМАО,
Нефтеюганский рн. ст. Островная,
промзона
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. Выгружено из ИСС "НОБ" ОАО «НК «Роснефть»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 64 ИЗ 70
ПРИЛОЖЕНИЯ
№
П/П
НАИМЕНОВАНИЕ ДОКУМЕНТА
НОРМАТИВНЫЕ
ДОКУМЕНТЫ
1
2
3
2
3
4
5
6
7
8
остатком
Трубы стальные диаметром 89-720
мм и детали трубопроводов
стальные приварные диаметром 891020 мм с внутренним
антикоррозионным покрытием
Трубы стальные диаметром 76-720
мм с наружным двухслойным полиэтиленовым и внутренним двухслойным эпоксидным покрытием
Трубы и соединительные детали
стальные диаметром 57-1420 с
внутренним однослойным покрытием на основе жидких безрастворительных эпоксидных материалов
Трубы и соединительные детали
стальные диаметром 57-1420 с внутренним покрытием на основе порошковых эпоксидных материалов
Трубы и соединительные детали
стальные диаметром 57-1020 с внутренним однослойным покрытием на
основе жидких безрастворительных
эпоксидных материалов
Стальные трубы диаметром 76530мм с внутренним однослойным
покрытием на основе жидких
безрастворительных эпоксидных
материалов
Стальные трубы диаметром 60820мм с внутренним покрытием на
основе жидкого эпоксиднофенольного материала «Аргоф»
ТУ 1390-00648733781-2010
ТУ 1390-00352534308-2013
ТУ 1390-00879580093-2012
ТУ 1390-01579580093-2012
ТУ 1390-01286695843-2011
ТУ 1390-00868135332-2012
ТУ 1396-00130098597-2013
ТИП
ИЗОЛЯЦИОННОГО
ПОКРЫТИЯ
4
ПРИМЕЧАНИЕ
АДРЕСА
ЗАВОДОВИЗГОТОВИТЕЛЕЙ
5
6
Внутреннее
ООО
«ЮКОРТ»
628300, ХМАО,
Нефтеюганский рн. ст. Островная,
промзона
Внутреннее
ЗАО «ТМК
Нефтегазсе
рвисНижневарто
вск»
628609, ХМАО,
Тюменская обл.,
г.Нижневартовск9
Внутреннее
ООО
«Завод по
изоляции
труб»
Внутреннее
Внутреннее
ООО
«Завод по
изоляции
труб»
ООО
«Изоляцион
ный
трубный
завод»
352700,Краснодар
ский край,
г.Тимашевск,
ул.Промышленная
д.3
352700,Краснодар
ский край, г.Тимашевск, ул.Промышленная, д.3
141320,
Московская обл.,
г. Пересвет,ул.
Бабушкина, д. 9
Внутреннее
ООО
«НефтеГазК
омплектаци
я»
г.Реутов,
Московская обл.
Внутреннее
ООО
«Ижевский
завод
изоляции»
426076 г.Ижевск,
ул. Воткинское ш.,
170
ИЗОЛЯЦИЯ СОЕДИНИТЕЛЬНЫХ ДЕТАЛЕЙ ТРУБОПРОВОДОВ
1
2
3
4
5
Наружное антикоррозионное
покрытие фасонных соединительных деталей трубопроводов
Наружное изоляционное эпоксидное
покрытие фасонных соединительных деталей трубопроводов.
Наружное изоляционное эпоксидное
покрытие фасонных соединительных деталей трубопроводов.
Соединительные детали
трубопроводов диаметром 57-530мм
с наружным двухслойным и
трехслойным покрытием на основе
термоусаживающихся материалов.
Соединительные детали
трубопроводов диаметром 57-530мм
с наружным и внутренним
защитным покрытием на основе
ТУ 2313-00348733781-2008
Наружное
ТУ 1469-00204834179-2005
Наружное
ТУ 1469-00404834179-2002
Наружное
ТУ 1468-01332256008-07
ТУ 1468-01432256008-07
Наружное
Наружное
ООО
«ЮКОРТ»
ОАО
«Трубодета
ль»
ОАО
«Трубодета
ль»
628300, ХМАО,
Нефтеюганский рн. ст. Островная,
промзона
454904 г.
Челябинск, ул.
Челябинская, 23
454904 г.
Челябинск, ул.
Челябинская, 23
«Трубоплас
т»
620026 г.
Екатеринбург, ул.
Розы Люксембург,
51
ООО
«Предприят
ие
«Трубоплас
620026 г.
Екатеринбург, ул.
Розы Люксембург,
51
ООО
Предприятие
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. Выгружено из ИСС "НОБ" ОАО «НК «Роснефть»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 65 ИЗ 70
ПРИЛОЖЕНИЯ
№
П/П
НАИМЕНОВАНИЕ ДОКУМЕНТА
НОРМАТИВНЫЕ
ДОКУМЕНТЫ
1
2
3
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
наплавляемых порошковых
эпоксидных композиций.
Соединительные детали трубопроводов диаметром 57-720мм с наружным защитным покрытием на основе
полиуретановых композиций.
Наружное антикоррозионное
покрытие фасонных соединительных деталей, монтажных узлов и
гнутых отводов для строительства
магистральных нефтепроводов.
Детали соединительные и узлы с
наружным защитным покрытием для
магистральных нефтепроводов.
Трубы и соединительные детали
стальные диаметром 57-1420 мм с
наружным противокоррозионным
покрытием на основе термореактивных материалов
Трубы стальные диаметром 114720мм с внутренним изоляционным
покрытием на основе эпоксидного
материала с высоким сухим
остатком
Трубы и соединительные детали стальные диаметром 57-1420 мм с внутренним покрытием на основе
порошковых эпоксидных
материалов
Трубы и соединительные детали
стальные диаметром 57-1420 с
внутренним однослойным покрытием на основе жидких безрастворительных эпоксидных материалов
Соединительные стальные детали
трубопроводов диаметром 89-720 мм
с наружным и внутренним
двухслойным эпоксидным
покрытием.
Детали трубопроводов стальные
приварные диаметром 89-530 мм с
антикоррозионным покрытием на
основе порошковых эпоксидных
композиций.
Переходы с втулками «ЦЕЛЕР».
Отводы с втулками «ЦЕЛЕР».
Тройники с втулками «ЦЕЛЕР» по
ТУ 1469-006-48151375-2004.
Спецзделия до 11,0 мм (выпуск не
более 100,0 м в сутки).
Втулки внутренней защиты сварных
ТИП
ИЗОЛЯЦИОННОГО
ПОКРЫТИЯ
4
ПРИМЕЧАНИЕ
АДРЕСА
ЗАВОДОВИЗГОТОВИТЕЛЕЙ
5
6
т»
ТУ 1468-01532256008-07
«Трубоплас
т»
620026 г.
Екатеринбург, ул.
Розы Люксембург,
51
ООО
Наружное
Предприятие
ТУ 2313-00404834179-05
Наружное
ОАО
«Трубодета
ль»
454904 г.
Челябинск, ул.
Челябинская, 23
ТУ 1469-00474238272-05
Наружное
ОАО
«ЧТПЗ»
454129, г. Челябинск, ул. Машиностроителей, 21.
Наружное
ООО
«Завод по
изоляции
труб»
352700,Краснодар
ский край, г.Тимашевск, ул.Промышленная, д.3
Внутреннее
ООО
«ЮКОРТ»
628300, ХМАО,
Нефтеюганский рн. ст. Островная,
промзона
Внутреннее
ООО
«Завод по
изоляции
труб»
352700,Краснодар
ский край, г.Тимашевск, ул.Промышленная, д.3
Внутреннее
ООО
«Завод по
изоляции
труб»
352700,Краснодар
ский край, г.Тимашевск, ул.Промышленная, д.3
ТУ 1390-01679580093-2012
ТУ 139000012-0129785801
ТУ 1390-01579580093-2012
ТУ 1390-00879580093-2012
ТУ 1390-00152534308-2008
Наружное и
внутреннее
ЗАО
«УпоРТ»
ТУ 1468-00248733781-2008
Наружное и
внутреннее
ООО
«ЮКОРТ»
ТУ 1469-00748151375-2004
ТУ 1469-00448151375-2004
ТУ 1469-00648151375-2004
ТУ 1469-00848151375-2007
ТУ 1396-001-
Наружное и
внутреннее
Наружное и
внутреннее
Наружное и
внутреннее
Наружное и
внутреннее
Внутреннее
ООО
«ЦЕЛЕР»
628600,Тюменская
обл., Нижневартовский р-н, 30
км. а/д Нижневартовск-Радужный
628300,
Тюменская обл.,
Нефтеюганский рн. ст. Островная,
промзона
443098, г.Самара,
пр.Карла Маркса,
499А
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. Выгружено из ИСС "НОБ" ОАО «НК «Роснефть»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 66 ИЗ 70
ПРИЛОЖЕНИЯ
№
П/П
НАИМЕНОВАНИЕ ДОКУМЕНТА
НОРМАТИВНЫЕ
ДОКУМЕНТЫ
1
2
3
швов соединений труб
Ответные фланцы со стальными
приварными катушками для труб с
антикоррозионным внутренним
покрытием в комплекте со втулками
внутренней защиты сварных швов и
крепежными изделиями.
48151375-2001
20
ТУ 3799-00548151375-2004
ТИП
ИЗОЛЯЦИОННОГО
ПОКРЫТИЯ
4
ПРИМЕЧАНИЕ
АДРЕСА
ЗАВОДОВИЗГОТОВИТЕЛЕЙ
5
6
Наружное и
внутреннее
Примечание:
Интервал температур применения покрытий должен соответствовать следующим
параметрам:

