Приложение № 3 к приглашению на участие в тендере

Приложение № 3
к приглашению на участие в тендере
ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ
на выполнение работ по составлению проекта
«Дополнение к технологической схеме разработки Овражного нефтяного месторождения
Ульяновской области»
1. Цель работы.
Составление Проекта, основанного на адресной геолого-технологической модели с
обоснованием режимов работы залежей, содержащего оптимальный вариант разработки
месторождения, обеспечивающий наиболее полное извлечение запасов нефти, и согласование
Проекта с органом, уполномоченным в соответствии с действующим законодательством на
рассмотрение и согласование проектной и технической документации на разработку
месторождений полезных ископаемых («Уполномоченный орган»).
2. Основание для проектирования.
 лицензионное соглашение УЛН 09096 НЭ от 31.07.2000 г.;
 невыполнение
проектных объемов бурения (одна
исследовательских работ.
скважина)
и
программы
3. Краткие сведения о месторождении.
3.1. Овражное нефтяное месторождение открыто в 1987 г., расположено на территории
Мелекесского
района
Ульяновской
области.
Промышленная
нефтеносность
месторождения установлена в терригенных отложениях бобриковского горизонта
визейского яруса (пласт Б2). На месторождении выделен один объект разработки: пласт Б2.
3.2. Нефтяная залежь пласта Б2 пластово-сводового типа. Коллекторами служат песчаники с
включениями алевролита. Площадь нефтеносности 713 тыс.м2. Средняя эффективная
нефтенасыщенная толщина составляет 3.5 м, пористость составляет 22.3%. Нефть
битуминозная, высокосернистая, высоковязкая с вязкостью в пластовых условиях 65
мПа*с.
3.3. По состоянию на 01.01.2015 г. на государственном балансе числятся запасы нефти и
растворенного газа, подсчитанные в рамках оперативного подсчета и утвержденные в 2008
г. (протокол ФАН Роснедра №18/51-пр от 04.02.2008 г.). Все запасы оценены по категории
С1.
По состоянию на 01.01.2015г на государственном балансе числятся начальные запасы нефти и
растворённого газа по категории С1:
- геологические запасы нефти
- 468 тыс. т;
- извлекаемые запасы нефти
- 197 тыс. т;
- извлекаемые запасы растворенного газа
- 1,0 млн.м3.
Разработка месторождения осуществляется на основании документа «Дополнение к
технологической схеме разработки Овражного нефтяного месторождения Ульяновской
области» (протокол ЦКР Роснедр по УВС №5182 от 30.06.2011 г.).
3.4. Месторождение введено в разработку в 1993 г. На 01.01.2015 г. на месторождении
пробурено две скважины: обе действующие добывающие. Текущий КИН в целом по
месторождению составляет 0.261, отбор от НИЗ – 62%. Добыча нефти в 2014 г. составила
5,1 тыс.т, жидкости – 58,59тыс.т, обводненность – 93,4%.
4. Основные требования к работе.
4.1. Работы по созданию Проекта выполнить с учетом следующих критериев и условий:
4.1.1. Проект выполнить в полном объеме требований документов: «Методические
рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений»
(Приложение к приказу МПР РФ от 21.03.2007 № 61), «Требования к структуре и
оформлению проектной документации на разработку месторождений углеводородного
сырья» (Приложение к приказу Минприроды России от 08.07.10 №254), РД 153-39.0-11001 «Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и
газонефтяных месторождений», РД 153-39.0-047-00 «Регламент по созданию постоянно
действующих
геолого-технологических
моделей
нефтяных
и
газонефтяных
месторождений», с использованием для создания (уточнения) геологических и
гидродинамических моделей программных комплексов компаний ROXAR или
Schlumberger. Созданные модели должны удовлетворять требованиям «Временного
регламента оценки качества и приемки трехмерных цифровых геологогидродинамических моделей, представляемых пользователями недр в составе технических
проектов разработки месторождений углеводородного сырья на рассмотрение ЦКР
Роснедр по УВС» (протокол ЦКР Роснедр по УВС от 19.04.2012 №5370)
4.2. Проект должен содержать следующие разделы:
«Введение»;
1. «Общие сведения о месторождении»;
2. «Геолого-физическая характеристика месторождения»;
3. «Цифровые модели месторождения»;
4. «Состояние разработки месторождения»;
5. «Проектирование разработки месторождения»;
6. «Методы повышения извлечения и интенсификации добычи углеводородов»;
7. «Экономический анализ вариантов разработки»;
8. «Технико-экономическое обоснование выбора рекомендуемого варианта»;
9. «Конструкция и технология бурения скважин, методы вскрытия и освоения пластов»;
10. «Техника и технология добычи углеводородов»;
11. «Контроль и регулирование разработки месторождения»;
12. «Программа доразведки и исследовательских работ»;
13. «Маркшейдерско-геодезические работы»;
14. «Мероприятия по безопасному ведению работ, связанных с пользованием недр»;
15. «Мероприятия по рациональному использованию и охране недр»;
16. «Мероприятия по обеспечению требований в области охраны окружающей среды и
обеспечения экологической безопасности при пользовании недрами»;
17. «Сроки и условия выполнения работ по консервации и (или) ликвидации скважин,
промысловых объектов, а также рекультивации земель»;
18. «Обеспечение водоснабжения»;
«Заключение».
4.2.1. В качестве геологической основы для проектирования принять запасы
углеводородов, числящиеся на государственном балансе по состоянию на 01.01.2015 г.
