АФ6-80/65х21 К2. АФ6-80/80х21 К2.


Техническое задание на проведение диагностирования устьевого оборудования скважин, производства ООО «Нефтепроммаш»и путевого подогревателя нефти ПНПТ-0,63.

1. Цели и задачи диагностирования.
Цель–обеспечение безопасной оборудования
Задача - определение фактического технического состояния устьевого оборудования скважин, путевого подогревателя нефти ПНПТ-0,63, получение рекомендаций экспертной организации о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации с вероятным остаточным ресурсом, сроках и уровнях последующих обследований, либо о необходимости проведения ремонта или исключения их из эксплуатации.
2.Перечень оборудования подлежащего диагностированию.
2.1. Перечень устьевого оборудования Восточного участка ОНГКМ, подлежащего диагностированию.
№ п/п Номер скв. Тип ОКК Заводской номер ОКК Год выпуска ОКК Тип фонтанной арматуры Заводской номер ФА Год выпуска ФА Год установки Завод изготовитель Срок службы Дата проведения диагностирования
1 1112-1 ОКК2-21-140Х245Х324 К2222 03.12г АФ6-80/65х21 К2350 03.12г 07.12г Нефтепроммаш15лет. 19.06.16 г.
2 1044-1 ОКК2-21-140Х245Х324 К2223 03.12г АФ6-80/65х21 К2351 03.12г 06.12г Нефтепроммаш15лет. 16.06.16 г.
3 1099 ОКК2-21-140Х245Х324 К2584 06.12г АФ6-80/80х21 К2976 06.12г 07.12г Нефтепроммаш15лет. 16.06.16 г.
4 1094-2 ОКК2-21-140Х245Х324 К2586 06.12г АФ6-80/80х21 К2977 06.12г 08.12г Нефтепроммаш15лет. 16.06.16 г.
5 1022-1 ОКК2-21-140Х245Х324 К2588 06.12г АФ6-80/80х21 К2975 06.12г 09.12г Нефтепроммаш15лет. 20.06.16 г.
6 1112-2 ОКК2-21-140Х245Х324 К2585 06.12г АФ6-80/80х21 К2974 06.12г 08.12г Нефтепроммаш15лет. 17.06.16. г.
7 1020 ОКК2-21-140Х245Х324 К2587 06.12г АФ6-80/80х21 К2978 06.12г 09.12г Нефтепроммаш15лет. 19.06.16 г.
8 1056-1 ОКК2-21-178Х245Х324 К2650 07.12г АФ6-80/80х21 К21358 07.12г 01.13г Нефтепроммаш15лет. 15.06.16 г.
9 1022-2 ОКК2-21-178Х245Х324 К2651 07.12г АФ6-80/80х21 К21106 07.12г 12.12г Нефтепроммаш15лет. 21.06.16 г.
10 1020-2 ОКК2-21-178Х245Х324 К2652 07.12г АФ6-80/80х21 К21105 07.12г 12.12г Нефтепроммаш15лет. 17.06.16 г.
11 3058 ОКК2-21-140Х245Х324 К2803 10.12г АФ6-80/80х21 К21111 10.12г 03.13г Нефтепроммаш15лет. 15.06.16 г.
12 2061 ОКК2-21-140Х245Х324 К2804 10.12г АФ6-80/80х21 К21107 10.12г 01.13г Нефтепроммаш15лет. 15.06.16 г.
13 3068 ОКК2-21-140Х245Х324 К2805 10.12г АФ6-80/80х21 К21109 10.12г 01.13г Нефтепроммаш15лет. 15.06.16 г.
14 3069 ОКК2-21-140Х245Х324 К2806 10.12г АФ6-80/80х21 К21108 10.12г 01.13г Нефтепроммаш15лет. 15.06.16 г.
15 1021-1 ОКК2-21-178Х245Х324 К2649 07.12г АФ6-80/80х21 К21359 07.12г 05.13 г. Нефтепроммаш15лет. 15.06.16 г.
16 1105 ОКК2-21-178Х245Х324 К2648 07.12г АФ6-80/80х21 К21353 07.12г 05.13 г. Нефтепроммаш15лет. 15.06.16 г.
17 1200 ОКК2-21-178Х245Х324 К2801 10.12г АФ6-80/80х21 К21352 10.12г 05.13 г. Нефтепроммаш15лет. 15.06.16 г.
18 1135 ОКК2-21-178Х245Х324 К2802 10.12г АФ6-80/80х21 К21355 10.12г 05.13 г. Нефтепроммаш15лет. 15.06.16 г.
19 1056-2 ОКК2-21-178Х245Х324 К2800 10.12г АФ6-80/80х21 К21356 10.12г 06.13 г. Нефтепроммаш15лет. 16.06.16 г.
20 1016 ОКК2-21-178Х245Х324 К2798 10.12г АФ6-80/80х21 К21357 10.12г 05.13 г. Нефтепроммаш15лет. 15.06.16 г.
21 1108 ОКК2-21-178Х245Х324 К2799 10.12г АФ6-80/80х21 К21360 10.12г 06.13 г. Нефтепроммаш15лет. 18.06.16 г.
Итого ед. оборудования: 21
2.1. Перечень путевых подогревателей Капитоновского месторождения, подлежащих диагностированию.
№ п/п Наименование Зав № Место установки Дата изготовления Завод изготовитель Полезная тепловая мощность, МВт не более Производительность по нагреваемому продукту, т/сут. Нагреваемая среда Срок проведения диагностирования
1 Подогреватель путевой ПНПТ-0,63 (2001г.) 1113 УПН-230 2001 ОАО «Сарэнергомаш» 0,73 368-1195 Нефтяная эмульсия Март 2016 г.
3. Перечень выполняемых работ при диагностировании устьевого оборудования.
3.1. Анализ технической документации
3.2. Проверка работоспособности узлов и деталей ФА и КГ.
При проверке работоспособности ФА и КГ контролируются:
- управляемость задвижками;
- герметичность запорных узлов задвижек и их полнопроходность;
- состояние сальников в эксплуатационных условиях;
- функционирование нагнетательных клапанов;
- функционирование вентилей под манометры.
3.3. Визуальный и измерительный контроль деталей и узлов ФА и КГ.
При проведении визуального и измерительного контроля ФА и КГ устанавливается следующее:
- наличие и качество маркировки;
