РАЗДЕЛ III. ЗАКАЗ НА УСЛУГИ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ
ЗАДАНИЕ НА ОКАЗАНИЕ УСЛУГ
-
Порядок формирования стоимости работ. В стоимость работ входят следующие работы и затраты:
- чистка ствола скважины от жидкости и нормализация искусственного забоя:
- разработка технологического плана работ;
- доставка на скважину комплекта скважинного, устьевого оборудования, спец. техники, а именно:-колтюбинговой установки с диаметром ГНКТ не более 25,4мм и рабочим давлением 350атм;-азотно- компрессорной установки типа ПКСА 20/200 или аналогичной;-ЦА-320;-ППУ-1600;-емкостной парк для приготовления технологических жидкостей и для ингибитора гидратоообразования;-хим. реагенты для приготовления технологических жидкостей.
- монтаж флота ГНКТ, обвязка с устьем скважины, опрессовки смонтированного оборудования;
- нагрев и приготовление жидкости технологической (при необходимости);
- спуск ГНКТ, отбивка текущего забоя;
- восстановление искусственного забоя (продувкой азотом или с применением азотно-пенный систем);
-контрольный замер забоя (подъем на 400-500м выше искусственного забоя, тех отстой 3-4 часа и допуск до забоя ГНКТ без продувки или промывки для фиксации нахождения фактического забоя скважины).
- демонтаж флота ГНКТ, демобилизация;
Форма, сроки и порядок оплаты работ: оплата производится в течении 60 (шестидесяти) календарных дней с момента получения от Исполнителя счета-фактуры на основании подписанного сторонами акта выполненных работ.
Техническая часть документации: конструкция скважины, история освоения скважины, изложены в приложении № 1 к РАЗДЕЛУ III.
Краткое описание сущности заказа в целом: (тезисный план работ по скважине)
- монтаж колтюбинговой установки на устье, обвязка нагнетательных линий подачи азота (пенных-систем, ингибитора гидратообразования, опрессовки;
- спуск ГНКТ с гидромониторной насадкой до искусственного забоя или до жесткой посадки- фиксация текущего забоя скважины ;
- подъем ГНКТ до 2000м, запуск скважины на факел сподачей ингибитора гидратообразования через ГНКТ и продувкой азотом;
- спуск ГНКТ с продувкой азотом или с подачей азотно-пенной системы и восстановление искусственного забоя;
- отработка скважины на факел с продувкой азотом до полного выноса жидкости и механических примесей;
- контрольный замер забоя скважины;
- подъем ГНКТ на устье, демонтаж оборудования, демобилизация флота ГНКТ.
Количество выполняемых работ: одна операция.
Общие сведения о районе работ: Ямбургское месторождение расположено на Тазовском полуострове – территории Надымского и Тазовского районов Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.
Ближайшим населенным пунктом является вахтовый п. Ямбург, построенный с целью размещения персонала для обустройства и разработки Ямбургского месторождения. Районный центр п. Тазовский расположен в 120 км к юго-востоку от Ямбургского месторождения. Расстояние от райцентра (по прямой) до Салехарда составляет 520 км, до Тюмени – 1300 км. Города Новый Уренгой и Надым находятся, соответственно, в 225 км южнее и в 285 км юго-западнее месторождения. Остальные населенные пункты расположены по берегам Обской (п.п. Ныда, Нумги) и Тазовской (п.п. Тазовский, Находка, Антипаюта) губ.
Доставка грузов на месторождение осуществляется по железной дороге Новый Уренгой – ст. Ямбург, а также по автомобильной дороге от г. Новый Уренгой до порта Ямбург. В период навигации основные грузы доставляются по Обской и Тазовской губе. На месторождении построена автомобильная дорога, соединяющая установки комплексной подготовки газа (УКПГ).
Транспортировка необходимых для производства работ оборудования и материалов с места базирования до буровой будет осуществляться наземным транспортом.
Населенность района крайне редкая. Население состоит из ненцев, хантов и русских. Основные занятия – оленеводство, рыболовство, звероводство, охота, геологоразведочные работы, в последнее время – работы, связанные с добычей газа.
Климатическая характеристика
Климат района континентальный. Зима продолжительная и суровая, с сильными ветрами и метелями, лето короткое (июль-август) и прохладное. Самый холодный месяц года – январь, морозы достигают минус 5058 °С. Среднемесячная температура воздуха минус 27°С. Толщина снежного покрова в понижениях рельефа на рассматриваемой площади составляет до 2 метров, на водоразделах 0,60,8.
