На производство геофизических исследований, прострелочно-взрывных работ и вертикального сейсмического профилирования в разведочных скважинах Ново-Часельского

Скачать 2.16 Mb.

Название	На производство геофизических исследований, прострелочно-взрывных работ и вертикального сейсмического профилирования в разведочных скважинах Ново-Часельского
страница	5/15
Тип	Документы

rykovodstvo.ru > Руководство эксплуатация > Документы

1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 15

Требования к техническому оснащению.

Наличие геофизического подъемника ПКС-5М (либо аналог), укомплектованного геофизическим регистратором и геофизическим кабелем с не менее чем двойным запасом по глубине скважины (на оборудование необходимо предоставить пакет сопроводительной документации удостоверяющий его качество и комплектность: сертификаты, спецификации, гарантийные документы - если применимо).
Наличие не менее двух комплектов скважинных приборов для выполнения геофизических исследований.
Наличие необходимого количества перфораторов КПО102 (либо аналог) и зарядов ЗКПО-ПП30ГП (либо аналог) с запасом не менее 10%, для перфорации проектных интервалов.
Наличие устьевого герметизирующего устройства (лубрикатор) для выполнения геофизических исследований в скважине под давлением не менее 150 кгc/см².
Наличие лубрикаторов высокого давления для работы в скважинах с высоким устьевым давлением (до 30 МПа) и лубрикаторных установок;
Наличие скважинойя аппаратуры, обеспечивающей, в том числе, регистрацию объемного распределения состава, скорости и температуры потока по сечению скважины;
Наличие наземной аппаратуры (подъемники, станции, регистраторы);
Наличие программ регистрации и обработки первичных материалов;
Наличие ловильного инструмента для извлечения геофизических приборов и кабеля в случае аварии;
Наличие устьевого оборудования для проведения исследований (определение характера насыщения) без бригад КРС;
Наличие Метрологической аппаратуры и оборудования (с копиями свидетельств о госповерке).
Наличие оборудования для проведения аварийных работ и прочих внутрискважинных работ.
Наличие свабирующего устройства, оснащенного манометром, влагомером, резистивиметром и термометром;
Наличие оборудования для выполнения работ по вызову притока свабированием для НКТ 60 мм, 73 мм, 89 мм, и устьевое оборудование, позволяющее выполнять данные работы без подхода бригады КРС.
Наличие лицензионного программного обеспечения для обработки и интерпретации геофизических данных.
Наличие оборудования для выполнения вертикального сейсмического профилирования (ВСП).

Для контроля процесса свабирования скважин и получения данных для построения кривых снижения и повышения уровня жидкости, свабирующее устройство должно быть оснащено манометром, влагомером, резистивиметром и термометром, которые располагают непосредственно над свабом и подсоединяются к кабелю.

Скважинная аппаратура для контроля за разработкой месторождений должна обеспечивать регистрацию стандартного комплекса (ГК, МЛ, Мн, СТИ, Термометр, Влагомер, Расходомер, Резистивиметр) за 1 спуско-подъем прибора в скважину. Необходимо наличие датчиков объемного содержания газа и воды в потоке, чувствительность которых достаточна для количественного определения объемной доли газа и воды при объемном содержании фазы более 5%.

Для снижения возникновения аварийной ситуации скважинные приборы должны иметь возможность установки дополнительного модуля по регистрации нагрузки на скважинную аппаратуру при проведении ПГИ.

Чувствительность механического расходомера должна позволять фиксировать поток более 10 м³/сут (порог страгивания) и изменения потока более 5 м³/сут (в расчете на ЭК внешнего диаметра 146 мм, внутреннего диаметра 120-130 мм).

С учетом особенностей потока в горизонтальных скважинах для решения оперативных задач необходимо использование специальной скважинной аппаратуры, обеспечивающей регистрацию объемного распределения состава, скорости и температуры потока по сечению скважины.

При использовании жесткого кабеля, подрядчик должен иметь в наличии устьевое оборудование, позволяющее спускать прибор в скважину под давлением 30 МПа.

Подрядчик должен иметь в наличии или иметь возможность в кратчайший срок изготовить и мобилизовать в район работ:

оборудование для выполнения работ по вызову притока свабированием для НКТ 60 мм, 73 мм, 89 мм, и устьевое оборудование, позволяющее выполнять данные работы без подхода бригады КРС.

Дополнительные методы для расширенного комплекса ГИС, не входящие в стандартный комплекс согласовываются Сторонами в приложениях к договору.

Подрядчик обязуется иметь на месторождении перечисленное выше оборудование и аппаратуру в течение всего периода производства работ.

Технические требования к подъемнику:

Подъемник должен быть оснащен гидравлическим приводом лебедки, обеспечивающим плавное торможение при спуске кабеля в скважину и его удержание при остановках, исключать несанкционированный спуск или подъем кабеля, барабан лебедки должен быть выполнен из немагнитного материала. Емкость барабана должна быть такой, чтобы при достижении прибором забоя скважины (до 3500 м – максимальная глубина скважины) на барабане оставалось не менее половины последнего ряда витков кабеля.

Подъемник должен быть оснащен датчиками глубины, натяжения и скорости движения геофизического кабеля с возможностью их регистрации наряду с данными каротажа.

Переговорное устройство должно обеспечивать надежную двухстороннюю звуковую связь с персоналом каротажной лаборатории; подъемник должен быть оснащен громкоговорящим устройством для передачи информации персоналу на устье скважины, светильником (фарами, прожекторами) для освещения пути движения кабеля между подъемником и устьем скважины.

Система автоматической блокировки должна обеспечивать подачу звукового и светового сигналов при превышении натяжения кабеля выше допустимых значений, при приближении скважинного прибора в процессе подъема на расстояние 50 м от устья скважины и при стоянке прибора в одной точке более 5 мин.

Комплектация подъемника должна предусматривать наличие устройства для рубки геофизического кабеля, «жимков» для его фиксации на устье скважины, и грузоподъемных механизмов грузоподъемностью до 300 кг для погрузки скважинных приборов и устьевого оборудования.

Подъемник должен оснащаться устройством для очистки геофизического кабеля от скважинной жидкости.

Подъемник должен оснащаться необходимым количеством контейнеров, оборудованных амортизирующими подвесами для транспортировки скважинных приборов, а также контейнером для радиоактивных источников.

В самоходном подъемнике контрольные приборы и системы управления работой двигателя и коробки передач автомобиля должны быть продублированы в кабине управления подъемником.

При использовании катушки с жестким геофизическим кабелем, подрядчик обязан иметь оборудование (устройство) для резки жесткой части кабеля. Такое оборудование должно иметь разрешительную документацию на применение.

Требования к проведению ПГИ

ПГИ проводятся во всех категориях скважин, как при спущенном в скважину технологическом оборудовании в режиме отбора или закачки, так и в остановленных кважинах, при наличии в них технологического оборудования или без него.

При наличии спущенного в скважину технологического оборудования ПГИ должны проводиться с транспортировкой приборов на забой через НКТ, оборудованные воронкой, обеспечивающей для скважинного прибора беспрепятственный вход в НКТ.

При проведении исследований без бригад ТКРС выполнение промыслово-геофизических исследований необходимо выполнять без демонтажа укрытия скважин.

Проведение геофизических исследований и работ при иссследовании скважин должно осуществляться по решению и под контролем ответственных лиц, назначенных Заказчиком, в лице нефтегазодобывающего предприятия и геофизическим предприятием. В исключительных случаях допускается работа геофизической партии без представителя Заказчика на добывающих и нагнетательных скважинах, однако его присутствие обязательно перед началом и окончанием геофизических работ для оформления акта на выполненные виды работ и приемки скважины.

В скважинах с открытым устьем исследования могут проводиться без лубрикатора либо с помощью блок - баланса, который прочно крепится над устьем, либо с подвесным роликом, который подвешивается к талевому блоку грузоподъемного устройства, а мерный (нижний) ролик крепится к основанию устья скважины.

При проведении ПГИ без бригады ТКРС, с использованием лубрикатора, необходимо проводить с применением калиброванного геофизического кабеля.

ПГИ выполняются строго по заявкам Заказчика с помощью геофизической аппаратуры, оборудования и материалов, допущенных к применению в установленном порядке. При этом:

- на применяемую аппаратуру, оборудование, технологии производитель ГИРС должен иметь эксплуатационную документацию и руководствоваться ею;

- в случае внесения каких-либо изменений в конструкцию аппаратуры и оборудования они должны быть согласованы с организацией - разработчиком и отражены в эксплуатационной документации;

- к проведению измерений в скважине допускается аппаратура, прошедшая метрологическую поверку и калибровку. Работы по поверке и калибровке должны выполняться в соответствии с требованиями эксплуатационной документации и технических инструкций по ГИС;

- после монтажа устьевого противовыбросового оборудования (лубрикатора) на фонтанную арматуру скважины необходимо обязательно произвести его опрессовку скважинным давлением;

- регистрация данных ГИС может осуществляться только в цифровом виде, под компьютерным управлением и контролем. Компьютерные программы регистрации должны предусматривать метрологическое обеспечение и контроль качества в ходе регистрации. Аналоговая регистрация первичных данных не допускается;

- визуализация цифровой информации должна выполняться в соответствии с требованиями технических инструкций по ГИС;

- каротажная станция должна обеспечивать регистрацию и возможность последующей обработки данных в поточечном режиме записи.

Подрядчик должен обеспечивать качественное выполнение ПГИ и предоставление Заказчику геологической, геофизической и технической информации в соответствии с требованиями Инструкции «Подготовка и форматы представления цифровых массивов результатов геофизических и гидродинамических исследований скважин» и Стандарта «Организация работ при сборе цифровых массивов результатов геофизических и гидродинамических исследований скважин». Для этого он должен иметь:

службу и систему контроля качества работ;
систему метрологического обеспечения аппаратуры ГИС, отвечающую требованиям "Технических инструкций";
испытательные установки и стенды для входных и периодических испытаний аппаратуры и оборудования ГИС, предусмотренных эксплуатационной документацией и "Техническими инструкциями".

Подрядчик должен обеспечивать интерпретационный контроль качества и объективность получаемых материалов ПГИ силами собственной интерпретационной службы.

При невыполнении обязательного комплекса ПГИ по причинам аварии в скважине Подрядчик должен поставить в известность Заказчика и представить для согласования план мероприятий по ликвидации аварии и по восполнению необходимой геолого-геофизической информации.

Подрядчик должен обеспечить одновременное выполнение не менее 2-х исследований по профиля притока, обеспечить постоянное наличие на месторождении запасного комплекта скважинной аппаратуры: 1 комплект для профиля притока.

В случаях, когда работа выполнена Подрядчиком с отступлением от требований настоящего технического задания и Договора, ухудшившим результаты работы, когда требуется проведение дополнительных работ, вызванных некачественным проведением операции или неисправностью оборудования, или иными недостатками, которые делают материалы каротажа и испытания непригодными для дальнейшего использования, Заказчик вправе по своему выбору:

потребовать от Подрядчика безвозмездного устранения недостатков в установленный Заказчиком срок;
потребовать от Подрядчика соразмерного уменьшения установленной за работу цены;
уменьшить стоимость работ Подрядчика.

Задачи и комплексы исследований:

Профиль притока в добывающей горизонтальной и/или наклонно-направленной скважине.

Задачи контроля в добывающих скважинах, решаемые геофизическими методами, условно разбиваются на две группы:

Группа 1. Определение гидрогазодинамических характеристик пласта.

Определение интервалов притока и поглощения жидкости и газа в горизонтальных стволах.
Определение состава притекающего флюида в добывающих скважинах.
Определение общей и поинтервальной продуктивности пласта по жидкости и газу.
Определение интервалов прорыва газа, и (или) воды.
Определение энергетических параметров пласта (Рпл, Рзаб, Тпл, коэффициента продуктивности).

Группа 2. Контроль технического состояния скважины.

Контроль траектории и геометрии ствола скважины.
Определение мест нарушения герметичности эксплуатационной колонны.
Выявление источников обводнения продукции скважины по ЗКЦ сверху/снизу.

С учетом специфики взаимодействия датчиков с многофазным расслоенным потоком круг частных задач, решаемых в добывающих горизонтальных скважинах различными методами в составе существующей скважинной аппаратуры, следующий:

a. Основные информационные методы.

Термометрия (Т). Регистрация абсолютной температуры и распределения температуры в интервале исследований. Выделение аномалий калориметрического смешивания в зонах притока флюида из пласта, при условии, что температура поступающего флюида отличается от температуры флюида в стволе скважины. Причем, удельный дебит притока и разница температуры смешивающихся флюидов должны быть достаточны для создания температурного возмущения потока, превышающего чувствительность (порог разрешения) термометра - более 0,01 ºС.

Барометрия (Р). Определение текущего забойного давления, динамики изменения забойного давления во времени и распределения давления по горизонтальному участку ствола скважины. Контроль траектории ствола по замерам в скважине, находящейся в гидродинамическом равновесии с пластом (изменение забойного давления за время измерения не превышает 0,05 атм).

Расходометрия одно- и многодатчиковая (РГД). В геолого-промысловых условиях Ново-Часельского месторождения возможно использование механических датчиков скорости потока при широком диапазоне суммарных дебитов в диапазоне 150-1000 м3/сут. Окончательное решение о применимости метода и его ограничениях принимается по итогам опытно-методических работ на скважинах.

Расходометрия термокондуктивная (СТИ). Определение интервалов с радиальной составляющей потока в условиях однородного состава внутрискважинного флюида. Интерпретация результатов СТИ проводится только совместно с данными термометрии и методов состава, зарегистрированных в одно и то же время.

Методы состава флюида в скважине. (Гамма-гамма плотностнометрия - ГГП, резистивиметр -Рез, влагомер-ВЛ, датчики газа). Датчики методов состава должны быть откалиброваны согласно условиям трехфазного потока. Допускается включение в план работ по калибровке ВЛГ на устье скважины.

Учитывая расслоение фаз по вертикали, методы состава, используемые в традиционной аппаратуре, не обеспечивают получения интегральной информации о составе по сечению скважины. Для получения информации о распределении состава по сечению потока необходимо использование специальной скважинной аппаратуры с группой датчиков, распределенных по вертикали (периметру) или сканирующих поток по сечению. Степень дискретизации по сечению потока уменьшается с увеличением числа датчиков и уменьшением их габаритных размеров.

b. Методы привязки.

Гамма каротаж (ГК). В условиях горизонтального ствола обеспечивает привязку по реперам в интервале набора кривизны и на верхней границе продуктивного пласта, эксплуатируемого скважиной. В условиях Ново-Часельского месторождения метод ГК в горизонтальной скважине обеспечит привязку диаграмм к разрезу в стволе, пересекающем глинистые и эксплуатирующем высокопроницаемый прослой. Отсутствие дифференциации разреза по гамма активности породы в пределах одного прослоя, исключает возможность точной взаимной увязки кривых по ГК в пределах прослоя.

Локатор муфт (ЛМ). Используется в условиях горизонтального ствола для уточнения взаимной увязки диаграмм при наличии эксплуатационной колонны с фильтрами различной конструкции и привязке к конструкции скважины.

c. Дополнительные методы.

Акустическая шумометрия (АШ). Метод АШ опробован в поточечном режиме регистрации в вертикальных скважинах. Метод обеспечивает выделение интервалов притока флюида в условиях высокой скорости потока в каналах малого сечения. Максимальная эффективность метода обеспечивается при наличии в составе притока газовой составляющей. В горизонтальных скважинах использование метода перспективно для выделения интервалов поступления свободного газа при исследованиях специальной аппаратурой с каналом АШ.

Для оценки информативности метода АШ на Ново-Часельском месторождении необходимо проведение ОМР с изменением режима работы скважины. Единый комплекс ПГИ по определению профиля притока в горизонтальных добывающих скважинах должен обеспечивать регистрацию объемного распределения состава, скорости и температуры потока по сечению скважины.

Комплекс исследований по контролю профиля приемистости в скважинах включает:

ГК+ЛМ (или ЛПО) – гамма-каротаж + локатор муфт (для контроля кумулятивной перфорации используется локатор перфорационных отверстий),
ТМ или ВчТМ – термометрия или высокочувствительная термометрия,
СТД (или СТИ) – термокондуктивный дебитомер,
МН – барометрия,
РЕЗ – резистивиметрия,
РГД – расходометрия без пакера.

Комплекс ПГИ выполняется в заданной последовательности, при соблюдении всех необходимых требований по определению профиля приемистости.

Доставка приборов на забой скважины:

Выбор способа доставки скважинной аппаратуры на забой и количество режимов исследований по профилеметрии определяет Заказчик и указывается в заявке на проведение исследований. Подрядчик по ПГИ на основании полученной заявки обязуется не позднее 12 часов предоставить План работ или технологическую карточку на проведение исследований и согласовать его с ООО «Кынско-Часельское нефтегаз».

Комплекс специальных исследований, проводимый на разведочном фонде с целью контроля за ГНК и ВНК, характера насыщения пластов и поиска пропущенных залежей включает:

ИННК;
СО-каротаж;

Аппаратура проведения ИНГК (ИННК) каротажа должна позволять регистрировать скважинную и пластовую составляющую кривой излучения захвата нейтронов и определять макроскопическое сечение захвата с относительной погрешностью не более 3%. Детальность анализа временных распределений не должна быть меньше 256 каналов на спектр. Энергетическая шкала спектрометра должна обеспечивать высокую точность регистрации с дискретизацией не менее 1024 каналов на спектр.

Ввиду сложности подготовительных работ на скважине, геофизическая станция и персонал обязан обеспечивать первичный контроль качества записи ИНГК (ИННК), СО-каротажа непосредственно в ходе исследования.

Скважинная аппаратура, станция регистрации и программные комплексы обработки и интерпретации должны обеспечивать сохранение полного комплекса всех исходных данных спектрометрии до внесения корректировок (обрезка по «окнам», очистка спектра).

При интерпретации отдается предпочтение к совместному использованию методики «окон» и методики подбора зарегистрированного спектра суперпозицией эталонных спектров.

Обязательным требованием является количественный расчет коэффициента нефтенасыщения коллектора.

Проведение данного вида исследований необходимо выполнять как при наличии на скважине бригады КРС, так и без бригады КРС. При выполнении исследований без бригады КРС Подрядчик должен обеспечить наличие квалифицированного персонала, скважинную аппаратуру и геофизический подъемник (с гидравлической системой привода лебедки), герметизирующее устройство (лубрикатор), позволяющей производить спуск оборудования (прибор + геофизические груза). Использование вспомогательной техники (кран с вылетом стрелы до 30 м, ППУ и прочее необходимое) является ответственностью Подрядчика по ПГИ.

Детальную оценку технического состояния ЭК необходимо проводить с использованием методов электромагнитной дефектоскопии (приборы ЭМДС), состояние цементного камня методом АКЦ. Работы необходимо проводить при бригаде КРС. Доставка осуществляется на обычном или жестком геофизическом кабеле.

Методом электромагнитной дефектоскопии необходимо решить следующие задачи:

определения местонахождения конструктивных элементов обсадных колонн (муфты, центраторы, башмаки, пакеры и т.п.);
одновременного измерения толщины стенок первой и второй колонн при многоколонной конструкции скважины;
определения участков коррозии, величины износа, продольных и поперечных порывов, интервалов перфорации и смятия обсадных колонн;
определение поперечных дефектов трещинного типа любой ориентировки в трубе;
обнаружение мест смятия и обрыва тела колонны;
определение мест заколонных перетоков и интервалов притока и поглощения флюида.

При проведении АКЦ необходимо получение следующей информации:

оценка распределения плотности цементного камня и состояния его контактов по периметру колонны;
выделение и распознавание в заколонном пространстве дефектов цементирования объемного и контактного типов;
оценка величины плотности вещества в заколонном пространстве и раскрытости дефектов объемно-контактного типа.

Группа 3. Прострелочно-взрывные работы:

ПВР (дострел/перестрел) нагнетательных скважин.

Выбор зарядов под перфорацию должен быть осуществлен исходя из достижения следующих параметров пробития ЭК диаметром 178 мм:

диаметр входного отверстия не менее 10 мм;
глубина пробития не менее 900 мм;
фазировка 60 град,
плотность не менее 17 отв/м.
интервал перфорации 25 м.

Перфорацию необходимо осуществлять на трубах при бригаде КРС за один спуск.

Торпедирование/встряхиваение, установка взрыв-пакера:

диаметр НКТ 114 мм, 102 мм, 89 мм.
возможность применения взрыв-пакера для ЭК с внутренним диаметром 159 мм

Применение трубореза кумулятивного для НКТ диаметром 114 мм, 102 мм, 89 мм.

Группа 4. Проведение ПГИ с использованием струйных глубинных насосов:

Струйный насос предназначен для освоения и интенсификации притока, проведения геофизических и гидродинамических исследований в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах в осложненных скважинных условиях: пескопроявление, высокий газовый фактор, обводненность, температура, ухудшенные фильтрационные свойства коллектора, низкое пластовое давление.

Решаемые задачи:

спуск в скважину геофизических приборов для проведения промысловых исследований;
запись профиля притока в подпакерной зоне и оценка технического состояния колонны, подвески хвостовика;
учитывать создание депрессии с подачей рабочей жидкости, как в трубное, так и в межтрубное пространство;
возможность проведения исследований (спуск через насос геофизического прибора и скважинного трактора);
работа с депрессиями на забое от 2 до 70 атм;
учитывать закачку рабочего агента для работы струйного насоса, как от водовода так и от агрегата;
наличие технологического плана по производству работ связанных с проведением исследований с использованием струйного насоса
установка и снятие опрессовочных, депрессионных, геофизических вставок как на гибком кабеле так и на жёстком кабеле, с использованием скважинного трактора и без трактора.
иметь возможность изготовления необходимых переводников для установки и снятия опрессовочных, депрессионных, геофизических вставок.

Ответственность по внедрению струйных насосов в скважину несет Заказчик. При установке насоса в скважину Заказчик самостоятельно обеспечивает себя вспомогательной техникой, в т.ч. ЦА-320 для откачки из ёмкости жидкости с пласта; ёмкость объемом 50 м3 с газосепаратором для сбора пластовой жидкости, высокопроизводительный насос для закачки рабочего агента и создания необходимой депрессии на пласт.

Интерпретация материалов ПГИ и передача информации Заказчику.

Предварительное заключение по результатам всех проведенных в скважине исследований Подрядчик представляет Заказчику в течение не более 24 часов с момента прибытия партии на базу.

Окончательное заключение по проведенным исследованиям предоставляется Заказчику в течение 48 часов.

Подрядчик должен представлять Заказчику материалы ГИС на бумажном носителе в 3-х экземплярах в течение максимум 72 часов и в электронном виде в las, pdf и jpg формате, в течение максимум 24 часов в зависимости от проводимого комплекса исследований с момента окончания работ.

Качество, форма и содержание файлов, геофизических приложений, планшетов, диаграмм и текстов заключений должны соответствовать требованиям Заказчика, а также условиям длительного хранения и постоянного пользования.

Прочие условия

Для выполнения Работ, указанных в Техническом Задании, Подрядчик использует собственный Персонал, Оборудование и Материалы, стоимость использования которых включается в цену Работ.

Подрядчик несет ответственность за качество представленных материалов, а также за работоспособность оборудования, используемого для выполнения Работ по поручению Заказчика.

В случае некачественного выполнения работ по ПГИ, к Подрядчику применяются штрафные санкции вплоть до компенсации стоимости исправительных работ.

Подрядчик выполняет Работы в соответствии с документально оформленным заданием Заказчика. При этом предполагается, что Подрядчик предоставит необходимый персонал, оборудование и материалы для выполнения этого задания.

Подрядчики сами должны обеспечить себя всеми необходимыми видами страхования, медицинскими услугами и коммуникационным оборудованием на время договора. Подрядчики также обеспечивают себя транспортом, водой, ГСМ, энергообеспечением, офисами, складскими помещениями и пр. Все эти расходы должны быть включены в стоимость договора.

Заказчик обеспечивает подготовленные подъездные пути к скважине.

В стоимость работ должны быть включены затраты по мобилизации, ГСМ, проживанию и смене вахт, проезду до места работ, приобретению всех необходимых материалов при проведении работ, использованию технологического транспорта, спец. техники (кран с грузоподъемностью 50 т, с выносом стрелы над устьем скважины не менее 30 м, ППУ, ЦА-320, емкости 50 м3 и пр.), специальному оборудованию и оснащению, обеспечению Подрядчика электроэнергией на кустах скважин, на ПЗР. При этом Подрядчик обеспечивает постоянное наличие на месторождении квалифицированного персонала, достаточного для выполнения предусмотренного настоящим техническим заданием исследований, скважинной аппаратуры, устьевых устройств (лубрикаторов), геофизических подъемников, забойных тракторов и т.д. Вывоз оборудования и аппаратуры на техническое обслуживание необходимо осуществлять только по согласованию с Заказчиком.

Предоставить расчет затрат 1 часа дежурства геофизической партии в случае ожидания готовности скважины к исследованиям в летний период и зимний период.

Предоставить образцы выполненных ранее геофизических материалов и заключений по предложенным задачам.

