Способ очистки внутренней поверхности технологических трубопроводов нефтеперекачивающих станций при подготовке к перекачке светлых нефтепродуктов

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится к способам очистки внутренней поверхности трубопроводов, в частности к способам очистки технологических трубопроводов и оборудования нефтеперекачивающих станций, а именно технологических трубопроводов, запорной арматуры, ологического оборудования нефтеперекачивающих станций, камер пуска и приема средств очистки и диагностики линейной части нефтепроводов, и может применяться для подготовки технологических трубопроводов диаметром до 1020 мм и рабочим давлением до 6,3 МПа для транспортировки светлых нефтепродуктов.

Технологический процесс транспортировки нефти различных типов по технологическим трубопроводам неотрывно связан с образованием на внутренней поверхности труб асфальтосмолопарафиновых отложений (далее - АСПО) в результате изменения термобарических условий перекачиваемой среды, динамики перекачки, а также вследствие наличия в нефти значительного количества высокомолекулярных соединений различного типа - асфальтенов, смол, парафинов и др. Борьба с АСПО в процессе транспортировки нефти по технологическим трубопроводам ведется по двум основным направлениям: предотвращение отложений и удаление уже сформировавшихся отложений.

Наиболее актуальна проблема удаления АСПО с внутренней поверхности технологических трубопроводов нефтеперекачивающих станций (далее - ТТ НПС) возникает при их подготовке к перекачке светлых нефтепродуктов. Причинами для перевода магистрального нефтепровода, в том числе нефтеперекачивающих станций, под нефтепродуктопровод могут быть, например, наличие профицита мощности нефтепроводов, обеспечивающих поставку нефти на конечные пункты в условиях реализации нефтяными компаниями программ по модернизации нефтеперерабатывающих мощностей с планируемым увеличением производства светлых нефтепродуктов и, как следствие, возникновение необходимости увеличения приема продуктов от нефтеперерабатывающих заводов в систему магистральных нефтепродуктопроводов, а также значительная стоимость производства работ по проектированию и строительству новых нефтепродуктопроводов.

Уровень техники

Известен способ очистки трубопровода, включающий перемещение по трубопроводу очистного устройства путем подачи в него потока жидкости и газа, при котором необходимые давления и расход жидкости и газа обеспечивают путем последовательной подачи жидкости и газа в полость рукава, установленного за трубоочистным устройством и сообщенного с системами подачи жидкости и газа, при этом устройство снабжено вторым рукавом. Рукава размещены коаксиально один относительно другого и между рукавами и трубопроводом образованы полости, причем путем изменения диаметра рукавов, за счет изменения давления текучего агента, воздействующего на рукава, увеличивают или уменьшают объем полостей, образованных рукавами, и за счет этого изменения подают воду и газ на очистное устройство (патент RU 2452589 С1, опубл. 10.06.2012).

Недостаток данного способа заключается в том, что для его реализации требуется проведение дополнительных работ по дооснащению (доработке) трубопровода. Кроме того, при очистке трубопровода обеспечивается неравномерная скорость движения очистного устройства, что приводит к ухудшению качества очистки за счет сокращения времени контакта очистного устройства с внутренней поверхностью нефтепровода. Таким образом, очистка трубопровода от отложений после перекачки нефти не обеспечивает такого качества очистки, при котором остатки отложений на внутренней поверхности не будут оказывать влияния на качество транспортируемых нефтепродуктов. Также недостаток способа заключается в ограничении его применения за счет использования только для трубопровода с диаметром труб 300 мм и протяженностью очищаемого участка до 3 км, а также невозможность прохождения тройников и поворотов с качественной очисткой внутренней поверхности трубопровода.

Также известен способ очистки внутренней поверхности трубопровода от асфальтосмолистых и парафиновых отложений, включающий ввод в очищаемую полость трубопровода очистного устройства, обеспечивающего разрушение и отделение отложений с поверхности трубопровода, подачу рабочего агента под давлением и последующее удаление отложений из зоны очистки, причем удаление отложений по мере их накопления перед очистным устройством осуществляют последовательно. Кроме того, предварительно останавливают перекачку рабочего агента, монтируют на трубопроводе вантуз на расстоянии от местонахождения очистного устройства, перекрывают линейную задвижку, установленную после вантуза. Далее к вантузу присоединяют технологический трубопровод, который соединяют с емкостью нефтевоза, затем возобновляют перекачку, при этом отложения из зоны очистки вытесняются в емкость нефтевоза до момента появления рабочего агента, а местонахождение очистного устройства определяют по сигналам передатчика, размещенного на корпусе очистного устройства (патент RU 2400315 С1, опубл. 27.09.2010).