Наиболее теплый месяц в году – август. Температура в отдельные дни повышается до плюс 2730°С, а при вторжении арктических масс воздуха летом (июль-август) температура понижается до минус 56 °С. Среднегодовая температура составляет минус 810 °С. Преобладающее направление ветров в холодный период – южное и юго-западное, в теплый – северо-восточное.
Среднегодовое количество осадков достигает 350400 мм, основная часть выпадает в весенне-осенний период времени.
Месторождение расположено в тундровой зоне, для которой характерно повсеместное и почти сплошное распространение многолетнемерзлых пород (ММП). Глубина кровли ММП изменяется от 0,3 до 1,5 м, а в долинах крупных рек поверхность ММП погружается до двух - пяти метров и ниже. Подошва ММП залегает на глубине от 318 до 465 м, а на преобладающей территории - от 400 до 450 м.
В орогидрографическом отношении площадь работ представляет собой слабо всхолмленную равнину с общим уклоном с юга на северо-восток и характеризуется сильным эрозионным расчленением. Абсолютные отметки рельефа над уровнем моря изменяются от 10 м в долинах рек до 60-70 м на водораздельных участках.
-
Условия выполнения работ и требования к Исполнителю:
Подготовительные работы
Работы по освоению скважин при помощи установки ГНКТ должны производиться по плану работ, составленному Подрядчиком и утвержденному Заказчиком, согласованному Недропользователем и противофонтанной службой.
Подготовить подъездные пути, планировку и оборудование площадки у скважины провести в соответствии с ПБ 08-624-03 с целью размещения основных и вспомогательных агрегатов, емкостей для рабочих и вспомогательных жидкостей.
Произвести отбивку забоя геофизическим подъемником.
Мастеру койлтюбинговой установки принять скважину, проверив состояние подъездных путей, кустовой площадки, состояние и комплектность фонтанной арматуры (ФА) и колонной головки (КГ), работоспособность каждой задвижки, опрессовать ФА и принять необходимую документацию.
Завести на скважину согласно плану работ технологическое оборудование, установку «Колтюбинг», промывочные агрегаты, необходимый инструмент, технологические жидкости с необходимыми параметрами и в расчетном объеме, азотную установку и азот в криогенных емкостях (при необходимости).
Обеспечить на скважине постоянное дежурство спецтехники согласно плану работ.
Провести инструктаж персонала по ТБ, ПФБ, ПБ, ознакомить с планом работ и планом ликвидации аварий (ПЛА) под роспись.
Произвести монтаж установки «Колтюбинг» и технологического оборудования согласно СТО 04803457-18-2005. Обвязать устье скважины согласно типовой схемы для проведения технологических операций. Составить фактическую схему обвязки устья и расстановки технологического оборудования.
Провести пусковую комиссию, составить акт готовности скважины к проведению работ.
В присутствии представителя СВЧ опрессовать ПВО, обратный клапан на расчетное давление, нагнетательные линии и БДТ – на полуторакратное ожидаемое рабочее давление (согласно расчета). Составить акт и получить разрешение СВЧ на дальнейшее производство работ.
Порядок проведения работ по освоению скважин.
Смонтировать установку МК-20Т и технологическое оборудование на устье скважины согласно требованиям «Типовой схемы обвязки устья скважины при проведении
комплекса работ с помощью МК-20Т». Обвязать ЦА (УНБ 160-40) (или аналог) с блоком
манифольда высокого давления МК-20Т.
Смонтировать адаптерный фланец 80х35, блок превенторов БП-80х70 и инжектор с безмуфтовой длинномерной трубой (БДТ должна быть оборудована обратным клапаном Ø …. мм, насадкой - перо Ø …. мм с проходным отверстием Ø…. мм).
Пропустить БДТ через превентор, закрыть превентор (трубные плашки). Опрессовать обратный клапан и ПВО до надкоренной задвижки по задавочной линии на трубное пространство незамерзающей жидкостью давлением Р=234 кгс/см2. Открыть трубные плашки и опрессовать блок герметизатора до надкоренной задвижки по задавочной линии на трубное пространство на Р=234 кгс/см2 . Нагнетательную линию от ЦА (УНБ160-40) до блока манифольдов МК-20Т опрессовать на Р=320 кгс/см2 в присутствии представителя УВО Ф СВЧ. Составить акт. Получить разрешение представителя УВО Ф СВЧ на производство работ.
Продуть БДТ компрессором в течение 1ч.
Непосредственно перед спуском БДТ в скважину задвижки на ФА должны находиться в следующем положении: в трубном пространстве – рабочая задвижка на факельную линию открыта (диаметр штуцера 16-18 мм), рабочая задвижка на задавочную линию закрыта, в затрубном пространстве рабочие задвижки на факельную и задавочную линии закрыты, для контроля над затрубным пространством установить манометр. Надкоренная и коренная задвижки по стволу ФА-открыты.
Начать спуск по ФА со скоростью 0,01 м/с, далее продолжить спуск со скоростью 0,15-0,20 м/с с одновременной работой компрессора. Не допускать при спуске разгрузки БДТ более 500 кг, в случае разгрузки более 500 кг произвести подкачку аэрированной технологической жидкости, после чего продолжить спуск. При необходимости производить подкачку ингибитора гидратообразования. Произвести спуск БДТ до глубины ….. м (не выходя из «воронки» НКТ) с одновременной работой компрессора. Постоянно вести контроль показаний КИП, процессом спуска и работой скважины.
Работу компрессора не прекращать до полного выноса жидкости из скважины. При необходимости, для предотвращения гидратообразования, производить подкачку в БДТ ингибитора гидратообразования. Производить замеры устьевых давлений на режимах (Ø шайбы 12-18 мм). В случае отсутствия выхода газожидкостной смеси на факел в течение более 1часа произвести подъем БДТ выше воронки НКТ 89 мм, остановить закачку инертного газа в БДТ. Произвести тех. выстойку в течение 3 часов.
Произвести контрольный спуск БДТ с одновременной отработкой на факел и работой компрессора до гл. ….. м с отбором проб жидкости на режимах (Ø шайбы 12-18 мм).
При необходимости производить подкачку метанола в БДТ. Отбор проб производить после полного выхода пачки метанола на Ф.Л. Остановить работу компрессора, произвести подъем БДТ до гл. 2900 м. Произвести закачку метанола 0,5 м3 в НКТ 89 мм.
Произвести подъем БДТ до устья скважины.
Закрыть надкоренную задвижку, стравить давление с БДТ на факельную линию. Произвессти демонтаж инжектора с безмуфтовой длинномерной трубой и блока превенторов БП- 80х70, адаптерного переводника. Демонтировать установку МК-20Т и технологическое оборудование. Составить акт на выполненные работы. Сдать скважину.
Отработка скважины на факел на шайбах 10-16 мм, периодически меняя их каждые 6 -8 часов с большей на меньшую и наоборот, до полной очистки пласта в течение 72 часов. При необходимости, для предотвращения гидратообразования, производить подкачку в трубное и затрубное пространства ингибитора гидратообразования. Произвести замеры устьевых давлений на режимах по план –программе «Заказчика» . Передать скважину для проведения исследовательских работ представителю «заказчика». Составить акт. По результатам исследован, демонтировать ФЛ и НЛ. Закачать в скважину 3м3 ингибитора гидратообразования, произвести дренаж задвижек ФА в присутствии представителя Заказчика. Составить Акты.
Зачистить устье скважины. Составить акт.
По окончанию работ по освоению скважины составить подробный акт о выполненных работах с указанием затраченного времени, использованных материалов и задействованной техники. Акт предоставить в геологический и сметный отделы филиала «Уренгой бурение».
Примечание: Производить подогрев промывочной жидкости через теплообменник до Т=+40-45ºС, при длительных технологических простоях БДТ поднять до устья во избежание прихвата его в скважине. При СПО БДТ следить за показаниями КИП и процессом спуска, в интервале 50-0 м, подъем производить с минимальным тяговым усилием. При прохождении насадки через ФА скорость спуска БДТ снизить до 0,01 м/с.
Противопожарные мероприятия при восстановлении искусственного забоя скважины и вызове притока с койлтюбинговой установки.
Работы по очистке (ремонту) скважин проводятся в соответствии с Правила пожарной безопасности в Российской Федерации и Правилами пожарной безопасности для предприятий и организаций газовой промышленности.
На всех скважинах должен быть комплект первичных средств пожаротушения, перечень которых устанавливается «Нормами положенности противопожарного оборудования и первичных средств пожаротушения на объектах Министерства газовой промышленности».
Ремонты, связанные со сварочными работами, производить по согласованию с пожарной охраной и получением наряда-допуска на ведение газоопасных работ.
Запрещается курение и применение открытого огня в пределах охранной зоны (50 м). Не допускается применение инструментов, дающих искры при ударе.