- соответствие комплектности и качества сборки НТД, делу и паспорту скважины;
- наличие наружных дефектов деталей и узлов ФА и КГ
- наличие утечек скважинной среды в соединениях;
- состояние привода запорного узла;
- соответствие сроков поверок манометров установленным требованиям.
3.4. Ультразвуковая толщинометрия (УЗТ) деталей и узлов ФА и КГ.
УЗТ проводится, с целью определения действительной толщины стенок корпусных деталей ФА.
3.5. Ультразвуковой контроль (УЗК) сплошности основного металла деталей и узлов ФА.
Проводится для определения возможного расслоения металла или других внутренних дефектов.
3.6. Замеры твердости основного металла деталей и узлов ФА и КГ.
3.7. Расчет остаточного ресурса ФА и КГ по критериям предельного состояния.
3.8. Участие в проведении гидроиспытания ФА и КГ.
3.9. Выдача отчета о проведении технического диагностирования с указанием возможности и условий дальнейшей безопасной эксплуатации оборудования, срока повторного диагностирования
4. Перечень выполняемых работ при диагностировании путевого подогревателя нефти ПНПТ-0,63
4.1. Анализ технической документации.
4.2. Техническое диагностирование
4.2.1 Подготовка подогревателя к контролю: демонтаж топки, змеевика, трубопроводов, подготовка блока нагрева, зачистка поверхности основного металла и сварных швов – после очистки шероховатость поверхности должна соответствовать Rz 40 мкм по ГОСТ 2789-73.
4.2.2 Визуально-измерительный контроль состояния металла и сварных соединений.
4.2.3 Ультразвуковой контроль сварных соединений и основного металла на наличие (отсутствие) дефектов.
4.2.4 Измерение твердости основного металла и сварных соединений.
4.2.5 Ультразвуковая толщинометрия элементов.
4.2.6 Цветная дефектоскопия. Выполняется на дефектных участках подогревателя, обнаруженных другими методами неразрушающего контроля.
4.3. В случае обнаружения недопустимых дефектов проведение сварочно-восстановительных работ с выдачей исполнительной документации.
4.4. После завершения работ по техническому диагностированию проводится гидравлическое испытание змеевика, трубопроводов нефти, корпуса печи, топки, сборка.
4.5. Расчет на прочность и его остаточного ресурса.
4.4. Выдача отчета о проведении технического диагностирования с указанием возможности и условий дальнейшей безопасной эксплуатации оборудования, срока повторного диагностирования
Результатом выполнения работ по диагностированию устьевого оборудования и путевого подогревателя нефти является предоставление отчета о техническом диагностировании.
Подрядная организация на свое усмотрение может проводить дополнительные виды обследования необходимые для выдачи заключения. Все работы связанные с выполнением работ по данному техническому заданию выполняются силами и средствами подрядной организации.5. Требования к срокам выполнения, количеству и форме отчетов:
5.1. Срок проведения работ:
- проведение диагностирования- 1 день.
5.2.Сроки предоставления отчетов:
- Предварительное заключение – в течение 5 календарных дней после завершения обследования на месте работ.
- Отчет по диагностированию на бумажном носителе (2 экз.) и в электронном виде в формате pdf, а так же все материалы по диагностированию - в течение 10 календарных дней с момента выполнения диагностирования на месте выполнения работ.
6. Период проведения работ: март – июль 2016 года.
7. Требования к подрядчику:
7.1. Наличие лицензии на осуществление деятельности по проведению экспертизы промышленной безопасности (технических устройств на опасных производственных объектах).
7.2. Наличие аттестованной лаборатории неразрушающего контроля.
7.3.Наличие обученного и аттестованного персонала, обладающего опытом и квалификацией по данному направлению.
7.4. Наличие аттестованного и поверенного оборудования для проведения данного вида работ.
7.5.Согласие с типовой формой договора ЗАО «Газпром нефть Оренбург».
8.1.Подрядчик обязуется:
8.1.1.Коммерческое предложение представить в виде сметных расчетов на выполняемые работы с разбивкой стоимости работ по каждой единице оборудования.
8.1.2. После получения заявки Заказчика на проведение работ, Подрядчик обязан прибыть к месту расположения Оборудования для выполнения работ в оговоренные в заявке сроки.
8.1.3. Все работы ведутся в присутствии представителя заказчика.

Приложенные файлы

  • docx 4343745
    Размер файла: 70 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий