TZ__na_ispytanie_52_skvazhiny

Предмет запроса котировок: Право заключения Договора на выполнение работ по испытанию разведочной скважины № 52 Малыгинского
НГКМ
Получатель услуг (место оказания услуг): Филиал «Ухта бурение» ООО «Газпром бурение», г. Ухта, ул. Уральская 10.
Срок оказания услуг: Декабрь 2013 – декабрь 2014 года, в соответствии с Графиком производства работ по испытанию разведочной
скважины № 52 Малыгинского НГКМ
Техническое задание на испытание 11-ти объектов
в разведочной скважине № 52
Малыгинского НГКМ
Получатель услуг (место оказания услуг): Филиал «Ухта бурение» ООО «Газпром бурение», г. Ухта, ул. Уральская 10.
Срок оказания услуг: Декабрь 2013 – декабрь 2014 года, в соответствии с Графиком производства работ по испытанию разведочной скважины
№ 52 Малыгинского НГКМ
Район строительства скважин:
Назначение скважины:
запасов УВ по категории С1.
Вид скважин:
Проектный горизонт:
Проектная глубина:
Тюменская область,
Ямало-Ненецкий автономный округ, Ямальский район.
доразведка залежей УВ в меловых отложениях, поиск
разведочная, вертикальная.
баженовская свита (верхняя юра)
3500 м.
залежей УВ в ачимовских отложениях, прирост
Характеристика условий и состава работ
1. Исполнитель работ (претендент) обязан с применением собственного оборудования и хим. реагентов и материалов выполнить «под ключ»
полный комплекс работ по испытанию 11 объектов разведочной скважины № 52 Малыгинского месторождение 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
- Доставка ГСМ до объекта собственными силами
- Заказчик предоставляет фонтанную арматуру
- - Подрядчик для испытания предоставляет насосно-компрессорные трубы, газосерпаратор
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. Скважина бездорожная, требуется завоз оборудования и материалов в зимний период
3. Подробную информацию о условиях проведения работ (проектная документация) исполнитель может получить в филиале «Ухта бурение»
ООО «Газпром бурение».
Контактные телефоны: 7 (8216) 78-94-07, 89129450509 – Холопов Анатолий Дмитриевич –начальник ГО ф «Ухта 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 и монтажу/демонтажу и подготовке оборудования.
Условия оплаты: Расчеты за оказание услуги производятся путем перечисления Заказчиком денежных средств на расчетный счет Исполнителя
не позднее 60 дней после подписания акта приемки оказанных услуг Сторонами по данной скважине. Оплата производится по счету-фактуре и акта
оказанных услуг формы КС-2, КС-3.
Требования к Участникам:
1. Наличие у исполнителя оборудования для производства работ .
2. Исполнитель должен иметь в наличии все сертификаты, разрешения, лицензии и другие разрешительные документы по 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.
Количество объектов для испытания (исследования) может быть изменено (уменьшено, увеличено) Заказчиком в соответствии с получаемой
геолого-технической информацией в процессе проведения работ на скважине или по требованию организации-недропользователя.
Сроки проведения работ могут быть скорректированы Заказчиком.
Примечания.
1. Работы по интенсификации (гидроразрыв пласта, глино кислотные обработки, соляно кислотные обработки) при принятии Недропользователем
решения по их проведению, обязательны к выполнению Подрядчиком..
I. Конструкция скважины:
Конструкция скважины
Диаметр, мм/глубина спуска, м
Высота подъема цементного раствора, м
426/100
324/600
до устья
245/1550
до устья
178/3200
до устья
140/2700-3500
2700-3500
Наименование обсадных колонн
Направление
Кондуктор
Первая промежуточная
Вторая промежуточная
Эксплуатационная – «хвостовик»
II. Характеристики испытываемых пластов:
Сведения о продуктивных пластах
Плотность Относител
ПласИнтер
Газовый фактор жидкой фазы
ьная
Максимальн
товое
Проница Тип
вал
нефти, м3/м3 /
в
плотность Тпл, ый дебит,
Пласт
давлен
емость, флюид
0
залега
Содержание атмосферных газа по
С тыс. м3/сут
ие,
мкм2
а
3
ния, м
конденсата, г/м
условиях,
воздуху
(т/сут)
МПа
3
кг/м
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
ПК1
ПК10
ХМ1
ХМ12
ХМ2
ХМ3
ТП1
ТП2
ТП30
1
ТП3
ТП4
ТП5
ТП51
11221221
16391656
16981711
17181728
17531812
18251835
19211936
19411952
19791984
10,56
-
-
0,573
15,74
-
-
0,573
16,50
-
-
16,70
-
-
17,0
-
-
17,7
-
-
18,83
-/
40,6
-/
41,0
-/
22,5
720-730
0,5670,569
0,5670,569
0,5670,569
0,5670,569
0,5750,631
0,5750,631
0,5750,631
2
20012011
20292047
20652072
20862093
3
19,62
4
-/
50,0
-/
37,4
-/
90,6
-/
не/опр.
5
720-730
19,10
19,4
19,90
20,24
20,45
720-730
720-730
730-740
730-740
730-740
6
0,5750,631
0,5750,631
0,5750,631
0,5750,631
26
46
47
48
49
51
54
55
56
7
57
58
59
59
221,4
0,138
г
215,8
0,284
г
547,0
0,010
г
556,2
0,003
г
599,7
0,0623
г
116,6
0,003
г
644,5
0,147
г/к
170,0
0,007
г/к
209,9
0,007
г/к
8
473,4
9
0,015
10
г/к
329,8
0,024
г/к
245,9
0,016
г/к
-
0,020
г/к
ТП6
ТП7
ТП8
ТП9
ТП10
ТП11
ТП18
БЯ201
БЯ20
БЯ2
БЯ3
Ач
БЯ11
20992113
21252133
21602176
21892197
22532262
22742289
27052718
27482752
27602766
27792786
27952812
34213454
20,60
20,83
21,17
21,46
22,30
22,50
27,90
28,30
28,50
29,70
29,90
44,61
-/
97,1
-/
97,1
-/
38,9-88,6
-/
89,2
-/
65,0
-/
118,3
-/
50,0
-/
не/опр.
-/
58,8-79,2
-/
64,0
-/
83,6
-
730-740
730-740
730-740
740-750
740-750
740-750
740-750
750-760
760-770
760-770
770-780
-
0,5750,631
0,5750,631
0,5750,631
0,5750,631
0,5750,631
0,5750,631
0,5750,631
0,5910,719
0,5910,719
0,5910,719
0,5910,719
-
60
60
62
63
65
65
80
81
81
82
83
95
260,3
0,021
г/к
297,0
0,029
г/к
234,8
0,018
г/к
259,4
0,013
г/к
208,6
0,017
г/к
68,0
0,008
г/к
118,2
0,006
г/к
-
0,001
г/к
176,9
0015
г/к
73,0
0,004
г/к
245,3
0,004
г/к
-
-
г/к
III.Технология испытания скважины:
1.Подготовительные и монтажные работы:
Подготовительные и монтажные работы
Наименование работ
Единицы
измерения
1
2
1 Монтаж ОП4-180/80х70 ХЛ (ОП4-230/80х70 ХЛ) перед перфорацией
комплект
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
Количество
3
1
10 п.м.
20
штук
40
10 п. м.
штук
7
14
комплект
1
7 Замерная емкость (V=25 м3)
штук
1
8 Емкость для сбора газоконденсата (V=50 м3)
штук
2
9 Продувочная линия трубопровода до сепаратора и после
10м
10
10 Монтаж трубопровода от сепаратора до замерной емкости
10м
3,0
штук
20
11 Опорные стойки под выкидные линии
12 Монтаж сепаратора
штук
1
13 Монтаж емкостей под технологические растворы (V до 50 м3)
штук
2
14 Обвязка емкостей
штук
2
система
2
15 Система обогрева емкостей
Шифр и номер
позиции норматива
4
Окончание таблицы 2.52
1
3
2
4
Подготовка площадки для размещения передвижного агрегата А 60/80
1 Планировка площадки
2 Укладка дарнита под фундамент
3 Сборные железобетонные плиты размером 6 м х 2 м х 0,1м (12 плит)
4 Устройство фундамента под агрегат из ж/б плит
5 Установка эстакады под агрегат на фундамент
Монтаж агрегата:
1 Монтаж агрегата А60/80
2 Рабочая площадка при устье скважины
3 Приемный мост
Примечание - Монтаж устьевого оборудования производить согласно разработанной
установленных требований и согласованной с органами Ростехнадзора, противофонтанной
1000 м
2
м
3
м
3
мт
2
5,0
144
14,
4
14,
4
комплек
8,0
т
штук
штук буровой организацией схеме на основе
службой и заказчиком.
Интервал
испытания, м
от
(верх)
1
Тип установки
Тип (шифр) фонтанной
арматуры
Тип превентора
Тип
Интервал, м
3
4
5
6
7
ОП4-180/80х70 ХЛ
(ОП4-230/80х70 ХЛ)
до
(низ)
2
Оборудование для испытания (освоения)
Устьевое оборудование
Забойное
оборудование
3421
3441
F-320 EA/DEA-M
АФ6 - 65 х 70 К1 ХЛ
2795
2805
А60/80
-//-
2779
2760
2784
2765
-//-//-
2748
2751
-//-
2705
2715
-//-
2189
2194
-//-
2125
2130
-//-
2065
2001
1942
2070
2006
1947
-//-//-
нет
Оборудование при газодинамических
исследованиях
8
ДИКТ, глубинные манометры, термометры,
глубинные пробоотборники, сепаратор, ка
ротажный комплекс; емкости для замера
(V = 25 м3) - 1 шт.; для сбора газоконден
сата, нефти (V = 50 м3) - 2 шт., образцо
вые манометры, лубрикатор
Характеристика лифтовой колонны (колонны насосно-компрессорных труб)
Вес, кН
Коэффициент запаса прочности
Интервал Длина Тип
труб, Тип
Код
Нагрузки, при
установки интер- диаметр,
резьбо ресурса
которых
секции нарастающий на растя- на избыточное давление
1 погонный
НКТ, м вала, м группа
вых
напряжение в
метр
с коэффици- жение
прочности,
соедитрубах достигает
ентом 1,036
толщина
нений
предела текучести,
наружное внутреннее
стенки, мм
кН
1
3450-0
2
3450
3
Нт 73 х 5,5 Л
4
ТМК
FMT
5
6
766
7
0,0948
8
327,06
9
338,83
10
2,26
11
>1,15
12
>1,32
Примечания
1 Низ колонны насосно-компрессорных труб оборудуется воронкой типа В-73-62/90 или В-89-70/100 через соответствующий переводник.
2 Типоразмер и группа прочности насосно-компрессорных труб приняты, исходя из обеспечения необходимого давления на устье в НКТ при
проведении гидроразрыва.
3 Насосно-компрессорные трубы в хладостойком исполнении с герметичными резьбовыми соединениями ТМК FMT по ТУ 14-161-227-2010.
4 *Допускается применение труб в хладостойком исполнении с резьбой НКМ по ТУ 14-3Р-31-2005 производства ОАО «Газпромтрубинвест».
Интервал
испытания,
м
от (верх)
1
Номер
объекта
испытани
я
до (низ)
2
Вскрытие объектов при испытании (освоении)
Длина
Интервал
Т и п (шифр)
Интервал
Плотность
Перфорационная
вскрываемого установки фильтра,
перфоратора
перфорации перфораци среда при вскрытии пласта
и
интервала,
м
за один
отв/м
м
3
4
3421
3441
1
20
2795
2805
2
10
2779
2760
2748
2705
2189
2125
2065
2001
1942
спуск м
5
не устанавливается
6
ПКО-89С (Power Jet
Omega 3506)
-//-
7
2,25 - 5 -
8
20 (19)
9
Солевой раствор СГС-18 плотностью,
соответствующей плотности раствора
при первичном вскрытии
//-
2784
3
5
-//2765
4
5
-//2751
5
3
-//2715
6
10
-//2194
7
5
-//2130
8
5
-//2070
9
5
-//2006
10
5
-//1947
11
5
Примечания
1 Интервалы испытания уточняются по данным ГИС, отбора керна и результатам исследований станции ГТК.
2 Вторичное вскрытие продуктивных пластов производится перфораторами, спускаемыми на кабеле.
3 В интервалах обсаженных 2-3 колоннами рекомендуется применение перфораторов типа Pоwer Jet Omega 3506 с глубиной пробития 1123 мм,
Pоwer Jet Omega 3406 с глубиной пробития 980 мм, либо аналогов. На применение перфораторов импортного производства необходимо иметь разрешение
Ростехнадзора.
4 В соответствии с п. 2.9.9 ПБ 08-624-03 [3] до установки лубрикатор должен быть опрессован на пробное давление, а после установки - на давление опрессовки колонны
5 Перфорационная среда (раствор СГС-18) уточняется геологической службой Заказчика.
6 Перед проведением перфорации провести проверку скважины с составлением Акта готовности к перфорации и получением разрешения представителя противофонтанной службы.
Интервал
испытания, м
от
до
(верх)
(низ)
Методы освоения (освоения) объектов
Вызов притока
метод
депрессия
на пласт,
тип
ожидаемый
флюида
дебит,
МПа
1
2
3421
3441
2795
2805
3779
2784
2760
2765
2748
2751
2705
2715
2189
2194
2125
2130
2065
2070
2001
2006
1942
1947
Примечания
3
Уменьшение плотности технологического
раствора СГС-18,
снижение противодавления на пласт, плавный
запуск скважины,
понижение уровня (при необходимости).
4
до 30 % от Р пл
-//-
Газодинамические исследования
тыс. м3/ сут
5
г/к
г/к
г/к
г/к
г/к
г/к
г/к
г/к
г/к
г/к
г/к
6
245,3
73,0
176,9
118,2
259,4
297,0
245,9
473,4
170,0
проницаемость,
2
мкм , подвиж
ность мкм2/мПа-с
7
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
8
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
1 Интервалы испытания и количество режимов уточняются по данным ГИС, отбора керна, испытания скважины пластоиспытателем в открытом стволе и согласовываются с заказчиком.
2 Вызов притока производится в соответствии с требованиями п.п. 2.9.7, 2.9.8 «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленно
сти» [3].
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 подразделе 2.8.2.
Интервал испытания , м
от (верх)
Работы по интенсификации приток из пласта
Наименование работ (операций)
Количество операций по
каждому объекту
до (низ)
1
2
3
4
3421
2795 3441
2805
1
МПД, ГРП, глинокислотная обработка, ПГД-БК МПД, ГРП, глинокислотная
2779
2784
............................... 1 ...............................
обработка глинокислотная обработка, ПГД-БК глинокислотная обработка
............................... 1 ...............................
глинокислотная обработка
2760
2765
1
2748
2751
1
Примечания
1 Решение о необходимости проведения работ по интенсификации притока из пласта принимает геологическая служба заказчика с учетом
фактических данных по ГИС, отбору керна и по результатам гидродинамических исследований. Работы проводятся по специально составленному плану и
утвержденному в установленном порядке.
2 Работы по ГРП проводятся специализированной сервисной организацией, затраты в смете определяются по отдельному договору.
3 Работы по гидроразрыву проводятся после получения разрешения представителя противофонтанной службы.
4 Технология работ по проведению гидравлического разрыва пласта должна соответствовать СТО Газпром «Руководство по технологии
гидроразрыва сложнопостроенных объектов месторождений севера Западной Сибири» [86], утвержденному 10.04.2007 г.
Номер Интервал устаобъекта новки моста, м
испы
тания от
до
(верх)
(низ)
Расчет установки цементных мостов
Объем
Тип и название Расход на 1м3 цементного раствора, т
цементного тампонажного
раствора на материала
тампо- AQUA- пентаСП-1
установку
4176НР
нажно466
цементного
го
мамоста,
териала
3
м
4
5
6
7
8
9
2,0
ЦТТРС-2 Арм
1,287
0,0064
0,00064 0,0052
2,0
ЦТТРС-2 Арм
1,287
0,0064
0,00064 0,0052
В/Т
Суммарное количество на все операции, т
тампо- AQ^пентанажно- 4176НР 466
го
материала
СП-1 НТФ
10
0,43
0,43
11
2,70
2,70
12
0,013
0,013
13
0,0013
0,0013
14
15 16
0,010 0,001 1,17
0,010 0,001 1,17
вод
ы
1
1
2
2
3401
2790
3
3461
2825
3
2770
2790
2,0
ЦТТРС-2 Арм
1,287
0,0064
0,00064
0,0052
0,43
2,70
0,013
0,0013
0,010 0,001 1,17
4
2755
2770
2,0
ЦТТРС-2 Арм
1,287
0,0064
0,00064
0,0052
0,43
2,70
0,013
0,0013
0,010 0,001 1,17
5
2728
2755
2,0
ЦТТРС-2 Арм
1,287
0,0064
0,00064
0,0052
0,43
2,70
0,013
0,0013
0,010 0,001 1,17
6
2715
2705
2,0
ЦТТРС-2 Арм
1,287
0,0064
0,00064
0,0052
0,43
2,70
0,013
0,0013
0,010 0,001 1,17
7
2169
2214
2,0
ЦТТРС-2 Арм
1,287
0,0064
0,00064
0,0052
0,43
2,70
0,013
0,0013
0,010 0,001 1,17
8
2105
2150
2,0
ЦТТРС-2 Арм
1,287
0,0064
0,00064
0,0052
0,43
2,70
0,013
0,0013
0,010 0,001 1,17
9
2045
2090
2,0
ЦТТРС-2 Арм
1,287
0,0064
0,00064
0,0052
0,43
2,70
0,013
0,0013
0,010 0,001 1,17
10
1981
2026
2,0
ЦТТРС-2 Арм
1,287
0,0064
0,00064
0,0052
0,43
2,70
0,013
0,0013
0,010 0,001 1,17
11
1922
1967
2,0
ЦТТРС-2 Арм
1,287
0,0064
0,00064
0,0052
0,43
2,70
0,013
0,0013
0,010 0,001 1,17
Итого: ЦТТРС-2 Арм 29,7
0,143
0,014
0,11 0,011 12,9
Примечания
1 Технология установки цементных мостов приводится в «Регламенте по установке цементных мостов на месторождениях Севера Тюменской
области», 2002 г. [81].
2 Объем цементного раствора принят с учетом запаса на подрезку «головы» цементного моста.
3 Над II-V интервалами перфорации взамен цементных мостов допускается установка сертифицированных мостовых пробок ПМ112-100
специального изготовления с перепадом давления на пакер 100 МПа. Допускается установка взрыв-пакера ВПШ или пакера ПРГМ-52-500 производства
«Югсон Сервис».
Состав буферной
жидкости
Масса, кг на 1 м
1
Буферная жидкость дл
2
Буровой раствор
Праестол (Натросол)
3
я 7-11 объектов
1,0
Параметры и компонентный состав буферной жидкости
Всего, т
Водоотдача,
КоличеПлотность,
Условная
см3/30 мин
ство, т
кг/м3
вязкость, с
3
1,0 м3
1,10
0,001
4
5,50 0,005
5
1100
6
30-35
8
4-5
Пластическая Динамическое
вязкость, мПа-с напряжение сдвига,
дПа
9
10
14-16
40-60
Потребное количество материалов, химреагентов для испытания (освоения) пластов и интенсификации притока
Шифр или название
Код
Нормативные документы на Объем на Норма расхода,
Потребное количество, тонн
объект, м3 кг/м3
ресурса изготовление
суммарное на суммарное на
на первый
последующие
скважину
объект
объекты
1
2
3
4
5
6
7
8
Запас реагентов с учетом потерь:
125,8* 600
75,48
75,48
Жидкость для вызова притока, перфорации с учетом объема для создания
циркуляции:
- солевой раствор СГС-18 р=1400 кг/м3
(первый объект)
- солевой раствор СГС-18 р=1170 - 1050
кг/м3 на последующие объекты с
учетом потерь
ТУ 2458-002-84422077-2008
Для предотвращения
гидратообразований:
- закачка CaCl2
ГОСТ 2222-95
При проведении ГРП**: - жидкость
гидроразрыва на объект
а) диз/топливо (р=800 кг/м3)
б) водный раствор KCl (р=1170 кг/м3)
в) эмультал (ПАВ)
г) ГКЖ
39,54
65,9
23,72
63,26
600 180
13,18х10
62,9
113,00
240 г/л
300-600
л/мз
3
350-650 л/м
15,10
-
33,90 39,50
33,90
39,50
3,39 2,26
30 л/м3 20 л/м3
3,39 2,26
1
- расклинивающий материал проппант
2
Окончание таблицы 2.60
3
4
34,00
5
600 кг/м3
6
-
7
20,40
8
20,40
0,5 м3
0.14 м3
1%
5
0,7
0,1
5,75
0,81
0,12
10,75 м3
1,51 м3
0,22 м3
При проведении ГКО:
а) HCl 23%
б) HF 40%
в) ПАВ (неонол, ОП-10)
ТУ 2122-131-05807960-97
ГОСТ 2567-89
ГОСТ 8433-81, ТУ 38.103625-87
10
5
10
Примечания
1 * - Объем реагентов принят с учетом запаса в количестве 2-х объемов скважины, согласно ПБ 08-624-03 [3].
2 ** Допускается использование жидкости гидроразрыва на водной основе.
Интервал
объекта,
м
от
до
(верх) (низ)
1
2
1-11 объект
Наименование работы
3
1 Работа агрегатов:
а) при проведении испытания:
Работа специальной техники
Наименование или
Количество,
шифр
штук
агрегата
на пер- на послевый
дующие
объект объекты
4
5
6
АН-700
ЦА-320
трактор Т-130
бульдозер Т-130Б
СМН-20
осреднительная
емкость
азотная установка
СДА20/251
1 объект
б) при интенсификации притока
- ГРП / работы после интен
сификации
2, 3, 4, 5, объект - ГКО / работы после интенси
фикации
1-11 объект
2 Дежурство агрегатов:
- при проведении испытания
АН-1000
АН-700
ЦА-320
Смеситель АПС-3
СКЦ-2М
АНЦ-32/50
СИН-2
АН-1000
АН-700
АН-700
ЦА-320М
ППУ-3М
Еди
ница
измерения
Количество
7
на
первый
объект
8
1
1
1
1
1
1 х 10
1 х 10
1 х 10
1 х 10
1 х 10
ч
ч
ч
ч
ч
489,6
489,6
422,4
4,0
4,0
1
1
1 х10
1 х10
ч
ч
2,8
4,0
1
2
1
1
1
2
2
1
2х3
2х3
1x3
ч
ч
ч
ч
ч
ч
ч
ч
1
1
1
-
1
1
1
1 х10
ч
ч
ч
ч
на последующие
объекты
9
4281,6
4281,6
3668,4
4,0 х 10
4,0 х 10
Шифр и номер позиции норматива
10
3-17-01-06
3-17-01-01
472754002
481211003
3-17-03-02
2,8 х 10
4,0 х 10
3-17-03-04
2795
194,4/97,2
523,2/261,6
194,4/194,4/194,4/ 110,4/110,4/55,2/-
331,2/331,2/165,6/-
3-17-01-06
3-17-01-06
3-17-01-01
3-17-03-02
........ 3-17-01-05 .........
........ 3-17-01 -01
3-17-01-02
3-17-01-06
844,8
355,2
355,2
24,0
7336,8
3055,2
3055,2
24x10
3-17-03-06
3-17-03-06
3-17-03-01
3-19-03-02
1
2
1 объект
3
- при интенсификации
притока
при ГРП / работы после интен
сификации
2, 3, 4, 5, объект При ГКО/ работы после интенсификации
1-11 объект
3 Эксплуатация БУ
1-11 объект
4 Пробег агрегатов для
испытания скважины
1,2 объект
2, 3, 4, 5 объекты
- ГРП*
- ГКО
Продолжение таблицы 2.61
4
5
6
АН-1000
1
-
7
ч
ЦА-320
1
-
ч
-
ППУ-3М
1
1
ч
24,0
F-320 ЕЛ/БЕМ-М
1
-
ч
А60/80
АН-700
2
10
-
ч
км
387
7336,8
-
3-17-03-06
ЦА-320
ППУ-3М (ППУ1600)
СМН-20
осреднительная
емкость
1
1
1
км
км
387
387
387
3-17-03-01
1
1
1
1
км
км
387
387
387х10
387х10
3-17-03-02
3-17-03-04
азотная установка
СДА20/251
1
1
км
387
387х10
3-17-03-06
АН-1000
1
км
387
3-17-03-06
АН-700
СКЦ-2М (СКУПЦ)
Смеситель АПС-3
Пропантовоз
АНЦ-32/50
СИН-2
АН-1000
1
1
1
1
1
1
1
км
км
км
км
км
км
км
387
387
387
387
387
387
387
3-17-03-06
3-17-03-05
3-17-03-02
3-17-03-06
3-17-03-06
3-17-03-02
3-17-03-06
2 х3
2 х3
1 х3
8
-
844,8
9
2848,2
10
3-17-01-06
- / 523,2
3-17-01-01
24х3
3-19-03-02
-
387х3
387х3
387х3
Наименование работ Источник
нормы
1
1 Установка для
испытания
2
2 Интервал залегания
объекта
АчБяц
г/к
4 Характер насыщения
пласта
менее 0,1
5 Проницаемость пласта,
мкм2
- подготовительные работы
- шаблонирование колонны
[82]
табл. 22
-дополнительные спуски
перфоратора
- дополнительное время при табл. 25 табл.
вызове притока:
24, регламент
- при смене растворов
- проведение МПД,
технологические выстой- ки
(двое суток)
Всего по п.6:
4
А60/80
2795-2805
5
6
А60/80 А60/80
27792784
27602765
2748-2751
БЯ20
БЯ201
г/к
г/к
менее 0,1 менее 0,1
менее 0,1
БЯ3
бя2
г/к
г/к
менее 0,1
7
А60/80
8
9
А60/80 А60/80
27052715
ТП18
г/к
менее 0,1
8
объект
10
А60/8
0
10
объект
11
12
А60/80 А60/8
0
11
объект
1942-1947
9
объект
13
А60/80
21892194
21252130
20652070
20012006
ТП9
ТП7
ТП5
ТП3
ТП2
г/к
г/к
г/к
г/к
г/к
менее
0,1
менее
0,1
менее 0,1 менее
0,1
менее 0,1
0,8
0,8
0,8
0,8
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
25,3
25,3
25,3
25,3
25,3
24,5
24,5
24,5
24,5
23,7
0,12 х2
0,12 х1
0,12x1
0,12 х1
0,1 х1
0,1 xl
0,1 х1
0,1 х1
0,08 х1
0,6 4,4
0,6 4,4
0,5 4,0
0,5 4,0
0,5 4,0
0,5 4,0
2,3 0,9
2,3 0,8
25,9
табл. 22
- испытание по комплексной табл. 12
норме
Итого по п.6:
3
F-320
EA/DEA
-M
3421-3441
3 Индекс пласта
6 Время на испытание:
Продолжительность испытания на продуктивность в обсаженном стволе
Объекты
1 объект
2
3
4
5
6
7
объект
объект объект
объект
объект объект
0,15 х4
0,12 х2
0,4
0,7 4,8
0,6 4,4
0,6 4,4
0,6 4,4
3,6
35,2
31,3
31,2
31,2
31,2
31,3
340,9
29,7
29,7
29,7
29,7
28,4
Окончание таблицы 2.64
1
2
7 Интенсификация притока табл. 24 табл.
24
7.1 ГРП
- доп. перфорация перед
ГРП
- гидроразрыв пласта (ГРП) табл. 23
- работы
после
сификации притока
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2,3 10,8
2,3 10,8
2,3 10,8
4,2 10,8
-
-
-
-
-
-
-
3,0 4,3
11,0
интен-
Итого по п.7.1:
7.2 ГКО
- работы после
фикации притока
3
табл. 23, 24
18,3
2,3 10,8
интенси-
Итого по п.7.2:
7.3 ПГД-БК
- работы после интенсификации притока
Итого по п.7.3:
табл. 23, 24
4,8 11,0
-
52,4
-
30,8
Технология работ в эксплуатационной колонне по испытанию скважины, вскрывшей ачимовские и юрские отложения, производится в
соответствии с РД 51-00158758-206-99 «Регламент по испытанию (освоению) скважин на ачимовские отложения» [83], РД 00158758-216-2001
«Технологический регламент по испытанию (освоению) скважин на юрские отложения севера Тюменской области [84] и «Технологическим
регламентом на испытание скважин в колонне»[103], утвержденным в 2011 г. членом Правления ОАО "Газпром" В.В. Черепановым.
Газогидродинамические и газоконденсатные исследования проводятся в соответствии с СТП-39-2.1-002-2001 «Стандарт предприятия Ф
«Тюменбургаз». Исследование газовых, газоконденсатных (с АВПД) и нефтяных скважин» [85].
Перед началом работ по освоению производится спуск шаблона, скребка до искусственного забоя. Спуск производить с промывками через
500 м в течение одного цикла, на забое промывку производить в течение 4 - 5-ти циклов.
Произвести замену бурового раствора в стволе скважины на техническую воду, промыть скважину в течение двух циклов с
противодавлением.
Опрессовать эксплуатационную колонну совместно с ПВО на давление, превышающее не менее чем на 10 % возможное давление,
возникающее при ликвидации ГНВП и открытых фонтанов.
Произвести замену технической воды на раствор СГС-18 плотностью, соответствующей плотности раствора при первичном вскрытии
пластов. Для первого объекта с коэффициентом аномальности пластового давления 1,33 плотность раствора принимается 1400 кг/м 3, для
последующих объектов - от 1150 кг/м3 до 1060 кг/м3 в соответствии с коэффициентами аномальности пластового давления. Поднять НКТ.
Произвести подготовку скважины и составить акт готовности скважины для проведения прострелочно-взрывных работ с получением
разрешения представителя противофон- танной службы.
Произвести перфорацию скважины перфораторами типа ПКО-89С, Pоwer Jet Omega 3506, спускаемыми на кабеле, с контролем
перфорации ГК и ЛМ. Допускается применение перфораторов Pоwer Jet Omega 3406, Pоwer Jet Omega 2906, либо аналогов.
Колонна НКТ спускается ниже нижних дыр перфорации на 1-2 м и скважина промывается 2-3 цикла для вымыва продуктов перфорации.
Затем НКТ поднимаются на 15-20 метров выше верхних дыр перфорации и монтируется ФА и обвязка.
После спуска колонны НКТ и оборудования устья скважины следует опрессовать верхнюю часть ФА совместно с факельными и
нагнетательными линиями в присутствии представителя СВЧ с составлением акта и получением разрешения на производство работ по вызову
притока.
Для создания депрессии на пласт произвести снижение плотности технологического раствора СГС-18 до 1170 кг/м3 для 1 объекта и 1050
кг/м3 для 2-6 объектов. После этого произвести очистку ПЗП методом обратных промывок раствором СГС-18, с противодавлением на различных
режимах по замкнутому циклу. Время промывки на каждом режиме - до удаления механических примесей, но не менее двух циклов. Снижение
противодавления производить ступенчато в интервале забойных давлений Рзаб = Рпл ^ 0,7Рпл.
Повторно произвести промывки с противодавлением обратным ходом.
Оставить скважину на технологическую выстойку в течение 24 часов, с созданием давления на устье исходя из условия: Рзаб ~ Рпл.
Произвести воздействие на ПЗП методом переменных давлений в течение 20 циклов, вымыть забойную пачку с противодавлением,
промыть скважину с противодавлением в течение двух циклов.
При наличии в потоке механических примесей и ФБР промывки продолжить до их полного удаления.
Оставить скважину на технологическую выстойку в течение 24 часов, с созданием давления на устье, исходя из условия: Рзаб ~ Рпл.
Произвести плавный запуск скважины, стравливая газ на факел.
При недостаточной депрессии на пласт понизить уровень технологического раствора в скважине с созданием расчетной депрессии до 30
% от Рпл.
При необходимости подавать в затрубное пространство ингибитор гидратообразо- вания (например, СаС12).
Дальнейшие работы по освоению скважины проводить методом отработки по НКТ на диафрагмах, обеспечивающих условие Рпл > Рзаб >
0,7 Рпл.
После полной очистки скважины и выхода ее на устойчивый режим работы произвести газогидродинамические исследования по
утвержденному плану. Для лабораторных анализов отобрать устьевые пробы газа сепарации, сырого и стабильного конденсата, нефти.
Во время проведения исследований при необходимости подавать в затрубное пространство ингибитор гидратообразования или горячий
конденсат.
Результаты вызова притока и исследований оформить актом.
При отсутствии ожидаемого притока произвести работы по его интенсификации.
Интенсификация притока методом глинокислотной обработки пласта.
Интенсификация притока методом глинокислотной обработки проводится согласно РД 00158758-220-2001 «Технологический регламент по
кислотной обработке для интенсификации притока малопродуктивных пластов Ямбургского и Уренгойского ГКМ» [ 104].
Перед проведением ОПЗ следует произвести ГДИ по определению дебита скважины на 3-4 режимах и определить и приемистость пласта.
Для проведения воздействия на ПЗП скважин, вышедших из бурения, применяется следующий глинокислотный состав (ГКО):
10-12 % HCL + 3-6 % HF + 1 % НПАВ (неонол, ОП-10).
При открытом затрубном пространстве в НКТ закачивается расчетное количество глинокислотного раствора и доводится до интервала
перфорации продавочной жидкостью, затем закрывают затрубную задвижку и закачивают раствор в пласт.
По завершению продавки скважина должна оставаться на реагирование в течение 1 - 2 часов с последующим освоением.
Проведение ПГД-БК.
Для реализации технологии газодинамического разрыва пласта следует использовать пороховые генераторы давления типа ПГД.БК-150,
(ПГД.БК-100М ) и др.
Генераторы собирают между собой в гирлянду из пороховых зарядов. Спуск производится на геофизическом кабеле.
Длина гирлянды составляет от 2,5 до 6,8 м, масса зарядов от 28 до 75 кг. Следует применять в скважинах диаметром не менее 118 мм при
температуре до 100 °С.
Спуск и подъем генераторов типа ПГД БК производят на бронированном каротажном кабеле со скоростью не более 1 м/с в жидкости и 0,5
м/с в газожидкостной среде.
При проведении технологического процесса устье скважины должно быть оборудовано перфорационной задвижкой или фонтанной
арматурой, лубрикатором.
Далее скважину шаблонируют, производят замер длины кабеля, привязку по каротажу.
Замеряют гидростатическое давление и забойную температуру.
Устанавливают генератор давления напротив интервала, подлежащего воздействию, или в непосредственной близости к нему. После
спуска генератора на заданную глубину каротажный кабель закрепляют на устье скважины. Сгорание порохового заряда фиксируют по рывку
кабеля, выбросу жидкости или по звуковому эффекту.
При толщине пласта свыше 20 м производят многократное сжигание пороховых зарядов.
При воздействии на коллектор, состоящий из нескольких пропластков, производят поинтервальное и последовательное снизу вверх
воздействие на отдельные пропластки после предварительного их вскрытия.
Для регистрации максимального давления, создаваемого в скважине, используют кремерный прибор, который прикрепляют на кабеле
около кабельной головки.
Проведение работ по гидроразрыву пласта
Перед гидроразрывом произвести дополнительную перфорацию на кабеле перфоратором, обеспечивающим увеличенный диаметр
входного отверстия, например перфоратором фирмы «Шлюмберже» 2 7/8 38С-СР HSD, пробивающим входное отверстие диаметром 15,8 мм в
обсадной колонне.
Работы по гидроразрыву производить после получения разрешения представителя противофонтанной службы согласно составленному
плану работ.
Технология работ по проведению гидравлического разрыва пласта приведена в соответствии с «Технологическим регламентом по
технологии гидравлического разрыва пласта для интенсификации притока пластового флюида» [103], утвержденным в 2000 г.
Требования к выбору объекта для гидравлического разрыва пласта.
Гидроразрыв пласта производится при отсутствии высокодебитного притока из пласта. При проектировании интенсификации притока
пласта необходимо, чтобы не менее 50 % интервала разобщения между интервалом перфорации и ближайшим проницаемым пластом имело
хорошее сцепление (данные акустического цементомера) и полное заполнение зако- лонного пространства цементным раствором (данные
радиоактивного цементомера).
Эффективная толщина объекта испытания должна быть не менее 10 м, а коэффициент песчанности не менее 30 %. Расстояние от объекта
испытания до проницаемого (не перфорированного) пласта должна быть не менее 10 м. Толщина глинистого раздела ниже и выше объекта
испытания должна быть не менее 8 м.
В скважине, перед проведением ГРП необходима очистка ПЗП.
Выбор наземного и подземного оборудования.
а) Устьевое оборудование
При проведении ГРП, в соответствии с ожидаемым давлением в процессе его проведения устье скважины оборудуются специальной
устьевой арматурой 1АУ-700 (1АУ-1050) или 2АУ-700 (2АУ-1050).
До установки на устье арматура должна быть опрессована согласно п. 3.5.2.3 ПБ 08624-03. Арматура устья должна позволять производить
спуск и подъем труб с муфтами без нарушения герметичности устья скважины.
На трубной головке арматуры устья должен быть установлен манометр с разделителем с соответствующим пределом измерений и
размером циферблата для визуального наблюдения.
Арматура устья АУ-700 рассчитана на давление 70 МПа; трубная головка на давление 32 МПа; на устьевой и трубной головках по 2 линии
диаметром 50 мм.
б) Наземное оборудование
Основным оборудованием для проведения ГРП являются насосные агрегаты, рабочая характеристика и количество которых выбираются
из основных параметров ГРП (производительность закачивания, давление, количество проппанта, жидкости и т. п.).
Для приготовления жидкости разрыва и смешивания ее с проппантом применяются смесительные установки отечественные (АСП-3) или
импортные (МС-60).
Насосные агрегаты соединяются с блоком манифольдов (БМ-700) и с арматурой устья при помощи 50 мм гибких металлических
трубопроводов, после монтажа последние опрессовываются на полуторократное рабочее давление.
Для транспортировки расклинивающего материала применяются отечественные агрегаты 4ПА и ЦПС-50 или импортные РС-200. Для
контроля и регистрации параметров процесса ГРП применяются станция контроля и управления процессом (СКЦ-2М).
в) Подземное оборудование
Для предохранения обсадной колонны от большого давления при гидроразрыве пласта выше интервала перфорации на 10 м
устанавливается пакер ПВМ-ЯГ 118х700.
Насосно-компрессорные трубы для проведения ГРП рекомендуется применять диаметром 73 или 89 мм в соответствии с рассчитанным
давлением по маркам стали и толщинам стенок.
г) Составы и параметры жидкостей гидроразрыва, технология приготовления жидкостей гидроразрыва.
Выбор жидкости разрыва.
При проведении гидроразрыва пласта с проницаемостью менее 0,05 мкм применяются растворы на углеводородной основе.
Оптимальный расход жидкости разрыва от 2 до 8 м3 на метр эффективной толщины пласта. В качестве углеводородной среды применяются
нефть, газоконденсат или дизельное топливо.
Состав жидкости ГРП
Количество химреагентов для приготовления 1 м3 раствора
Назначение
Расход
Дизтопливо, нефть, г/к 30-60 %
Углеводородная среда
300 - 600 л
Водный раствор NaCl, КС1
Водная фаза для приготовления
650 - 350 л
(р = 1150) 65-35 %
эмульсии
Эмультал 3 %
ПАВ для устойчивости эмульсий
30 л
ГКЖ-10 2%
Термостабилизатор, гидрофобизатор
20 л
Жидкость на углеводородной основе готовится следующим образом.
В протермостатированной углеводородной жидкости растворяется расчетное количество эмультала; отдельно готовится водный
раствор солей хлористого натрия или калия. Через диспергатор цементировочными агрегатами подается в емкость углеводородная жидкость с
эмульталом и солевой раствор; круговой циркуляцией продолжается перемешивание при давлении на агрегатах не менее 4,0 МПа; после
перемешивания и получения эмульсии в последнюю вводится реагент термостабилизатор, гидрофобизатор ГКЖ-10 (ГКЖ-11). После получения
заданных параметров инвертного эмульсионного раствора циркуляцию прекращают.
Выбор расклинивающего материала.
Для закрепления трещины после гидроразрыва применяются расклинивающий материал - искусственный проппант керамический,
изготовитель - Боровичский комбинат огнеупоров. Характеристика расклинивающего материала приведена в таблице 10.14.
- рекомендуемые размеры фракций расклинивающего материала для закрепления трещины 0,5 - 0,8 мм; в проектируемой трещине
гидроразрыва должно быть в удаленной части 15 % расклинивающего материала с размером фракций 0,33 - 0,42 мм; в средней части 70 % 0,69 0,83 мм; в части, ближайшей к забою скважины 15 % 1,4 - 1,7 мм. Перед применением расклинивающего материала на скважине необходимо
провести входной ситовой контроль на размер фракций на соответствие техническим условиям завода-изготовителя.
Плотность жидкости с расклинивающим материалом:
р
см
=
С
об (ррм
-р
жн)
+р жн 1
где ррм - плотность расклинивающего материала, принята 3100 кг/м1; ржн - плотность жидкости-разрыва, кг/м3;
Соб - объемная концентрация расклинивающего материала, ед.
где Свес - весовая концентрация расклинивающего материала, кг/м3.
Соб =600/600 + 3100 = 0,162
Рсм= 0,162 • (3100-1065) + 1065 = 1394 кг/м3
Объем жидкости с расклинивающим материалом:
где
0рм - вес расклинивающего материала, необходимого для проведе
ния ГРП, кг;
Ужн = 20400/600 = 34 м3
Общий объем рабочей жидкости с учетом фильтрации -113 м3.
Продавочная жидкость. Определяется объем продавочной жидкости (м3):
p ■ Д 2l
1
Упр.ж.=11,7 м
В качестве продавочной жидкости используется хлористый натрий или конденсат. В зону ММП закачивается конденсат.
у
Уп
р.ж
_
"в н к т
4
где
Дв - внутренний диаметр труб, на которых спущен пакер, м;
Ьнкт - длина НКТ, м.
Технология проведения работ по гидроразрыву пласта
Провести работы по глушению скважины, спуску пакера, распакеровки последнего, установки устьевого и наземного оборудования,
опрессовки оборудования.
Приготовить 3 % раствор хлористого калия или хлористого натрия - в объеме 45 м3. Закачать в скважину водный раствор хлористого калия
или хлористого натрия и провести испытания на приемистость пласта.
Этап
1
1
2
3
4
5
6
7
Расход,
м3/мин
2
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
График подачи раствора для определения приемистости пласта
Объем раствора
Суммарный
на каждом этапе, м3
объем раствора, м3
3
4
1,5
1,5
3,0
4,5
6,0
7,5
9,0
13,5
4,5
9,0
15,0
22,5
31,5
45,0
Переход на следующий расход осуществляется после стабилизации давления на устье скважины.
Остановить насосы, провести запись мгновенного снижения давления при закрытом трубном пространстве. Проконтролировать процесс
снижения давления до значения, при котором трещина закроется.
Заполнить трубы жидкостью для проведения предварительного гидроразрыва. При максимальном расходе и давлении, не превышающем
давление опрессовки оборудования, провести гидроразрыв.
При недостижении интенсивности закачки и наличии высокого давления, превышающего давление опрессовки, провести дополнительные
работы по снижению фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне (дополнительная перфорация или солянокислая обработка пласта).
Провести продавку жидкости разрыва конденсатом или раствором KCl. Объем про- давки равен объему НКТ (11,7м3). В зону ММП закачать
незамерзающую жидкость на гл. 400 м (газоконденсат).
Остановить насосы, слить жидкость из наземных линий, стравить давление из за- трубного со сливом раствора в емкость. Провести анализ
предварительного гидроразрыва для корректировки параметров основного ГРП: уточнить градиент гидроразрыва; определить давление закрытия
трещин и потерь давления на трение; оценить количество фильтрации жидкости в пласт.
Опрессовать наземные линии до арматуры на давление опрессовки колонны.
В зависимости от применяемого типа пакера создать и поддерживать в процессе ГРП требуемое давление в затрубном пространстве. На
нагнетательной линии установить предохранительный клапан.
Произвести разрыв пласта и закачку жидкости разрыва и расклинивающего материала согласно плану-графику. Закачка осуществляется с
максимальной производительностью и учетом давления опрессовки нагнетательных линий и возможности насосно-компрессорных труб.