4.2.2. Проект выполнить по всем объектам углеводородов, стоящих на государственном
балансе с учетом изученности залежей по состоянию на 01.01.2015 г.
4.2.3.Выполнить анализ эффективности реализуемой системы разработки, включая анализ
результатов исследований, анализ текущего состояния и эффективность применяемой
технологии разработки, анализ эффективности системы ППД, выработки запасов по
площади и разрезу, динамики пластовых и забойных давлений. Выполнить анализ
проведенных геолого-технических мероприятий и дать рекомендации по реализации
программы ГТМ на прогнозный период.
4.2.4. Технологические показатели разработки месторождения рассчитаны по трём
вариантам. Рассмотреть не менее двух вариантов разработки месторождения.
4.2.5. Обосновать выделение объектов, выбор вариантов разработки, возможные объемы
бурения, исходные данные и результаты технико-экономической оценки предложенных
вариантов разработки месторождения предварительно согласовать с Заказчиком.
4.2.6. В рекомендуемом варианте обосновать режимы работы скважин: дебиты нефти и
жидкости, приемистость, забойное давление, определяются предельные значения по
дебиту нефти и обводненности добываемой продукции.
4.2.7. Рекомендуемый вариант разработки должен соответствовать требованиям ПБ 07601-03 «Правила охраны недр», Правилам разработки нефтяных и газовых
месторождений, законодательным и постановляющим актам РФ.
4.2.8. Раздел «Обеспечение водоснабжения» составляется, если для обеспечения
функционирования системы ППД недостаточно объемов попутно добываемой воды.
Раздел должен содержать обоснование выбора источника водоснабжения, расчет
потребности в воде и обеспеченность ее запасами подземных вод, требования к качеству
воды, проектируемую конструкцию водозаборных скважин, способы бурения и
опробования скважин, рекомендации по эксплуатации водозабора, программу
гидрогеологических режимных наблюдений в процессе эксплуатации водозабора;
4.2.9. Если в ходе выполнения Работ в действие вступят новые документы (в частности,
Правила проектирования разработки месторождений углеводородного сырья),
устанавливающие иные структуру, содержание и порядок оформления проектных
технологических документов и цифровых моделей к ним, Проект и цифровые модели
должны быть приведены Подрядчиком в соответствие с новыми требованиями и
нормативами.
4.3. Результат Работ согласовывается с Заказчиком, возможные изменения и дополнения к
Техническому
заданию
оформляются
соответствующими
дополнительными
соглашениями к Договору.
4.4. Подрядчик обязуется представить Проект на заседании Научно-технического совета
Заказчика (Недропользователя).
4.5. Подрядчик обязуется устранить все замечания, которые могут возникнуть у Заказчика в
ходе контроля за выполнением работ на любой стадии выполнения Проекта, а также по
результатам рассмотрения Проекта на НТС.
4.6. Подрядчик обязуется заказать проведение экспертизы Проекта в соответствующих
Органах (оценка качества построения геолого-фильтрационной модели и техникоэкомического анализа), провести анализ ее результатов и устранить все замечания в
Проекте. Подрядчик обязуется осуществить передачу согласованного с Заказчиком
Проекта (в необходимом количестве экземпляров на бумажном и электронном носителях)
к рассмотрению и согласованию Уполномоченным органом с последующим анализом
результатов рассмотрения и сопровождением до момента получения согласованного
Протокола рассмотренного Проекта.
4.7. По результатам работ Подрядчик осуществляет систематизацию и запись
сформированного Проекта, геолого-технологических моделей и сопровождающих
документов на электронные носители.
5. Форма представления результатов.
5.1. Оформление Проекта и графических приложений должно соответствовать требованиям
МР и нормативных документов, указанных в п. 4.1 настоящего Технического задания, и
ГОСТ 7.32 – 2001 Структура и правила оформления Отчетов о научно-исследовательской
работе.
5.2. Проект (сигнальный экземпляр) передается Заказчику для предварительной проверки и
контроля, по мере завершения работы над отдельными разделами. Цифровые модели
передаются вместе с разделом «Цифровые модели месторождения».
5.3. По завершении Работ Подрядчиком формируется, с учётом решений Уполномоченного
органа и передается Заказчику 3 (три) экземпляра Проекта на бумажном и электронном
носителях (дисках) в течение десяти дней после согласования Проекта Уполномоченным
органом. Формат отчетной документации, подлежащей передаче Заказчику:
текстовая часть – MS WORD (*.doc) и дубль в Adobe Acrobat (*.pdf);
табличные приложения - MS Excel (*.xls);
таблицы, диаграммы в тексте – MS Excel (*.xls);
графические приложения – CorelDraw (*.cdr и *.pdf);
геолого-промысловая информация - в форматах *.las, *.txt, *.xls.
Цифровая 3D геолого-технологическая (геологическая, гидродинамическая) модель
передается в цифровом виде в форматах согласованного программного обеспечения.
6. Прочее:
6.1.Текущее состояние выполнения работ, планы и содержание дальнейших работ обсуждаются
на рабочих совещаниях с представителями Сторон.
6.2. Завершением Работ признается факт согласования Проекта с Уполномоченным органом,
что должно быть подтверждено соответствующим решением Уполномоченного органа.
6.3. Оплата выполненных Работ будет производиться Заказчиком не ранее 75 (семидесяти пяти)
и не позднее 90 (девяноста) календарных дней с даты подписания Сторонами Акта сдачиприемки выполненных работ.