TZ_dolota_vzd_telemetriya_Kopanka
advertisement
Техническое задание Оказание сервисных услуг по инженерно-технологическому сопровождению наклонно-направленного бурения с предоставлением телеметрического оборудования (ЗТС), винтовых забойных двигателей (ВЗД) и породоразрушающего инструмента при строительстве 3-х эксплуатационных скважин на Копанском НГКМ для нужд филиала «Оренбург бурение» ООО «Газпром бурение» 1. УСЛУГИ. -обслуживание, инженерное сопровождение и контроль над отработкой долот, технико- телеметрического сопровождения, а так же применения ВЗД с использованием материалов Подрядчика на основании полученного технического задания на конкретную скважину, подписанного полномочными представителями Заказчика и Подрядчика, в соответствии с графиками бурения эксплуатационных скважин; - Заказчик привлекает Подрядчика к участию в тендере на оказание услуг путем вручения ему технического задания на составление долотной программы, технико- телеметрического сопровождения, а так же применения ВЗД на конкретную скважину. Техническое задание включает: Основные проектные данные Таблица 1. Основные проектные данные № Наименование данных п/п 1 Номер района строительства скважин 2 Номер скважин и состав кустов Куст 1 3 Расстояние между устьями скважин в кусте, м 4 Участок 5 Расположение 6 Цель бурения и назначение скважин 7 Проектный горизонт 8 Проектная глубина, м - по вертикали - по стволу 9 Число объектов испытания - в колонне - в открытом стволе 10 Вид скважин: Скв. 312, 314 Скв. 307 11 Тип профиля 12 Азимут бурения, град 18 19 20 Максимальный зенитный угол, град Максимальная интенсивность изменения зенитного угла, град/10 м Глубина по вертикали кровли продуктивного пласта, м Отклонение от вертикали точки входа в кровлю продуктивного пласта, м Допустимое отклонение заданной точки входа в кровлю продуктивного пласта от проектного положения, м Категория скважин Металлоемкость конструкции, кг/м Способ бурения 21 22 23 24 25 26 Вид привода Вид монтажа Тип буровой установки Тип вышки Наличие механизмов Номер основного комплекта бурового оборудования 13 14 15 16 17 Значение 23 а Скв. 307, 312, 314 18 Копанское Суша Разработка залежи нефти пласта А4 Башкирский 3130 3620 Один Не предусматривается Наклонно-направленные; вертикальная Четырехинтервальный Устанавливается исходя из фактического расположения устья скважины на местности 45 2 3060 - башкирский ярус, пласт А4 1550 50 Эксплуатационные 79,8 Винтовой забойный двигатель, роторный Электрический Первичный, повторный, передвижка БУ5000/320ЭУК-Я ВМР-45320 АСП Нет 24 Продолжение таблицы 1 27 Максимальная масса колонны, т - обсадной - бурильной 28 Тип установки для испытаний - при использовании колонн НКТ - при использовании ТБВ 29 Продолжительность цикла строительства скважин, в том числе, сут: - первичный монтаж - повторный монтаж - подготовительные работы к бурению - бурение и крепление - испытание, всего в том числе: - в открытом стволе (ИПТ) - испытание 1-го объекта - испытание последующих объектов 30 Проектная скорость бурения, м /станко-мес 162,95 140,88 А-50 А-60/80 245,14 (205,14) 75 35 4 110,92 55,22 55,22 979 Сведения о конструкции скважин Общие сведения о конструкции скважин Название колонны Диаметр колонны, мм Интервал спуска, м по вертикали по стволу от (верх) до (низ) от (верх) до (низ) Конструкция вертикальных скважин Направление 426 0 Кондуктор 324 0 Промежуточная колонна 245 0 Эксплуатационная колонна 139,7 0 Конструкция наклонно – направленных скважин Направление 426 0 Кондуктор 324 0 Промежуточная колонна 245 0 Эксплуатационная колонна 139,7 0 30 400 2050 3130 30 400 2050 3130 0 0 0 0 30 400 2480 3620 Геологическая характеристика разреза Литолого – стратиграфическая характеристика разреза скважины Стратиграфическое подразделение название 1 Четвертичная система Мезозойская группа Триасовая система Глубина залегания, м индекс от (кровля) до мощность (подошва) 4 5 Элементы залегания (падения) Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки пластов по (структура текстура, минеральный состав и т.д.) подошве угол, азимут, град. градус 6 7 8 2 3 Q 0 5 5 до 10 0-270 Суглинки и пески буровато- коричневые, иногда с включением гальки Т 5 90 85 до 10 0-270 Суглинки и пески буровато- коричневые, иногда с включением гальки Переслаивание глин коричневатых буровато- коричневых прослоями песчанистых с алевролитами коричневатыми, серыми, плотными, часто известковыми, переслаиванием доломитов серых, темно-серых загипсованных глин, песчаников коричневатых и зеленовато – серых известковистых Переслаивание ангидритов серых, массивных, кристаллических с доломитами и доломитизированными известняками серыми и темно-серыми. Известняки светло-серые, черные, массивные и плитчатые, органогенные и тонкокристаллические, пористые и трещиноватые, газоконденсатные и нефтенасыщенные, в верхней части ангидриты с прослоями карбонатов. Известняки светло-серые, серые с буровато-коричневым оттенком, органогеннообломочные, гранулированные, трещиноватые, тонкокристаллические, в верхней части коралловые Переслаивание ангидритов серых, массивных, кристаллических с доломитами и доломитизированными известняками серыми и темно-серыми Пермская система Верхний отдел Р2 90 580 490 до 10 0-270 Нижний отдел Иреньский горизонт Р1ir 580 2050 1470 до 28 0-270 Филипповский горизонт Р1fl 2050 2115 65 до 10 0-180 Артинский ярус Р1art 2115 2400 285 2-3 0-180 Сакмарскийассельский ярус Каменноугольная система, верхний отдел Московский ярус, Мячковский горизонт Р1s- Р1ass 2400 2795 395 до 10 0-180 C3 2795 2920 125 2 -3 0-180 Известняки серые, органогенно-обломочные, тонкокристаллические C2mc 2920 2949 29 2 -3 0-180 Известняки серые, органогенно-обломочные, тонкокристаллические Подольский горизонт C2pd 2949 2988 39 2 -3 0-180 Известняки серые, органогенно-обломочные, тонкокристаллические Каширский горизонт C2ks 2988 3020 32 2 -3 0-180 Известняки серые, органогенно-обломочные, тонкокристаллические Верейский горизонт C2vr 3020 3060 40 2-3 0-180 Глины, аргиллиты, песчаники, известняки и глинистые известняки Башкирский ярус C2b 3060 3130 70 2 -3 0-180 Известняки светло-серые, органогенные, иногда кавернозные Давление и температура по разрезу скважин МПа нам от (верх) МПа на м источдо до от (низ) ник (верх) (низ) получения б 7 8 9 источник получения 1 2 3 4 5 Р2 100 190 0,98 0,0098 Р2 210 480 2,05 0,0098 - - P2uf 480 580 4,7 0,0098 - - Р1ir 600 715 5,8 0,0097 - - Р1ir 1090 1105 10,6 0,0097 - Р1ir – 1105 P1art P1art 2160 2208 10,8 0,0098 - 2347 21,1 0,0098 - P1art 2286 2292 22,41 0,0098 - P1art 2305 2310 22,59 0,0098 - - - 45,43 P1art 2347 2370 22,55 0,0096 - - - 48,9 P1Sm- 2400 p ass 2795 24 - - - P1Sm - 2544 p ass C2b 0,01 2546 24,94 0,0098 3060 3080 30,4 0,01 - См. Примечание 0,001 - 0,001 P = 0,lxpxL где р- плотность пластовой (поровой) воды, г/см3; LK- глубина залегания кровли пласта, м. - 0,001 0,001 - 10 - 11 гидроразрыва пород МПа на м от (верх) до (низ) 12 13 источ ник получе ния 14 горного давления МПа на м от (верх) до (низ) 15 16 ̊С источник получения 17 Р=pxL/10 где Источник получения порового Температура в конце интервала 18 0,018 0,018 50,17 0,0146 0,0151 Р=0,87 xpxL где 0,0152 0,0161 р0,0162 0,0165 усредне нная 0,0166 0,017 плотнос 0,0175 0,0175 ть горных 0,0175 0,0196 пород г/см3; 0,0205 0,0207 LK0,0197 0,0197 глубина залеган 0,0197 0,0197 ия 0,0208 0,0208 кровли пласта 0,0209 0,0209 50,8 0,02 0,02 0,024 0,0245 46,2 0,022 2,48 55 1,45 3,19 7,76 10,46 19,09 19,4 44,47 45,02 65,98 0,022 0,018 0,018 0,019 0,019 0,02 0,02 0,21 0,21 0,21 0,21 0,023 0,023 русредненная плотность горных пород г/см3; LK- глубина залегания кровли пласта 22 23 25 26,1 30,8 31 41 0,023 0,023 41,8 0,23 0,23 41,9 0,24 0,24 42,2 0,24 0,24 43,8 0,0248 19 См. Примечание пластового Градиент давления Давление гидроразрыва МПА от до (низ) (верх) Градиент давления Пластовое давление, МПа Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м Возможные осложнения при проведении технологических операций Таблица 6. Поглощения бурового раствора Индекс стратиграфического подразделения 1 Р2 Интервал залегания, м до от (верх) (низ) 2 Максимальная интенсивность поглощения, м3/ч 3 4 Расстояние от Имеется Градиент давления устья скважи- потеря поглощения, МПа/м ны до статициркуляпри после изоческого уровня ции вскрытии ляции ра(ДА, при его максибот НЕТ) мальном снижении, м 5 6 7 8 100 190 4 На устье Нет 0,0149 0,0156 210 480 4 На устье Нет 0,0155 0,0163 600 715 28-30 На устье Нет 0,0169 0,0177 1090 1105 30 На устье Нет 0,0179 0,0188 Р1ir-Р]art 1105 2208 До полного 0-10 Да 0,0179 0,0188 Р]art 2286 2292 20 На устье Нет 0,0201 0,0211 2305 2310 20 На устье Нет 0,0201 0,0211 2544 2546 20 На устье Нет 0,0204 0,0214 Pi'r P1 sm P1 ass Условия возникновения поглощения (повышение плотности бурового раствора, гидродинамическое давление и др.) 9 Повышение плотности бурового раствора и гидродинамических давлений при выполнении технологических операций сверх градиента поглощения Примечание: в интервале 1105-2208 м поглощения приурочены к пропласткам известняков и доломитов чередующихся с отложениями каменной соли. Осыпи и обвалы стенок скважин Интервал, м Буровые растворы, применявшиеся ранее Индекс стратиграфического подразделения от (верх) До (низ) тип раствора 1 2 3 4 5 Стабилизированный глинистый буровой раствор Стабилизированный соленасыщенный глинистый 1120 Условной вязкостью 35-40 с 1260 Условной вязкостью 35-40 с Стабилизированный карбонатноглинистый буровой раствор 1090 Условная вязкость 35-40 с, водоотдача 5-6 см /30 мин Q-P2 0 190 р2 210 580 P1 sm P1 ass 2517 2580 Сз 2837 2843 C2pd - C2ks 2866 3020 С2vr 3020 3060 плотность, дополнительные данные кг/мЗ по раствору, влияющие на устойчивость пород 6 Время Мероприятия по ликвидации последствий до на- (проработка, промывка и т.д.) чала ослож нения, сут. 7 8 7 Снизить время контакта бурового раствора с отложениями неустойчивых горных пород путем исключения непроизводительных затрат времени (аварий, простоев). Провести укрепляющие цементные заливки осложненных интервалов. Количество заливок до 3-х. В случае отсутствия положительного результата дальнейшие работы ведутся по дополнительному плану, согласованному с проектной организацией и Заказчиком. 15 Нефтегазоводопроявления. Интервал, м Индекс стратиот до графическо (верх) (низ) го подразделения 1 2 3 Вид проявления флюида (вода, нефть, конденсат, газ) 4 P2ut 480 580 Водопроявления Р]art 2160 2347 Газопроявления Р]art 2347 2370 Нефтепроявления р sm p ass 2400 2795 с2ь 3060 3080 Длина столба Плотность смеси при проявле- Условия газа при ликвивозникновения ИИ для расчета избыточных дации газопро3 давлений, кг/м явления, м внутреннего наружного 5 6 7 Отсутствует 1150 1100 0,855 1100 - 802 1100 Водопроявления - 1150 1100 Нефтепроявления - 612 1100 1296 Повышение газосодержания Снижение противодавления на в промывочной жидкости, выход на поверхность части проявляющие пласты в результате (пачки) бурового раствора, понижения насыщенного газом, нефтью плотности бурового или пластовой водой во раствора, недолива время промывки скважины и эффекта поршневания при СПО Примечание: Значение плотность смеси при проявлении для расчета избыточных наружных давлений принято 1100 кг/м 3 в соответствие с требованием п. 2.6. Прихватоопасные зоны 1 2 3 Q-P2 0 190 р2 210 580 Plart 2160 2370 р sm p ass 2370 2795 С2vr 3020 3060 с2b 3060 3080 Раствор, при применении которого произошел пр тип Ограничение на оставление инструмента без движения или промывки (ДА, НЕТ) Вид прихвата (от перепада давления, заклинки, салъникообразование и т.д.) плот- водоотда- Смазыность, ча, см3/30 вающие кг/м3 мин добавки (название) 4 5 6 Стабилизированный глинистый буровой раствор Стабилизированный соленасыщенный глинистый 1120 Прилипание к стенке Стабилизированный карбоскважины от перепада натно-глинистый буровой давления раствор Прилипание к стенке скважины от перепада давления Осыпи и обвалы неустойчивых горных пород Прилипание к стенке скважины от перепада давления 1180 5-6 - - - - - - - - Графит ГЛ – 1, ГКЖ-10 -11;-94; ОП-10 Осыпи и обвалы неустойчивых горных пород 1260 7 8 Графит ГЛ – 1, Не смазка, регламен- ФК-1 12-15 тируется ДА (оставление инструмента в скважине без движения не более чем на 10 мин) Индекс Интервал, м стратиот до графиче(верх) (низ) ского подразделения Условия возникновения 9 1. Нарушение плотности и реологических параметров бурового раствора. 2. Нарушение режима промывки скважины. 3. Оставление бурильного инструмента без движения. Способы, режимы бурения, расширки (проработки) ствола скважин и применяемые Интервал, м Вид технологической операции от до (верх) (низ) Способ буре- Условны ния й номер осевая нагрузка КНБК на долото, тс 0 30 Бурение под направление Роторный 1 30 400 Бурение под кондуктор 2 30 400 380 400 Проработка ствола скважины перед спуском кондуктора Разбуривание цементного стакана ВЗД 5LZ 244C Роторный 400 450 450 729 1850 400 2460 2480 2480 Режимы бурения скорость вращения, об/мин Скорость выполнения расход бу- технологирового ческой операствора, рации, м/ч л/с 40-60 55,4 5 С вращением ротором 10-20 об/мин 40-60 48,6 5 3 Вес инструмента Вес инструмента 16-18 2-3 48,6 40 Роторный 4 3-4 40-60 43,8 27 Бурение под промежуточную колонну вертикального участка 729 Бурение под промежуточную колонну участка набора зенитного угла 1850 Бурение под промежуточную колонну наклонно-прямолинейного участка ВЗД 5LZ 244C ВЗД 5LZ 244C ВЗД 5LZ 244C 5 16-18 30,8-55 3,57 6 8-10 С вращением ротором 10-20 об/мин Ротором не вращать 48,6 3,57 5 С вращением ротором 10-20 об/мин 30,8-55 3,57 2480 Бурение под промежуточную колонну участка снижения зенитного угла 2480 Проработка ствола скважины перед спуском промежуточной колонны 2480 Разбуривание цементного стакана ВЗД 5LZ 244C Роторный 7 16-18 (в солях ограничить до 6-8 и менее) 14-16 30,8-55 3,57 8 2-3 С вращением ротором 10-20 об/мин 40-60 43,8 40 Роторный 9 3-4 40-60 27,7 27 3620 Бурение под эксплуатационную колонну 3620 Проработка ствола скважины перед спуском эксплуатационной колонны Д2-195 10 14-16 27,7 2,94 Роторный 11 2-3 С вращением ротором 10-20 об/мин 40-60 27,7 40 Компоновка низа бурильных колонн Элементы КНБК Условны Номер й номер по порядк КНБК у 1 1 2 3 типоразмер, шифр 2 3 Техническая характеристика расстояние от забоя до места ус- наружный дли- масса, угол перекоса кг тановки, м диаметр, на, мм м осей отклонителя, град 4 5 6 7 8 суммарная длина КНБК, м суммарная масса КНБК, т примечание 9 10 11 1 III 490 С-ЦВ 0 490 0,6 500 0 0,6 0,5 2 УБТ-ЕН 229/90-65/8 FH 0,6 229 16 4284 - 16,6 4,784 3 УБТ-ЕН 203/80-NC-61 16,6 203 14 2788 - 30,6 7,572 1 393,7 ХR+ - 393,7 0,4 176 - 0,4 0,176 2 5LZ244C 0,4 244 9,83 2520 - 10,23 2,696 3 УБТ-ЕН 229/90-65/8 FH 10,23 229 16 4384 - 26,23 7,08 4 ЦС 390,5 МС 26,23 390,5 1,1 477 - 27,33 7,557 5 УБТ-ЕН 203/80-NC-61 27,33 203 72 14342,4 - 99,33 21,899 6 УБТ-ЕН 178/71-NC-50 99,33 178 25 3830 - 124,33 25,719 1 III 393,7 C-ЦВ - 393,7 0,53 176 0 0,53 0,176 2 КС 393,7 СТ 0,53 393,7 1,1 477 - 1,63 0,653 3 УБТ-ЕН 229/90-65/8 FH 1,63 229 16 4384 - 17,6 5,037 4 ЦС 390,5 МС 17,6 390,5 1,1 477 - 18,7 5,514 5 УБТ-ЕН 203/80-NC-61 18,7 203 25 4980 - 43,7 10,49 Бурение под направление 0-30 м Бурение под кондуктор 30-400 м Проработка ствола сква-жины перед спуском кондуктора 6 УБТ-ЕН 178/71-NC-50 43,7 178 25 3830 - 68,7 14,32 4 1 2 III 295,3 С-ГВ ШМУ-240 0,53 295,3 269 0,53 1,0 78 70 - 0,53 1,63 0,078 0,15 Разбуривание цементного стакан 5 1 295,3 SKH 417G - 295,3 0,46 78 - 0,46 0,078 2 КС 293,7 СТ 0,46 293,7 1,1 263 - 1,56 0,341 3 5LZ 244 C 1,56 244 9,83 2520 - 11,39 2,861 4 ЦС 285 МСТ 11,39 291,9 1,1 263 - 12,49 3,124 Бурение под промежуточную колонну верти-кального участка 400-450 м и наклоннопрямолинейного участка 7291850 м 5 УБТ-ЕН 203/80-NC-61 12,49 203 8 1594 - 20,49 4,718 6 ЦС 285 МСТ 20,49 291,9 1,1 263 - 21,59 4,981 7 УБТ-ЕН 203/80-NC-61 21,59 203 77 14342 - 98,59 19,323 8 УБТ-ЕН 178/71-NС-61 98,59 178 28 1378,8 - 126,59 20,701 1 295,3 SKH 417G - 295,3 0,46 78 - 0,46 0,078 2 КС 295,3 СТ 0,46 295,3 1,1 263 - 1,56 0,341 3 5LZ244C 1,56 244 9,83 2520 2 11,39 2,861 4 ЗИС-4М 11,39 170 6 150 0 17,39 3,011 5 НУБТ-178 17,39 178 9 1378,8 - 26,39 4,389 1 295,3 SKH 417G - 295,3 0,46 78 - 0,46 0,078 2 5LZ 244 C 2,06 244 9,83 2520 - 11,89 2,838 3 УБТ-ЕН 203/80-NC-61 11,89 203 8 1594 - 19,89 2,9758 4 ЦС 285 МСТ 19,89 291,9 1,1 263 - 20,99 3,2388 5 УБТ-ЕН 203/80-NC-61 20,99 203 77 14342 - 97,99 17,580 6 7 Бурение под промежуточную колонну участка набора зенитного угла 450-729 м Бурение под промежуточную колонну участка снижения зенитного угла 1850-2480 м 8 9 10 11 6 УБТ-ЕН 178/71-NС-61 97,99 178 28 1378,8 - 125,99 18,958 1 III 295,3 С-ГВ - 295,3 0,46 78 0 0,46 0,078 2 КС 293,7 СТ 0,46 293,7 1,1 263 - 1,56 0,341 3 УБТ-ЕН 203/80-NC-61 1,56 203 8 1594 - 9,56 1,94 4 ЦС 291,9 МСТ 9,56 291,9 1,1 263 - 10,66 2,2 5 УБТ-ЕН 203/80-NC-61 10,66 203 56,0 11155,2 - 66,66 13,32 1 III 215,9 С-ГВ - 215,9 0,35 35 - 0,35 0,035 2 ШМУ-195 0,35 193 1,0 50 - 1,3 0,085 1 215,9 F47Н - 215,9 0,35 37 - 0,35 0,037 2 10-КСИ 215,9 СТК 0,35 215,9 1,1 61 - 1,45 0,098 3 Д2-195 1,45 195 5,96 1020 - 7,41 1,118 4 ЦС 214,3 МСТ 7,41 214,3 1,1 61 - 8,51 1,179 5 УБТ-ЕН 178/71-NC-50 8,51 178 8,0 1225,6 - 16,51 2,404 6 ЦС 214,3 МСТ 16,51 214,3 1,1 61 - 17,61 2,465 7 УБТ-ЕН 165/71- NC-46 17,61 165 150 18945 - 167,61 21,41 1 215,9 С-ГВ - 215,9 0,35 35 - 0,35 0,035 2 10-КСИ 215,9 СТК 0,35 215,9 1,1 61 - 1,45 0,095 3 УБТ-ЕН 178/71-NC-50 1,45 178 8 1225,6 - 9,45 1,323 Проработка ствола скважины перед спуском промежуточной колонны Разбуривание цементного стакана Бурение под эксплуатационную колонну 2480-3620 м Проработка ствола скважины перед спуском эксплуатационной колонны 4 ЦС 214,3 МСТ 9,45 214,3 1,1 61 - 10,55 5 УБТ-ЕН 165/71- NC-46 10,55 165 100 12630 - 110,55 14,01 1,384 Примечание 1. Технические характеристики УБТ приняты в соответствие с данными справочника «Буровое оборудование, буровой инструмент» Недра. М. 2003. 