При хранении труб: от минус 600 С до плюс 600 С;

При транспортировании труб: от минус 500 С (-450) до плюс 500 С;

При проведении строительно-монтажных и укладочных работ: от минус 450 С(400) до плюс 500 С;

При эксплуатации трубопроводов: от минус 200 С до плюс 600 С.
Данный реестр не распространяется на футерованные трубы для нанесения внутренней и
наружной изоляции.
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. Выгружено из ИСС "НОБ" ОАО «НК «Роснефть»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 67 ИЗ 70
ПРИЛОЖЕНИЯ
ПРИЛОЖЕНИЕ 8. РЕЕСТР ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ НА ТЕПЛОВУЮ ИЗОЛЯЦИЮ
ТРУБОПРОВОДОВ, НЕ ТРЕБУЮЩУЮ СПЕЦИАЛЬНОГО СОГЛАСОВАНИЯ С УЭТ
ДНГД
Таблица 14
Реестр ТУ на тепловую изоляцию трубопроводов,
не требующую специального согласования с УЭТ ДНГД
№
П/П
1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
НАИМЕНОВАНИЕ
ДОКУМЕНТА
НОРМАТИВНЫЕ
ДОКУМЕНТЫ
ТИП
ИЗОЛЯЦИОННОГО
ПОКРЫТИЯ
4
2
3
Трубы стальные
теплогидроизолирован
ные нефтепроводные
для подземной
прокладки
Противопожарные
вставки
теплогидроизолирован
ные для надземной
прокладки
нефтепроводов
Трубы стальные
теплогидроизолирован
ные нефтепроводные
для надземной
прокладки
Трубы стальные с
тепловой изоляцией из
пенополиуретана в
защитной оболочке для
нефтегазопроводов
Трубы стальные с
тепловой изоляцией из
пенополиуретана в
защитной оболочке для
нефтегазопроводов
Трубы стальные
теплогидроизолирован
ные пенополиуретаном
для нефтегазопроводов
Трубы стальные
диаметром 57-1220мм с
тепловой изоляцией из
пенополиуретана для
нефтегазопроводов
Наружное
теплогидроизоляционн
ое покрытие труб и
фасонных изделий
диаметром 57.-.720мм
Трубы и соединительные детали стальные с
наружним антикоррозионным покрытием
и тепловой изоляцией
из пенополиуритана в
защитной оболочке
ТУ 5768-00933680607-2011
Тепловая изоляция
ТУ 5768-01833680607-2011
Тепловая изоляция
ТУ 5768-00833680607-2011
Тепловая изоляция
ТУ 5768-00986695843-2011
Тепловая изоляция
ТУ 5768-02086695843-2012
Тепловая изоляция
ТУ 5768-00135349408-2012
Тепловая изоляция
ТУ 5768-01727519262-2010
Тепловая изоляция
ТУ 1390-00732256008-05
Тепловая изоляция
ТУ 5768-05900186654-2013
Тепловая изоляция
ПРИМЕЧАНИЕ
АДРЕСА ПРЕДПРИЯТИЙ
5
6
ЗАО
«МосФлоулай
н»
125599, Москва, ул.
Ижорская, 6
ООО
«Изоляционный трубный
завод»
141320, Московская
обл., г. Пересвет,ул.
Бабушкина, д. 9
ЗАО
«Сибпромком
плект»
ЗАО «ТВЭЛТеплоросс»
625014, Тюменская
обл.,
г.Тюмень,ул.Республи
ки, 250
194292, СанктПетербург, промзона
"Парнас", 2-й верхний
переулок, дом. 4
корп.1,
ООО
«Предприятие
«Трубопласт»
620026 г.
Екатеринбург, ул.
Розы Люксембург, 51
ОАО «ЧТПЗ»
454129, Россия,
