Извещение № 257-УБц/2013
Открытый запрос предложений: № 257-УБ/2013
Предмет запроса предложений: Право заключения договора на оказание сервисных услуг по
сервисному обслуживанию буровых расворов и цементированию поисково-оценочной скважины № 1
Троицкой площади для нужд филиала «Краснодар бурение» ООО "Газпром бурение" (далее –
запрос предложений).
ЛОТ 1: Оказание сервисных услуг по сервисному обслуживанию буровых расворов поисковооценочной скважины № 1 Троицкой площади для нужд филиала «Краснодар бурение» ООО "Газпром
бурение".
ЛОТ 2: Оказание сервисных услуг по цементированию поисково-оценочной скважины № 1 Троицкой
площади для нужд филиала «Краснодар бурение» ООО "Газпром бурение".
Организатор: ООО «Газпром бурение» ( www.burgaz.ru)
Адрес Организатора: г.Москва, ул. Наметкина д. 12А, Тендерное управление
Телефон: +7(499) 580-35-11.
Контактное лицо: Миронова Евгения Евгеньевна,
e-mail: [email protected]
Информация о запросе предложений:
Дата начала приема заявок: «27» августа 2013 г.
Дата, время и место окончания приема заявок: «03» сентября 2013г., 12/00 час. (время московское),
по адресу Организатора.
Дата, время, и место подведения итогов: сентябрь 2013г, по адресу Организатора.
Условия оплаты услуг: в соответствии с условиями договора (см. документацию).
Уведомление о намерении принять участие в Запросе предложений: Уведомление о намерении
принять участие в Запросе предложений, подготовленное по прилагаемой форме, должно быть
направлено через тендерную площадку сайта ООО «Газпром бурение» (www.burgaz.ru) не позднее
даты окончания срока подачи заявок на участие в Запросе предложений в формате Excel, а также
подписанное руководителем - в отсканированном виде.
Подача заявки на участие в запросе предложений:
ВНИМАНИЕ! Подача заявки на участие в запросе предложений осуществляется через
тендерную площадку сайта ООО «Газпром бурение» (www.burgaz.ru) .
Незарегистрированные пользователи до начала загрузки документов (до подачи Уведомления о
намерении принять участие в запросе предложений) должны убедиться, что у них подготовлен
полный пакет документов для подачи заявки с учетом всех требований документации о запросе
предложений.
Дополнительная информация
Запрос предложений не является торгами (конкурсом, аукционом) или публичным конкурсом в
соответствии со статьями 447-449 части первой и статьями 1057-1061 части второй Гражданского
кодекса Российской Федерации, и не накладывает на Организатора и Заказчика обязательств,
установленных указанными статьями Гражданского кодекса Российской Федерации.
Организатор имеет право вносить изменения в извещение о проведении Запроса предложений в любое
время до истечения срока подачи Заявок. Организатор имеют право отказаться от проведения Запроса
предложений в любое время до подведения его итогов, не неся никакой ответственности перед
участниками размещения заказа или третьими лицами, которым такие действия могут принести
убытки. Запрос предложений признается несостоявшимся, если по окончании срока подачи Заявок не
подано ни одной Заявки, а также, в случае если на основании результатов рассмотрения Заявок
принято решение об отклонении всех Заявок.
Приложение 1
к Извещению от «18 » июля 2013г.
№217-УБц2013
Задание на оказание услуг
на проведение открытого конкурса по сервисному обслуживанию буровых расворов и
цементированию поисково-оценочной скважины № 1 Троицкой площади для нужд
филиала «Краснодар бурение»
ЛОТ 1: Оказание сервисных услуг по сервисному обслуживанию буровых расворов поисковооценочной скважины № 1 Троицкой площади для нужд филиала «Краснодар бурение» ООО
"Газпром бурение".
ЛОТ 2: Оказание сервисных услуг по цементированию поисково-оценочной скважины № 1
Троицкой площади для нужд филиала «Краснодар бурение» ООО "Газпром бурение".
Месторасположение скважины:
Мотыгинский район) Красноярский край.
Богучанского район (частично на территории
Троицкий ЛУ географически расположен в юго-западной части Средне-Сибирского
плоскогорья, на левобережье бассейна нижнего течения р. Ангары. Административно находится большей своей частью на территории Богучанского района и частично на территории
Мотыгинского района Красноярского края. Площадь участка составляет 2804 км.
Районные центры - п.п. Богучаны и Мотыгино находятся в 140 и 60 км
соответственно от центра ЛУ; расстояние от площади проектируемых работ до г. Красноярска
385 км по прямой.
Населенные пункты п.п. Богучаны и Мотыгино имеют речные пристани для приема пассажирских и грузовых судов, через р. Ангару летом действует паром, зимой связь
осуществляется по ледовым переправам; продолжительность навигационного периода по р.р.
Енисей и Ангара - июнь-сентябрь; реки судоходны весь навигационный период.
Ближайшая железнодорожная станция - Карабула - находится в 44 км. южнее
с.Богучаны и связана с ним асфальтированной дорогой с автобусным сообщением; ветка
транссибирской магистрали Красноярск-Карабула проходит восточнее участка на расстоянии
120 км; расстояние железнодорожным транспортом от г. Красноярска до ст. Карабула
составляет 614 км.
В с. Богучаны находится аэропорт с бетонной взлетно-посадочной полосой, способной принимать тяжелые типы самолетов и вертолеты. Транссибирская железнодорожная
магистраль проходит в 150-170 км южнее описываемой территории.
Назначение скважины – поисково-оценочная.
Период проведения работ – ориентировочно январь 2014 – июль 2016 года.
(1032 суток)
Табл. 1. Данные о конструкции скважины
Наименование
обсадных
колонн
Обсад-ные
трубы
Глубина
спуска,
м
Назначение обсадных колонн, обоснование
выбора
секционности, глубины спуска колонны и
способа цементирования
530х12, К-52,
стыкосварные
30
426х12, Е,
батресс
800
1 Направление
2 Кондуктор
3 Первая
промежуточная
323,9х11, Л,
ОТТМ
4 Вторая
промежуточная
244,5х10, Р,
TMK TTL-01
3460
5
Эксплуатационная
177,8х11,51,
М, ОТТГ
4500
2260
Рис 1. График совмещенных давлений
Спускается с целью перекрытия
слабоустойчивых, рыхлых пород четвертичного и пермско-каменноугольного возраста
представленных аллювиальными отложениями
надпойменной террасы и кровли отложений
ордовикского возраста. Цементируется до
устья.
Спускается в кровлю эвенкийской свиты с
целью перекрытия всех зон осложнений в
терригенных отложениях пермо-карбона и
интрузии долеритов, предполагаемой в
подошве пермско-каменноугольного
комплекса, а также для установки
противовыбросового оборудования для
технологических целей. Цементируется до
устья.
Спускается в верхнюю часть нижнебельской
подсвиты перед вскрытием предполагаемой
зоны с аномально высоким пластовым
давлением. Колонна спускается для изоляции
зон возможных поглощений в карбонатных
породах литвинцевской, ангарской свит и
породах верхнебельской подсвиты.
Оборудуется противовыбросовым
оборудованием. Цементируется до устья.
Спускается в кровлю отложений собинской
свиты. Целью спуска данной колонны является
перекрытие зоны с аномально высоким
пластовым давлением, возможных
водопроявлений в нижнебельскойподсвите и
усольской свите, а также для качественного
вскрытия перспективной части разреза с
предполагаемым аномально высоким
пластовым давлением. Колонна оборудуется
противовыбросовым оборудованием.
Цементируется до устья.
Целью спуска колонны является перекрытие
зон возможных осложнений при бурении
перспективной части разреза в отложениях
венда, верхнего рифея-венда и рифея, а также
изоляция, разобщение продуктивных горизонтов и, в дальнейшем, их качественное
испытание. Колонна оборудуется
противовыбросовым оборудованием и
цементируется до устья.
Проектный профиль вертикальный.
Табл. 2. Тип и параметры буровых растворов по интервалам
Тип
бурового
раствора
Интервал
бурения, м
от
(верх)
ДО
Плотность,
кг/м
(низ)
Услов- Показаная вяз- тель
кость, с фильтрации по
ВМ-6,
см3/30
мин
Минерализация,
г/л
Корка, Коэфмм
фициент
трения
глинистой
корки,
поФСК
снс, дПа
1
мин
рН
Реологические
параметры
пластическая
вязкость,
мПа-с
10
мин
Содер- Содержание
жание
твердой песка, %
динами- фазы, %
ческое
напряжение
сдвига,
дПа
Полимерглинистый
0
30
1120
90-120
<18
При бурении под направление
<1,5
<0,3
10-20
-
25-35
7-9
15-20
30-40
<20
<2-3
Полимерглинистый
30
800
1120
90-120
<18
При бурении под кондуктор
<1,5
<0,2
-
25-35
7-9
15-20
30-40
20
<2-3
Полимерглинистый
соленасыщенный
800
2260
1250
40-60
При буре нии под первую промежуточную колонну
8-10
300
<1
<0,2
5-25
20-65
8-9,5
10-20
15-25
<15
<1
При буре) чии под вторую промежуточную колонну
<4
300
<1,0
<0,2
30-75 45-100
8-9,5
10-35
30-80
<25
<1
8-9
14-30
30-40
<15
<1
1
2260
Полимерглинистый
соленасыщенный
утяжеленный
3460
1620
50-80
Полимерглинистый
утяжелённый
4500
1320
40-65
3460
10-20
При бурении под эксплуатационную колонну
<4
<0,5
<0,1
10-20
-
30-40
Примечания
1. Плотность бурового раствора перед вскрытием продуктивных пластов уточняется
по данным станции ГТК, с учетом фактических пластовых давлений и в соответствии с
требованиями ПБ 08-624-03 [2]. Углубление скважины в таких условиях должно
осуществляться по совместному решению проектировщика, заказчика и подрядчика с
комплексом мероприятий по предотвращению газоводонефтепроявле-ний, оформленному
протоколом.
2. Для предотвращения осложнений, при разбуривании продуктивных пластов,
связанных с качеством бурового раствора, в обязательном порядке проводить входной
контроль глинопорошка, утяжелителя, полимерных и смазывающих реагентов. СТО
Газпром 2-3.2-165-2007 «Компоненты буровых растворов. Входной контроль».
3. Не допускается в процессе бурения отклонение плотности бурового раствора
(освобожденного от газа), находящегося в циркуляции более, чем на 0,02 г/см от
установленной проектом величины (кроме случаев ликвидации газонефтеводопроявлений),
согласно требованиям п. 2.7.3.7 ПБ 08-624-03.
4. Измерение параметров бурового раствора производится в соответствии с
нормативными документами ОАО «Газпром»: СТО Газпром
2-3.2-003-2005; СТО Газпром 2-3.23-002-2005; СТО Газпром 2-3.2-004-2005; СТО Газпром
2-3.2-005-2005; СТО Газпром 2-3.2-006-2005;
СТО Газпром 2-3.2-005-2007; СТО Газпром 2-3.2-009-2005; СТО Газпром 2-3.2-010-2005;
СТО Газпром 2-3.2-012-2005.
Табл. 3. Технологическая оснастка обсадных колонн
Наименование и
диаметр
колонн, мм
Наименование
элемента
оснастки
Направление Башмачное
530 мм
кольцо*
Клапан обратный
тарельчатый*
Кондуктор
426 мм
Первая
промежуточная
324 мм
Шифр
элемента
оснастки
Устройство для
цементирования
колонн большого
диаметра (рис. 2.1)
Башмак
БКМ-426
Клапан
ЦКОД1-426
Пробка продавочная (нижняя)
Пробка продавочная (верхняя)
Жестко-упругие
центраторы
Башмак
ПРП-Ц-Н-426
Клапан
ЦКОД1-324
Муфта ступенчатого цементирования
МСЦ-2-324
ПРП-Ц-В-426
ЦЦ-426/490
БКМ-324
Нормативные
документы на
изготовление
Техническая характеристика
диаметр, мм
длина
вес,
(высокН
наружвнутный
ренний та), м
ООО Сибироника
ООО Сибирони-ка
560
ТУ 3663-02644888724-03
ТУ 3663-06000744002-04
ТУ 2539-00234981104-2002
ТУ 2539-00234981104-2002
ТУ3663-03200136596-2004
ТУ 3663-02644888724-03
ТУ 3663-06000744002-04
ТУ 39-860-83
451
530
Количество,
шт.
Расстояние
установки от устья,
м
0,20
0,29
1
30
0,40
0,32
1
30
220
0,50
1,45
1
800
451
-
0,38
1,15
1
780
420
-
0,49
0,65
1
-
420
-
0,49
0,65
1
-
550
434
0,66
0,26
27
351
160
0,39
0,85
1
351
300
0,40
0,92
1
2240
351
300
0,60
2,10
1
700
530
в инт. 0-800 м - через 30
м
2260
Наименование и
диаметр
колонн, мм
Вторая
промежуточная
245 мм
Эксплуатационная 178
мм
Наименование
элемента
оснастки
Шифр
элемента
оснастки
Нормативные
документы на
изготовление
Техническая характеристика
диаметр, мм
длина
(высонаружвнутный
ренний та), м
вес,
кН
Количество,
шт.
Расстояние
установки от устья,
м
Жестко-упругие
центраторы
ЦЦ-324/394
ТУ3663-03200136596-2004
450
330
0,64
0,19
27
30
Башмак
БКМ-245
270
120
0,38
0,53
1
Клапан
ЦКОДМ-245
270
220
0,40
0,60
1
3440
Муфта ступенчатого цементирования
Жестко-упругие
центраторы
Жесткий центратор-турбулизатор
Башмак
МСЦ-1-245
ТУ 3663-02644888724-03
ТУ 3663-06000744002-04
ТУ 39-860-83
в интервале: 0-800 через 30 м, 800-2260 м
через 50 м
3460
270
220
0,52
1,25
1
2160
370
249
0,64
0,14
24
286
250
0,30
0,11
45
198
90
330
0,30
1
в интервале 2260-3460
м -через 50 м.
в интервале:
0-2260 м - через 50 м;
4500
Клапан
ЦКОД-178-1
ТУ 3663-00627913846-2007
ТУ 3663-00627913846-2007
ТУ 3663-07900744002-2010
ТУ 3663-06000744002-04
ТУ 3663-00900148056-01
198
155
325
0,30
1
4480
1
3360
70
винтервале 0 - 3460 м через50 м;
в инт. 3460-4500 м через 50 м
ЦЦ-245/295
ЦТГ 245/295
БКБ-178
ПДМ-178-1
203
155
3320
2,25
Муфта ступенчатого цементирования
ЦТГ 178/212-216
206
182
320
0,13
Жесткий центраТУ 3663-006тор-турбулизатор
27913846-2007
ЦЦ-178/245-270
ТУ 39-921-84
330
181
620
0,11
Пружинный
центратор
Примечания: *- изделия изготавливаются по специальному заказу (изготовитель - ООО Сибироника, г. Красноярск).
21
Табл. 4. Физико-механические свойства тампонажных растворов и цементного камня
Состав раствора
Температура
твердения, °С
Плотность,
кг/м
Растекаем Водоотде Время
ость, мм ление, мл загустева
ния, чмин
5
Направление 530 мм
1860
235
0,5
ЦТРС -50 АРМ + 0,5 раствор 4 %
СаС12
20
5
Кондуктор 426 мм
1860
235
00
1860
235
ЦТРО + 0,55 раствор 4 % СаС12
20
5
1500
1500
ЦТРС -50 АРМ + 0,5 раствор 4 %
СаС12
270
270
00
Первая промежуточная 324 мм
1860
230
00
1860
230
Сроки
схватывания,
ч-мин
Прочность камняна Газопрониизгиб через 2суток,
цаемость
МПа
камня через 2
суток, 10м
изгиб
сжатие
начало
конец
2-10
3-40
4-15
5,2
18,7
не прониц.
2-10
3-40
8-15
4-15
11-05
5,2
2,6
18,7
7,8
не прониц.
3-10
4-40
6-15
5-50
10-20
3,8
1,4
14,2
3,2
0,04
4-50
6-50
15-20
7-30
18-20
3,5
1,0
10,5
3,3
-
ЦТРС II-100 АРМ + 0,3% натросола 250
ЕХК + 0,5 раствор 0,15 % НТФ
75
20
ЦТРО + 0,55 раствор 4 % СаС12
20
5
1500
1500
270
270
00
3-10
4-40
6-15
5-50
10-20
3,8
1,4
14,2
3,2
0,04
ЦТРС II-100 АРМ + 0,3% натросола 250
ЕХК + 0,5 раствор 0,15 % НТФ
75
20
1830
1830
230
230
00
4-50
6-50
15-20
7-30
18-20
3,5
1,0
10,5
3,3
-
ЦТТРС-2АРМ + 0,3 % натросола 250
ЕХК + 0,45 раствор 0,05 % НТФ
90
4-50
5-20
5-50
5,5*
17,0*
не прониц.
ЦТРОС П-4 АРМ + 0,8 раствор
0,06% НТФ
75
20
5-50
5-50
9-30
6-30
14-00
2,8
1,2
12,0
4,0
-
Вторая промежуточная 245 мм
1860
205
0
1500
1500
270
270
00
Эксплуатационная колонна 178 мм
ЦТТРС П-2АРМ + 0,3% натросола 250
ЕХК + 0,45 раствор 0,25 % НТФ
ПО
1900
200
0
4-50
ЦТРС II-100 АРМ + 0,3% натросола
250ЕХК+0,5раствор ОД 5% НТФ
75
20
1830
1830
210
210
0
0
4-50
340 мин**
6-50
15-20
7-30
18-20
5,5
16,5
не прониц.
3,5
1,0
10,5
3,3
-
Табл. 5. Параметры и компонентный состав буферной жидкости
Интервал,
м
Объем,
м3
Состав
Норма расхода,
кг/м
Количество, т
Пластическая
вязкость,
мПа*с
Динамическое
напряжение сдвига, Па
1090
30
60-70
-
1220
50-60
60-80
менее 30
1090
30
60-70
55-60
60-80
30
60-70
Плотность,
кг/м
Водоотдача,
см /30 мин
Направление 530 мм
30-0
3,0
Незамерзающая буферная жидкость
Техвода
935,1
ШС1
150,0
Натросол 250 ЕХК
4,0
800-0
5,0
3,0
Вытесняющая буферная жидкость
Техвода
800,0
СБП-2
440,0
Незамерзающая буферная жидкость
Техвода
935,1
ШС1
150,0
Натросол 250 ЕХК
4,0
2260-0
5,0
Вытесняющая буферная жидкость
Техвода
800,0
СБП-2
440,0
3,0
Незамерзающая буферная жидкость
Техвода
935,1
ШС1
150,0
Натросол 250 ЕХК
4,0
2,81
0,45
0,012
Кондуктор 426 мм
4,0
2,2
2,81
0,45
0,012
Первая промежуточная 324 мм
Первая ступень
1220
4,0
2,2
Вторая ступень
1090
2,81
0,45
0,012
менее 30
Интервал,
м
Объем,
м3
Состав
Норма расхода,
кг/м
3460-0
5,0
Вытесняющая буферная жидкость
Техвода
710,0
СБП-2
710,0
3,0
Незамерзающая буферная жидкость
Техвода
935,1
ШС1
150,0
Натросол 250 ЕХК
4,0
5,0
Вытесняющая буферная жидкость
Барит (КБ-3)
753,0
Техвода
700,0
Биоксан
2,2
НТФ
1,0
Ника(0,5% к объему)
50,0 л
3,0
Незамерзающая буферная жидкость
Техвода
935,1
ШС1
150,0
Натросол 250 ЕХК
4,0
4500-0
Количество, т
Плотность,
кг/м
Вторая промежуточная 245 мм
Первая ступень
1410
3,55
3,55
Вторая ступень
1090
2,81
0,45
0,012
Эксплуатационная колонна 140 мм
Первая ступень
1510
3,77
3,50
0,011
0,005
250,0 л
Вторая ступень
1090
2,81
0,45
0,012
Пластическая
вязкость,
мПа*с
Динамическое
напряжение
сдвига, Па
60-70
90-110
30
60-70
50-60
80-90
30
60-70
Водоотдача,
см /30 мин
менее 30
менее 10
Табл. 6. Потребное количество материалов, оборудования и цементировочной техники
Наименование
работ,
материалов
ЦТРО
ЦТРС-50 АРМ
ЦТТРС-2 АРМ
ЦТРС-ЮОАРМ
СаС12
НТФ
Натросол 250
ЕХР
Техвода
Биоксан
НТФ
Ника
Вермикулит
СБП-2
СБП-4
Шифр и
номер
позиции
норматива,
код
ресурса
Нормативные документы
Един.
измер.
Направле-ние
530 мм
Потребное количество
КондукПервая
Вторая
Эксплуа- Таблица
тор
промепроме- тационная по сбор426 мм
жужуколонна нику цен
точная
точная
178 мм
324 мм
245 мм
Материалы и химреагенты для приготовления тампонажного раствора
ТУ 5734-003-74364232-05
т
60,26
100,98
ТУ 5734-007-74364232-06
т
6,15
29,58
ТУ 5734-004-74364232-2005
т
ТУ 5734-007-80338612-2008
т
61,82
ГОСТ 450-77
т
0,12
1,82
2,12
ГОСТ 13493-77Е
т
0,045
ТУ 2231-001-21095737-05
т
3
местн.
2,93
45,66
82,35
м приготовления буферной жидкости
Материалы и химреагенты для
ТУ 2458-001-16636639-2005
т
ГОСТ 13493-77Е
т
л
ГОСТ 12865-67
т
ТУ 5717-008-80338612-2007
т
2,20
2,20
ТУ 5717-008-80338612-2007
т
96,00
67,79
0,070
0,27
29,90
63,87
0,078
0,083
73,68
43,20
0,011
0,005
250,00
-
3,55
Наименование
работ,
материалов
Барит (КБ-3)
ШС1
ЦТТРС-2АРМ
Натросол 250
ЕХК
Техвода
Буровой раствор
ЦА-320М
2 СМН-20
Осреднитель-ная
емкость ОС-10
БМ-700
Станция контроля цементирования СКЦ
ППУА1600/100
Шифр и
номер
позиции
норматива,
код
ресурса
Нормативные документы
ГОСТ 4682-84
ТУ 2432-011-00-203803-98
ТУ 5734-004-74364232-2005
ТУ 2231-001-21095737-05
Един.
измер.
т
т
т
т
Направле-ние
530 мм
Потребное количество
КондукПервая
Вторая
Эксплуа- Таблица
тор
промепроме- тационная по сбор426 мм
жужуколонна нику цен
точная
точная
178 мм
324 мм
245 мм
0,45
0,012
0,45
0,012
0,45
0,012
0,45
0,012
3,00
-
2,81
-
6,81
-
6,81
-
6,36
-
2,00
-
Количество тампонажной и специальной техники (первая ступень/вторая ступень)
агр.
1
6
7/5
6/5
агр.
1
5
6/2
5/4
агр.
1
1/1
1/1
5/5
5/4
1/1
местн.
местн.
3
3м
м
агр.
агр.
1
1
1
1
1/1
1/1
1/1
1/1
1/1
1/1
агр.
1
1
1/1
1/1
1/1
Работа агрегатов (первая ступень/вторая ступень)
Наименование
работ,
материалов
Шифр и
номер
позиции
норматива,
код
ресурса
Нормативные документы
Подогрев воды перед цементированием
ППУА1600/100
ЦА-320М
Един.
измер.
Направле-ние
530 мм
Потребное количество
КондукПервая
Вторая
Эксплуатор
промепроме- тационная
426 мм
жужуколонна
точная
точная
178 мм
324 мм
245 мм
ч
24
24
24/24
24/24
24/24
ч
8
8
8/8
8/8
8/8
Приготовление и подогрев буферной жидкости перед цементированием
ППУАч
12
1600/100
ЦА-320М
ч
9
12
12/12
12/12
12/12
9
9/9
9/9
9/9
Таблица
по сборнику цен
3-19-0102
3-17-0101
3-19-0102
3-17-0101
Затаривание цементом и добавками
2СМН-20
т
6,15
89,84
162,80
163,79
93,77
3-17-0102
Работа агрегатов перед цементированием
2 СМН-20
ч
9
8
8/8
9/9
9/9
3-17-0102
Дежурство агрегатов перед цементированием
ЦА-320М
ч
18
18
18/18
18/18
21/21
3-17-0201
Тарировка приборов перед цементированием
ЦА-320М
ч
2
2
2/2
2/2
2/2
3-17-01-
Наименование
работ,
материалов
Станция контроля цементирования СКЦ
ЦА-320М
2 СМН-20
Осреднительная емкость
ОС-10
БМ-700
Станция контроля цементирования СКЦ
ППУ-ЗМ
Шифр и
номер
позиции
норматива,
код
ресурса
Нормативные документы
Един.
измер.
ч
Направле-ние
530 мм
2
Потребное количество
КондукПервая
Вторая
Эксплуатор
промепроме- тационная
426 мм
жужуколонна
точная
точная
178 мм
324 мм
245 мм
2
2/2
Работы по цементированию (первая ступень/вторая ступень)
1/39,24
6/45,39
агр7/5
опер/
62,40
ч
1/39,24
5/45,39
агр6/2
опер/
62,40
ч
1/1
1/39,24
1/45,39
агр62,40
опер/
ч
111
1/39,24
1/45,39
агр62,40
опер/
ч
1/1
1/39,24
1/45,39
агр62,40
опер/
ч
1/1
1/3
1/3
агр6
опер/
Таблица
по сборнику цен
2/2
2/2
02
3-17-0105
6/5
60,33
5/5
57,13
3-17-0101
5/4
60,33
5/4
57,13
3-17-0102
1/1
60,33
111
3-17-0104
111
57,13
57,13
3-17-0103
111
57,13
3-17-0105
1/1
6
3-19-0102
60,33
1/1
60,33
1/1
6
Наименование
работ,
материалов
Шифр и
номер
позиции
норматива,
код
ресурса
Нормативные документы
Един.
измер.
Направле-ние
530 мм
Потребное количество
КондукПервая
Вторая
Эксплуатор
промепроме- тационная
426 мм
жужуколонна
точная
точная
178 мм
324 мм
245 мм
Таблица
по сборнику цен
ч
Дежурство на период ОЗЦ
ЦА-320М
ч
24
36
48/48
48/48
48/48
3-17-0201
Дежурство на период вскрытия продуктивного горизонта
АН-700
ч
-
-
-
-
3993
3-17-0201
Примечание. Станция контроля цементирования СКЦ входит в состав оборудования станции ГТИ.
Ориентировочная гидравлическая программа цементирования обсадных колонн
Табл. 8. - Результаты гидравлического расчёта цементирования обсадной колонны (Кондуктор диаметром 426 мм)
Исходные данные
Наименование
Единица
измерения
м
МПа
МПа
м3
кг/м3
Фактический диаметр скважины
Давление гидроразрыва слабого пласта
Допустимое давление на слабый пласт (коэффициент запаса = 5%)
Объем продавочной жидкости
Средняя плотность жидкости в затрубье в конце продавки
Тип
закачиваемой
жидкости
Буфер
Тампонаж
Продавка
Продавка
Плотность,
кг/м3
1000
1860
1120
1120
Объем Сумпорции марный
м3
объем,
м3
0,19
6,78
2,02
2,00
0,19
6,97
8,99
10,99
Производительность
ЦА,
м /с
0,009
0,009
0,009
0,001
Значение
0,6043
0,53
0,51
4,02
1860
Давление, МПа
в колонне
гидро- гидростати- сопроческое тивления
0,328
0,427
0,461
0,402
0,000
0,000
0,000
0,000
в затрубье
гидро- гидростати- сопроческое тивления
0,329
0,422
0,461
0,547
0,000
0,000
0,000
0,000
Время выполнения, мин
гидравложи- на цементиро- опера- нарасдаемое вочной головке ции
таюических
щее
сопротив- на сла- допус- в конце
бый
лений в
тимое операпласт
обвязке
ции
ЦА
0.010
0,329 0,003 0,001
0,4
0,4
0.010
0,422 -0,005 -0,005
13,1 20,3
0.010
0,461 0,000 0,000
3,9 24,2
0.010
0,547 0,145 0,145
23,8 48,0
Примечания:
1. Отрицательные значения давления на цем. головке (графа 13) означают необходимость создания противодавления в затрубном пространстве.
2. Общее время цементирования 48 мин. (+25% 60 мин.)
Рис. 2 Гидравлический режим цементирования направления
Табл. 9. - План закачки растворов (Направление)
Наименование
раствора
Буфер
Тампонаж
Тампонаж
Тампонаж
Тампонаж
Продавка
Продавка
Расход,
л/сек
8,6
Объём, Время,
м3
мин
8,6
0,19
6,78
6,78
8,6
1,4
2,02
2,00
0,4
6,8
13,1
3,0
2,0
3,9
23,8
Сум.
Объём,
м3
0,19
6,78
13,55
13,55
13,55
2,02
4,02
Комментарий
Закачка
Затворение
Закачка
Промывка линий
Сброс пробки
Продавка
Продавка
Табл. 10. - Результаты гидравлического расчёта цементирования обсадной колонны (Кондуктор диаметром 426 мм)
Исходные данные
Наименование
Единица
измерения
м
МПа
МПа
м3
кг/м3
Фактический диаметр скважины
Давление гидроразрыва слабого пласта
Допустимое давление на слабый пласт (коэффициент запаса = 5%)
Объем продавочной жидкости
Средняя плотность жидкости в затрубье в конце продавки
Тип
закачиваемой
жидкости
Буфер
Тампонаж
Продавка
Продавка
Плотность,
кг/м
1000
1500
1120
1120
Объем Сум- Произпорции марный водиобъем, тель, м3
м3
ность
ЦА,
м /с
5,00
60,25
79,00
20,00
5,00
65,25
144,25
164,25
0,026
0,026
0,026
0,004
Значение
0,4857
14,59
13,86
99
1860
Давление, МПа
в колонне
гидро- гидростати- сопроческое тивления
в затрубье
гидро- гидростати- сопроческое тивления
8,737
9,786
10,066
8,924
8,794
9,808
13,044
14,590
0,001
0,001
0,001
0,000
0,010
0,007
0,014
0,002
гидравлических
сопротивлений в
обвязке
ЦА
0.010
0.010
0.010
0.010
ожидаемое
на слабый
пласт
8,803
9,816
13,057
14,592
Время выполнения, мин
на цементиро- опера- нарасвочной головке ции
тающее
допус- в конце
тимое операции
0,177
0,020
3,014
5,666
0,057
0,022
2,978
5,666
3,2
38,9
51,0
79,4
Примечания:
1. отрицательные значения давления на цем. головке (графа 13) означают необходимость создания противодавления в затрубном пространстве.
2. Общее время цементирования 193 мин. (+25% 242 мин.)
3,2
63,0
114,0
193,4
Рис. 3 Гидравлический режим цементирования кондуктора
Табл. 11. - План закачки растворов (кондуктор)
Наименование
раствора
Буфер
Тампонаж
Тампонаж
Тампонаж
Тампонаж
Продавка
Продавка
Расход,
л/сек
25,8
Объём, Время,
м3
мин
25,8
5,00
83,31
60,25
25,8
4,2
79,00
20,00
3,2
20,8
38,9
3,0
2,0
51,0
79,4
Сум.
Объём,
м3
5,00
83,31
143,56
143,56
143,56
79,00
99,00
Комментарий
Закачка
Затворение
Закачка
Промывка линий
Сброс пробки
Продавка
Продавка
Табл. 12. - Результаты гидравлического расчёта цементирования обсадной колонны (Первая промежуточная диаметром 323,9 мм)
Исходные данные
Наименование
Единица
измерения
м
МПа
МПа
м3
кг/м3
Фактический диаметр скважины
Давление гидроразрыва слабого пласта
Допустимое давление на слабый пласт (коэффициент запаса = 5%)
Объем продавочной жидкости
Средняя плотность жидкости в затрубье в конце продавки
Тип
закачиваемой
жидкости
Плотность,
кг/м
Объем Сумпорции марный
объем,
м3
м3
Производительность
ЦА,
м /с
Значение
0,3693
42,54
40,41
158,35
1443
Давление, МПа
в колонне
в затрубье
гидро- гидро- гидро- гидростати- сопро- стати- сопроческое тивческое тивления
ления
гидравлических
сопротивлений в
обвязке
ЦА
0.010
0.010
0.010
0.010
ожидаемое
на слабый
пласт
Время выполнения, мин
на цементиро- опера- нарасвочной головке ции
тающее
допус- в конце
тимое операции
Буфер
1000 5,00
5,00
0,030
27,509 0,017 27,842
0,145
27,987
1,774 0,332
2,8
2,8
Тампонаж
1500 100,04 105,04
0,030
27,903 0,026 27,903
0,207
28,110
0,000 0,000
55,6 158,4
Тампонаж 2
1860 16,58 121,62
0,030
28,011 0,041 28,011
0,315
28,327
0,000 0,000
9,2 184,2
Продавка
1250 158,35 279,97
0,026
27,789 0,013 32,086
0,120
32,206
5,863 4,296 102,3 286,5
Примечания:
1. Отрицательные значения давления на цем. головке (графа 13) означают необходимость создания противодавления в затрубном пространстве.
2. Общее время цементирования 286 мин. (+25% 358 мин.)
Рис. 4 Гидравлический режим цементирования 1 промежуточной колонны
Табл. 12. - План закачки растворов (1 промежуточная, 1 ступень)
Наименование
раствора
Буфер
Тампонаж
Тампонаж
Тампонаж 2
Тампонаж 2
Тампонаж 2
Тампонаж 2
Продавка
Расход,
л/сек
Объём,
м3
Время,
мин
30,0
30,0
5,00
100,04
100,04
16,58
16,58
25,8
158,35
2,8
100,0
55,6
16,6
9,2
3,0
2,0
102,3
30,0
Сум.
объём,
м3
5,00
100,04
200,08
16,58
33,16
33,16
33,16
158,35
Комментарий
Закачка
Затворение
Закачка
Затворение
Закачка
Промывка линий
Сброс пробки
Продавка
Табл. 13. - План закачки растворов (1 промежуточная, 2 ступень)
Наименование
раствора
Буфер
Тампонаж
Тампонаж
Тампонаж
Тампонаж
Продавка
Расход,
л/сек
30,0
Объём,
30,0
м3
5,00
31,17
31,17
25,8
50,14
Время,
мин
2,8
31,2
17,3
3,0
2,0
32,4
Сум.
объём
м3
м5,00
31,17
62,34
62,34
62,340
50,14
Комментарий
Закачка
Затворение
Закачка
Промывка линий
Сброс пробки
Продавка
Табл. 14. - Результаты гидравлического расчёта цементирования обсадной колонны (Вторая промежуточная диаметром 244,5 мм)
Исходные данные
Наименование
Единица
измерения
м
МПа
МПа
м3
кг/м3
Фактический диаметр скважины
Давление гидроразрыва слабого пласта
Допустимое давление на слабый пласт (коэффициент запаса = 5%)
Объем продавочной жидкости
Средняя плотность жидкости в затрубье в конце продавки
Тип
закачиваемой
жидкости
Буфер
Тампонаж
Продавка
Плотность,
кг/м
1300
1860
1620
Объем
Сумпорции, марный
объем,
м3
м3
5,00
49,50
133,51
5,00
54,50
188,02
Значение
0,2734
68,86
65,42
133,51
1690
Давление, МПа
Время выполПроизнения, мин
водительв колонне
в затрубье
гидравложи- на цементиро- опера- нарасность гидро- гидро- гидро- гидро- ических даемое вочной головке ции
таюЦА,
на сла- допус- в конце
щее
стати- сопро- стати- сопро- сопром /с
ческое
тив- ческое тивтивлений бый
тимое операления
ления в обвязке пласт
ции
ЦА
0,030
0,030
0,026
54,395
57,244
54,885
0,154 56,942
0,188 57,235
0,115 58,869
1,989
2,282
1,530
0.010 58,931
0.010 59,516
0.010 60,399
3,212
-0,009
5,872
2,547
-0,009
3,985
2,8
27,5
86,2
Примечания:
1. Отрицательные значения давления на цем. головке (графа 13) означают необходимость создания противодавления в затрубном пространстве.
2. Общее время цементирования 166 мин. (+25% 208 мин.)
2,8
79,8
166,0
Рис. 5 Гидравлический режим цементирования 2 промежуточной колонны
Табл. 14. - План закачки растворов (2 промежуточная, 1 ступень)
Наименование
раствора
Буфер
Тампонаж
Тампонаж
Тампонаж
Тампонаж
Продавка
Объём,
м3
Время,
мин
30,0
5,00
49,50
49,50
25,8
133,51
2,8
49,5
27,5
3,0
2,0
86,3
Расход,
л/сек
30,0
Сум.
объём,
м3
5,00
49,50
99,00
99,00
99,00
133,51
Комментарий
Закачка
Затворение
Закачка
Промывка линий
Сброс пробки
Продавка
Табл. 15. - План закачки растворов (2 промежуточная, 2 ступень)
Наименование
раствора
Буфер
Тампонаж
Тампонаж
Тампонаж
Тампонаж
Продавка
Объём,
м3
Время,
мин
30,0
5,00
52,24
52,24
8,6
85,39
2,8
52,3
29,0
3,0
2,0
165,5
Расход,
л/сек
30,0
Сум.
объём,
м3
5,00
52,24
104,49
104,49
104,49
85,39
Комментарий
Закачка
Затворение
Закачка
Промывка линий
Сброс пробки
Продавка
Табл. 16. - Результаты гидравлического расчёта цементирования обсадной колонны (Эксплуатационная диаметром 177,8 мм)
Исходные данные
Наименование
Единица
измерения
м
МПа
МПа
м3
кг/м3
Фактический диаметр скважины
Давление гидроразрыва слабого пласта
Допустимое давление на слабый пласт (коэффициент запаса = 5%)
Объем продавочной жидкости
Средняя плотность жидкости в затрубье в конце продавки
Тип
закачиваемой
жидкости
Буфер
Тампонаж
Продавка
Продавка
Плотность,
кг/м
1100
1900
1320
1320
Объем Сумпорции марный
объем,
м3
м3
5,00
21,64
77,63
9,00
5,00
26,64
104,28
113,28
Производительность
ЦА,
м /с
0,030
0,030
0,026
0,014
Значение
0,1948
85,15
80,89
86,63
1450
Давление, МПа
в колонне
в затрубье
гидро- гидро- гидро- гидростати- сопро- стати- сопроческое тив- ческое тивления
ления
ожидаемое
на слабый
пласт
Время выполнения, мин
на цементиро- опера- нарасвочной головке ции
тающее
допус- в конце
тимое операции
56,752
63,008
60,289
58,126
75,516
75,516
74,752
68,600
19,478
13,330
17,047
19,577
0,926
1,027
0,725
0,216
66,876
66,876
68,040
66,278
гидравлических
сопротивлений в
обвязке
ЦА
8,641
0.010
8,641
0.010
6,712
0.010
2,322
0.010
10,123
3,868
7,751
8,152
2,8
12,0
50,2
10,4
2,8
36,4
86,6
97,0
Примечания:
1. Отрицательные значения давления на цем. головке (графа 13) означают необходимость создания противодавления в затрубном пространстве
2. Общее время цементирования 97 мин. (+25% 121 мин.)
Рис. 6 Гидравлический режим цементирования эксплуатационной колонны
Табл. 17. - План закачки растворов (эксплуатационная, 1 ступень)
Наименование
раствора
Буфер
Тампонаж
Тампонаж
Тампонаж
Тампонаж
Продавка
Продавка
Расход,
л/сек
30,0
Объём, Время,
м3
мин
30,0
5,00
21,64
21,64
25,8
14,4
77,63
9,00
2,8
21,6
12,0
3,0
2,0
50,1
10,4
Сум.
объём,
м3
5,00
21,64
43,29
43,29
43,29
77,63
86,63
Комментарий
Закачка
Затворение
Закачка
Промывка линий
Сброс пробки
Продавка
Продавка
Табл. 18. - План закачки растворов (эксплуатационная, 2 ступень)
Наименование
раствора
Буфер
Тампонаж
Тампонаж
Тампонаж
Тампонаж
Продавка
Продавка
Расход,
л/сек
Объём
м3
Время,
мин
Сум.
объём,
м3
30,0
30,0
4,89
46,14
46,98
8,6
4,8
59,05
6,00
2,7
46,1
26,1
3,0
2,0
114,4
20,8
4,89
46,16
93,13
93,13
93,13
59,05
65,05
Комментарий
Закачка
Затворение
Закачка
Промывка линий
Сброс пробки
Продавка
Продавка
Табл. 19. - Работа специальной техники
Наименовани
е работы
Запуск котельной
- выкидных линий
- обсадных колонн
с ПВО
- обсадных труб
на поверхности
- колонны с
колонной
головкой
- приустьевой
части колонны с
колонной
головкой
- азотом водой;
- цем.кольца
- межколонного
пространства
(незамерзающей
жидкостью)
Работа/
дежурство
бульдозера на
этапе
подготовительных
работ к бурению,
бурении,
креплении, ИП
(465,9 сут)
Тип
агрегата,
машины
ППУА1600/100
Единица
измерени
я
показател
я ч
Единицы
измерени
я
Количество
по
скважине
1 маш-ч
12,0
Норма по
сборнику
ЭСН
Газпрома
2003г.
3-19-01-02
ЦА-700М
ЦА-700М
1 агр-ч
1 агр-ч
2,2
4,48 / 1
-
1 агр-ч
1 агр-ч
2,2
13,44
3-17-01-01
3-17-01-01
ЦА-700М
труб
80/1
226/1
346/1
450/1
1 агр-ч
258,6
3-17-01-01
ЦА-700М
1 агр-ч
1,53/0
1,53/0
1,53/0
1,53/0
1 агр-ч
6,12
3-17-01-01
ЦА-700М
1 агр-ч
1,53/0
1,53/0
1,53/0
1,53/0
1 агр-ч
6,12
3-17-01-01
компрессо
р СД9/101
ЦА-700М
ч
5/1
5/1
5/1
5/1
ч
20,0
364320001
1 агр-опер.
1,53
1,53
1,53
-
1 агр-ч
4,59
3-17-01-01
ЦА-700М
1 агр-опер.
1,53
1,53
1,53
-
1 агр-ч
4,59
3-17-01-01
Т-130Б
1 маш-ч
1 маш-ч
3727,2
/
1397,7
481211003/
481211003
к=0,6
Показатель/ количество вызовов агрегата
Первая
Вторая
ЭксплуаКондуктор
промежу
промежу
тационна
точная
точная
я
12/1
Опрессовка:
4,48 / 1
4,48 / 1
3727,2/1397,7
Табл. 19. - Методы испытания (освоения) объектов
Интервал
испытания, м
от
(верх)
ДО
(низ)
Вызов притока
метод
Газодинамические исследования
Депрессия
на пласт,
МПА
10-30% от
Рпл
тип
флюида
ожидаемый
дебит
подвижность
мкм /мПа-с
проницаемость, мкм
менее 0,1
менее 0,1
менее 0,1
менее 0,1
менее 0,1
менее 0,1
менее 0,1
менее 0,1
менее 0,1
менее 0,1
менее 0,1
менее 0,1
количество
режимов
исследований
2
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
4460
4470
Вода
до 100 м3/сут
Замена технологической жидкости на об4290
4300
Газ
до 100 м3/сут
легченый раствор, сни4200
4210
Газ
до 100 м3/сут
жение уровня жидкости 4135
4145
Газ
до 100 м /сут
азотно
компрессорной
4025
4035
Газ
до 100 м3/сут
установкой. Плавный
3970
3980
Газ
до 100 м3/сут
запуск скважины
3830
3840
Газ
до 100 м3/сут
3770
3780
Газ
до 100 м3/сут
3700
3710
Газ
до 100 м3/сут
3670
3680
Газ
до 100 м3/сут
3575
3585
Газ
до 100 м3/сут
3530
3540
Газ
до 100 м3/сут
Примечания:
1. Интервалы испытания и количество режимов исследований уточняются по данным ГИС, отбора керна, испытания в открытом стволе
пластоиспытателем и согласовываются с Заказчиком.
2. Вызов притока производится в соответствии с требованиями п.п. 2.9.7, 2.9.8 «ПБ 08-624-03» [3], способ вызова притока уточняется
Заказчиком.
3 .Перед вызовом притока проводится очистка призабойной зоны методом обратных промывок, методом МПД с технологическими выстойками.
Табл. 20. - Расчет установки цементных мостов
Номер объ- Интервал установки
екта испы- моста, м
ДО
тания
от
(низ)
(верх)
Объем цементного раствора на установку
цементного
моста*, м3
Тип и название тампонажного материала
Расход на 1 м ,
т
тампонатросола воды
нажного 250ЕХК
материала
Суммарное количество на все операции, т
тампонажного материала
1
4440
4490
2,0
ЦТТРС1,283
0,0038
0,45
2,6
2АРМ
2
4270
4320
2,0
ЦТТРС1,283
0,0038
0,45
2,6
2АРМ
3
4180
4230
2,0
ЦТТРС1,283
0,0038
0,45
2,6
2АРМ
4
4115
4165
2,0
ЦТТРС1,283
0,0038
0,45
2,6
2АРМ
5
4005
4055
2,0
ЦТТРС1,283
0,0038
0,45
2,6
2АРМ
6
3950
4000
2,0
ЦТТРС1,283
0,0038
0,45
2,6
2АРМ
7
3810
3860
2,0
ЦТТРС1,283
0,0038
0,45
2,6
2АРМ
8
3750
3800
2,0
ЦТТРС1,283
0,0038
0,45
2,6
2АРМ
9
3690
3730
1,6
ЦТТРС1,283
0,0038
0,45
2,1
2АРМ
10
3650
3690
1,6
ЦТТРС1,283
0,0038
0,45
2,1
2АРМ
11
3555
3605
2,0
ЦТТРС1,283
0,0038
0,45
2,6
2АРМ
12
3480
3555
3,0
ЦТТРС1,283
0,0038
0,45
3,9
2АРМ
Всего
31,4
Примечание: *Объем цементного раствора на установку цементных мостов взят с учётом возможных потерь.
воды
натросола
250ЕХК
НТФ
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,7
0,7
0,9
1,4
П,0
0,00768
0,00768
0,00768
0,00768
0,00768
0,00768
0,00768
0,00768
0,00615
0,00615
0,00768
0,01153
ОД
0,001
0,001
0,001
0,001
0,001
0,001
0,001
0,001
0,001
0,001
0,001
0,001
0,012
Табл. 21. - Потребное количество материалов, химреагентов для испытания (освоения) пластов и
интенсификации притока
Шифр или название
Потребное количество, т
на первый
суммарное на суммарное на
последующие
скважину
объект
объекты
44
148,5
-
Объем на
объект, м3
Норма расхода, кг/м
При перфорации: раствор СГС-18 ТУ 9192-069-00209527-97
у=1320кг/мЗ (с I
87
500
ТУ 9192-069-00209527-97
17
500
-
104,5
600
1
20
2
1,8
0,003
0,06
0,006
19,8
0,033
0,66
0,066
21,6
0,036
0,72
0,072
600
-
12
1,6
0,02
0,044
12 1,6
0,02
0,044
4,18
46,0
50,17
87,1
87,1
раствор СГС-18 у=1320кг/м3 на
последующие объекты с учетом
потерь
При проведении СКВ+СКО:
Соляная кислота НС1 (27%)
Ингибитор корозии ПБ-5
Уксусная кислота СНЗСООН
(ледяная) ОП-10
При проведении ГКО:
Соляная кислотаНС1 (27%)
Плавиковая кислотаНгОЧНР
40%
Ингибитор корозии ПБ-5
ОП-10
Для предотвращения гидратообразования:
оаствоо СаС12 у=1220кг/мЗ
Запас реагентов*
Раствор СГС-18 у=1320кг/мЗ
Нормативные документы на
изготовление
80
1
2
ТУ2458-002-84422077-2008
13,4
312
174
430
Примечание - * Объём раствора, материалов, химреагентов на приготовление раствора приняты с учетом запаса в количестве 2-х объемов
скважины, согласно п.9.4, 10.2 СТО Газпром 2-3.2-193-2008, п.4.6.10 ПБ 08-624-03
Табл. 22. - Работа специальной техники
Интервал
объекта, м
от
(верх)
Наименование работы
Наименование
или шифр
агрегата
ДО
на первый
объект
(низ)
1-12 объекты
Количество,
шт.
1 Работа агрегатов:
а) при опрессовке
- ПВО перед перфорацией
- выкидных линий ПВО
- ФА перед вызовом притока
- ФА с факельными линиями
- нагнетательной линии
- сепаратора
- лубрикатора
- цементных мостов
б) при проведении испытания:
ЦА-700
ЦА-700
ЦА-700
ЦА-700
ЦА-700
ЦА-700
ЦА-700
ЦА-700
ЦА-700
Бульдозер Т-130Б
СМН-20
осреднительная
емкость
ЦА-700
в) при интенсификации притока
2 Дежурство агрегатов:
при проведении испытания
(402,2суток)
3 Эксплуатация установки
4 Пробег агрегатов (туда-
ЦА-700
Бульдозер Т-130Б
ППУА-1600/100
БУ
УПА 60/80
ЦА-700
1
Единица
измерения
на последующие
объекты
Количество
на
первый
объект
на последующие
объекты
Норма по
сборнику
ЭСН Газпрома
2003г.
1x11
1x11
1x11
1x11
1x11
1x11
1x11
1x11
1x11
1x11
агр -ч
агр-ч
агр -ч
агр-ч
агр -ч
агр-ч
агр -ч
агр-ч
час
1 маш-ч
час
агр /час
1,6
2,2
1Д
2,2
2,2
1,1
1,1
1,3
59,2
278,4
ЗД
1
17,6
12,1
24,2
24,2
12,1
14,3
347,6
2939,2
33,2
11
3-17-01-01
3-17-01-01
3-17-01-01
3-17-01-01
3-17-01-01
3-17-01-01
3-17-01-01
3-17-01-01
3-17-01-01
481211003
3-17-01-02
3-17-01-04
1x11
час
17,1
168,8
3-17-01-01
8470
1102,2
1102,2
9652,8
3-17-02-01
481211003
3-19-2-02
3-19-01-01
-
3-17-03-01
2*
1
1
1
2x11
1
1x11
1x11
ч
1 маш-ч
час
час
агр-ч
776
104,4
104,4
835,2
2
-
км
279,4x2
Интервал
объекта, м
от
(верх)
Наименование работы
Количество,
шт.
Наименование
или шифр
агрегата
ДО
на первый
объект
(низ)
Единица
измерения
на последующие
объекты
обратно)
- для испытания
ППУА-1600/100
1
км
СМН-20
1
км
1
км
осреднительная
емкость
УПА 60/80
1
км
Примечание - * дополнителльный ЦА-700 предусматривается с учетом отсутствия круглогодичного дор
Табл. 23. - Перечень и объёмы работ по
ликвидации скважины
Наименование и характеристика работ
1 Установка цементного моста в инт. 30-50, 770-820, 34803510 м
2
Заполнение интервала 0 - 30 м нейтральной,
незамерзающей жидкостью (дизтопливо)
3 Установка на устье скважины бетонной трубы
размером 1x1x1 м с репером 0,5 м
Единица
измерения
м
М3
шт.
Объём работ
100,0
0,59
1,0
Табл. 24. - Расходные материалы и технические средства, используемые
при ликвидации скважины
Наименование материалов и технических средств
Материалы:
Установка цементных мостов: 1
техническая вода - ЦТТРС-2АРМ
-
2
Заполнение скважины нейтральной,
незамерзающей, жидкостью (нефть, дизтопливо) в интервала
0 - 30 м
Установка на устье скважины бетонной тумбы 3
размером 1 х 1 х 1 м с репером 0,5 м техническая вода ЦТТРС-2АРМ
Технические средства:
1
Цементировочный агрегат АН-700
Время работы агрегата при ликвидации скважины
Время дежурства агрегата
2
Смесительная машина 2СМН - 20
37
Единица
измерения
3
мт
3
м
3
Количество
1,21
2,33
0,59
мт
0,6
1,3
шт.
ч
ч
шт.
1
14,19
40,86
1
Время работы 2СМН-20 при ликвидации скважины
ч
Время дежурства 2СМН-20
ч
Примечание - Ингибитор коррозии СНПХ-6301КЗ добавляется в жидкость при
окончании промывки скважины из расчёта 50 г на 1 мЗ.
консервации скважины
0,04
27,23
Табл. 25. - Перечень и объёмы работ по
Наименование и характеристика работ
1 Установка цементного моста в инт. 30-50м
2 Заполнение интервала 0 - 30 м нейтральной,
незамерзающей жидкостью (дизтопливо)
3
Оборудование устья скважины
Единица
измерения
м
3
м
устье
Объём
работ
50
0,59
1,0
Табл. 26. - Расходные материалы и технические средства,
используемые при консервации скважины
Наименование материалов и технических средств
Единица
измерения
Количество
Материалы:
1
Установка цементных мостов:
м3
техническая вода
0,24
Т
цемент ЦТТРС-2АРМ
0,47
м3
0,59
2 Заполнение скважины нейтральной, незамерзающей,
жидкостью (дизтопливо) в интервала 0 - 30 м
Технические средства:
1
Цементировочный агрегат АН-700
шт.
1
Время работы агрегата при консервации скважины
ч
4,14
Время дежурства агрегата
ч
14,28
2
Смесительная машина 2СМН - 20
шт.
1
Время работы 2СМН-20 при консервации скважины
ч
0,01
Время дежурства 2СМН-20
ч
9,52
Примечание - Ингибитор коррозии СНПХ-6301КЗ добавляется в промывочную жидкость при
промывке скважины
38
Общие квалификационные требования к Участникам:
1.
Наличие лицензий (разрешений) на выполнение работ/отдельных видов деятельности
(если таковые подлежат лицензированию), предусмотренных законодательством Российской
Федерации (Согласно правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности/ ФЗ «О
лицензировании отдельных видов деятельности»).
2.
Наличие необходимого для выполнения работ по требуемому виду сервиса
производственного и технического потенциала.
3.
Наличие сертификатов соответствия требованиям охраны труда, установленным в РФ
(п. 1.2.19 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности).
4.
Наличие сертификатов соответствия требованиям промышленной безопасности (п.
1.2.20 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности) при использовании
технических устройств, в том числе иностранного производства, на опасных производственных
объектах.
5.
При использовании отечественного и зарубежного оборудования и технологий – наличие
разрешения Ростехнадзора России (п. 1.2.23 Правил безопасности в нефтяной и газовой
промышленности).
6. Наличие опыта работы в регионе, положительная деловая репутация. Участник должен
обладать необходимыми для выполнения работ компетентностью, опытом, профессиональными
знаниями, иметь квалифицированный персонал, имеющий соответствующее квалификационное
удостоверение, дающее право допуска к определенному виду работ, прошедший
медосвидетельствование и не имеющий противопоказаний по состоянию здоровья.
39