2. Допускается применение долот других производителей аналогичного кода IАDC. 3. Допускается в случае технологической необходимости применение в компоновке при бурении под эксплуатационную колонну ударных механизмов ГУМ (ЯСС). Потребное количество КНБК Типоразмер, шифр или краткое название элемента КНБК Вид технологической операции (бурение, отбор керна, расширки, проработка) 1 III 490 С-ЦВ 2 Бурение под направление Интервал работ по стволу, м Норма проходки, м или Норма наработки элемента времени на компоновки, ч механическое бурение 1 м, ч от (верх) до (низ) величина источник нормы 3 4 5 6 7 0 30 УБТ-ЕН 229/90 (к-т 16 м) См. 0,2 примечание Потребное количество на интервал, шт. (для УБТ комплектов) 8 9 6 0,12 0,015 400 УБТ-ЕН 203/80 (к-т 14 м) 393,7 XR+ 250 Время бурения на интервал, ч 0,015 Бурение под кондуктор 30 90 90 400 400 400 См. 0,2 примечание 0,28 12 86,8 0,15 0,78 5LZ 244C 900 - 0,109 УБТ-ЕН 229/90 (к-т 16 м) 400 - 0,247 ЦС 390,5 МС 180 - 0,55 УБТ-ЕН 203/80 (к-т 72 м) 400 - 0,247 УБТ-ЕН 178/71 (к-т 25 м) 400 - 0,247 - 1 - III 393,7 C-ЦВ КС 393,7 СТ Проработка ствола скважины перед спуском кондуктора 30 400 370 180 См. 0,04 примечание УБТ-ЕН 229/90 (к-т 16 м) 300 - ЦС 390,5 МС 180 - УБТ-ЕН 203/80 (к-т 25 м) 300 - УБТ-ЕН 178/71 (к-т 25 м) 300 - III 295,3 С-ГВ Разбуривание цементного стакана 380 400 ШМУ-240 295,3 SKH 417G 20 См. 0,037 примечание 20 Бурение под промежуточную 400 450 400 См. приме колонну вертикального и наклонно - прямолинейного участка 729 1850 400 чание 0,74 1 - - 1 0,28 14 0,125 313,88 2,802 КС 293,7 СТ 180 1,821 5LZ 244 C 900 0,364 ЦС 285 МСТ 180 1,821 УБТ-ЕН 203/80 (к-т 8 м) 400 0,819 ЦС 285 МСТ 180 1,821 УБТ-ЕН 203/80 (к-т 77 м) 400 0,819 УБТ-ЕН 178/71 (к-т 28 м) 400 0,819 295,3 SKH 417G Бурение под промежуточную 450 729 400 См. 0,28 примечание 78,12 0,697 КС 295,3 СТ колонну участка набора зенитного угла 180 0,434 5LZ244C 400 0,195 ЗИС-4М - 1 НУБТ-178 400 0,195 295,3 SKH 417G Бурение под промежуточную 5LZ 244 C колонну участка снижения зенитного угла 1850 2480 400 См. 0,28 примечание 176,4 1,575 900 0,196 УБТ-ЕН 203/80 (к-т 8 м) 400 0,441 ЦС 285 МСТ 180 0,98 УБТ-ЕН 203/80 (к-т 77 м) 400 0,441 УБТ-ЕН 178/71 (к-т 28 м) 400 0,441 III 295,3 С-ГВ КС 293,7 СТ УБТ-ЕН 203/80 (к-т 8 м) ЦС 291,9 МСТ УБТ-ЕН 178/71 (к-т 56 м) Проработка ствола скважины 400 перед спуском промежуточной колонны 2480 2145 180 300 180 300 См. 0,04 примечание - 1 ---- III 215,9 С-ГВ ШМУ-195 Разбуривание МСЦ1-245 и цементного стакана 1125 2460 1126 2480 20 20 См. 0,037 примечание 0,74 - 1 -1 215,9 F47Н Бурение под эксплуатационную 2480 10-КСИ 215,9 СТК колонну 2555 Д2-195 ЦС 214,3 МСТ УБТ-ЕН 178/71 (к-т 8 м) ЦС 214,3 МСТ УБТ-ЕН 165/71 (к-т 160 м) 2555 3620 400 400 200 900 180 300 180 300 См. 0,24 0,42 примечание 18 447,3 0,187 2,662 2,326 0,517 2,585 1,551 2,585 1,551 215,9 С-ГВ Проработка ствола скважины 10-КСИ 215,9 СТК перед спуском УБТ-ЕН 178/71 (к-т 8 м) эксплуатационной колонны ЦС 214,3 МСТ УБТ-ЕН 165/71 (к-т 100 м) 2480 3620 1140 200 300 180 300 См. 0,04 примечание - 1 ---- Примечания: При расчете потребного количества элементов КНБК используются следующие документы: 1. Нормы времени на механическое бурение скважин и нормы проходки на долото, утверждены генеральным директором ООО «Уралнефтегазпром» Г.Б. Агамаловым. 2. Нормы отработки калибраторов, центраторов, винтовых забойных двигателей, приняты в соответствие с данными. Профиль ствола скважин №№ 306, 307, 309, 310, 312, 313, 314, 315, 316 Общие требование к буровым растворам Таблица 3. Общие требование к буровым растворам Интервал, м Коэффиц Тип бурового раствора и его иент компонентов от до запаса (верх) (низ) раствора на поверхнос ти 1 2 3 4 0 30 30 400 1 1 Нормы расхода бурового Потребность бурового раствора, м3 и его компонентов, т 3 раствора, м /м и его на запас на на исходный на бурение суммарная в компонентов, кг/м3 в интервале поверхности объем интервала интервале т м3 т м3 т м3 т величин источник поправоч м3 а нормы ный коэфф-нт 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Стабилизированный глинистый 1,27 Примеч. 1 1 Нет - 50 - 38,1 - 88,1 - Сода кальцинированная, техническая Сода каустическая, твердая 3 - - - - - 0,15 - 0,11 - 0,26 1 - - - - - 0,05 - 0,03 - 0,03 Глинопорошок ППГ 125 - - - - - 6,25 - 4,76 - 11,01 Графит ГЛ-1 10 - - - - - 0,5 - 0,38 - 0,88 КМЦ-500(600) 3 - - - - - 0,15 - 0,11 - 0,26 Мел молотый ММПК 83 - - - - - 4,15 - 3,16 - 7,31 Стабилизированный глинистый 0,82 - - Нет - Нет - 303,4 - 303,4 - Сода кальцинированная, техническая Сода каустическая, твердая 3 - - - - - - - 0,91 - 0,91 1 - - - - - - - 0,3 - 0,3 Глинопорошок ППГ 125 - - - - - - - 37,92 - 37,92 Графит ГЛ-1 10 - - - - - - - 0,31 0,31 - Продолжение таблицы 3 1 2 3 4 30 400 1 КМЦ-500(600) Мел молотый ММПК 5 3 6 7 Примеч. 1 1 8 Нет 83 - - - 9 - 10 Нет 11 - - - - 12 - 13 0,91 14 - 15 0,91 - 25,18 - 25,18 Объем бурового раствора для утяжеления на глубине 400 м раствора с плотности 1120 до 1260 кг/м3 0,069×20+0,073x380=29,13 400 2480 1 Стабилизированный соленасынащенный глинистый Сода кальцинированная, техническая Сода каустическая, твердая 0,46 Примеч. 1 1 Нет - 29,13 - 956,8 - 956,8 - 3 - - - - - - - 2,87 - 2,87 1 - - - - - - - 0,95 - 0,95 Глинопорошок ППГ 125 - - - - - - - 119,6 - 119,6 Соль каменная техническая 299 - - - - - 8,71 - 286,08 - 294,8 Графит ГЛ-1 10 - - - - - - - 9,56 - 9,56 Крахмальный реагент ФИТО-РК 10 - - - - - - - 9,56 - 9,56 ФК-2000+М 10 - - - - - - - 9,56 - 9,56 Объем бурового раствора для перевода скважины на глубине 2480 м с бурового раствора плотностью 1260 кг/м3 на 1090 кг/м3 0,037x20+0,0389×2460=96,43 2480 3620 2 Примеч. 1 1 276,3 96,43 342 Стабилизированный карбонатно- 0,3 глинистый 3 0,82 0,28 1,02 Сода кальцинированная, техническая Сода каустическая, твердая 1 0,27 0,09 0,34 714,73 - 2,12 - 0,7 Глинопорошок ПБМА 50 - - - 13,81 - 4,82 - 17,1 - 35,73 КССБ-2М 20 - - - 5,52 - 1,92 - 6,84 - 14,28 Флотореагент Т-92 30 - - - 8,28 - 2,89 - 10,26 - 21,43 ЖС-7 (нейтрализатор сероводорода) 50 - - - 13,81 - 4,82 - 17,1 - 35,73 Продолжение таблицы 3 1 2 2480 3620 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Пента-465 2 Примеч. 1 1 - 0,55 - 0,19 - 0,68 - 1,42 ФК-2000+М 10 - - - 2,76 - 0,96 - 3,42 - 7,14 КМЦ-500(600) 5 - - - 1,38 - 0,48 - 1,71 - 3,57 Мел молотый ММПК 99 - - - 27,35 - 9,54 - 33,85 - 70,74 Примечание: 1. Расход бурового раствора рассчитан по нормам СНиП IV-2-82 табл. 49-410 для скорости бурения до 1000 м/станко-мес. 2. Исходный объем - 50 м3 заготавливается на забуривание скважины. 3. Согласно п. 3.15 «Инструкции по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности», Москва, 1999 г. перед вскрытием газонефтеводопроявляющих пластов скважина должна быть обеспечена запасом бурового раствора в количестве не менее двух объемов скважины. При бурении под эксплуатационную колонну запас бурового раствора в одном объеме скважины содержится непосредственно на скважине, и еще в одном объеме на растворном узле. Общие требования к Подрядчику необходимо: 1. 2. 3. 4. 5. 6. Поставлять в район проведения работ (место до которого существует круглогодичный проезд) необходимое оборудование, инструмент и материалы, части и инструмент для обслуживания собственного оборудования. Иметь в составе предприятия базу производственного обслуживания для хранения, испытания, подготовки и обслуживания оборудования. Осуществлять руководство, инженерную поддержку и сопровождение процесса бурения скважин, телеметрического сопровождения и каротажа во время бурения. Уметь работать с долотами типа PDC. Для обеспечения бесперебойной работы буровой бригады бурения в течение 2013 года. Иметь минимальный необходимый запас материалов и оборудования для обеспечения бесперебойной работы буровой бригады в течение 2013 года. Инспектировать, ремонтировать и калибровать оборудование и инструмент для бурения в соответствии с установленными процедурами. Данные процедуры должны быть предоставлены Заказчику для согласования. Транспортировать необходимые материалы, оборудование и персонал с базы до места проведения работ (место до которого существует круглогодичный проезд). Все поставки оборудования и материалов должны осуществляться в соответствии с согласованной с Заказчиком «Заявкой на завоз оборудования». Все оборудование, поставленное Подрядчиком, должно быть отревезированным и иметь