Генеральный директор

ООО «Кынско-Часельское нефтегаз» С.В. Сличный

ПРИЛОЖЕНИЕ № 7

к Договору на производство геофизических исследований,

прострелочно-взрывных работ и

вертикального сейсмического профилирования
в разведочных скважинах Ново-Часельского месторождения

ООО «Кынско-Часельское нефтегаз»

№ _______________________

от «_______» ________________ 2014 года

Наименование объекта: разведочная скважина №250Р Ново-Часельского месторождения; разведочная скважина №242Р Ново-Часельского месторождения.

Местонахождение объекта: Российская Федерация, Тюменская обл., Ямало-Ненецкий автономный округ.

Объём работ: проектная глубина забоя для скв. №250Р – 3200м (скважина вертикальная); проектная глубина забоя для скв. №242Р – 3380м (скважина вертикальная).

ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ

на проведение работ ВСП в разведочных скважинах № 250Р, 242 Р Ново-Часельского месторождения.

Основание выдачи задания: Программа геологоразведочных работ ООО «Кынско-Часельское нефтегаз» на 2014 год.

1. Целевое назначение работ.

Целью работ является увязка скважинной геолого-геофизической и сейсмической информации, получение детальной скоростной модели среды по продольным и поперечным волнам с информацией о сейсмоакустических свойствах разреза. Получения уточненого геологического строения околоскважинного пространства и в целом по месторождению.

2. Геологические задачи.

Изучения волнового поля во внутренних точках cреды;
Изучения скоростной характеристики геологического разреза в непосредственной близости от скважины;
Стратиграфической привязки (стратификации) отражений наземной сейсморазведки;
Определения формы импульса отражённых волн;
Определения природы волн, регистрируемых на сейсмограммах наземной сейсморазведки 2Д и 3Д и изучения их кинематических и динамических характеристик;
Распознавания многократных отражений;
Выделения в окрестностях скважины дизъюнктивных нарушений;
Определения отражающих, поглощающих, коллекторских, ёмкостных свойств целевых пластов, а также построения структурных карт и карт эффективных толщин целевых пластов (по возможности);
Изучения анизотропных свойств недр в окрестностях скважины;
Изучения характеристик поперечных и обменных волн;
Построения временных и глубинных сейсмических разрезов по данным от удалённых ПВ, а также увязки этих разрезов с разрезами наземной сейсморазведки 2Д и 3Д;
Прогноза разреза ниже забоя скважины.

3. Состав, последовательность и методика работ.

3.1. Скважинные работы выполнить в соответствии с Технологической инструкцией Компании «Производство скважинных сейсморазведочных работ ВСП на суше» № П1-01.02 ТИ-0002 версия 1.00 (Приложение 16 к Договору

3.2. Произвести рекогносцировку местности. Выполнить планово-высотную привязку устья скважины. Перенести с проектной схемы в натуру и выполнить геодезическую привязку пункта возбуждения сейсмических колебаний (ПВ) и пункта приёма сейсмических колебаний (ПП) современными навигационными системами с точностью, соответствующей проведению наземных сейсморазведочных работ 3Д масштаба 1:25 000. Фактическую схему расположения ПВ и контрольных ПП относительно устья скважины согласовать с Заказчиком.

3.3. До начала опытных и производственных работ с целью выбора условий возбуждения сейсмических волн, изучения строения верхней части разреза и расчета статических поправок провести исследования методом обращенного микросейсмокаротаж (МСК) на всех ПВ. Оперативно обработать данные МСК.

3.4. До начала производственных работ провести опытные работы по оптимизации условий возбуждения упругих колебаний. Состав опытных работ согласовать с заказчиком. Оперативно обработать результаты опытных работ. Энергия источника колебаний должна обеспечивать отношение сигнал/шум не менее 20 дБ в частотном диапазоне 5-175 Гц. Выводы по результатам опытных работ с учётом данных МСК согласовать с заказчиком, после чего приступить к производственным наблюдениям.

3.5. При производстве работ использовать следующую методику.

ВОЗБУЖДЕНИЕ СЕЙСМИЧЕСКИХ КОЛЕБАНИЙ
Способ возбуждения колебаний	взрыв
Величина заряда, кг	уточняется по результатам опытных работ
Глубина погружения заряда, м	15-20
Разброс глубин при отработке ф.н., не более, м	2
Расстояние ближнего ПВ (ПВ 0) от устья скважины, м	уточняется по результатам опытных работ
Азимут ПВ 0	уточняется по условиям местности и согласуется с заказчиком
Число удалённых ПВ	уточняется по условиям местности и согласуется с заказчиком
Расстояния удалённых ПВ (ПВ 1 – ПВ 6) от устья скважины, м	уточняется по условиям местности и согласуется с заказчиком
Азимут ПВ 1	уточняется по условиям местности и согласуется с заказчиком
…
Азимут ПВ 6	уточняется по условиям местности и согласуется с заказчиком
Контроль за условиями возбуждения	два поверхностных контрольных геофона на расстояниях 5 и 40 м от ПВ в направлении скважины
ПРИЁМ И РЕГИСТРАЦИЯ СЕЙСМИЧЕСКИХ КОЛЕБАНИЙ
Аппаратурно-методический комплекс скважинной сейсморазведки	Аппаратура «Волна» или АМЦ-ВСП-3-48, или их аналоги.
Число модулей в зонде	4
Расстояние между регистрирующими модулями, м	уточняется по условиям местности и согласуется с заказчиком
Число регистрируемых компонент сейсмического сигнала	уточняется по условиям местности и согласуется с заказчиком
Тип геофонов	SM-45
Длина записи, с	4
Шаг дискретизации, с	0.001
Интервал наблюдений, м	уточняется по результатам опытных работ
Шаг перемещения связки регистрирующих модулей по стволу скважины, м	30
Шаг точек наблюдения по стволу скважины, м	10
Число ф.н. производственных работ четырёхмодульным зондом с перекрытием 1 точки на каждом ф.н.	уточняется по результатам опытных работ
Шаг контрольных замеров при спуске зонда, м	500
Число контрольных ф.н. при спуске зонда	5
Число ф.н. опытных работ	уточняется по результатам опытных работ
Число контрольных ф.н. при смене взрывных скважин	уточняется по результатам опытных работ
Общее число ф.н.	уточняется по результатам опытных работ
Фильтрация при регистрации, Гц	5-200, режекторный фильтр отключён
ИЗУЧЕНИЕ СТРОЕНИЯ ВЧР
Способ изучения ВЧР	обращенный МСК
Способ возбуждения колебаний	взрыв гирлянды детонаторов в скважине
Глубина скважин МСК, м	20-30
Шаг ПВ по стволу скважин МСК	1 м сверху до глубины 10 м, далее 2 м
Число скважин МСК	уточняется по условиям местности и согласуется с заказчиком