Произвести продавку жидкости разрыва с расклинивающим материалом 3 % раствором хлористого калия или натрия и конденсатом (в
зону ММП). Объем продавки на 300 - 500 л меньше расчетного, а перед основным ГРП уточняется количество продавочной жидкости.
Остановить насосы. Провести измерение и регистрацию процесса снижения давления в НКТ. Стравить давление в наземных линиях,
открыть затрубное пространство, слить жидкость в емкость. Оставить скважину закрытой от 8 до 12 часов для формирования трещины. После
формирования трещины открыть трубное пространство, отбить забой, произвести работы по извлечению пакера.
Глушение скважины осуществлять жидкостями аналогичт процессу освоения, не ухудшающими проницаемость призабойной зоны. Для
контроля расположения созданной трещины проводится контрольный замер термометром перед ГРП и основной замер - после ГРП.
На скважине при проведении гидроразрыва пласта контролируются следующие параметры раствора:
- плотность, кг/м3;
- статистическое напряжение сдвига через 1 мин. и 10 мин., дПа;
- фильтрация в нормальных условиях, см3/30 мин; водородный показатель (рН);
- температура, °С;
- электростабильность, В (для углеводородных жидкостей);
- растекаемость, см.
Исследование скважины.
После полной очистки скважины и выходе ее на устойчивый режим работы произвести ГДИ по утвержденному плану. Для лабораторных
анализов отобрать устьевые пробы газа сепарации, сырого и стабильного конденсата, нефти.
Во время проведения ГДИ и ГКИ при необходимости подавать в затрубное пространство ингибитор гидратообразования.
Результаты
вызова
притока,
ГДИ
и
ГКИ
оформить
актом.
Ликвидация (консервация) скважины
Объем работ по ликвидации скважины
Единица Объем
ИсточНаименование и
измере- работ
ник
характеристика работ
ния
норм и
расценок
1
2
3
4
сут
0,5
1 Приготовление технологического
раствора
Предприятие,
выполняющее работы (буровое,
специализированное)
5
Буровая организация
2 Глушение скважины технологическим сут
раствором, демонтаж ФА
0,6
Табл. 22
[82]
Буровая организация
3 Монтаж ПВО, опрессовка
сут
0,5
расчет
Буровая организация
4 Установка цементных мостов в
эксплуатационной колонне:
- в интервале башмака кондуктора
- в интервале перфорации последнего
объекта
сут сут
2,5 3,0
Табл. 22
[82]
Буровая организация
5 Заполнение скважины газоконденсатом сут
или другой незамерзающей жидкостью
(400-0 м)
0,2
Табл. 25
[82]
Буровая организация
сут
1,0
расчет
Буровая организация
6 Демонтаж ПВО, оборудование устья
(установка бетонной тумбы и репера)
В т.ч. монтаж-демонтаж ПВО
Итого сут 7,8 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 08492-02 [90] .
Оборудование, материалы и технические средства, используемые при выполнении работ по
ликвидации скважины
Наименование материала или
Нормативный
Код Источник Единица
Колиетехнического средства, цель
документ на
р
норм
измере- чество
применения
изготовление
сурса расхода
ния
1
1 Расход материалов:
- незамерзающая жидкость для
закачки в зону ММП:
газоконденсат плотностью
774 кг/м3 - 9,9 м3
- раствор плотностью 1100
кг/м3 для задавки скважины 51 м3:
бентонитовый глинопорошок
(ПБМА, ПБМБ)
ПАЦ-В (КМЦ-9В)
ФХЛС (Окзил)
смолополимер (КЛСП)
- для установки цементных
мостов:
ЦТТРС-2 Арм
ЦТРС-50 Арм
ЦТРС-50 Арм для установки
бетонной тумбы (1 х1 х1 м)
натросол 250 EXR
НТФ
CaCl2
3 Монтаж оборудования:
- ОП4-180/80х70, в т. ч.
2
3
4
5
6
т
7,65
т
1,53
т
0,20
1,2 т/100м3
т
0,61
ТУ 2164-00641219638-2005
ТУ 2231-03397457491-2010
ТУ 2454-02897457491-2010
ТУ 2458-00497457491-2007 (ТУ
2458-002-221957252001)
3,0 т/100м3
0,4 т/100м3
1,5 т/100м3
т
0,77
ТУ 5734-00474364232-2006
5734-007-803386122006
5734-007-803386122006
ТУ 2231-00121095737-05
ГОСТ 13493-77Е
ГОСТ 450-77
1,287/м3
т
1,67
1,215/м3
т
0,82
1,215/м3
0,0023/м3
т
1,22
т
0,006
т
т
0,001
0,016
комплект
1
эл. стан-
1
ГОСТ 13862-90
3-21-0105/06
- передвижной эл. станции
ция
4 Работа агрегатов:
- по установке цементных
мостов, цементной тумбы
ЦА-320М - 1шт.
СМН-20 - 1 шт.
осреднительная емкость - 1 шт.
ППУ-1600 - 1 шт.
Трактор - 1 шт.
3-17-01-01
3-17-01-02
3-17-01-04
3-19-01-02
472754002
Ч
ч
ч
ч
ч
163,2
12
12
36
93,6
Окончание таблицы 2.70
2
3
1
4
5
6
6 Пробег:
ЦА-320М - 2шт.
СМН-20 - 1 шт.
осреднительная емкость - 1 шт.
ППУ-1600 - 1шт.
А60/80
7 Эксплуатация:
3-17-03-01
3-17-03-02
3-17-03-04
3-17-03-02
- А-60/80
- передвижной электростанции
Тампонажный
материал
1
ЦТТРС-2 АРМ
Натросол 250
EXR
ЦТРС-50 АРМ
км
км
км
км
км
387,0
387,0
387,0
387,0
387,0
ч
сут
187,2
7,8
Исходные данные к расчету установки цементных мостов
Плотность ВнутренВодо- Количество
Содержание
ний
цементное сухого материала наполнителя
в
тампонаждиаметр отношение для
жидкости
ного
затворения, %
приготовления
материала, колонны,
3
мм
кг/м
1 м раствора, т
2
1840
1840
3
4
0,43
0,43
5
1,287 0,0023
1,215
6
0,04 (НТФ)
4 (CaCb)
Примечания.
2. Обязательно выполнение исследовательских работ при испытании объектов
(нефтегазоконденсатные исследования, ГДИ, ГКИ, регистрация КВУ, КВД, определение
дебитов, отбор устьевых и глубинных проб, лабораторные исследования, предоставление
отчетной документации).
3. Работы по интенсификации, при принятии Недропользователем решения по их
проведению, обязательны к выполнению.