Недостатками данного способа является необходимость проведения дополнительных работ на нефтепроводе (монтаж вантуза, монтаж временной камеры приема и пуска средств очистки и диагностики) и также невозможность прохождения тройников и поворотов с качественной очисткой внутренней поверхности трубопровода. Степень очистки трубопровода от отложений при применении данного способа не обеспечивает такого качества очистки, при котором остатки отложений на внутренней поверхности не будут оказывать влияния на качество транспортируемых нефтепродуктов.

Также известен способ химической очистки внутренней поверхности нефтяного трубопровода, включающий подготовку очищаемого участка трубопровода к химической обработке и его химическую обработку реагентом, заключенным между поршнями, при этом химическую обработку внутренней поверхности трубопровода осуществляют путем создания не менее двух пробок химического реагента, для формирования которых вначале запускают в трубопровод поршень, затем второй поршень, заполняют пространство между указанными поршнями химическим реагентом, запускают в трубопровод третий поршень и заполняют пространство между вторым и третьим поршнями химическим реагентом, обеспечивают перемещение созданных пробок внутри трубопровода из начальной точки очищаемого участка в конечную точку со скоростью не более 1 км/ч при условии создания противодавления инертным газом не менее 2 кг/см², после достижения поршнями конечной точки очищаемого участка трубопровода поршни перемещают в обратном направлении, при этом выполняют не менее двух циклов перемещения пробок внутри очищаемой поверхности трубопровода, а по достижении поршнями их начальной точки очищаемого участка трубопровода отработанный химический реагент извлекают и утилизируют, затем не менее чем через 24 ч после пропуска пробок химического реагента в очищаемый участок трубопровода запускают два очистных скребка и осуществляют пропуск через упомянутый участок трубопровода не менее двух пробок адсорбционного светлого нефтепродукта с последующим извлечением загрязненного адсорбционного нефтепродукта из очищаемого участка трубопровода, причем пропуск адсорбционного светлого нефтепродукта повторяют не менее двух раз, а после извлечения из трубопровода последнего объема упомянутого загрязненного нефтепродукта осуществляют контроль степени очистки трубопровода путем пропуска через очищаемый участок трубопровода контрольного объема светлого нефтепродукта, слива данного объема нефтепродукта и проведение его химического анализа, причем в качестве упомянутого химического реагента используют реагент, обеспечивающий максимальную концентрацию насыщения не менее 50 кг/м³ и растворяющую способность не менее 10 г/л при минимальной коррозионной активности по отношению к материалу трубопровода (патент RU 2593558 С1, опубл. 10.08.2016).

Недостаток данного способа заключается в том, что он не применим для очистки ТТ НПС по причине нерациональности затрат финансовых и временных ресурсов для обеспечения всех технических требований, выдвигаемых при реализации описанного способа очистки, в частности: необходимость проведения дополнительных работ (монтаж временных вантузов, камер пуска и приема средств очистки и диагностики и т.д.); поршни, обеспечивающие ограничение объема пробки растворителя и позволяющие обеспечивать ее перемещение, выполняются специализированно для определенного проходного сечения трубопровода, при этом технологические трубопроводы характеризуются переменным значением сечения трубопровода; перемещение поршней по трубопроводу необходимо обеспечивать путем создания давления инертного газа, а для этого необходимо дополнительное оборудование, в частности генераторы инертного газа.

Известен способ очистки внутренних поверхностей технологического оборудования и трубопроводов, включающий перемещение по внутренней поверхности оборудования и трубопроводов реактивного очистного устройства, перемещающегося за счет подачи в него промывочной жидкости под высоким давлением с формированием реактивного воздействия формируемого струями этой жидкости на очищаемую поверхность, с одновременным выносом потока промывочной жидкости с удаленными отложениями при прямом направлении движения очистного устройства по очищаемой поверхности и при его обратном направлении - движения с помощью механизма возвратно-поступательного действия. На этапе очистки от отложений одновременно проводят очистку поверхности от плотно сцепленных с металлом продуктов коррозии и окалины с обеспечением защиты очищаемой поверхности от коррозии. В качестве промывочной жидкости используется раствор при заданном соотношении компонентов, в частности: жидкость, незамерзающая при отрицательных температурах; реагент, растворяющий продукты коррозии и окалину; реагент, защищающий металл от коррозии; вода (патент RU 2594426 С1, опубл. 28.08.2016).

Недостаток данного способа заключается в том, что для его реализации требуется проведение дополнительных работ по дооснащению трубопровода, включая монтаж вантуза, камер пуска и приема средств очистки и диагностики, невозможность прохождения тройников и поворотов с качественной очисткой внутренней поверхности трубопровода.

Кроме того, при очистке технологических трубопроводов, в частности относящихся к коллектору магистральной насосной нефтеперекачивающей станции реактивное очистное устройство должно пройти сквозь сеть обратных клапанов, которые, в свою очередь, могут пережать подающий промывочную жидкость трубопровод, либо сильно осложнить извлечение очистного устройства и откачку отработанной промывочной жидкости из внутренней полости технологического трубопровода.

Кроме того, в составе промывочной жидкости содержится вода, которая в случае недооткачки может негативно повлиять на качество нефтепродукта или нефти при вводе в эксплуатацию объекта. Таким образом, очистка внутренней поверхности технологического трубопровода и ологического оборудования нефтеперекачивающей станции по указанному способу не обеспечивает такого качества очистки, при котором остатки отложений на внутренней поверхности трубопровода не будут оказывать влияния на качество транспортируемых светлых нефтепродуктов.

Сущность изобретения

Задача, на решение которой направлено заявляемое изобретение, заключается в создании способа подготовки технологических трубопроводов нефтеперекачивающих станций (ТТ НПС) для транспортировки светлых нефтепродуктов, требующего достижения такой степени очистки внутренней поверхности ТТ НПС, которая не оказывала бы влияния на качество транспортируемых светлых нефтепродуктов.

Технический результат, достигаемый при реализации заявляемого изобретения, заключается в достижении такой степени очистки внутренней поверхности ТТ НПС, переводимых под транспортировку светлых нефтепродуктов, при которой обеспечивается необходимый уровень качества перекачиваемых светлых нефтепродуктов.

Технический результат достигается за счет того, что способ очистки ТТ НПС при подготовке к перекачке светлых нефтепродуктов характеризуется тем, что очищаемый участок ТТ НПС закольцовывают с помощью сборно-разборного трубопровода и центробежного насоса для обеспечения возможности циркуляции перекачиваемой среды, весь внутренний объем очищаемого участка ТТ НПС заполняют растворителем АСПО, для которого определяют предельный коэффициент насыщения, растворитель АСПО выдерживают в статическом режиме в течение не менее 24 ч с последующей циркуляцией по ТТ НПС, при этом через каждые 12 ч осуществляют отбор проб растворителя АСПО для определения значения коэффициента насыщения растворителя, циркуляцию растворителя АСПО прекращают при достижении постоянных значений коэффициента насыщения не менее чем в трех пробах подряд или при достижении предельного значения коэффициента насыщения, при этом в случае достижения предельного коэффициента насыщения осуществляют замену растворителя АСПО на новый с проведением циркуляции новой партии растворителя АСПО до достижения постоянного значения коэффициента насыщения, растворитель АСПО, достигший постоянных значений коэффициента насыщения, и продукты очистки удаляют из очищаемого ТТ НПС с последующим заполнением всего внутреннего объема очищаемого участка ТТ НПС адсорбционным нефтепродуктом, который выдерживают в статическом режиме в течение не менее 24 ч с последующей циркуляцией до достижения в адсорбционном нефтепродукте постоянных значений контролируемых показателей качества, при этом отбор проб осуществляют каждые 12 ч, циркуляцию адсорбционного нефтепродукта прекращают при достижении постоянных значений контролируемых показателей качества не менее чем в трех пробах подряд, адсорбционный нефтепродукт, в котором установлены постоянные значения контролируемых показателей качества удаляют из очищаемого участка ТТ НПС с последующим заполнением всего внутреннего объема очищаемого участка ТТ НПС контрольным нефтепродуктом, который выдерживают в статическом режиме в течение не менее 24 ч с последующей циркуляцией в течение 3-х часов, с производительностью, обеспечивающей перекачку не менее 3-х объемов очищаемого участка ТТ НПС, при этом после каждого цикла перекачки осуществляют отбор и анализ проб контрольного нефтепродукта, очистку ТТ НПС прекращают при достижении постоянных значений контролируемых показателей качества контрольного нефтепродукта, не превышающих требования нормативных документов к качеству нефтепродуктов, применяемых в качестве контрольных.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения предварительно на ТТ НПС производят полную откачку нефти.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения очищаемый участок ТТ НПС пропаривают водяным паром с последующим удалением остатков воды и продуктов отложения.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения осуществляют циркуляцию растворителя АСПО в прямом и обратном направлении.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения циркуляцию растворителя АСПО по ТТ НПС с диаметром труб более 200 мм осуществляют с расходом не менее 300 м³/ч.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения циркуляцию растворителя АСПО по ТТ НПС с диаметром труб менее 200 мм осуществляют с расходом не более 150 м³/ч.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения циркуляцию адсорбционного нефтепродукта осуществляют со скоростью не более 4,5 м/с.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения ТТ НПС разделяют на очищаемые участки, протяженность которых зависит от профиля и диаметра технологических трубопроводов, характеристик основного и дополнительного оборудования, размещенного на очищаемом участке.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения заполнение ТТ НПС адсорбционным нефтепродуктом начинают не позднее чем через 24 ч после химической очистки растворителем АСПО, обладающим высокой коррозионной активностью.

Кроме того, в частном случае реализации изобретения предварительно осуществляют разборку запорно-регулирующей арматуры с последующей промывкой и пропаркой водяным паром, удаляют из очищаемого участка остатки нефти, пропаривают очищаемый участок водяным паром с последующим удалением остатков воды и продуктов отложения.

Сведения, подтверждающие реализацию изобретения

Способ подготовки технологического трубопровода нефтеперекачивающих станций для транспортировки светлых нефтепродуктов поясняется чертежом, на котором представлен типовой участок ТТ НПС 1 упрощенного типа с примером подключения сборно-разборного трубопровода (СРТ) 2 для прокачки растворителя АСПО, включающего запорную арматуру 3, 3.1, запорно-регулирующую арматуру 4, 4.1, 4.2, центробежный насос 5, обеспечивающий напор для перекачки транспортируемой среды, фильтры-грязеуловители 6, установленные на входе насоса.

Способ подготовки ТТ НПС для транспортировки светлых нефтепродуктов (дизельного топлива, автомобильных бензинов, авиационного керосина и т.п.) подтверждается примером подготовки действующей нефтеперекачивающей станции с протяженностью / объемом технологических трубопроводов с параметрами 634 м/307 м³, но не ограничивается им.

Переводимый под транспортировку светлых нефтепродуктов ТТ НПС при необходимости разделяют на отдельные очищаемые участки, с учетом специфики размещенного на нем оборудования (запорной арматуры, фильтров, обратных клапанов, насосного оборудования и т.д.), геодезических отметок, особенностей грунта и т.д. предпочтительно протяженностью не более 250 м и внутренним объемом не более 150 м³. Вышеперечисленные требования по геодезическим отметкам, характеру грунта выставляются исходя из необходимости проведения земляных работ для обеспечения технической возможности подключения временных трубопроводов с врезкой временных вантузов 7 в точке подключения.

Рассмотрим реализацию способа на примере очищаемого участка протяженностью 89 м и внутренним объемом 37 м³. Очищаемый участок характеризуется подземным размещением (грунт чернозем и суглинок, глубина залегания трубопровода до 1,5 м до верхней образующей трубы, разница отметок высот крайних точек отделенного участка отличается на высоту менее 0,5 м), с запорной арматурой, размещенной таким образом (полузаглубленно), что обеспечивается доступ к ее органам управления.

По результатам лабораторных испытаний подбирается эффективный для конкретного состава отложений химический реагент, в частном случае растворитель, например бензол, толуол, керосин (далее - растворитель АСПО), который будет использоваться для проведения очистки ТТ НПС и ологического оборудования нефтеперекачивающей станции. При этом выбор типа растворителя не ограничивается приведенными выше примерами и характеризуется способом воздействия на АСПО - растворением составных частей и разрушением внутренних и межсоставных связей.

Для выбранного растворителя АСПО в лабораторных условиях определяют основные эксплуатационные характеристики, в том числе предельный коэффициент насыщения.

Для определения предельного коэффициента насыщения выбранного растворителя АСПО осуществляют отбор образцов АСПО с участков, подвергающихся очистке. Отобранные образцы помещают в растворитель АСПО и выдерживают до тех пор, пока АСПО не перестает переходить в раствор вследствие его предельного насыщения.

Предельную концентрацию насыщения (Е) растворителя АСПО (кг АСПО на 1 м³ растворителя) рассчитывают по формуле

где m_ост - масса остатка АСПО в бюксе, кг;

m_{исп.раств} - масса испарившегося растворителя, кг, находят как m_р.р-m_ост;

m_р-р - масса растворителя в бюксе до испытания, кг;

m_ост - масса остатка растворителя, кг;

- относительная плотность растворителя.

Подготовку технологического трубопровода и оборудования нефтеперекачивающей станции для транспортировки светлых нефтепродуктов осуществляют в четыре этапа.

Первый этап - проведение подготовительных работ, которые характеризуются проведением регламентных работ по подготовке технологических трубопроводов и механотехнологического оборудования нефтеперекачивающей станции к проведению огневых работ, в частности пропарке с откачкой водонефтяной эмульсии из внутренних полостей оборудования, запорной арматуры с последующей врезкой временных вантузов в нижних геодезических точках очищаемого участка.

Второй этап - проведение химической очистки внутренней поверхности технологического трубопровода (ТТ) и оборудования нефтеперекачивающей станции путем осуществления циркуляции растворителя АСПО в следующей последовательности.

1. Заполняют растворителем АСПО полностью весь внутренний объем очищаемого участка с выпуском воздуха в верхних точках участка.

2. Растворитель АСПО выдерживают в статическом состоянии не менее 24 ч для обеспечения насыщения слоя АСПО растворителем для разрушения его структуры.

3. Закольцовывают очищаемый участок ТТ НПС с помощью СРТ и центробежного насоса или насосной установки с суммарной производительностью не менее 300 м³/ч для ТТ с диаметром труб более 200 мм и не более 150 м³/ч, для ТТ с диаметром труб менее 200 мм, что обеспечивает скорость перекачивания растворителя АСПО и требуемое для его эффективной работы время контакта с отложениями АСПО на поверхности ТТ.

4. Проводят циркуляцию растворителя АСПО в прямом направлении, а при технической возможности направление циркуляции меняют каждые 24 ч, при этом через каждые 12 ч осуществляют отбор проб растворителя АСПО для определения коэффициента насыщения в лабораторных условиях, который определяется по формуле (1). Прекращают циркуляцию растворителя АСПО при достижении постоянных значений коэффициента насыщения растворителя не менее чем в трех пробах подряд или при достижении предельного значения коэффициента насыщения. При достижении предельного коэффициента насыщения осуществляют замену растворителя АСПО на новый с проведением циркуляции новой партии растворителя АСПО до достижения постоянного значения коэффициента насыщения.

5. Удаляют растворитель АСПО и продукты очистки из очищаемого участка технологического трубопровода через врезанные в нижних точках вантузы. Третий этап - проведение очистки внутренней поверхности ТТ НПС от остатков растворителя АСПО и продуктов очистки путем осуществления циркуляции, не менее двух партий адсорбционного нефтепродукта, в качестве которого используют нефтепродукт с качественными характеристиками, позволяющими оценить снижение содержания в очищаемом участке остатков растворителя АСПО и продуктов очистки, например дизельное топливо по ГОСТ 32511 или автомобильный бензин по ГОСТ Р 51866 с массовой долей серы не более 10 ppm. Массовая доля серы определяется в соответствии с методиками указанными в ГОСТ Р 51947, ГОСТ 19121, ГОСТ Р 52660, в зависимости от типа нефтепродукта, под перекачку которого осуществляется подготовка ТТ НПС. Проведение третьего этапа осуществляется в следующей последовательности.

1) Заполняют адсорбционным нефтепродуктом весь внутренний объем очищаемого участка ТТ НПС с выпуском воздуха в верхних точках участка технологического трубопровода.

2) Закольцовывают очищаемый участок технологического трубопровода с помощью СРТ и центробежного насоса.

3) Адсорбционный нефтепродукт выдерживают в ТТ НПС в статическом состоянии не менее 24 часов.

4) Производят циркуляцию адсорбционного нефтепродукта в прямом и рециркуляцию в обратном направлении в течение времени, необходимого до достижения постоянного значения контролируемых показателей качества, в качестве которых принимается массовая доля серы (ГОСТ Р 52660), температура вспышки (ГОСТ 6356), фракционный состав (ГОСТ 2177), концентрации фактических смол (ГОСТ 8499), кислотность (ГОСТ 8489), содержание водорастворимых кислот и щелочей (ГОСТ6307), коэффициент фильтруемости (ГОСТ Р 51006), плотность (ГОСТ Р 51069).

6) При достижении постоянных значений контролируемых показателей качества в не менее чем трех пробах подряд прекращают циркуляцию адсорбционного нефтепродукта.

7) Удаляют адсорбционный нефтепродукт через врезанные вантузы в резервуары-сборники нефтеперекачивающей станции (не показаны), производят заполнение новой партией и второй цикл циркуляции адсорбционного нефтепродукта с последующим удалением при выполнении условия по п. 6.

Циркуляцию адсорбционного нефтепродукта осуществляют со скоростью не более 4,5 м/с, что обеспечивает требуемое время контакта нефтепродукта с внутренней поверхностью ТТ НПС и ологического оборудования, для обеспечения полного удаления остатков растворителя АСПО.

Четвертый этап - осуществление контроля качества очистки ТТ НПС и ологического оборудования нефтеперекачивающих станций путем осуществления циркуляции партии контрольного нефтепродукта, в качестве которого используют нефтепродукты, отвечающие требованиям, предъявляемым к топливам экологического класса 5 по TP ТС 013/2011, например топливо дизельное ЕВРО 5, летнее класс C, экологического класса К5 по ГОСТ 32511 в следующей последовательности.

1. Заполняют контрольным нефтепродуктом весь внутренний объем очищаемого участка ТТ НПС с выпуском воздуха в верхних точках участка технологического трубопровода.

2. Для обеспечения насыщения контрольного нефтепродукта остатками АСПО и растворителя АСПО осуществляют последовательно:

- отстой контрольного нефтепродукта в статическом состоянии не менее 24 ч;

- закольцовывание очищаемого участка ТТ НПС 1 с помощью СРТ 2 и центробежного насоса 5;

- циркуляцию контрольного нефтепродукта в динамическом режиме в течение 3 ч с производительностью, обеспечивающей прокачку не менее 3 (трех) объемов очищаемого участка ТТ НПС за указанный период времени, что обеспечивает перемешивание партии контрольного нефтепродукта и осреднение показателей качества контрольного нефтепродукта по всей закаченной партии, что необходимо для обеспечения точности получаемых результатов, характеризующих качество очистки внутренней поверхности ТТ НПС и ологического оборудования;

- выполняют отбор и анализ проб;

- очистку ТТ НПС прекращают при достижении постоянных значений контролируемых показателей качества контрольного нефтепродукта, не превышающих требования нормативных документов к качеству нефтепродуктов, применяемых в качестве контрольных.

Место отбора ходовых проб контрольного нефтепродукта определяется на профиле технологических трубопроводов. Отбор проб осуществляют при помощи пробоотборного устройства, установленного на горизонтальном сегменте технологических трубопроводов.

При формировании партии контрольного нефтепродукта для закачки в технологические трубопроводы должны использоваться сборно-разборного трубопровода высокого давления с обязательной их пропаркой перед применением, что обеспечивает чистоту выполняемых контрольных операций путем удаления возможной погрешности из-за недооткачки ранее использованного растворителя АСПО или адсорбционного нефтепродукта.

Анализ качественных характеристик контрольной партии нефтепродукта осуществляется путем оценки соответствия значений показателей качества требованиям, установленным для данных показателей в нормативной документации. При соответствии оцениваемых показателей качества контрольной партии требованиям нормативной документации оформляют акт о готовности технологических трубопроводов к перекачке светлых нефтепродуктов.