4. Ожидаемые результаты, формы отчётности и сроки проведения работ.

По результатам работ ВСП должны быть подготовлены и переданы заказчику отчёт о выполненных работах, а также база полевых и результативных данных.

Отчёт должен быть подготовлен в соответствии с ГОСТ Р 53579-2009. Текстовая часть отчёта должна включать перечисленные ниже разделы:

Геолого-геофизическая характеристика района работ;
Скважинные работы ВСП (аппаратура и оборудование; метрологическое обеспечение работ; методика и технология производственных и сопутствующих работ; технико-производственные показатели; результаты полевых работ);
Оборудование и программное обеспечение, использованные для обработки и интерпретации данных ВСП;
Формирование базы данных. Качество скважинных данных ВСП и исходной геологической информации. Вывод о возможности полного или частичного решения поставленных геологических задач на основе полученных скважинных данных;
Последовательность процедур обработки и интерпретации с иллюстрациями результатов тестирований и обоснованием выбора параметров процедур и последовательности их применения, а также с иллюстрациями эффективности процедур (примеры сейсмозаписей до и после применения процедур);
Результаты обработки и интерпретации. Вывод о полном или частичном решении поставленных геологических задач на основе полученных результатов;
Рекомендации по методике, технике и технологии дальнейших скважинных работ ВСП; обработки и интерпретации на исследуемом участке.
К отчёту необходимо приложить: обзорную карту района работ; карты (схемы) геолого-геофизической изученности; тектоническую схему; схема нефтегазогеологического районирования исследуемой территории; фотографии типичных ландшафтных обстановок на участке, характеризующие поверхностные сейсмогеологические условия, особенно в эксклюзивных зонах; иллюстрации процесса обработки и интерпретации данных ВСП. Графические приложения к отчёту оформляются в соответствии с Методическими указаниями Компании «Требования к содержанию и оформлению графических материалов для ОПЗ, ПЗ и ТЭО КИН нефтегазоконденсатных месторождений» № П1-01.02 М-0002.
База полевых и результативных данных должна включать следующие основные материалы:

Результаты высотной и плановой привязки устья скважины и ПВ. Схема расположения ПВ, совмещенная с топоосновой масштаба не крупнее 1:100 000;
Акт приёмки скважинных материалов ВСП;
Полевые сейсмограммы опытных и производственных работ в формате SEG-D или SEG-Y;
Рапорты операторов в электронном и бумажном виде с указанием природных и техногенных факторов, повлиявших на качество полученных полевых данных; а также всех отклонений от проектной технологии работ;
Сейсмические данные по профилю 2Д, проходящему через устье скважины или в непосредственной близости от него; или соответствующую выборку из данных 3Д;
Результаты аппаратурных проверок регистрирующего оборудования;
Каталог координат и ведомость высот ПВ и ПП, координаты скважины и пласт-пересечений в единой системе с сейсмическими данными (открытого пользования без отображения пунктов государственной геодезической сети);
Схему проектного и фактического положения скважины, ПВ и ПП с профилями 2Д прошлых лет и контурами участков съёмок 3Д прошлых лет, совмещённую с топоосновой;
Данные по скважине: альтитуда стола ротора, отметка устья и глубина забоя, инклинометрия;
Комплекс ГИС, включая акустический и плотностной каротаж (при наличии) по скважине в LAS-формате;
Литолого-стратиграфическую колонку по исследуемой скважине с глубинами или абсолютными отметками кровель целевых и опорных горизонтов по скважине.