Челябинская область,
г. Челябинск, ул.
Машиностроителей, д.
21.
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. Выгружено из ИСС "НОБ" ОАО «НК «Роснефть»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 68 ИЗ 70
ПРИЛОЖЕНИЯ
10
11
Трубы и фасонные
изделия стальные с
тепловой изоляцией из
пенопллиуретана с
защтной оболочкой
Теплоизоляционное
покрытие из пенополиуретана с защитной
оболочкой для соединительных деталей
нефтегазопроводов
ТУ1390-00467740692-2010
Тепловая изоляция
ТУ 5768-03804834179-2013
Тепловая изоляция
ООО «ТМС –
Трубопровод
Сервис»
ОАО
«Трубодеталь»
423450, Россия,
Республика Татарстан,
г.Альметьевск,
ул.Герцена 1 «А»
454904, г.Челябинск,
ул. Челябинская, 23.
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. Выгружено из ИСС "НОБ" ОАО «НК «Роснефть»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 69 ИЗ 70
ПРИЛОЖЕНИЯ
ПРИЛОЖЕНИЕ 9. РЕЕСТР
ТЕРМОУСАЖИВАЮЩИЕСЯ,
СОГЛАСОВАНИЯ С УЭТ ДНГД
ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ
НЕ
ТРЕБУЮЩИЕ
НА МАНЖЕТЫ
СПЕЦИАЛЬНОГО
Таблица 15
Реестр ТУ на манжеты термоусаживающиеся,
не требующие специального согласования с УЭТ ДНГД
№
П/П
1
НАИМЕНОВАНИЕ ДОКУМЕНТА
2
НОРМАТИВНЫЕ
ДОКУМЕНТЫ
3
ТИП ИЗОЛЯЦИОННОГО
ПОКРЫТИЯ
4
АДРЕСА
ПРЕДПРИЯТИЙ
5
1
Комплект манжеты термоусаживающиеся «ТИАЛ-М»
ТУ 2293-00258210788-2004
Защита сварного шва
трубопровода в полевых
условиях
117630, Москва,
Старокалужское
шоссе, д. 62, стр.
1, корп. 4
2
Манжеты термоусаживающиеся
«ТЕРМА-СТМП»
ТУ 2293-00444271562-2004
3
Манжеты термоусаживающиеся
«ТЕРМА-СТ»
ТУ 2245-02681119587-2008
4
Термоусаживающиеся манжеты и
жидкие двухкомпонентные
покрытия для изоляции сварных
стыков (Canusa-CPS).
Техн.документация,
заключение ЭПБ
№1696 от 29.06.09г.
(рег.№ 08-ТУ(МП)0295-2009)
Защита сварного шва
трубопровода в полевых
условиях
Защита сварного шва
трубопровода в полевых
условиях
Защита сварного шва
трубопровода в полевых
условиях
5
Манжета термоусаживающаяся
«Новорад СТ»
ТУ 2293-01109355006-2012
192029, СанктПетербург,
ул.Дудко, д.3
192029, СанктПетербург,
ул.Дудко, д.3
Официальный
дистрибьютор
компании Canusa
«Аргус Лимитед»
125040, г.Москва
ул.Скаковая, д.9,
этаж 4
ООО
«БИАКСПЛЕН»
г.Новокуйбышевск
Защита сварного шва
трубопровода в полевых
условиях
ПОЛОЖЕНИЕ КОМПАНИИ «КРИТЕРИИ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» И ЕГО ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВ»
№ П1-01.05 Р-0107 ВЕРСИЯ 2.00
СПРАВОЧНО. Выгружено из ИСС "НОБ" ОАО «НК «Роснефть»: 28.07.2014 09:06
СТРАНИЦА 70 ИЗ 70
Скачать
Случайные карточки
Онегин, дядя

4 Карточек Cards

Название еды

8 Карточек Cards

Физические термины

8 Карточек Cards

Создать карточки