нулевую отработку по часом после ревизии в условиях базы производственного обслуживания. Подрядчик должен за свой счет поддерживать упомянутое оборудование в работоспособном состоянии в ходе его использования и устранять любой сбой, ремонтировать любое повреждение и заменять изношенные детали исключительно за счет Подрядчика. Подрядчик обязуется поставлять оборудование, материалы и инструмент необходимый и достаточный для выполнения качественных услуг по бурению, телеметрическому сопровождению, включая запасные комплекты и части во избежание простоев буровых бригад. Всё поставленное оборудование и инструмент должно пройти сертификацию в соответствии с требованием законодательства и иметь действительный сертификат качества. Для выполнения инженерной поддержки Подрядчик должен предоставить услуги инженерного характера по долотному направленному бурению, телеметрическому сопровождению и каротажу во время бурения, которые вклучают в себя подготовку программ и моделирование работы по проложению скважин с помощью компьютерных программ. Подрядчик должен оказать инженерную поддержку сервиса, которая включает в себя как минимум: Использование специализированного программного обеспечения для подготовки программ по проводке скважины. Подбор элементов КНБК для качественной проводки наклонных и горизонтальных скважин. Подбор оборудования для бурения с целью обеспечения максимально возможной скорости бурения с учетм профиля ствола скважины. Подготовку программ по проводке скважин на основе данных представленных Заказчиком. Программа по проводке скважин должна быть согласована со службой Ген.Заказчика, Буровым Подрядчиком и утверждена руководителем Подрядчика. Подготовка и испытания оборудования по бурению и телеметрическому сопровождению. Руководство работами по сборке компановки и телесистемы на устье скважине. Подготовка отчётов по выполненным работам в целом и по результатам работы за сутки. Отчет о выполнении услуг / работ, который должен передаваться в офис Заказчика не позднее 1 недели после завершения работ по скважине. Отчет должен включать, плановую и фактическую траекторию ствола скважины, графики вертикальной и горизонтальной проекции сравнения плановой и фактической траектории ствола скважины, график пространственной интенсивности искривления ствола скважины, применяемая компановка на данной скважине, мех. скорость, описание объема выполненных работ (технологический отчет) и сообщения о любых сбоях оборудования Исполнителя и / или их причинах. Требования к Подрядчику по технико-телеметрическому сопровождению: 1. Подрядчик гарантирует предоставление обученного квалифицированного персонала для оказания услуг по инженерному сопровождению наклонно-направленного бурения, телеметрии, с использованием оборудования для бурения горизонтальных, наклоннонаправленных скважин, боковых стволов, а также каротажу во время бурения горизонтальных, наклонно-направленных скважин и боковых стволов на месторождениях Заказчика. Персонал Исполнителя обязан по заданию Заказчика в срок не менее 5 дней до начала бурения предоставить Заказчику Программу использования телеметрического сопровождения при наклонно-направленном, горизонтальном бурении или зарезке боковых стволов для каждой конкретной скважины. В Программе должна быть информация о типоразмерах бурового оборудования, предоставляемого Подрядчиком, а также расчеты компоновок на предельные коэффициенты. Персонал подрядчика должен включать куратора работ, инженера по планированию скважин со стажем работы не менее 3-х лет для техподдежки с режимом работы 24 часа в сутки 2. В коммерческом предложении указать: Подрядчик формирует ценовое предложение по видам скважин и по видам ставок на Услуги, указанных в лотах. Базовые ставки применяются с момента начала отсчета времени соответствующей операции и только для оборудования, используемого в данном интервале. Подрядчик также обязан предоставить ценовые предложения на оборудование и персонал по следующим видам единичных расценок для оплаты при их фактическом использовании (руб./сут.): - ставка (операционная/режим ожидания) ВЗД с обратным/переливным клапаном; - ставка (операционная/режим ожидания) переводников, стабилизаторов, калибраторов, фильтров для бурильного инструмента; - ставка (операционная/режим ожидания) инженерного сопровождения (DD и MWD); - ставка (операционная/режим ожидания) телеметрии + немагнитное УБТ; - ставка (операционная/режим ожидания) за яс; - ставка (операционная/режим ожидания) за резистивиметр; - ставка (операционная/режим ожидания) за ГК; - ставка (операционная/режим ожидания) ВЗД с обратным/переливным клапаном + 1 инженер по сопровождению; - ставка за мобилизацию оборудования и персонала подрядчика от базы подрядчика до места проведения работ. - ставка за демобилизацию оборудования и персонала подрядчика от места проведения работ до базы подрядчика. 3. Вызов Подрядчика для оказания Услуг производится Заказчиком путем направления Подрядчику Наряд-заказа с датой дня начала оказания услуг. Подрядчик с учетом вида и сложности выполняемых услуг направляет на скважину необходимый персонал и обеспечивает перевозку оборудования Подрячика. Заказчик имеет право в случае выявления недостатков в оказанных услугах, вызванных ненадлежащим выполнением Подрядчиком своих обязательств, привлечь другого Подрядчика, а так же прменить понижающий коэффициент к стоимости услуг в соответствии со Шкалой качества. Время начала и окончания Услуг отмечаются представителем Заказчика в соответствующем акте на каждую скважину. Требования к Подрядчику на долотное сопровождение: 1. Исполнитель гарантирует предоставление обученного квалифицированного персонала для оказания услуг по инженерному сопровождению и использованию собственных буровых долот: Координатор не менее 3 года работы инженером по бурению и 1 год координатором в офисе. Полевой персонал - не менее 3 лет работы в должности инженера по бурению. Персонал Исполнителя обязан по заданию Заказчика в срок не менее 5 дней до начала бурения предоставить Заказчику Программу использования долот для каждой конкретной скважины. В Программе использования буровых долот должна быть информация о типоразмерах буровых долот по интервалам бурения и рекомендуемые типы гидравлических насадок (проверить расчетом). При бурении, для определения эффективности применяемого оборудования, персонал исполнителя обязан проводить соответствующие тесты - «тест на бурение» 2. Базовые ставки включают в себя стоимость использования буровых долот за 1 метр проходки с разбивкой по интервалам бурения в соответствии с Программой использования буровых долот. В базовую ставку на услуги включаются следующие затраты: - затраты Исполнителя на содержание жилого вагона; - предоставление досок отворота для всех типоразмеров буровых долот, указанных в Программе использования буровых долот; - затраты на инженерный персонал Исполнителя; - затраты на использование собственных буровых долот по интервалам бурения; - затраты на разбуривание элементов технологической оснастки обсадных колонн и цементных стаканов. затраты на разбуривание элементов технологической оснастки обсадных колонн-хвостовиков и цементных стаканов с применением долот малого диаметра входят в ставку долот, которыми проводилось бурение интервала под спуск обсадной колонны-хвостовика, подлежащему нормализации (зачистке). 3. Базовые ставки являются фиксированными и не зависят от фактической продолжительности оказания услуг. 4. Фактическая стоимость оказанных услуг рассчитывается путем умножения базовой ставки услуг за 1 м проходки на количество погонных метров скважины, пробуренных с использованием собственных долот Исполнителя. 5. Начало и окончание оказания услуг согласовывается с Заказчиком в письменном виде. 6. Показатели успешной работы: - Обеспечение своевременной поставки буровых долот с комплектом необходимых гидравлических насадок в соответствии с Программой использования буровых долот. - Отсутствие простоев буровых бригад по вине Исполнителя, выполнение показателей механического бурения, согласованных сторонами в Программе использования буровых долот. - Обеспечение отсутствия осложнений и аварий из-за качества буровых долот, являющихся собственностью Исполнителя. - Обеспечение отсутствия брака в работах, выполненных при оказании услуг Исполнителя. - Своевременное и полное предоставление отчетной документации о предоставленной услуге 7. Программа использования буровых долот – оформляется для каждой конкретной скважины. –отчёт об оказанных услугах c фотоматериалами до начала спуска и после подъема долот. –инженерный анализ оказанных услуг в соответствии со стандартами Заказчика. –акты приёма – передачи оказанных услуг. Начальник ТО – главный технолог филиала «Оренбург бурение» В.А. Колосов