PO - Газпром бурение

Техническое задание на испытание (освоение) и исследование 9-ти объектов
в поисково-оценочной скважине № 98
Ямсовейского НГКМ.
Предмет запроса котировок: Право заключения Договора на выполнение работ по испытанию и исследованию поисково-оценочной скважины
№ 98 Ямсовейского НГКМ в эксплуатационной колонне (девять объектов испытания)
Получатель услуг (место оказания услуг): Филиал «Уренгой бурение» ООО «Газпром бурение», г. Новый Уренгой, ул. Промышленная 11.
Срок оказания услуг: январь 2014 - февраль 2015 года, в соответствии с план-графиком производства работ по испытанию и
исследованию поисково-оценочной скважины № 98 Ямсовейского НГКМ
Район строительства скважин: Тюменская область, Ямало-Ненецкий автономный округ, Пуровский район, нефтерайон – 26 В.
Назначение скважины:
Вид скважин:
Проектный горизонт:
Проектная глубина:
поиск залежей УВ.
поисково-оценочная, вертикальная.
палеозой
5000 м.
Характеристика условий и состава работ
1. Исполнитель работ (претендент) обязан с применением собственного оборудования и хим. реагентов и материалов выполнить полный
комплекс работ по испытанию и исследованию 9 объектов разведочной скважины № 98 Ямсовейского НГКМ с мобильной буровой установки, в
соответствии с планом работ на испытание объектов, заявкой и требованиями заказчика, проектной документацией, с предоставлением отчетной
документации в соответствии с требованиями заказчика, включая:
- промысловые исследовательские работы при испытании нефтяных, газоконденсатных и гидрогеологических объектов (определение давления и
температуры по стволу скважины, замер дебитов углеводородной жидкости и газа сепарации на режиме освоения, промысловые исследования методом
установившихся отборов на режимах прямого и обратного хода, регистрация КВУ (КВД), газодинамические и газоконденсатные исследования, отбор
устьевых и глубинных проб);
1
- лабораторные исследования (определение состава, физико-химические и термодинамические исследования пластовых жидкостей,
хромотографический анализ);
- консервационные или ликвидационные работы;
- ликвидация артезианской скважины;
- предоставление отчетной документации в соответствии с требованиями заказчика.
- наличие источников электрической и тепловой энергии, емкостей ГСМ и горюче-смазочных материалов.
- обеспечение ГСМ собственными силами
- доставка ГСМ до объекта собственными силами
- заказчик предоставляет фонтанную арматуру и насосно-компрессорные трубы
2. Программа работ корректируется по каждому объекту индивидуально, в зависимости от характера насыщения объекта и в соответствии с
получаемой геолого-технической информацией в процессе проведения работ на скважине.
3. Подробную информацию об условиях проведения работ (проектная документация) исполнитель может получить в филиале «Уренгой
бурение» ООО «Газпром бурение». Контактные телефоны: 8 (3494) 92-22-63, 89124220096 – Никонов Павел Владимирович – зам. начальника ГО ф
«Уренгой бурение».
* Обязательным условием производства работ является использование в качестве жидкости глушения (промывочной жидкости)
раствора на основе солевой композиции СГС-18.
Сумма договора: Сумма договора включает все расходы на уплату пошлин, налогов, сборов, командировочных расходов, расходов на
проживание и других обязательных платежей. В стоимость договора должны быть включены стоимость всех услуг (работ), а также затрат по
мобилизации/демобилизации и монтажу/демонтажу и подготовке оборудования.
Условия оплаты: Расчеты за оказание услуги производятся путем перечисления Заказчиком денежных средств на расчетный счет Исполнителя
не позднее 60 дней после подписания акта приемки оказанных услуг Сторонами по данной скважине. Оплата производится по счету-фактуре и акта
оказанных услуг формы КС-2, КС-3.
Требования к Участникам:
1. Наличие у исполнителя оборудования для производства работ.
2. Исполнитель должен иметь в наличии все сертификаты, разрешения, лицензии и другие разрешительные документы на данный вид
деятельности.
3. Наличие необходимой разрешительной документации на эксплуатацию применяемого оборудования.
4. Претендент должен иметь опыт выполнения аналогичных работ.
5. Обязательно наличие собственного или арендованного автотранспорта для оперативной работы по доставке необходимого оборудования
материалов, технической и питьевой воды, персонала, отобранных проб, документации.
6. Исполнителем по окончании испытания должен быть составлен геологический отчет об испытании скважины и представлен Заказчику.
2
7. Претендент должен являться платежеспособным, не находится в процессе ликвидации, не иметь задолженности перед федеральным
бюджетом.
8. На имущество претендента не должен быть наложен арест, его хозяйственная деятельность не должна быть приостановлена.
9. В процессе испытания скважины исполнитель несет ответственность за обеспечение промышленной, пожарной и экологической безопасности.
Количество объектов для испытания (исследования) может быть изменено (уменьшено, увеличено) Заказчиком в соответствии с получаемой
геолого-технической информацией в процессе проведения работ на скважине или по требованию организации-недропользователя.
Сроки проведения работ могут быть скорректированы Заказчиком.
Примечания.
Обязательно выполнение исследовательских работ при испытании объектов (нефтегазоконденсатные исследования, ГДИ, ГКИ, регистрация
КВУ, КВД, определение дебитов, отбор устьевых и глубинных проб, лабораторные исследования, предоставление отчетной документации).
Работы по интенсификации (гидроразрыв пласта, глинокислотные обработки, солянокислотные обработки) при принятии Недропользователем
решения по их проведению, обязательны к выполнению Подрядчиком.
I. Конструкция скважины:
Наименование обсадных колонн
Кондуктор
Первая промежуточная
Вторая промежуточная
Третья промежуточная
эксплуатационная
Конструкция скважины
Диаметр, мм/глубина спуска, м
Высота подъема цементного раствора, м
426/500
до устья
324/1200
до устья
245/3050
до устья
194/2550-4030
2550-4030
140/0-5000
до устья
3
II. Характеристики испытываемых пластов:
Индекс
пласта
Интервал
залегания
Тип
коллектора
Тип
флюида
Порист Проницае Подвижност Коэффициент
мость
ь жидкости, газо-, конденость,
пласта,
%
мДа
сато-, нефтемкм2
насыщенности
(МПа · с)
6
7
8
9
от
(верх)
до
(низ)
1
2
3
4
5
Ганькинская
+ березовская
+
газсалинская
пачка
640
880
поровый
Возможны
газопроявле
ния
ПК1
895
1025
поровый
газ
22
до 2000
ПК19
1540
1565
поровый
газ
30
БУ80
2310
2340
поровый
г/к
БУ13
2660
2680
поровый
Ач БУ141
2920
2950
Ач БУ142
2950
Ю1
Пластовое
давление,
Коэффиц Толщина
глинистого
иент
аномальн раздела
флюидости
вода, м
10
11
6,40
1,02
0,77
5,36
0,61
до 400
0,62
17,07
1,13
15
до 50
0,57
23,30
1,03
г/к, нефть
15
до 50
менее 0,03
0,57
27,40
1,05
поровый
г/к, нефть
11
0,01-20
менее 0,03
0,65
33,80
1,18
2985
поровый
г/к, нефть
11
0,01-20
менее 0,03
0,62
34,15
1,18
3065
3085
поровый
нефть
13
0,01-10
менее 0,03
0,55
39,10
1,30
Ю2
3150
3185
поровый
г/к, нефть
13
0,01-5
менее 0,03
0,55
46,35
1,50
Ю11
4055
4115
поровый
г/к, нефть
11
0,01-5
менее 0,03
0,55
67,62
1,70
Pz
4470
4540
трещиннокавернозный
г/к, нефть
11
0,01-5
менее 0,03
0,55
74,55
1,70
Pz
4920
4970
трещиннокавернозный
г/к, нефть
11
0,01-5
менее 0,03
0,55
82,00
1,70
12
4
III.Технология испытания скважины:
1.Подготовительные и монтажные работы:
Наименование работ
Единицы
измерения
2
Количество
Сборник СниР-49 [5]
3
4
комплект
1
31.5/450
10п.м.
20
31.6/452
штук
24
31.7/453
10 п. м.
7
31.6/452
штук
8
31.7/453
комплект
1
34.34/496
7 Замерная емкость (V=25 м3)
штук
1
32.5/457
8 Емкость для сбора газоконденсата (V=50 м3)
штук
2
32.5/457
9 Продувочная линия трубопровода до сепаратора и после
10м
10
31.6/452
10 Монтаж трубопровода от сепаратора до замерной емкости
10м
3,0
31.6/452
11 Опорные стойки под выкидные линии
штук
16
31.7/453
12 Монтаж емкостей под технологические растворы (V до 50 м3)
штук
2
32.5/457
13 Обвязка емкостей
штук
2
33.5/463
cистема
2
33.6/464
1
1 Монтаж ОП4-230/80х70 (ОП4-180/80х70)
2 Выкидная линия для освоения (факельная)
3 Опорные стойки под линию освоения
4 Нагнетательная линия
5 Опорные стойки под нагнетательную линию
6 Сепаратор ГС 1-64-600-09-Г2С
14 Система обогрева емкостей
5
1
2
3
4
1000 м2
м2
5,0
144
49-1/1
3 Сборные железобетонные плиты размером 6 м х 2 м х 0,1м (12 плит)
м3
14,4
4 Устройство фундамента под агрегат из ж/б плит
м3
14,4
1.7/5
т
8,0
5-4/11
комплект
штук
штук
1
1
1
37.7/532
37.6/531
37.4/529
Подготовка площадки для размещения передвижного агрегата А 60/80
1 Планировка площадки
2 Укладка дарнита под фундамент
5 Установка эстакады под агрегат на фундамент
Монтаж агрегата:
1 Монтаж агрегата А60/80
2 Рабочая площадка при устье скважины
3 Приемный мост
Ценник 1,часть 1, выпуск 2,
п. 12.34
Отраслевой сборник цен на
материалы
Примечание - Монтаж устьевого оборудования производить согласно разработанной буровой организацией схеме на основе установленных
требований и согласованной с органами Ростехнадзора, противофонтанной службой и заказчиком.
6
2. Оборудование для испытания:
Интервал
испытания, м
Тип
от (верх) до (низ)
установки
Количество
смен
Устьевое оборудование
Тип фонтанной
арматуры
Тип превентора
1
2
3
4
5
6
4920
4950
БУ ZJ-70 DBS
2
АФ6-80/65х70 К1 ХЛ
4470
4500
БУ ZJ-70 DBS
2
АФ6-80/65х70 К1 ХЛ
4055
4075
БУ ZJ-70 DBS
2
АФ6-80/65х70 К1 ХЛ
3150
3170
А60/80
2
АФ6-80/65х70 К1 ХЛ
3065
3080
А60/80
2
АФ6-80/65х70 К1 ХЛ
2950
2970
А60/80
2
АФ6-80/65х70 К1 ХЛ
2920
2940
А60/80
2
АФ6-80/65х70 К1 ХЛ
2660
2670
А60/80
2
АФ6-80/65х70 К1 ХЛ
2310
2320
А60/80
2
АФ6-80/65х70 К1 ХЛ
ОП4-230/80х70
(ОП4-180/80х70)
ОП4-230/80х70
(ОП4-180/80х70)
ОП4-230/80х70
(ОП4-180/80х70)
ОП4-230/80х70
(ОП4-180/80х70)
ОП4-230/80х70
(ОП4-180/80х70)
ОП4-230/80х70
(ОП4-180/80х70)
ОП4-230/80х70
(ОП4-180/80х70)
ОП4-230/80х70
(ОП4-180/80х70)
ОП4-230/80х70
(ОП4-180/80х70)
Забойное
оборудование
Тип Интервал
(глубина
установки
), м
7
8
Оборудование при
газодинамических исследованиях
9
ДИКТ, глубинные манометры, термометры, глубинные пробоотборники,
сепаратор, каротажный комплекс;
емкости для замера– 1шт. (V=25 м3);
для сбора газоконденсата, нефти
(V=50 м3) – 2 шт., образцовые
манометры, лубрикатор
7
3.Компоновка лифтовой колонны (насосно-компрессорных труб):
Интервал
Длина
Тип труб, диаметр,
Нагрузки, при коустановки интервала,
группа прочности,
торых напряже- 1 погонный
НКТ,
м
толщина стенки,
ние в трубах
метр
м
м
достигает
предела
текучести, кН
1
2
3
4
5
4950 – 0
4950
НКМ – 73х5,5 М
716
0,0948
Вес, кН
секции
нарастающий с
коэффициентом 1,036
Коэффициент запаса прочности
на растяна избыточное
жение
давление
наружное
внутреннее
6
7
8
9
10
469,26
486,15
1,47
>1,15
>1,32
Примечания
1 Низ колонны насосно-компрессорных труб оборудуется воронкой типа В-73-62/90 или В-89-70/100 через соответствующий переводник.
2 Типоразмер и группа прочности насосно-компрессорных труб приняты, исходя из обеспечения необходимого давления на устье в НКТ
при проведении гидроразрыва. Допускается применение насосно-компрессорных труб с наружным диаметром 89 мм.
3 Насосно-компрессорные трубы в хладостойком исполнении по ТУ 14-3Р-31-2005 производства ОАО «Газпромтрубинвест». Допускается
применение труб по ТУ 14-161-227-2010 с резьбой ТМК FMT.
4.Вскрытие объектов при испытании (освоении):
Интервал
Номер
Длина
испытания,
объекта
вскрываемого
м
испытания
интервала,
от
до
м
(верх)
(низ)
1
2
3
4
Интервал
установки
фильтра,
м
Тип
перфоратора
Плотность
перфораци
и, отв/м
Перфорационная
среда при вскрытии пласта
5
6
8
9
ПКО-89 DN-01
(Power Flow 5008
RDX (102) )
16,4
4920
4950
1
30
не устанавливается
4470
4500
2
30
не устанавливается
4055
4075
3
20
не устанавливается
3150
3170
4
20
не устанавливается
3065
3080
5
15
не устанавливается
2950
2970
6
20
не устанавливается
Раствор хлористого натрия
плотностью ρ=1170 κг/м3 или
солевая композиция СГС-18
8
2920
2940
7
20
не устанавливается
2660
2670
8
10
не устанавливается
ПКО-89 DN-01
16
2310
2320
9
10
не устанавливается
(Power Jet Omega 3506)
(19)
Газоконденсат или СГС-18
Примечания
1 Интервалы испытания должны уточняться по данным ГИС, отбора керна и результатам исследований станции ГТК.
2 Допускается применение перфораторов типа ПРК-42С, ПМИ-46, ПКТ-54, ПНКТ-73, ПКО-89СМ, ПКТ-73БО, ЗПКТ-89С, ЗПКТ-89-АТ-10,
ПКТ-89Н-СП, импортного производства типа ПРКМ-43-02DN Zink, Power Spiral, Dynawell-54, Dynawell-89 и другие. На перфораторы импортного
производства необходимо иметь разрешение Ростехнадзора.
3 Перфорационная среда уточняется геологической службой Заказчика.
4 В соответствии с п. 2.9.9 ПБ 08-624-03 до установки лубрикатор должен быть опрессован на пробное давление, а после установки – на давление
опрессовки колонны
5 Перед проведением перфорации провести проверку скважины с составлением Акта готовности к перфорации и получением разрешения
представителя противофонтанной службы.
9
5.Методы испытания (освоения) объектов:
Интервал
Вызов притока
испытания, м
от
до
депрессия
(верх)
(низ)
метод
на пласт,
МПа
1
2
4920
4950
3
Замена NaCl (СГС-18) на
газоконденсат, плавное
Газодинамические исследования
тип
флюида
4
5
ожидаемый
дебит,
3
г/к – тыс. м /
сут,
нефть – м3/сут
6
проницаемость,
мкм2;
подвижность.,
мкм2/мПас
количество режимов
исследований
объектов
7
8
10-30 %
г/к, нефть
г/к – 50, н-5
менее 0,1; менее 0,03
5/3
от Рпл
4470
4500
снижение противодав-
г/к, нефть
г/к – 50, н-5
менее 0,1; менее 0,03
5/3
4055
4075
ления на пласт
г/к, нефть
г/к – 50, н-до 15
менее 0,1; менее 0,03
5/3
3150
3170
г/к, нефть
г/к – 50, н-до 10
менее 0,03
5/3
3065
3080
нефть
до 15
менее 0,1; менее 0,03
3
2950
2970
г/к, нефть
до 40, н-до 10
менее 0,1; менее 0,03
5/3
2920
2940
г/к, нефть
до 40, н-до 10
менее 0,1
5/3
2660
2670
Плавное снижение проти-
г/к, нефть
до 30
0,05
5/3
2310
2320
водавления на пласт
г/к
21,5
0,05
5
(замена СГС-18 на г/к,
снижение уровня)
Примечания
1 Интервалы испытания и количество режимов исследований уточняются по данным ГИС, отбора керна, ипытания в открытом стволе
10
пластоиспытателем и согласовываются с Заказчиком.
2 Вызов притока производится в соответствии с требованиями п.п. 2.9.7, 2.9.8 «Правил безопасности в нефтяной и газовой
промышленности», 2003 г.[3], способ вызова притока уточняется Заказчиком.
3 Перед вызовом притока производится очистка призабойной зоны методом обратных промывок, методом МПД с технологическими
выстойками. Подробно описание работ по перфорации и испытанию скважины приводятся в РД 51-00158758-206-99 [84].
6.Работы по интенсификации притока из пласта:
Интервал испытания,
Наименование работ (операций)
м
от (верх)
до (низ)
1
2
3
4470
3150
2950
2660
2310
4500
3170
2970
2670
2320
Гидроразрыв пласта (ГРП)
Гидроразрыв пласта (ГРП)
Гидроразрыв пласта (ГРП)
ОПЗ (МПД на ПАВ)
ОПЗ (МПД на ПАВ)
Количество
операций по каждому
объекту
4
1
1
1
1
1
Примечания
1 Необходимость в проведении работ по интенсификации притока из пласта принимает геологическая служба заказчика с учетом
фактических данных по ГИС, отбору керна и по результатам гидродинамических исследований. Работы проводятся по специально
составленному плану и утвержденному в установленном порядке.
2 Работы по ГРП проводятся специализированной сервисной организацией, затраты в смете определены по предъявленной калькуляции.
Работы проводятся после получения разрешения представителя противофонтанной службы.
11
7. Параметры расчета гидроразрыва пласта
Интервал
испытания, м
от
до
(верх) (низ)
Номер
объекта
испыта
ния
1
2
3
4470
3150
2950
4500
3170
2970
2
4
6
Длина
Состав 1м3 рабочей
Объем
Плотн
Давления, МПа
вскрырабочей жидкости
рабочей
ость
ваемог диз/ NaСl, эмульт ГКЖ жидкости с рабо- ГидроПотери
Гидростатиучетом
чей
о
топли литр
ал,
литр
разрыва давления в
ческое
фильтрации жидк пород ,
интерво,
литр
НКТ
забойное
на один
ости,
вала,
литр
МПа
(73 мм)
давление,
3
объект,
кг/м
м
при
МПа
м3
закачке
(10 л/c),
МПа
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
30
20
20
300600
650350
30
20
113 м3, в т.ч.
34 м3с проп
пантом
1065
102,8
61,4
56,1
34,4
32,3
32,0
62,3
43,9
41,1
Необходи
мое
давление
на устье в
НКТ,
МПа
Тип,
марка
агрегата
14
15
74,9
49,8
47,0
АН-1000
АН-700
АН-700
Примечания
1 Давления гидроразрыва уточняются в соответствии с фактическими геолого-техническими данными строительства скважины.
2 Технология проведения работ по ГРП приведена СТО Газпром [88] и в п. 12.1.3.
3 На комплект НКТ иметь паспорт (сертификат) и акт опрессовки.
4 Предусмотреть установку пакера ПВМ-ЯГ 118х70.
5 Предусмотреть в компоновке НКТ при гидроразрыве циркуляционный клапан над пакером.
