ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ «Дополнение к технологической схеме разработки Карайского месторождения» Местоположение объекта:

ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ
на выполнение работ по теме:
«Дополнение к технологической схеме разработки Карайского месторождения»
Местоположение объекта: Российская Федерация, Томская область, Каргасокский район.
Год ввода месторождения в разработку: - 2007 г.
Год составления проектного документа: - 2012 г.
Сведения о ранее выполненных документах: - «Подсчет запасов нефти и растворенного
газа Игольско-Талового и Карайского месторождений», г. Томск, 1985 г.;
«Технологическая схема опытно-промышленной разработки Карайского месторождения»,
г. Томск, 2003 г.; «Подсчет запасов нефти, растворенного газа и ТЭО КИН Карайского
месторождения», г. Томск, 2009 г.; «Технологическая схема разработки Карайского
месторождения», г. Томск, 2010 г.
Недропользователь: ОАО «Томскнефть» ВНК,
лицензия ТОМ 00046 НЭ выданная 17.09.1998 г.
Заказчик: ОАО «ТомскНИПИнефть».
Исполнитель:
1. Основание:
- решение протокола ЦКР от 25.11.2010 №4940 о предоставлении в 2012 году нового
проектного документа, в котором рассчитать варианты с более плотной сеткой
скважин.
2. Срок выполнения работ:
начало работ
–
10.01.2012 г.;
окончание работ
–
31.10.2012 г.
3. Цели работы:
3.1. Обновление всего имеющегося фактического материала.
3.2. Обновление компьютерной цифровой базы геолого-промысловых, промысловогеофизических, эксплуатационных, гидродинамических данных, обобщенных
результатов исследований керна, проб флюидов, ГРР.
3.3. Обновление постоянно действующей трехмерной геолого-технологической модели.
3.4. Создание проектного документа «Дополнение к технологической схеме разработки
Карайского месторождения» с учетом интегрированного подхода к выбору
оптимальной системы разработки «пласт – скважина - поверхностное обустройство
– экономика» (на основе запасов нефти и газа, утвержденных ГКЗ по состоянию на
01.01.2012 г.).
4. Основные задачи в области обобщения имеющегося фактического материала:
4.1.
4.1.1.
4.1.2.
4.1.3.
4.1.4.
По этапу №1 «Сбор информации и верификации исходных данных».
Сбор/передача информации для проектирования.
Анализ текущего состояния разработки, обоснование системы разработки.
Оценка геологической модели.
Оценка гидродинамической модели.
5. Основные задачи в области разработки:
5.1.
По этапу № 2 «Анализ разработки месторождения. Выполнение базового
проектирования»
5.1.1. Анализ исследований, эксплуатации и продуктивности скважин и пластов.
5.1.2. Анализ текущего состояния разработки, обоснование системы разработки.
5.1.3. Основные выводы.
Срок выполнения задачи: 02.04.2012 – 27.04.2012 гг.
Результат выполнения задачи (вид отчетного документа):
- главы отчета с приложениями (рабочий вариант);
- протокол совместного НТС ОАО «ТомскНИПИнефть», ОАО «Томскнефть» ВНК,
ОАО «НК «Роснефть», ОАО «Газпром нефть».
5.2
По этапу № 3«Проектирование системы разработки месторождения»
5.2.1 Расчеты технологических показателей основных вариантов разработки.
Срок выполнения задачи: 02.05.2012 – 15.06.2012 гг.
Результат выполнения задачи (вид отчетного документа):
- табличные и графические приложения.
- протокол совместного НТС ОАО «ТомскНИПИнефть», ОАО «Томскнефть»ВНК,
ОАО «НК «Роснефть», ОАО «Газпром нефть».
5.2.2 Обоснование технологии и техники добычи нефти.
5.2.3 Разработка и обоснование требований к бурению, вскрытию, освоению и
конструкциям скважин.
5.2.4 Анализ и обоснование требований к поверхностному обустройству.
5.2.5 Технико-экономический анализ проектных решений, выбор оптимального варианта
разработки.
Срок выполнения задачи: 28.05.2012 – 15.06.2012 гг.
Результат выполнения задачи (вид отчетного документа):
- главы отчета с приложениями;
- протокол согласования с ОАО «Томскнефть» ВНК.
5.2.6 Обоснование проекта прогноза добычи нефти, газа, конденсата, объемов буровых
работ и закачки воды в пласт.
5.2.7 Проектирование систем контроля и регулирования разработки.
5.2.8 Формирование программы мероприятий по доразведке месторождения.
Срок выполнения задачи: 28.05.2012 – 15.06.2012 гг.
Результат выполнения задачи (вид отчетного документа):
- программа мероприятий по доразведке.
5.2.9 Написание главы «Охрана окружающей среды и недр, маркшейдерскогеодезические работы».
Срок выполнения задачи: 28.05.2012 – 15.06.2012 гг.
Результат выполнения задачи (вид отчетного документа):
- глава отчета с приложениями.
6.
Основные задачи по этапу № 4 «Оформление отчета»
6.1. Формирование итогового отчета.
Срок выполнения задачи: 18.06.2012 – 26.06.2012 гг.
Результат выполнения задачи (вид отчетного документа):
- итоговый отчёт, графические и табличные приложения.
6.2. Подготовка итоговых данных в форматах стандарта Компаний.
Срок выполнения задачи: 18.06.2012 – 29.06.2012 гг.
Результат выполнения задачи (вид отчетного документа):
- цифровая БД.
7.
7.1.
Основные задачи по этапам № 5, 6 «Рассмотрение, согласование и защита
работы: «Дополнение к технологической схеме разработки Карайского
месторождения»
Рассмотрение и защита работы на НТС ОАО «ТомскНИПИнефть».
Срок выполнения этапа: 02.07.2012 – 05.07.2012 гг.
Результат выполнения задачи (вид отчетного документа):
- протокол ОАО «ТомскНИПИнефть».
7.2.
7.3.
7.4.
7.5.
7.6.
Рассмотрение и защита работы на НТС ОАО «Томскнефть» ВНК.
Срок выполнения этапа: 06.07.2012 – 17.07.2012 гг.
Результат выполнения задачи (вид отчетного документа):
- протокол ОАО «Томскнефть» ВНК.
Рассмотрение и защита работы на НТС Компаний.
Срок выполнения этапа: 18.07.2012 – 31.07.2012 гг.
Результат выполнения задачи (вид отчетного документа):
- протокол НТС Компаний.
Аудит геолого-технологических моделей и проектных решений.
Срок выполнения этапа: 01.08.2012 – 01.10.2012 гг.
Результат выполнения задачи (вид отчетного документа):
- положительное заключение.
Согласование работы в Минэнерго России.
Срок выполнения этапа: 01.08.2012 – 15.10.2012 гг.
Результат выполнения задачи (вид отчетного документа):
- положительное заключение.
Рассмотрение, согласование и защита работы в ЦКР Роснедр/ТКР
Срок выполнения этапа: 01.08.2012 – 31.10.2012 гг.
Результат выполнения задачи (вид отчетного документа):
- протокол ЦКР Роснедр/ТКР.
8.
Ожидаемые результаты:
8.1. Актуальная геолого-гидродинамическая модель месторождения.
8.2. Уточнение состояния разработки и определение стратегии дальнейшей разработки
месторождения.
8.3. Проектный документ в виде научно-технического отчета соответствующего
государственному регламенту и техническому заданию.
8.4. Получение проектно-технологической документации для эффективной разработки
месторождения, протокол согласования в государственных органах и исключение
лицензионных рисков.
9.
9.1.
9.2.
9.3.
9.4.
Перечень технической документации и информации, передаваемой
Исполнителем Заказчику:
Цифровая база геолого-геофизических данных с описанием, включая скан-образы
первоисточников в формате указанном ОАО «НК «Роснефть»;
Геологическая модель месторождения, выполненная в сертифицированных
программных пакетах (PETREL, GOCAD, IRAP);
Гидродинамическая модель месторождения, выполненная в сертифицированных
программных пакетах (ECLIPSE, MORE, CMG);
Отчет «Дополнение к технологической схеме разработки Карайского
месторождения», включающий: текстовую часть, табличные и графические
приложения. Отчет составляется в 6 экземплярах: 2 экз. сдается в ЦКР, 2 экз.
Заказчику, 1 экз. в ОАО «НК «Роснефть», 1 экз. в фонды Исполнителя.
Отчет представляется Заказчику в электронном виде на CD-ROM:
- текстовая часть – Word;
- табличные приложения – Excel;
- рисунки и графические приложения в двух экземплярах, в виде рисунков
(форматы: *.jpg, *.tiff., *.map) и в виде векторной графики (CorelDraw)).
10.
Порядок проведения приемочных испытаний:
10.1. Следующие результаты работ:
- Установочное совещание;
- Анализ разработки месторождения. Базовое проектирование;
- Коррекция/создание геолого-технологической модели;
- Требования к строительству скважин;
- Система поверхностного обустройства;
10.2.
10.3.
10.4.
10.5.
10.6.
- Экономическая модель;
- Работа в целом
согласовываются и проходят поэтапную экспертизу у Заказчика.
При необходимости, результаты этапов рассматриваются на промежуточных
рабочих совещаниях в ОАО «НК «Роснефть».
При завершении каждого этапа работ, Исполнитель представляет Заказчику акт
сдачи-приемки выполненных работ, сопровождающийся информационным
отчетом.
Окончательные результаты работы оформляются в виде отчета с необходимыми
графическими и табличными приложениями, в соответствии с требованиями
нормативно-технической документации, и рассматриваются на:
– НТС ОАО «ТомскНИПИнефть»,
– НТС ОАО «Томскнефть» ВНК,
– НТС ОАО «НК «Роснефть», ОАО «Газпром нефть»,
– в Минэнерго России,
– ТКР/ЦКР
На экспертизу, согласование и рассмотрение в ТКР/ЦКР работа направляется
Заказчиком совместно с Исполнителем.
Исполнитель в обязательном порядке:
- согласовывает работу в Минэнерго России, с экспертами ЦКР/ТКР;
- защищает работу в ТКР/ЦКР.
Заказчик имеет право произвести оплату последнего этапа работ после получения
Протокола заседания ЦКР Роснедр по УВС.
11.
Требования к содержанию и оформлению отчета:
11.1. Содержание работы, объем выполненных в ее рамках исследований, построений и
расчетов должны полностью соответствовать требованиям:
- Приложения к приказу МПР России №61 от 21.03.07 «Методические
рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных
месторождений»
- РД 153-39.0-109-01 «Комплексирование и этапность выполнения геофизических,
гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых
месторождений»;
- РД 153-39.0-047-00 «Регламент по созданию постоянно-действующих геологотехнических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений», Москва, 2000 г.
- Дополнения к разделу 5 РД 153-39.0-047-00, «Методические указания по
созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и
газовых месторождений», Москва, ОАО "ВНИИОЭНГ", 2003 г.
11.2. Варианты разработки должны соответствовать:
- Закону РФ “О недрах“;
- “Правилам разработки нефтяных и газонефтяных месторождений”;
- Законодательным и постановляющим актам РФ.
12.
Особые требования:
12.1. Исходную геолого-промысловую информацию и данные добычи необходимо
учесть по состоянию на 01.01.2012 г.
12.2. Все согласования с Заказчиком в области геологии и разработки определяются
Протоколом на дату согласования. Все дальнейшие изменения ведут к пересмотру
Календарного плана.
12.3. Основная текстовая часть работы не должна превышать 250 страниц,
дополнительные, графические материалы необходимо оформлять в виде
приложений.
12.4. Формат отчетных презентаций должен удовлетворять требованиям Заказчика,
ОАО «НК «Роснефть», требованиям государственных органов.
12.5. Исполнитель обязуется устранить все замечания, которые могут возникнуть:
- при согласовании предварительных результатов с Заказчиком.
- при рассмотрении проектного документа в государственных органах.
12.6. Все дополнительные вопросы, не нашедшие отражения в настоящем техническом
задании, которые могут возникнуть у Заказчика или Исполнителя,
рассматриваются в рабочем порядке.
12.7. Объем работ, намечаемый в рамках проекта, должен гарантировать выполнение
всех обязательств недропользователя в соответствии с лицензионным
соглашением, включая вопросы по объемам утилизации попутно добываемого газа.
Проектный документ должен содержать главу по утилизации газа в объемном и в
процентном выражении с разделением по годам, а так же раздел, обосновывающий
сеть контрольно-пьезометрических скважин.