Исходные сейсмозаписи ВСП со сформированными заголовками трасс;
Волновое поле ВСП по ближнему ПВ: после коррекции времен за отметку момента возбуждения и по контрольному прибору, с введенной статикой и восстановлением амплитуд; Результаты селекции волн по скоростям до и после деконволюции; Поле отраженных волн, выведенное на вертикаль; Коридор для получения трассы однократных отражений; Трасса однократных отражений по продольным и обменным волнам;
Скоростная модель в композиции с литолого-стратиграфической колонкой и данными ГИС: вертикальный годограф, средние, интервальные и пластовые скорости по разрезу скважины в графической и табличной форме по продольным и поперечным волнам;
Результаты моделирования сейсмозаписи по данным ГИС в сопоставлении с сейсмограммами ВСП и трассами ОГТ;
Композиция материалов ГИС, ВСП и ОГТ с трассой однократных отражений и со стратиграфической привязкой опорных отражений и целевых пластов;
мигрированные временные и глубинные разрезы (с координатами открытого пользования в заголовках трасс) по удалённым ПВ по продольным и обменным волнам со стратификацией отражений и врезками ГИС; горизонтальный масштаб должен соответствовать масштабу структурных построений;
Результаты корреляции опорных и целевых отражающих границ на разрезах по удалённым ПВ;
Структурные карты опорных и целевых отражающих границ в дизъюнктивном варианте.
Форматы результатов работ ВСП, передаваемых заказчику, должны соответствовать Методическим указаниям Компании «Требования к форматам хранения, представления и обмена сейсмическими данными» № П1-01.02 М-0006.

Исполнитель должен представить окончательный отчет и полевые материалы на бумажном носителе и в электронном виде по следующим адресам:

1. ФГУ «ТФИ», - 1 экз (копия).

2. ФГУНПП «Росгеолфонд» - 1 экз (копия).

3. ООО «Кынско-Часельское нефтегаз» - 2 экз (оригинал и копия).

4. Центр хранения сейсмической информации, г. Красноярск -1 экз (копия).

5. ООО «ТННЦ» - 1 экз (копия).

6. ОАО «НК Роснефть» ДГРРиЛ – 1 экз. (эл. версия отчета)

7. ООО "НГК "ИТЕРА" 1 экз. (копия).

После рассылки у исполнителя работ не должно оставаться копий материалов.

5. Сроки выполнения работ: указаны в Приложении № 8 к Договору

К геолого-техническому заданию прилагается технологическая инструкция компании «Производство скважинных сейсморазведочных работ методом вертикального сейсмического профилирования на суше» №П1-01.02 ТИ-0002 Версия 1.00 Приложение № 16 к Договору

Генеральный директор

ООО "Кынско-Часельское нефтегаз"

_________________________С.В. Сличный

Подрядчик

________________________

1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 15

	Положение о взаимоотношениях заказчика и подрядчика при производстве прострелочно-взрывных работ Настоящим «Положением о взаимоотношениях…» предусмотрены требования по организации выполнения прострелочно-взрывных работ в скважинах...		«Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях» Категория слушателей: специалисты предприятий нефтегазодобывающего комплекса, осуществляющие непосредственное руководство и выполнение...
	Документация многолотового открытого запроса предложений На право заключения договора на проведение скважинных сейсморазведочных работ методом вертикального сейсмического профилирования...		Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и... Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах
	Техническое задание на поставку геофизической лаборатории с набором... Общие требования: поставка геофизической лаборатории с набором скважинных геофизических приборов для выполнения геофизических исследований...		О взаимоотношениях заказчика и подрядчика при производстве геофизических Заказчика и Подрядчика при производстве гирс» (далее «Положение») предусмотрены требования по организации выполнения геофизических...
	Положение о взаимоотношениях при производстве гирс Оо «Газпромнефть-Хантос», далее по тексту Положение, предусмотрены требования по организации выполнения геофизических исследований...		Документация о запросе цен на проведение профилактических работ по... Оао «нк «Роснефть» в Иркутской области на разведочных скважинах №74, №75 Даниловского, №11 Могдинского, поисково – оценочных скважин...
	Федеральный горный и промышленный надзор россии постановление В целях совершенствования взрывного дела и повышения безопасности взрывных работ разработаны "Правила устройства зарядного, доставочного...		Геолого-техническое задание на проведение Газогидродинамических и газоконденсатных исследований и лабораторных термодинамических (pvt) исследований проб пластовых флюидов...
	I. общие положения Производство работ по гидравлическому разрыву пласта в поисково – оценочных скважинах для нужд филиала «Уренгой бурение» ООО «Газпром...		I. общие положения Оказание услуг по демонтажам, транспортировке, монтажам и пусконаладочным работам буровых установок на разведочных скважинах полуострова...
	Методические указания по комплексированию и этапности выполнения... О введении в действие Методических указаний по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических...		На проведение геофизических исследований и работ в скважине Общество с ограниченной ответственностью «Газпром бурение» ООО («Газпром бурение), именуемое в дальнейшем «Заказчик», в лице Генерального...
	«Разработка проектной документации на строительство поисково-оценочных... Ооо «Славнефть-Красноярскнефтегаз» приглашает Вас сделать предложение (оферту) на выполнение работ: «Разработка проектной документации...		Согласовано Генеральный директор ОАО «Саратовнефтегаз» Исследование нефтяных объектов согласно рд 153-39. 0-109-01 (Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических...

На производство геофизических исследований, прострелочно-взрывных работ и вертикального сейсмического профилирования в разведочных скважинах Ново-Часельского

Похожие: