Предмет запроса котировок: Право заключения договора на выполнение работ по испытанию разведочной скважины № 113 Северо – Самбургского месторождения. Получатель услуг (место оказания услуг): Филиал «Уренгой бурение» ООО «Газпром бурение», г. Новый Уренгой, ул. Промышленная 11. Срок оказания услуг: май 2014 - октябрь 2014 года, в соответствии с Графиком производства работ по испытанию скважины № Р-113 Северо-Самбургского месторождения. Техническое задание на испытание (освоение) 5-ти объектов в разведочной скважине № 113 Северо-Самбургского месторождения Район строительства скважин: Тюменская область, Ямало-Ненецкий автономный округ, Пуровский район, нефтерайон – 1Г(2Г) Назначение скважины: разведка залежи пласта Ач5 и оценка перспективы нефтегазоносности пластов Ач3-4, Ач6 (ачимовская толща), изучение геологического строения площади, перевод запасов УВ из категории С2 в С1 Вид скважины: разведочная Проектный горизонт: ачимовские отложения Проектная глубина: 4150м. Характеристика условий и состава работ: 1. Исполнитель работ (претендент) обязан с применением собственного оборудования, химреагентов и материалов выполнить «под ключ» полный комплекс работ по испытанию 5 объектов разведочной скважины № 113 Северо-Самбургского месторождения 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: - консервационные или ликвидационные работы; - предоставление отчетной документации в соответствии с требованиями заказчика; - наличие источников электрической и тепловой энергии, емкостей ГСМ и горюче-смазочных материалов; - обеспечение ГСМ собственными силами на время бездорожья; - смена вахт и доставка грузов до объекта (в том числе и в период бездорожья) – собственными силами; - доставка ГСМ до объекта собственными силами; - заказчик предоставляет фонтанную арматуру и лифтовые насосно-компрессорные трубы. Скважина бездорожная в летний период, в зимний период требуется произвести завоз оборудования. 1 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». 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 оборудования и материалов. 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. 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. Сроки проведения работ могут быть скорректированы Заказчиком. Примечания. 2 1. Работы по интенсификации (гидроразрыв пласта, глино кислотные обработки, соляно кислотные обработки) при принятии Недропользователем решения по их проведению обязательны к выполнению Подрядчиком. 2. Скважина бездорожная, требуется завоз оборудования в зимний период. I. Конструкция скважины: Наименование обсадных колонн Кондуктор Первая промежуточная Вторая промежуточная эксплуатационная Конструкция скважины Высота подъема цементного раствора, Диаметр, мм/глубина спуска, м м 426/450 до устья 324/1400 до устья 245/3800 до устья 140/0-4150 до устья 3 II. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины Стратиграфическое подразделение Название Индекс 1 2 Глубина Мощность, залегания, м от до (кровля) (подошва) 3 4 м 5 Элементы залегания (падения) пластов по подошве, азимут,о угол,о 6 7 Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.) 8 Четвертичные Q 0 55 55 0 В-90 Торф, суглинки, супеси, глины, пески Некрасовская Р3nk 55 110 55 0 В-90 Пески мерзлые Тавдинская Р2tv 110 170 60 0 В-90 Глины алевритовые с прослоями песка Люлинворская - верхняя - средняя P2ll 170 260 260 310 90 50 В-90 В-90 Глины алевритистые, диатомовые Диатомиты 310 380 70 005 005 005 В-90 Глины опоковидные, опоки 380 450 70 В-90 Пески с прослоями глин 450 575 125 010 010 В-90 Глины алевритистые 575 850 275 010 В-90 Глины алевритистые - нижняя Тибейсалинская - верхняя P1tbs - нижняя Ганькинская K2gn 4 1 3 4 5 6 7 850 1080 230 В-90 Глины алевритистые 1080 1195 115 015 020 В-90 Глины опоковидные с прослоями опок K2kz 1195 1260 65 020 В-90 Глины плотные, аргиллитоподобные Покурская K2pk 1260 2410 1150 025 В-90 Чередование песчаников, алевролитов и глин Тангаловская K1 tn 2410 3120 710 030 В-90 Переслаивание пластов песчаников, алевролитов и глин 2965 2980 15 3120 4090 970 3130 3570 3880 4000 4065 3160 3590 3990 4060 4080 30 20 110 60 15 Березовская - верхняя 2 K2br - нижняя Кузнецовская в т.ч.БУ8 0 Сортымская 8 K1 sr в т.ч.БУ10 БУ16 Ач3-4 Ач5 Ач6 Алевролиты, глины, песчаники 035 В-90 Аргиллиты с прослоями алевролитов Алевролиты, аргиллиты, песчаники Баженовская J0 - K1 bg 4090 4120 30 035 В-90 Аргиллиты битуминозные, плотные Абалакская J3 ab 4120 4150 30 035 В-90 Аргиллиты плотные Примечание – альтитуда 23,4 м 5 III. Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины Индекс стратиграфического Интервал, м Краткое название горной породы подразот до деления (верх) (низ) 1 2 3 4 Пески, супеси Плот- Пори- Проница- Глинис- Карбонат- Категория Коэффициент Категория Категория ность, стость, емость, тость, ность, твердости пластичности абразивности породы по кг/м3 % мД % % промысловой классификации (мягкая, средняя) 5 6 7 8 9 10 11 12 13 1900 35 - 15-20 0-2 3-4 6-б/н 7-8 средние Q 0 55 Р3 nk 55 110 Пески 1900 35 - 10-15 0 3-4 6-б/н 7-8 средние Р3 tv 110 170 Глины, пески 1900 30-35 - 15-20 0 3-4 6-б/н 7-8 средние Р2 ll 170 380 Глины опоковидные 1800 30-35 - 95-100 0 2-3 6-б/н 3 мягкие, средние Р1 tbs 380 575 Пески, глины 2000 32 - 25-30 0-2 2-3 6-б/н 6 K2gn 575 850 Глины алевритистые 2200 28 - 90-100 6 0-2 2-3 6-б/н 4 мягкие, средние мягкая средняя 1 К2 br 2 850 К2 kz 1195 К1-2 pk К1tn 1260 2410 3 4 5 119 Глины опоковидные 5 1900 126 Глины 0 аргиллитоподобные 2200 241 Песчаники 0 Алевролиты Глины 2200 J0-K1 bg - J3 ab 3120 4090 7 8 9 10 11 12 25 - 95 0-2 3 6-б/н 3-6 средняя 95-100 0-2 2 1,1-6,5 4 мягкая 20-30 0-15 3 1,1-4,5 3-7 средняя 6 мягкая средняя 20 20-40 100-500 312 Песчаники, 0 Алевролиты, глины 2300 К1 sк 6 15-30 100-300 40-60 0-20 2-3 1,1-4,5 409 Аргиллиты с 0 прослоями песчаноалев-ритовых пород 415 Аргиллиты 0 13 2400 12-18 0,5-50 60-90 0-20 2-4 1,8-4,5 4 мягкая средняя 2500 10-14 <0,1 95-100 0-3 4 1,8 4 средняя Примечание - Категория твердости и абразивности пород принята в соответствии со «Справочником по механическим и абразивным свойствам горных пород нефтяных и газовых месторождений», М., Недра, 1984 г. [9] 7 IV. Геокриологические данные разреза Интервал, м Глубина залегания нейтрального слоя, м Темпе- Глубиратура на нулепород вой нейтра- изотерльного мы, слоя, м от (верх) 1 до (низ) 2 3 4 0 50 1-3 -3 50 175 175 355 355 400 Распре- Льдисделение тость, темпера% туры, оС Интервалы залегания, м консолидированных глин оС 5 350 6 7 -5 -3 35-40 -2 5-10 -1 - 0 5 -1 - 0 5-10 плывунов газогидратов криопегов от до от до от до от до от до 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 - 90 - 150 - нет нет нет нет нет нет нет нет нет нет нет нет нет нет нет нет Примечание - Подошва ММП на глубине 400 метров, нулевая изотерма – на глубине 350 м. 8 межмерзлотных таликов V. Дополнительные сведения по мерзлоте Засоленность почвы в зоне ММП, % Давление разрыва пород, МПа Объемная теплоемкость пород, о Дж / (кг ∙ К ) 1 2 талые 3 мерзлые 4 0,6 - 1,3 20 750 560 Коэффициент теплопроводности пород, о Вт / (м ∙ К ) талые мерзлые 5 6 пески 2,15 cупеси 1,55 глины 1,30 9 2,35 1,65 1,45 Температура фазового перехода воды в лед, оС 7 -1 VI. Нефтегазоносность Индекс пласта Интервал, м Относи- Проницае- Коэффициент Средний Темпе- Темпе- Пласто- Коэффициент Плотность тельная мость, газо-, дебит*, ратура ратура вое жидкой мДа давфазы1 флюида плотность Подвиж- конден сато-, м3/сут, на в ление, аномальности кг/м3 газа по ность, нефтеустье, пласте, МПа тыс. м3 воздуху насыщенности оС оС мкм2 сут (МПа ∙ с) 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Тип от (верх) до (низ) 2 3 БУ80 2965 2980 вода 1001 - до 110 25 - 30 87 29,05 1,03 БУ10 3130 3160 вода 1001 - до 110 25 - 30 92 30,70 1,03 БУ160 3570 3590 981 0,698 24-40 0,65 до 30 25 - 30 94 40,60 1,16 Ач3 3880 3930 нефть, гк возм. нефть 981 0,785 24-40 0,56 до 30 25 - 30 105 61,27 1,61 Ач4 3940 3990 возм. нефть 981 0,785 24-40 0,56 до 30 25 - 30 107 61,27 1,61 Ач 5 4000 4060 нефть 981 0,785 24-40 0,56 до 30 25 - 30 108 63,14 1,61 Ач6 4065 4080 возм. нефть 981 0,785 24-40 0,56 до 30 25 - 30 109 64,12 1,61 1 1 Плотность при атмосферных условиях 10 VI. Характеристика вскрываемых пластов Индекс пласта Интервал залегания Тип коллектора Тип Пористость, % Проницаемость, Коэффициент Пластовое Коэффициент Толщина флюида мДа газо-, давление, аномальност глинистого конденсато-, МПа и раздела нефтефлюиднасыщенности вода 5 6 7 8 вода до 1000 12,35 1,00 от (верх) до (низ) 1 ПК1 2 1260 3 1290 4 Терригеннопоровый БУ80 2965 2980 вода - до 100 - 29,05 1,03 БУ10 3130 3160 Терригеннопоровый Терригеннопоровый вода - до 100 - 30,70 1,03 БУ160 3570 3590 Терригеннопоровый нефть, гк Нет данных до 80 0,65 40,60 1,16 Ач3 3880 3930 Терригеннопоровый возм. нефть Нет данных до 80 0,56 61,27 1,61 Ач4 3940 3990 Терригеннопоровый возм. нефть Нет данных до 80 0,56 61,27 1,61 Ач5 4000 4060 Терригеннопоровый нефть Нет данных до 80 0,56 63,14 1,61 Ач6 4065 4080 Терригеннопоровый возм. нефть Нет данных до 80 0,56 64,12 1,61 11 VIII. Водоносность Индекс cтратиграфического Интервал, м подразделения от до (верх) (низ) Химический состав в мг-экв/л Тип коллектора Плотность, Дебит, кг/м3 м3/сутки Анионы CL- 1 2 3 Q - Р2 tv 0 170 Комплекс в зоне ММП Р2II 170 380 Региональный водоупор в зоне ММП P1tbs 380 575 Не опробован, верхняя часть в зоне ММП К2-P1gn- К 2 kz 575 1280 Региональный водоупор К1-2 pk 1280 2420 поровый 1009-1011 0,5-29,0 9899 - 1-2 К1 tn 2420 3160 поровый 1001-1007 0,44-108 4091 0,10,9 12-59 К1 sr 3160 4150 до 110 31100 4150 4200 J0-K1 bg - J3 ab 4 5 поровый 1001-1004 трещиноватый 6 7 SO- HCO4 3 8 9 Минера- Относительно лизация к источнику общая, питьевого Катионы г/л водоснабжения M (да,нет) Na+ Ca++ ++ g K+ 10 11 12 13 14 92 2-3 18-20 нет 0,33,0 0,3-11 7-8 нет 0-1,5 12-14 16-121 0-1,5 0,4-15 7-8 нет 88 Региональный водоупор 12 IX. Градиенты давлений по разрезу Стратиграфическое подразделение Интервал Коэффициент Текущие градиенты от до аномальности порового гидро- горного температуры, (верх) (низ) пластового давления, разрыва, давления, С/100 м давления м м МПа/м МПа/м МПа/м название 1 Четвертичные Люлинворская Тибейсалинская индекс 2 Q P2ll P1tbs 3 0 170 380 4 170 380 575 5 1,00 1,00 1,00 6 0,010 0,010 0,010 7 0,0165 0,0165 0,0166 8 0,0195 0,0190 0,0190 Ганькинская K2gn 575 850 1,00 0,0105 0,0169 0,0197 Березовская Кузнецовская Покурская K2br K2kz K2pk 850 1195 1195 1260 1260 2410 1,00 1,00 1,00 0,0170 0,0172 0,0215 0,0195 0,0196 0,0220 4,2 4,2 2,9 Тангаловская в т. ч БУ8 K1 tn 2410 3120 1,00 – 1,03 0,0120 0,0120 0,01300,0135 0,0140 0,0180 0,0217 2,9 2965 2980 1,03 0,0140 0,0180 0,0217 2,9 Сортымская K1 sr 3120 4090 1,03 – 1,61 0,0140 – 0,0180 0,0180- 0,0217 0,0192 2,9 3160 3590 3990 4060 4080 4120 1,03 1,15 1,61 1,61 1,61 1,61 0,0160 0,0160 0,0180 0,0180 0,0180 0,0180 0,0180 0,0185 0,0192 0,0192 0,0192 0,0192 0,0217 0,0225 0,0225 0,0225 0,0225 0,0225 2,9 2,9 2,9 2,9 2,9 2,9 4120 4150 1,61 0,0180 0,0192 0,0225 2,9 в т. ч БУ10 БУ160 Ач3-4 Ач5 Ач6 Баженовская Абалакская J0 - K1 bg J3 ab 3130 3570 3880 4000 4065 4090 9 Зона ММП Зона ММП Зона ММП до 400м 4,2 Забой 4150 Примечание - Коэффициент аномальности пластового давления, градиенты давлений гидроразрыва и горного приняты на основании геологической информации, представленной в «Проекте разведки залежей углеводородов в отложениях ачимовской толщи на СевероСамбургском месторождении», «КТЭ» г. Новый Уренгой, 2003 г. 13 X. Испытание продуктивных горизонтов в эксплуатационной колонне Номер Индек Интервал, объект с м а пласта от до (снизу (верх) (низ) вверх) 1 1 2 Ач6 3 4065 4 4080 2 Ач5 4000 4020 3 Ач4 3940 3960 4 Ач3 3880 3900 5 БУ160 3570 3590 Перфорационная среда Количест- Вид Типоразмер Мининм Количес Тип Способ во отверс- пер- перфоратора альный тво пластов вызова тий на фо интервал режимов ого притока вид плот перфо- (штуцер флюида ность, 1погон- рации рации за ов) кг/м3 ный метр, штук один испытан спуск, ия м 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Раствор NaCl с 1170 19 (12) 4* 6 возм. Создание депрессии нефть на пласт, замена созданием на PowerJet 6 нефть NaCl на конденсат, устье куму- Omega 4505 плавное противодавления лятив(ЗПКО-89 6 возм. снижение ная DN-01) нефть противодавления на на пласт при 6 возм. пласт услонефть вии Рзаб. ≈ Р пл. 6 нефть, гк Примечания 1 Интервалы перфорации уточняются геологической службой Заказчика по данным ГИС, испытания в открытом стволе, газового каротажа. 2 * Минимальная длина перфорационной сборки через лубрикатор 4 м. 3 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, PowerJet Omega, Dynawell-54, Dynawell-89 и другие. По решению Заказчика предусматривается проведение перфорации: перфоратором, спускаемым на НКТ, перфорационная среда – раствор NaCl (на депрессии); на каротажном кабеле, перфорационная среда соответствующей плотности (на репрессии); перфоратор, спускаемый на каротажном кабеле, перфорационная среда – раствор NaCl или конденсат (на депрессии). На перфораторы импортного производства необходимо иметь разрешение Ростехнадзора; 4 Способ вызова притока из пласта, перфорационная среда уточняются геологической службой Заказчика. 14 XI. Технология освоения (испытания) скважины Подготовительные и монтажные работы Наименование работ Единицы измерения 2 Количество СНиР-49 3 4 комплект 1 31.5/450 10 п.м. 20 31.6/452 штук 40 31.7/453 10 п.м. 7 31.6/452 штук 14 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 10 м 10 31.6/452 10 Монтаж трубопровода от сепаратора до замерной емкости 10 м 3,0 31.6/452 11Опорные стойки под выкидные линии штук 20 31.7/453 12 Монтаж сепаратора штук 1 34.34/496 к-0.7 1 1 Монтаж ОП4-280/80х70ХЛ (ОП4-230/80х70ХЛ) перед перфорацией 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 Раздел 1 15 13 Монтаж емкостей под технологические растворы (V до 50 м3) штук 2 32.5/457 14 Обвязка емкостей штук 2 33.5/463 cистема 2 33.6/464 15 Система обогрева емкостей Оборудование для испытания (освоения) Интервал испытания, м Устьевое оборудование Тип Количество установки смен от (верх) до (низ) 1 4130 2 3 4140 Мобильная буровая установка 4 2 4060 4080 -//- 3965 3985 3900 3630 Раздел 1 Тип фонтанной арматуры Забойное оборудование Тип превентора Тип 5 АФ6-80/65х70 ХЛ 6 ОП4-230/80х70ХЛ (ОП4-230/80х70ХЛ) 7 2 -//- -//- -//- 2 -//- -//- 3920 -//- 2 -//- -//- 3650 -//- 2 -//- -//- 16 Интервал (глубина установки), м 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) - 2шт., образцовые манометры, лубрикатор Компоновка лифтовой колонны (насосно-компрессорных труб) Интервал Длина Тип труб, диаметр, установки интервала, группа прочности, НКТ, м толщина стенки, м м 1 4120 - 0 Нагрузки, при Вес, кН которых напряже 1 погонный секции ние в трубах достигает метр 3 НКM 73 х 5.5 Л 4 610 нарастающий с коэффици- предела текучести, кН 2 4120 Коэффициент запаса прочности на растяжение ентом 1.036 5 0,0948 6 390,6 7 404,6 на избыточное давление наружное внутреннее 8 1,51 9 >1,15 10 >1,32 Примечания 1 Низ колонны насосно-компрессорных труб оборудуется воронкой типа В-60-50/90 или В-89-70/100 через соответствующий переводник. 2 Насосно-компрессорные трубы в хладостойком исполнении по ТУ 14-3Р-31-2005 производства ОАО «Газпромтрубинвест». Допускается применение труб по ТУ 14-161-195-2001 Синарского трубного завода. Раздел 1 17 Вскрытие объектов при испытании (освоении) Интервал испытания, м от до (верх) (низ) 1 2 4130 4140 4060 4080 Номер объекта испытания Длина вскрываемого интервала, м 3 1 4 10 2 20 Интервал установки фильтра, м 5 не устанавливается не устанавливается Тип перфоратора Интервал перфорации, за один спуск м Плотность перфорации, отв/м Перфорационная среда при вскрытии пласта 6 7 10 8 20 (19) 9 Power Jet Omega 3506 (ЗПКО-89 DN-01) 20 20 (19) Раствор хлористого 3965 3985 3 20 не устанавливается 20 20 (19) 3900 3920 4 20 не устанавливается 20 20 (19) 3630 3650 5 20 не устанавливается 20 20 (19) натрия ρ=1170 κг/м3 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-АТ10, ПКТ-89Н-СП, импортного производства типа ПРКМ-43-02DN Zink, Power Spiral, PowerJet Omega, Dynawell-54, Dynawell-89 и другие. По решению Заказчика предусматривается проведение перфорации: перфоратором, спускаемым на НКТ, перфорационная среда – раствор NaCl (на депрессии); на каротажном кабеле, перфорационная среда соответствующей плотности (на репрессии); перфоратор, спускаемый на каротажном кабеле, перфорационная среда – раствор NaCl или конденсат (на депрессии). На перфораторы импортного производства необходимо иметь разрешение Ростехнадзора; 3. Перфорационная среда уточняется геологической службой Заказчика. 4. Перед проведением перфорации провести проверку скважины с составлением Акта готовности к перфорации и получением разрешения представителя противофонтанной службы. Раздел 1 18 5. В соответствии с П. 2.9.9. [ПБ в НГП] до установки лубрикатор должен быть опрессован на пробное давление, а после установки – на давление опрессовки устьевого оборудования. Методы испытания (освоения) объектов Интервал испытания, м от до (верх) (низ) 1 2 4130 4140 4060 4080 3965 3985 3900 3630 Вызов притока Газодинамические исследования метод депрессия на пласт, МПа тип флюида 3 4 5 Замена NaCl на до 30 % от Рпл газоконденсат, плавное снижение противодавления на пласт ожидаемый дебит, м3/сут, 3 тыс. м / сут 6 подвижность мкм2/мПа·с проницаемость, мкм2 количество режимов исследований 7 8 н до 30 менее 0,03 3 н до 30 менее 0,03 3 н до 30 менее 0,03 3 3920 н до 30 менее 0,03 3 3650 г/к, н до 35 менее 0,1 5 Примечания 1. Интервалы испытания и количество режимов должны уточняться по данным ГИС, отбора керна, испытания скважины пластоиспытателем в открытом стволе и согласовываться 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». 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 п. 12.15. Раздел 1 19 Работы по интенсификации притока из пласта Интервал испытания, м от (верх) до (низ) 1 2 Наименование работ (операций) 3 Количество операций по каждому объекту 4 Скв. № 113 4065 4080 ГРП* 1 Примечания 1 *Для составления сметных расчетов предусмотрено проведение ГРП на типовых объектах. Конкретные интервалы уточняются геологической службой Заказчика по фактическим данным и по данным ГИС 2 Методы интенсификации уточняются геологической службой заказчика с учетом фактических данных по ГИС, отбору керна и по результатам гидродинамических исследований. 3 Проведение работ по каждому методу интенсификации производится по специально составленному плану и утвержденному в установленном порядке. 4 В случае проведения работ по ГРП сторонними организациями затраты определяются по отдельному договору. 5 Работы по гидроразрыву производить после получения разрешения представителя противофонтанной службы. Раздел 1 20 Номер объекта испытания Изоляция интервалов при испытании скважины Глубина Нормативный установки Шифр документ на изготовление ПМ, м элемента Максимальный перепад давления на пакер, МПа 5 Наружный диаметр, мм Длина, мм Масса, кг 6 7 8 1 2 3 4 1–2 4120 ПМ-112-100 ТУ 3666-005-510184732006 100 112 600 11 2-3 4050 ПМ-112-100 ТУ 3666-005-510184732006 100 112 600 11 3-4 3955 ПМ-112-100 ТУ 3666-005-510184732006 100 112 600 11 4-5 3890 ПМ-112-100 ТУ 3666-005-510184732006 100 112 600 11 Выше 5 объекта 3620 ПМ-112-100 ТУ 3666-005-510184732006 100 112 600 11 Примечания 1 Пробка мостовая (ПМ) сертифицированная предусмотрена, взамен цементных мостов, для изоляции интервалов испытания в соответствии с решениями Протокола НТС ОАО «Газпром» № 14-2000 (от 27.07.2000 г.). ПМ-112-100 специального изготовления с перепадом давления на пакер 100 МПа. 2 Над четвертым и пятым интервалами перфорации предусмотреть, дополнительно, установку цементного моста (расход ПЦТI G-CC-1 – 1,46 тонн, барит (галенит) – 0,98 тонн, расход воды – 0,92 тонны на один мост). Раздел 1 21 Потребное количество материалов для испытания (освоения) пластов и интенсификации притока Шифр или название Нормативные документы на изготовление Объем на объект, м3 Норма расхода, 1 Расход реагентов с учетом потерь: Бентонитовый глинопорошок ФХЛС-Б 2 3 4 ТУ 39-0147001-105-93 ТУ 2454-002-046982272000 ТУ 2458-003-221957252007 ТУ 2458-001-166366392005 ГОСТ 4682-84 51,3 -”- 3,0 т/100 м³ 1,0 т/100 м³ - 1,54 0,513 1,54 0,513 -”- 2,0 т/100 м³ - 1,026 1,026 -”- 0,35 т/100 м³ -”- расчет ТУ 39-0147001-105-93 ТУ 2454-002-046982272000 ТУ 2458-003-221957252007 ТУ 2458-001-166366392005 ГОСТ 4682-84 102,6 -”- 3,0 т/100 м³ 1,0 т/100 м³ 3,08 1,026 3,08 1,026 -”- 2,0 т/100 м³ 2,052 2,052 -”- 0,35 т/100 м³ 0,36 0,36 -”- расчет 107,6 107,6 51,3 270 г/л 10,26 270 г/л 11,08 24,93 Смолополимер (КЛСП) Биополимер Биоксан («К.К.Робус») Барит Запас реагентов*: Бентонитовый глинопорошок ФХЛС-Б Смолополимер (КЛСП) Биополимер Биоксан («К.К.Робус») Барит При перфорации: - водный раствор NaCl =1170кг/м3 (первый объект) - раствор NaCl на последующие объекты с учетом потерь Раздел 1 22 Потребное количество, тонн на первый суммарное на суммарное объект последующие на скважину объекты 5 6 7 - 0,18 - 53,8 0,18 53,8 13,85 Окончание таблицы 1 Газоконденсат при вызове притока с учетом объема для создания циркуляции: (=774 кг/м3) 1-й объект 2 3 51,3 4 774 - последующие объекты 10,26 774 Для предотвращения гидратообразований: - закачка метанола (хлористого кальция) 51,3 796 (240) г/л 40,83 (12,3) 300-600 л/м3 350-650 л/м3 33,90 39,50 - 33,90 39,50 34 30 л/м3 20 л/м3 600 кг/м3 3,39 2,26 20,40 - 3,39 2,26 20,40 1,46 0,98 расчет расчет 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 - расклинивающий материал проппант Для установки цементных мостов: ПЦТI G-CC-1 Барит 5 39,7 6 31,76 7 71,46 40,83 (12,3) 113 ГОСТ 1581-96 ТУ0708-53394921-012002 2,92 2,00 Примечания 1 * объем раствора, материалов и химреагентов на приготовление раствора приняты с учетом запаса в количестве 2-х объемов скважины, согласно ПБ 08-624-03 [3]. 2 ** - объем рабочей жидкости с учетом фильтрации, в том числе объем жидкости с проппантом. Раздел 1 23 Продолжительность испытания (освоения) на продуктивность в обсаженном стволе Наименование работ 1 объект 3 2 объект 4 Объекты 3 объект 5 БУ БУ БУ БУ БУ 4130-4140 4060-4080 3965-3985 3900-3920 3630-3650 Ач6 Ач5 Ач4 Ач3 БУ160 4 Характер насыщения пласта н н н н г/к, н 5 Количество режимов исследований 6 Проницаемость пласта, мкм2 Подвижность нефти, мкм2/мПа·с 7 Время на испытание: - подготовительные работы - шаблонирование колонны - испытание по комплексной норме (без перфорации) - перфорация на НКТ - МПД, 2 технологические выстойки по 1 сут 3 3 3 3 5 менее 0,1 менее 0,03 менее 0,03 менее 0,03 менее 0,03 2,7 1,2 (26,2-1,0) 25,2 3,15 5,6 1,2 (26,2-1,0) 25,2 3,15 5,6 1,1 (25,1-0,9) 24,2 2,77 5,2 1,1 (25,1-0,9) 24,2 2,77 5,2 37,85 35,15 33,27 33,27 1 Источник нормы 2 1 Установка для испытания 2 Интервал залегания объекта 3 Индекс пласта таблица 22 таблица 22 таблица 4, 22 табл. 22 таблица 24 Итого по п.7: Всего по п.7: 8 Интенсификация притока - гидроразрыв пласта (ГРП) - работы после интенсификации притока Итого по п.8: Раздел 1 таблица 24 таблица 23 4,7 11,5 16,2 24 4 объект 6 5 объект 7 1,1 (23,9-0,9) 23,0 2,77 5,2 32,07 171,61 XII. Рекультивация земель 13.1 Заключительные работы, рекультивация земель Единица измерени я Объем работ на скважину 2 3 м2 2045,0 100 м3 т 20,60 3460,8 Дополнение к ценнику выпуск 4, 1984 г 2/3 ПОСН 81-2-49 т 0,004 Пр-т № 05-01 - Коагулянт т 1,56 Пр-т № 05-01 - Флокулянт т 0,38 Пр-т № 05-01 Наименование и характеристика работ 1 1 Ликвидация выгребных ям и шламонакопителя: - площадь СНМ - объем грунта экранов - транспортировка грунта на расстояние до 1 км 2 Обработка туалетов контейнерного типа раствором хлорной извести Номера таблиц, расценок СЭСН-49 ЕРЕР-49 4 3 Работа по нейтрализации отходов бурения - Работа ЦА-320М (откачка осветленной воды) 4 Техническая рекультивация площадь территории: - площадка бурения (в т.ч. вертолетная площадка) в том числе вертикальная планировка территории после окончания бурения и освоения скважины: - площадка бурения - объем грунта 5 Биологическая рекультивация час 2750 45,93 га скв. 120 скв. 113 36,62 31,53 1000 м2 3 100 м 2,60 5,80 - площадь территории (площадка бурения, вертолетная площадка) га 3,5 - боронование поверхности в два следа час 8,96 Раздел 1 25 скв.11 5 5-3/63 33,2 5-3/63 49-4433 - посев универсальной травосмеси (118 кг/га) кг 413 - боронование поверхности в один след час 4,48 Дополнение к Ценнику выпуск 4, 1984г 49-4433 - прикатывание посева специальными катками час 4,48 49-4433 - внесение нитроамофоски (после появления всходов (40 кг/га) кг 140 час. 7,00 49,1-2714 (примен.) 19 Обработка биопрепаратами участков, загрязненных ГСМ кг 35,00 Данные ООО "Бургаз" 21 Складирование и вывоз использованной тары на полигон ТБО г. Н.Уренгой скв. 120 скв. 113 скв.115 190,53 км 184,53 км 185,81км т 16,966 22 Складирование и вывоз отходов, содержащих черные металлы на базу ТБГ скв. 120 скв. 113 скв.115 190,53 км 184,53 км 185,81км т 2,339 23 Вывоз твердых бытовых отходов и пищевых отходов на полигон ТБО г. Н.Уренгой скв. 120 скв. 113 скв.115 190,53 км 184,53 км 185,81км 24 Вывоз бревен от разборки фундамента на базу ТБГ скв. 120 скв. 113 скв.115 190,53 км 184,53 км 185,81км т 13,44 т 46,80 25 Складирование и вывоз масел отработанных на площадку временного хранения на базу ТБГ скв. 120 скв. 113 скв.115 190,53 км 184,53 км 185,81км т 0,311 18Работа установки ЭКО «Ф-1» по сжиганию ветоши Раздел 1 26 26 Вывоз хоз-бытовых стоков на КОС УКПГ -13 (49 км) 27 Вывоз технологических растворов после испытания: - газоконденсат на базу ТБГ - метанол на базу ТБГ скв. 120 скв. 113 скв.115 190,53 км 184,53 км 185,81км Раздел 1 27 т 948,371 т т 35,73 20,41 XIII. Противофонтанная и газовая безопасность Для упорядочения организации безопасного производства работ при вскрытии продуктивных горизонтов и предупреждения газонефтепроявлений необходимо руководствоваться требованиями, изложенными в данном разделе и более подробно – в «Правилах безопасности в нефтяной и газовой промышленности», М., 2003 г. [3], «Руководству по предупреждению и ликвидации газонефтеводопроявлений при строительстве и ремонте скважин», М., 2008 г. СТО «Газпром» 2-3.2-193-2008 [94], «Инструкции по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности», М., 1999 г. [93], «Инструкции по организации и методах проведения профилактической работы по предупреждению возникновения газонефтеводопроявлений, аварийных выбросов, открытых газовых и нефтяных фонтанов на объектах ОАО «Газпром» от 24.01.2000 г. [95]. 1. Монтаж и эксплуатация ПВО На кондуктор, промежуточные и эксплуатационныую колонны при бурении и освоениии скважин устанавливается противовыбросовое оборудование. Монтаж противовыбросового оборудования (ПВО) и фонтанной арматуры (ФА) производить согласно руководству по эксплуатации изготовителей по схемам, согласованным с территориальными органами РТН, Ф-СВЧ и Заказчиком. На устье скважины должна быть смонтирована противовыбросовая установка. В соответствии с п. 2.7.6.4. ПБ 08-624-03 [3] выбор типа противовыбросового оборудования и колонной головки осуществляется проектной организацией. Схема установки и обвязки противовыбросового облорудования, блоков глушения и дросселирования разрабатывается буровой организацией (Подрядчиком) наоснове установленных требований и согласовывается с органами Ростехнадзора, Ф-СВЧ и Заказчиком. Рекомендуемые схемы приведены в Приложение Е. 2. Характеристика устьевого и противовыбросового оборудования Наименование обcадной колонны 1 Типоразмер, шифр или название устанавливаемого устьевого и противовыбросового оборудования 2 Эксплуатационная ОКК3-70-140х245х324х426 К1 ХЛ колонна - при работе в колонне ОП5-230/80х70ХЛ (ОП4-280/80х70ХЛ) в т.ч. - ППГ - 230/80х70 - ПУГ- 230х35 Нормативный Количест документ во на изготовление 3 4 ГОСТ 28996-91 1 ГОСТ13862-90 1 ТУ 26-16-211-87 ТУ 26-16-131-81 2 1 28 При испытании объектов в колонне ОП4-230/80х70ХЛ (ОП4-230/80х70ХЛ), ГОСТ13862-90 в т. ч. - ППГ-180х70 ТУ 26-16-211-87 Выкидные линии 1 АФ 6 80/65х70 ХЛ Выкидные линии 1 2 ГОСТ13846-89 2 2 3. Испытание на герметичность устьевого и противовыбросового оборудования Наименование оборудования и обсадных колонн 1 Коли- Давление опрессовки, МПа Ожида- чество буровым техни- азотом незамерзаю растворо ческой щей м водой жидкостью 2 3 4 5 6 Эксплуатационная колонна 1 43,03 43,03 - емое Руст., МПа 7 Приустьевая 39,12 часть колонны с колонной головкой Межколонное 1 5,6* пространство Вся колонна 1 43,03 совместно с ПВО Выкидные линии 2 10,00 ПВО Колонна 2 43,03 совместно с ФА, 2АУ Обратный 2 43,03 клапан Выкидные линии 2 10,00 ФА Примечания: 1. Перед установкой на устье ПВО должно пройти гидравлические испытания на стенде на рабочее давление в присутствии представителя Ф-СВЧ. По результатам испытания составляется акт. 2. Иметь на скважине ЗИП для ПВО согласно комплектовочной ведомости. 3. Фонтанная арматура и колонная головка перед установкой на скважину должна пройти входной контроль согласно инструкции (положению) о проведении входного контроля ФА и КГ, разработанной Заказчиком и согласованной с Ф-СВЧ. Акт о проведении входного контроля и гидроиспытания фонтанной арматуры хранится с паспортом на оборудование. 29 XIV. Консервация, расконсервация и ликвидация скважины 1 Общие положения Консервация скважины предусматривается в случаях преостановки работ, ожидания испытания скважины законченной бурением, а также в других случаях, предусмотренных «Инструкцией о порядке ликвидации. консервации скважин и оборудования их устьев и стволов РД08-492-02» [88]. 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. 19.1.1 Консервация скважин в процессе строительства с буровой установки Для консервации скважин в процессе или законченных испытанием следует предусмотреть: Заполнение скважины технологическим раствором; Монтаж ПВО, опрессовка, подъем НКТ; Заполнение незамерзающей жидкостью интервала залегания ММП; Демонтаж ПВО, монтаж ФА, опрессовка; Установку глухих фланцев на задвижках и штуцерах; На устье скважины установить табличку с указанием номера скважины, даты начала и окончания консервации и организации владельца. Таблицы не несущие информации из раздела исключены 30 2. Объем работ по консервации скважины Наименование и характеристика работ Единица измерения Объем работ Источник норм и расценок Предприятие. выполняющее работы (буровое. специализированное) 1 2 3 4 5 1 Задавка скважины технологическим раствором (буровой раствор) с закачкой в интервал продуктивного пласта специальной жидкости, обеспечивающей сохранение коллекторских свойств, демонтаж ФА сут 1,5 Табл. 22 [81] Буровая организация 2 Монтаж ПВО, опрессовка, подъем НКТ сут 1,0 3 Заполнение скважины газоконденсатом (400-0 м) сут 0,2 Табл.25 [81] Буровая организация 4 Демонтаж ПВО, монтаж ФА., опрессовка сут 1,0 5 Установка глухих фланцев на концевых задвижках и штуцерах сут 0,3 Буровая организация Итого: 4,0 В т.ч. монтаж-демонтаж ПВО сут 1,0 Примечания 1 Порядок проведения работ по консервации принят согласно требованиям РД 08-492-02 [88]. 2 Необходимость установки цементного моста над интервалом перфорации при консервации скважины согласовывается с представителем противофонтанной службы. Затраты включить по дополнительному СФР. 3 Проведение работ по консервации скважины предусмотрено с буровой установки. 4 На демонтаж ПВО. ФА необходимо согласование представителя противофонтанной службы. 31 3. Характеристика и расчет компоновок низа бурильной колонны Условный номер КНБК 1 Типоразмер, шифр 2 Элементы КНБК Наружный диаметр, Нормативные документы на мм изготовление 3 4 Работы проводятся с применением НКТ 32 Длина, м 5 Вес, кН 6 4. Спецификация устьевого и противовыбросового оборудования Наименование обсадной колонны 1 Кондуктор Первая промежуточная колонна Вторая промежуточная колонна (бурение под эксплуатационную колонну) Эксплуатационная колонна (для работы в колонне и испытании) Типоразмер, шифр или название устанавливаемого устьевого и противовыбросового оборудования Нормативные документы на изготовление 2 ОКК3-70-140х245х324х426 К1 ХЛ ОП5- 425/80х21 ХЛ, в т. ч. - ППГ - 425/80х21 - ПУГ – 425х21 Выкидные линии ОКК3-70-140х245х324х426 К1 ХЛ 3 ГОСТ 28996-91 ГОСТ13862-90 ТУ 26-16-211-87 ОП5- 350/80х35 ХЛ, в т. ч. - ППГ - 350/80х35 - ПУГ- 350х35 Выкидные линии ОКК3-70-140х245х324х426 К1 ХЛ ОП5 - 230/80х70 ХЛ (ОП5 - 280/80х70) ХЛ, в т. ч. - ППГ - 230/80х70 (ППГ -280/80х70) - ПУГ- 230х35 Выкидные линии ОКК3-70-140х245х324х426 К1 ХЛ ОП4 - 230/80х70 ХЛ (ОП4- 280/80х70 ХЛ), в т. ч. - ППГ - 230/80х70 (ППГ - 280/80х70) - ПУГ – 230х35 Выкидные линии АФ 6 80/65Х70 К1 ХЛ Выкидные линии ГОСТ13862-90 ТУ 26-16-211-87 ТУ 26-16-131-81 ГОСТ 28996-91 ГОСТ 28996-91 ГОСТ13862-90 ТУ 26-16-211-87 ТУ 26-16-131-81 ГОСТ 28996-91 ГОСТ13862-90 ТУ 26-16-211-87 ГОСТ13846-89 33 Количество 4 1 1 2 1 2 1 1 2 1 2 1 1 Давление, МПа опрессовки после установки на устье рабочее 5 6,5 6,5 6 70 21 5,00 27,95 70 27,95 35 10,00 41,45 41,45 70 70 2 1 2 1 1 10,00 41,45 41,45 70 2 1 2 1 2 10,00 41,45 41,45 70 5. Тип и параметры технологических растворов Наименование технологического раствора Тип или состав жидкости Плотность, кг/м3 Условная вязкость, c Показатель фильтрации по ВМ-6, см3/30 мин 4 5 6 технологический утяжеленный полимер-глинистый 1690 35-45 2-3 блокирующий солевой 1170 33 2,2 Незамерзающий газоконденсат 780 1 Вязкость пластическая, мПа · с СНС, дПа рН Температура замерзания раствора º С 1 мин 10 мин 9 10 11 15 30-35 25-35 50-60 8-9 -2 - 10-24 - 9 -15 -20 34 6. Количество материалов необходимое для приготовления технологических растворов Шифр или название Нормативный документ на изготовление 2 3 Бентонитовый глинопорошок ТУ 39-0147001-105-93 ПБМА ФХЛС-Б ТУ 2454-002-04698227-2000 Remacid ТУ 2458-004-22427740-2002 «СМЭГ-5М» ТУ 2458-007-58864391-2007 (ТУ (ФК 2000) 2458-003-49472578-07) КСД ТУ 2458-013-35944370-2008 Барит ГОСТ 4682-84 гидроксиэтилкарбоксилметил -крахмал КCl целлотон техническая вода-остальное барит (гематит) ТУ 6-55-221-1477-97 Цель применения реагента 4 Технологический раствор Приготовление суспензии глинистой Приготавливае Норма расхода, Потребное мый и т/1 м3 количество на обрабатываем объем ый объем, м3 5 6 51,25 Понизитель вязкости Бактерицид Снижение липкости глинистой корки Регулирование смазочных свойств бурового раствора Утяжеление бурового раствора Блокирующий раствор 2 ТУ 2184-072-00209527-2001 ТУ 6392-002-32957739-98 ГОСТ 4682-84 Утяжеление бурового раствора Незамерзающая жидкость Газоконденсат 1,6 0,01 0,001 0,02 0,5 0,05 1,0 0,015 0,76 1,05 53,8 3% 0,06 10% 1,5% 0,20 0,03 1,71 2,66 расчет 4,88 35 0,03 расчет 3,80 7. Работа специальной техники Наименование работы 1 1 Работа: Приготовление блокирущей жидкости 2 Пробег Наименование или шифр агрегата Количество, шт. Единица измерения 2 АН-700 ЦА-320 Трактор 3 1 1 1 4 пгр./опер. час час ЦА-320 АН-700 1 1 км 190,53 сут 4,0 сут 4,0 3 Эксплуатация -БУ - передвижной электростанции Продолжител Источник, ьность работ обосновывающи на скважине й стоимость работ 5 6 2 Сб.СНиР 2757 36,0 2750 36,0 4433 2806 Технические средства, используемые при выполнении работ по консервации скважины Наименование материала или технического средства, цель применения 1 Монтаж: - ОП4-230/80х70ХЛ Нормативный документ на изготовление 2 ГОСТ 13862-90 Источник норм расхода Сб. ССНиР 49 [4] 3 Единица измерения Количество 4 5 31,3/450 комплект 1 36 XV. Ликвидация скважины 1. Объем работ по ликвидации скважины Наименование и характеристика работ Единица Объем Источник Предприятие, измерен работ норм и выполняющее работы ия расценок (буровое, специализированное) 1 2 3 1 Приготовление технологического раствора* сут 0,5 2 Глушение скважины технологическим раствором, демонтаж ФА* сут 1,5 Табл. 22 [81] Буровая организация 3 Монтаж ПВО, опрессовка сут 0,5 расчет Буровая организация Табл. 22 [81] Буровая организация 4 Установка цементных мостов в эксплуатационной колонне: - в интервале башмака кондуктора - в интервале перфорации последнего объекта* 4 5 Буровая организация сут сут 2,5 4,2 5 Заполнение скважины газоконденсатом или другой незамерзающей жидкостью (400-0 м) сут 0,2 Табл. 25 [81] Буровая организация 6 Демонтаж ПВО, оборудование устья (установка бетонной тумбы и репера) сут 1,0 расчет Буровая организация Итого 10,4 В т.ч. монтаж-демонтаж ПВО сут 1,0 Примечания – 1 На проведение работ по ликвидации скважины составляется индивидуальный план, который согласовывается с территориальным органом Ростехнадзора, филиалом – СВЧ и утверждается Заказчиком. 2 Порядок проведения работ при ликвидации принят согласно требованиям РД 08-492-02 [88]. 3 *В случае проведения ликвидации скважины с передвижного станка учесть для задавки скважины расход материалов и работу техники, затраты определить по СФР. 37 ПД № 147/09-262– РБ 2. Типы и параметры технологических растворов Наименование технологического раствора Тип или состав жидкости Плотность, кг/м3 Условная вязкость, c Показатель фильтрации по ВМ-6, см3/30 мин Вязкость пластическая, мПа · с 1 2 3 4 5 Технологический Утяжеленный полимер глинистый 1690 35-45 2-3 газоконденсат 780 Незамерзающий СНС, дПа рН Температура замерзания раствора º С 1 мин 10 мин 6 7 8 9 10 30-35 25-35 50-60 8-9 -2 -20 3. Типы и реологические характеристики тампонажных растворов и свойства цементного камня Состав раствора 1 ЦТТРС-2АРМ Температура Плотность, РастекаСрок Водоотде Проницае Предел тверде-ния, кг/м3 емость, мм схватыва-ния, ление, мость прочности камня о С ч-мин мл камня через 2 сут, через МПа 2 сут, нача-ло ко-нец 1·10-3, изгиб сжатие мкм2 2 3 4 5 6 7 8 9 10 100 1850 200 11-00 12-10 непрониц 3,1 9,5 38 Линейное расшире-ние, через 14 сут, % 11 ПД № 147/09-262– РБ 4. Количество материалов, необходимое для приготовления технологических растворов Шифр или название Нормативный документ на изготовление 1 2 Цель применения химреагента 3 Запас материалов Потребное количество на объем , т. 4 Норма расхода на 1 м3 (кг) 5 51,25 0,03 1,6 6 Бентонитовый глинопорошок ПБМА ФХЛС-Б ТУ 39-0147001-105-93 Приготовление суспензии ТУ 2454-002-04698227-2000 Понизитель вязкости 0,01 0,5 Remacid ТУ 2458-004-22427740-2002 Бактерицид 0,001 0,05 «СМЭГ-5М» (ФК 2000) КСД ТУ 2458-007-58864391-2007 (ТУ 2458-003-49472578-07) ТУ 2458-013-35944370-2008 Снижение липкости глинистой корки Регулирование смазочных свойств бурового раствора 0,02 1,0 0,015 0,76 Барит ГОСТ 4682-84 Утяжеление бурового раствора Незамерзающий раствор 1,05 53,8 расчет 3,80 газоконденсат глинистой Приготавливаемый и обрабатываемый объем, м 3 Заполнение интервала мерзлоты 4,88 Примечание - В случае проведения ликвидации скважины сразу после испытания объектов работы по п.п. 1. 2 табл. 19.13 не проводятся, расход материалов и работа техники не учитываются. 39 5. Компоновка бурильной колонны (колонны НКТ) Интервал установки, м 1 До первого объекта 3630 - 0 Длина, м 2 3630 Тип трубы, диаметр, группа прочности толщина стенки, м Нагрузки, при которых напряжение в трубах достигает предела текучести, кН 4 654 3 НКМ 73х55,5Л Вес, кН Коэффициент запаса прочности одного секци нарасна на избыточное погони таю- растядавление ного щий жение наружвнутметра (с Кз) ное реннее 5 0,0948 6 344,1 7 356,5 8 1,82 9 >1,15 10 >1,32 6. Типы и реологические характеристики тампонажных растворов и свойства цементного камня. Состав раствора 1 ЦТТРС-2АРМ + 0,5 % Натросола 250 ЕXR + 0,45 раствор 0,10 % НТФ Темпе- Плотн ратура ость, твердения кг/м3 , С Растекаемость, мм 2 3 4 110 1850 200 Сроки схватывания, ч-мин Водоо Проницаемо Предел Линейно тслой, сть камня прочности е мл через 2 сут, камня через 2 расшире 1∙10-3, мкм2 сут, МПа ние, через 14 начал конец изгиб/сжатие сут, % о 5 6 11-00 12-10 40 7 8 9 0 не проницаем 5,5/16,3 10 7. Исходные данные к расчету установки цементных мостов Тампонажный материал Плотность тампонажного материала 3 (сухого), кг/м Внутренний диаметр колонны, мм Водоцементное отношение 1 ЦТТРС-2АРМ 2 1850 3 124,6 4 0,45 Количество сухого материала для приготовления 1 3 м раствора, т 5 1,276 Содержание наполнителя в жидкости затворения, % 6 0,10 (НТФ) 8. Количество материалов, необходимое для приготовления тампонажных растворов Наименование материала Нормативный документ или технического на изготовление средства, цель применения Единица измерения Необходимое количество 1 ЦТТРС -2АРМ - Установка цементных мостов Натросола 250 ЕXR 2 ТУ 5734-004-743642322005 ТУ 2231-001-21095737-05 3 т 4 2,62 т 0,0095 НТФ ГОСТ 13493-77Е т 0,0015 ЦТТРС -2АРМ - Установка устьевой тумбы Натросола 250 ЕXR ТУ 5734-004-743642322005 ТУ 2231-001-21095737-05 т 1,27 т 0,0063 НТФ ГОСТ 13493-77Е т 0,001 Номер расценки по сборнику цен 5 9. Оборудование для приготовления технологических растворов Наименование оборудования Типоразмер или шифр Количество комплектов, шт. Нормативный документ на изготовление Примечание 1 Емкостей под технологи-ческий раствор V=50м3 агрегат 2 - 3 1 4 - 5 - ЦА-320 АН-700 1 1 - - 41 10. Работа специальной техники Наименование работы Наименование или шифр агрегата 1 2 Приготовление ЦА-320 технологическог о раствора -//АН-700 -//ППУ-1600 Установка АН-700 цементных СМН-20 мостов и Осреднительная цементной емкость тумбы: трактора Пробег: Осреднительная емкость АН-700 СМН-20 ЦА -320 ППУ-1600 Количество, шт. 3 1 Единица Продолжительно Источник, измерения сть работ обосновыва на скважине ющий стоимость работ Сб. ССНиР 49 4 5 6 час 36,0 2750 1 1 1 1 1 агр./опер. час агр./опер. час агр./опер. 1 249,6 3 12 1 2757 2802 2757 2752 2748 1 1 час км 112,8 190,53 4433 2806 1 1 1 1 км км км км 190,53 190,53 190,53 190,53 2806 2806 2806 2806 11. Технические средства, используемые при выполнении работ Наименование материала или технического средства, цель применения Нормативный документ на изготовление 1 2 Монтаж: - ОП4-230/80х70ХЛ ГОСТ 13862-90 - емкостей под технологи-ческий раствор V=50м3 Эксплуатация: - БУ - передвижной электростанции 42 Источник норм расхода Сб. ССНиР 49 [4] 3 Единица измерения Количество 4 5 31,3/450 комплект 1 32,5/457 блок 1 сутки сутки 10,4 10,4