12
8.Изоляция интервалов при испытании (освоении) скважины:
Номер Интервал установки
объекмоста, м
та
от
до
испыта (верх)
(низ)
ния
1
1
2
3
4
5
6
7
8
9*
2
4900
4450
4035
3130
3045
2930
2900
2640
2290
3
4970
4520
4095
3190
3100
2990
2960
2690
2340
Объем
цементного
раствора на
установку
цементного
моста, м3
4
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
Тип и название
Расход на 1 м 3,
тампонажного
т
материала
тампона натросола
жного
250 EXR
материа
ла
В/Т
5
ЦТТРС-2 АРМ
ЦТТРС-2 АРМ
ЦТТРС-2 АРМ
ЦТТРС-2 АРМ
ЦТТРС-2 АРМ
ЦТТРС-2 АРМ
ЦТТРС-2 АРМ
ЦТТРС-2 АРМ
ЦТТРС-2 АРМ
8
0,5
6
1,2267
7
0,0037
Итого:
Суммарное количество на все
операции, т
тампонажно натросола
воды
го
250 EXR
материала
с К-1,05
9
2,58
2,58
2,58
2,58
2,58
2,58
2,58
2,58
2,58
23,22
10
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,09
11
1,29
1,29
1,29
1,29
1,29
1,29
1,29
1,29
1,29
11,61
НТФ
12
0,001
0,001
0,001
0,001
0,001
0,001
0,001
0,001
0,001
0,009
Примечания
1 Технология установки цементных мостов приводится в «Регламенте по установке цементных мостов на месторождениях Севера
Тюменской области», 2002 г. [87].
2 Объем цементного раствора принят с учетом запаса на подрезку «головы» цементного моста.
3 * - при ликвидации скважины затраты на установку цементного моста не учитывать.
13
9. Установка мостовых пробок
Номер объекта
испытания
Глубина
установки ПМ, м
Максимальный
Наружный
Длина,
перепад давления на
диаметр,
мм
пакер, МПа
мм
1
2
3
4
5
6
1
4920
ПМ 112
100
112
600
2
4470
ПМ 112
100
112
600
3
4055
ПМ 112
100
112
600
4
3170
ПМ 112
100
112
600
5
3065
ПМ 112
100
112
600
6
2950
ПМ 112
100
112
600
7
2920
ПМ 112
100
112
600
8
2660
ПМ 112
100
112
600
9
2310
ПМ 112
100
112
600
Примечание – Допускается установка взрыв-пакера ВПШ или пакера ПРГМ-52-500 производства «Югсон Сервис».
Тип и название
Масса,
кг
7
11
11
11
11
11
11
11
11
11
14
10. Потребное количество материалов для испытания пластов и интенсификации притока:
Шифр или название
Нормативные
документы
на изготовление
1
2
Расход реагентов:
- СГС-18 плотностью 1790 кг/м3
Запас реагентов*:
Приготовление жидкости глушения
СГС-18 с плотностью 1,79 г/см 3
Объем
на
объект,
м3
3
Норма
расхода,
кг/м3
ТУ 2458-002-84422077-2008
56,0
1280
-
ТУ 2458-002-84422077-2008
112,0
1280
143,36
56,0
270 г/л (1280)
11,2
270 г/л
15,12
(71,68)
-
24,19
15,12
(71,68)
24,19
56,0
11,2
774
774
43,34
-
69,35
43,34
69,35
3
4
5
6
7
56,0
796 (240) г/л
При перфорации:
- водный раствор NaCl =1170 кг/м3
(СГС-18)
(первый объект)
- раствор NaCl на последующие
объекты с учетом потерь
При вызове притока:
- газоконденсат (=774 кг/м3)
- 1-й объект
- последующие объекты с учетом
потерь
1
Для предотвращения
гидратообразований:
- закачка метанола (хлористого
кальция)
2
4
Потребное количество, тонн
на первый
суммарное на
суммарное
объект
последующие
на скважину
объекты
5
6
7
71,68
44,58
(13,44)
71,68
143,36
-
44,58
(13,44)
15
При проведении обработки
призабойной зоны пласта (ОПЗ):
- ПАВ (дисолван)
-
10,0х2
20,00
300-600 л/м3
350-650 л/м3
30 л/м3
20 л/м3
-
33,90х3
39,50х3
3,39х3
2,26х3
101,70
118,50
10,17
6,78
600 кг/м3
-
20,40х3
61,20
10
При проведении ГРП**:
- жидкость гидроразрыва на объект
а) диз/топливо (=800 кг/м3)
б) водный раствор NaCl (=1170 кг/м3)
в) эмультал (ПАВ)
г) ГКЖ
113,00
- расклинивающий материал-проппант
34,00
Примечания
1 * Запас материалов и химреагентов принят исходя из расчета приготовления раствора в количестве 2-х объемов скважины, согласно ПБ 08-62403 [3].
2 ** Расход материалов приведен справочно, затраты учтены представленной стоимостью работ по ГРП.
11.Работа специальной техники:
Интервал
объекта, м
от
до
(верх) (низ)
1
2
1-9 объекты
Наименование работы
3
1 Работа агрегатов:
а) при опрессовке:
- ПВО перед перфорацией
- выкидных линий ПВО
- ФА перед вызовом притока
- ФА с факельными линиями
Наименование или
шифр
агрегата
4
АН-700
АН-700
АН-700
АН-700
Количество,
штук
на
на послепервый дующие
объект объекты
5
6
1
1х8
Единица
измерения
Количество
7
на
первый
объект
8
на последующие
объекты
9
агр/опер.
агр/опер.
агр/опер.
агр/опер.
2
2
1
2
2х8
2х8
1х8
2х8
Номер
расценки
по сборнику
цен
10
2757
2757
2757
2757
16
- нагнетательной линии
- сепаратора
- лубрикатора
- цементных мостов
б) при проведении испытания:
АН-700
АН-700
АН-700
АН-700
АН-700
ЦА-320
трактор Т-130
бульдозер Т-130Б
УСУ-6-30
осреднительная
емкость
1
1
1
1
1
1х8
1х8
1х8
1х8
1х8
агр/опер.
агр/опер.
агр/опер.
агр/опер.
час
час
час
час
час
1
1
1х8
1х8
агр/опер.
час
1
4
АН-1000
АН-700
1
2
час
час
-
331,2/ 662,4/-
ЦА-320
1
час
-
331,2/177,6
Смеситель АСП-3
(МС 60)
СКУПЦ (ЕС22 АСД)
1
час
-
36 / -
1
час
-
331,2 / -
компрессорная
установка ПКСА-9/200
2, 4, 6 объекты в) при интенсификации притока
- ГРП / работы после интенсификции
1-9 объекты
2, 4, 6 объекты
1-9 объекты
1
1
1
1
211,2
124,8
502,8
4,00
4,00
1х8
1х8
1х8
1х8
388,8 / 871,2
216,0 / 487,2
3175,2
4,00х8
4,00х8
2757
2757
2757
2757
2751
2750
4433
4434
2752
1х8
4х8
2748
2801
2 Дежурство агрегатов:
АН-1000
1
1
час
1005,6
- при проведении испытания
АН-700
1
1
час
794,4
ЦА-320
1
1
час
880,8
АН-1000
АН-700
ЦА-320
-
1
2
1
час
час
час
1
1
час
- при интенсификации притока
- ГРП / работы после
интенсификции
3 Эксплуатация БУ
1005,6
Расчет
стоимости
Расчет
стоимости
Расчет
стоимости
Расчет
стоимости
1778,4 /
4571,3
1389,6 /
3700,1
1562,4 /
4084,1
2751
- / 811,2
- / 811,2
- / 633,6
2751
2751
2750
2751
2750
1778,4 /
4571,3
17
1-9 объекты
2, 4, 6 объекты
4 Пробег агрегатов
- для испытания скважины
- для проведения ГРП
АН-1000
АН-700
ЦА-320
УСУ-6-30
осреднительная
емкость
1
1
1
1
1
км
км
км
км
110,3
110,3
110,3
110,3
110,3х8
2806
2806
2806
2806
1
1
км
110,3
110,3х8
2806
компрессорная
установка ПКСА-9/200
1
1
км
110,3
110,3х8
2806
АН-1000
-
1
км
110,3х3
АН-700
-
1
км
110,3х3
СКУПЦ (ЕС22 АСД)
-
1
км
110,3х3
Смеситель АСП-3 (МС
60)
Проппантовоз 4ПА
(РС 200)
-
1
км
110,3х3
-
1
км
110,3х3
Расчет
стоимости
Расчет
стоимости
Расчет
стоимости
Расчет
стоимости
Расчет
стоимости
Примечание – * Работа техники при проведении ГРП приведена справочно. Затраты учтены представленной стоимостью работ по ГРП.
18
12.Продолжительность испытания на продуктивность в обсаженном стволе:
Наименование работ
Источни
Объекты
к
нормы
1 объект
2 объект
3 объект
4 объект
5 объект
1
2
3
4
5
6
7
1 Установка для
испытания
Стационарная буровая установка
2 Интервал залегания
объекта
6 объект
8
7 объект
9
8 объект
10
9 объект
11
2920-2940
2660-2670
2310-2320
Мобильная установка А 60/80
4920-4950
4470-4500
Pz
Pz
Ю11
Ю2
Ю1
АчБУ142
АчБУ142
БУ13
БУ80
г/к , нефть
г/к , нефть
г/к , нефть
г/к , нефть
нефть
г/к , нефть
г/к , нефть
г/к, нефть
г/к
<0,03
<0,03
<0,03
<0,03
<0,03
<0,03
<0,03
<0,03
<0,10
<0,10
<0,10
<0,10
<0,10
<0,10
<0,10
<0,10
1,4
1,2
1,2
1,2
1,2
1,0
1,0
1,0
0,9
27,1
26,2
26,2
24,8
24,8
23,6
23,6
23,6
21,5
2,37
2,15
2,15
1,6
1,6
1,27
1,27
1,27
1,06
1,1
0,9
0,9
0,7
0,7
-
-
-
-
4,0
3,6
3,6
2,8
2,8
2,4
2,4
2,4
2,0
Итого по п.6:
3,0
41,9
3,0
37,05
3,0
37,05
3,0
34,1
3,0
34,1
3,0
31,27
3,0
31,27
3,0
31,27
3,0
28,46
Всего по п. 6
1-й объект - 41,9
3 Индекс пласта
4 Характер насыщения
пласта
5 Подвижность жидкости,
дарси / спз
Проницаемость пласта,
дарси
6 Время на испытание,
сут.:
- подготовительные работы
4055-4075 3150-3170 3065-3080 2950-2970
[82, 83]
таблица
22
- шаблонирование колонны таблица
22
- испытание по
таблица
комплексной норме
4, 12
- дополнительное время при таблица
перфорации
22
- дополнительное время при
вызове притока:
- при смене растворов
таблица
25
- МПД
таблица
24
- технологические выстойки [82]
2,9
Последующие объекты – 264,6
19
7 Интенсификация
притока
- повторная перфорация
перед ГРП
- гидроразрыв пласта
(ГРП)
- работы после
интенсификации притока
- ОПЗ (обработка ПАВ,
МПД)
- работы после
интенсификации притока
Итого по п.7:
таблица
24
таблица
24
таблица
23
таблица
24
таблица
23
4,0
3,0
2,6
5,7
4,3
3,8
12,0
11,0
10,8
17,7
15,3
14,6
2,2 + 2,4
2,0 + 2,0
10,8
10,5
15,4
14,5
Технология работ в эксплуатационной колонне по испытанию скважины, вскрывшей ачимовские и юрские отложения, производится в
соответствии с РД 51-00158758-206-99 «Регламент по испытанию (освоению) скважин на ачимовские отложения», РД00158758-216-2001
«Технологический регламент по испытанию (освоению) скважин на юрские отложения севера Тюменской области» и «Технологическим регламентом
на испытание скважин в колонне» утвержденным в 2011 г. членом Правления ОАО “Газпром“ В.В. Черепановым. Газогидродинамические и
газоконденсатные исследования проводятся в соответствии с СТП-39-2.1-002-2001 «Стандарт предприятия Ф «Тюменбургаз». Исследование газовых,
газоконденсатных (с АВПД) и нефтяных скважин».
Произвести замену технической воды на раствор хлористого натрия или технологический раствор солевой композиции «СГС-18» плотностью
1170 кг/м3, для объектов БУ допускается перевод скважины на газоконденсат. Произвести подъем бурового инструмента с постоянным и
контролируемым доливом. В скважину, заполненную раствором NaCl плотностью 1170 кг/м3 (или технологическим раствором солевой композиции
«СГС-18», газоконденсатом), спустить на колонне НКТ перфорационную сборку и установить согласно запланированному интервалу перфорации
напротив продуктивной части пласта (перфораторы - Pоwer Jet Omega 3506, Pоwer Jet Omega 3406, либо аналоги). Допускается применение
перфораторов Dynawell-89, (Dynawell-73) c глубиной пробития 1035 мм (650 мм).
Устье скважины оборудовать фонтанной арматурой Опрессовать верхнюю часть ФА совместно с факельными и нагнетательными линиями в
присутствии представителя СВЧ с составлением акта и получением разрешения на производство работ по перфорации и вызову притока.
Вторичное вскрытие продуктивного горизонта производится за один спуск перфорационной сборки. Через устьевую задвижку внутрь НКТ бросают
резиновый шар, который потоком жидкости, подаваемой в лифтовые трубы, двигается в НКТ до механизма ударно-накольного действия. После удара
шара происходит инициация зарядов и перфорация эксплуатационной колонны. При этом на устье скважины должно быть создано противодавление с
соблюдение условия Рзаб ≈ Рпл. Также, инициировать перфоратор можно с помощью штанги-индикатора с одновременной регистрацией давления и
акустических сигналов. После сообщения пласта со скважиной пластовый флюид поступает в колонну насосно-компрессорных труб, как через
отверстия в корпусе перфоратора, образовавшиеся после срабатывания зарядов, так и через специальные циркуляционные окна, расположенные
20
выше перфоратора.
Далее следует произвести очистку ПЗП методом обратных промывок раствором хлористого натрия (либо технологическим раствором солевой
композиции «СГС-18», или газоконденсатом) с противодавлением на различных режимах по замкнутому циклу. Время промывки на каждом режиме до удаления механических примесей, но не менее двух циклов. Снижение противодавления производить ступенчато через 3-5 МПа в интервале
забойных давлений Рзаб = Рпл ÷ 0,7Рпл. Не допускать снижения забойного давления более 0,5Рпл. Повторно произвести промывки с
противодавлением обратным ходом. Оставить скважину на технологическую выстойку в течение 24 часов, с созданием давления на устье исходя из
условия: Рзаб ≈ Рпл.
Произвести воздействие на ПЗП методом переменных давлений в течение 20 циклов, вымыть забойную пачку с противодавлением, промыть скважину с
противодавлением в течение двух циклов. При наличии в потоке механических примесей и ФБР промывки продолжить до их полного удаления.
Оставить скважину на технологическую выстойку в течение 24 часов с созданием давления на устье, исходя из условия: Рзаб≈ Рпл.
Далее, обратной промывкой с противодавлением произвести замену соляного раствора на конденсат (при необходимости) при выполнении условия:
Рзаб≈Рпл. Вытесняемый из скважины соляной раствор следует собирать через сепаратор в специальные емкости. Произвести плавный запуск
скважины, стравливая газ на факел. При необходимости подавать в затрубное пространство ингибитор гидратообразования или горячий конденсат.
Дальнейшие работы по освоению скважины проводить методом отработки по НКТ на диафрагмах, обеспечивающих условие Рпл>Рзаб>0,7 Рпл.
При испытании высокодебитных объектов при невозможности проведения промывок с противодавлением по замкнутому циклу, необходимо проводить
отработку скважины по НКТ на диафрагмах, обеспечивающих условие Рпл > Рзаб>0,7 Рпл с подкачкой горячего газоконденсата или технологического
раствора в затрубное пространство с целью выноса механических примесей.
После полной очистки скважины и выхода ее на устойчивый режим работы произвести газогидродинамические исследования по утвержденному
плану. Для лабораторных анализов отобрать устьевые пробы газа сепарации, сырого и стабильного конденсата, нефти.
Во время проведения исследований при необходимости подавать в затрубное пространство ингибитор гидратообразования или горячий конденсат.
Результаты вызова притока и исследований оформить актом. При отсутствии притока произвести работы по его интенсификации: повторную
перфорацию, гидроразрыв пласта (ГРП), кислотную обработку, МПД на ПАВ или др.
13 Ликвидация (консервация) скважины
Приостановка работ на скважине на срок до 6 месяцев
В случаях ожидания испытания скважины, законченной бурением, а также в других случаях, предусмотренных «Инструкцией о порядке
ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов РД 08-492-02», скважина может находиться без консервации на срок до 6
месяцев, при условии выполнения мероприятий по обеспечению промышленной безопасности, охраны недр и окружающей среды на весь срок
приостановки.
Объем работ и мероприятия по обеспечению промышленной безопасности, охраны недр и окружающей среды на весь срок приостановки
оформляются соответствующим планом:
- на заканчиваемых бурением скважинах – планом заключительных работ;
- в других случаях – планом на приостановку работ на объекте.
План работ утверждается техническим руководством предприятия, осуществляющего производство работ на объекте, согласовывается с
территориальным органом Ростехнадзора по ЯНАО и предприятием-недропользователем (Заказчиком) и ПФС.
Консервация скважины по окончании строительства
21
Консервация скважин производится при условии выполнения мероприятий по обеспечению промышленной безопасности, охраны недр и
окружающей среды на весь срок приостановки в соответствии с требованиями РД 08-492-02:
- составляется акт о консервации за подписью представителей бурового и добывающего предприятия, акт утверждается главным геологом
предприятия, на балансе которого находится скважина;
- задвижки на фонтанной арматуре должны быть закрыты, штурвалы задвижек арматуры сняты, на арматуре устанавливаются заглушки;
- на консервируемой скважине должен производиться контроль за техническим состоянием (контроль давлений в трубном, затрубном и
межколонном пространствах, уровень загазованности на устье скважины, фиксируется наличие грифонов). Периодичность проверок устанавливается
пользователем недр по согласованию с Ростехнадзором ЯНАО (но не реже двух раз в год для скважин, законсервированных после окончания
строительства).
Ответственность за состояние скважины несет руководитель предприятия, на балансе которого находится скважина.
В случае появления межколонных газопроявлений, грифонов, предприятие, на балансе которого находится скважина, проводит работы по их
устранению по плану, согласованному с противофонтанной службой.
Необходимость установки цементного моста над интервалом перфорации при консервации скважины согласовывается с заказчиком и
противофонтанной службой.
Ликвидация скважины
Рассматривается вариант ликвидации скважины после завершения испытания скважины. Для этого необходимо:
- заглушить скважину приготовленным (имеющимся) технологическим раствором. Демонтировать фонтанную арматуру, установить ПВО;
- опрессовать ПВО, спустить колонну НКТ в скважину;
- в интервале башмака кондуктора установить цементный мост не мене 50 м;
- после ОЗЦ проверить качество установки моста опрессовкой и разгрузкой на него колонны НКТ (давление опрессовки и величина нагрузки
определяется в плане работ);
- заполнить интервал залегания ММП незамерзающей жидкостью;
- извлечь из скважины инструмент, демонтировать ПВО, трубную головку, колонную головку (по согласованию с заказчиком), устье скважины
необходимо оборудовать заглушкой (или глухим фланцем с вваренным патрубком и вентилем), установленной на кондукторе (технической колонне);
- установить на устье скважины бетонную тумбу размером 1х1х1 м с репером и металлической табличкой, на которой электросваркой указать номер
скважины, наименование месторождения и предприятия-пользователя недр, дату ликвидации скважины;
- произвести демонтаж оборудования.
Все работы производятся согласно плану работ, согласованному с территориальными органами Ростехнадзора по ЯНАО и Ф-СВЧ.
Примечания.
1. Обязательно выполнение исследовательских работ при испытании объектов (нефтегазоконденсатные исследования, ГДИ, ГКИ, регистрация
КВУ, КВД, определение дебитов, отбор устьевых и глубинных проб, лабораторные исследования, предоставление отчетной документации).
2. Работы по интенсификации, при принятии Недропользователем решения по их проведению, обязательны к выполнению.
3. Количество объектов испытания может быть изменено Недропользователем в зависимости от результатов выполненных работ в процессе
бурения скважины.
22