Применяемая при промывке скважин техника (кроме насосных агрегатов) должны располагаться от устья на расстоянии не ближе 25 м. Выхлопные трубы должны оборудоваться искрогасителями. Все агрегаты и автоцистерны заземляются.
Электрические аппараты и приборы должны быть выполнены во взрывобезопасном исполнении. В летнее время на объекте работ должна быть обеспечена грозозащита.
В зимний период для прогрева фонтанной арматуры, кранов, факельной линии и т.д. использовать ППУ.
ВНИМАНИЕ! Применение открытого огня категорически запрещено!
Для предотвращения возникновения пожара на колтюбинговой установке запрещается:
- оставлять в кабинах и на двигателе загрязненные маслом и топливом использованные обтирочные материалы (ветошь, пакля и т.п.);
- допускать скопление на двигателе грязи и масла.
В случае возникновения пожара необходимо:
- немедленно сообщить в пожарную часть;
- прекратить работы по очистке скважины;
- отключить электроэнергию (за исключением систем противопожарной защиты), заглушить все двигатели внутреннего сгорания;
- приступить к тушению пожара имеющимися средствами пожаротушения;
- удалить за пределы опасной зоны всех работников, не участвующих в тушении пожара.
Требования по охране труда и безопасности ведения работ при восстановлении искусственного забоя скважины и вызове притока с койлтюбинговой установки.
Работы с использованием колтюбинговых установок производятся специально обученным персоналом в соответствии с Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности.
Для каждой скважины, подлежащей очистке, составляется план с учетом технологических регламентов на эти работы и назначением ответственных лиц за их выполнение. План утверждается техническим руководителем организации – исполнителя работ, согласовывается с заказчиком и противофонтанной службой.
Перед началом работы необходимо ознакомить весь персонал, задействованный в проведении работ, с задачами и видами работ, а также правилами, инструкциями по охране труда и промышленной безопасности, а также с действиями в аварийных ситуациях с записью в журнале инструктажа.
При проведении работ необходимо руководствоваться: «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-03)», Федеральным законом «О промышленной безопасности и опасных производственных объектов» от 21.07.97 № 116-Ф3 (Москва, 1997 г.), настоящим регламентом и другими действующими нормативными документами.
Колтюбинговая установка должна отвечать требованиям, изложенным в Правилах безопасности в нефтяной и газовой промышленности.
Все насосные агрегаты, ППУ, агрегат цементировочный (АЦ) и технологические линии должны располагаться относительно колтюбинговой установки таким образом, чтобы:
- не перекрывать доступа к кабине управления и пути экстренной эвакуации к местам сбора персонала;
- иметь возможность эвакуации без применения заднего хода;
- находиться с наветренной стороны от устья скважины.
Все оборудование, установленное на устье скважины, должно быть надежно закреплено во избежание бокового смешения телескопической опоры (опор). Телескопические опоры, находящиеся под нагрузкой натяжения, и рама инжектора, подвешенная на установщике оборудования, должны крепиться к якорям цепями (оттяжками).
При монтаже противовыбросового оборудования на фонтанную арматуру необходимо использовать переходную катушку с фланцевыми соединениями.
На обратной линии необходимо иметь отсекающую задвижку.
Для регулирования течения по выкидной (факельной) линии на ней следует устанавливать дроссель (регулируемый штуцер).
Линии подачи жидкости должны быть собраны из труб с быстросъемными соединительными гайками и шарнирных колен (угольников) и опрессованы на полуторакратное давление от максимального рабочего давления, предусмотренного планом работ, согласно Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности
Все части выкидной линии должны быть зафиксированы на якорях, прочно закрепленных в земле (согласно правил крепления факельных линий).
Все оборудование, соответствующее проводимым работам и условиям в скважине, должно находиться в легкодоступном месте.
запрещается проводить техническое обслуживание оборудования при работающей колтюбинговой установке.
Перед пуском силовой установки следует убедиться в том, что все органы управления находятся в безопасном предпусковом положении, никто не работает на инжекторе и не касается руками внутренних рабочих органов инжектора.
Во время СПО БДТ и технологической работы на скважине должны работать только операторы в кабине. Все остальные члены бригады должны находиться вне пределов агрегата (на расстоянии не менее 25 м), наблюдая за устьем скважины.
Опасная зона с трубопроводами и линиями высокого давления обозначается сигнальными предупреждающими знаками с надписью:
«ВНИМАНИЕ! Опасность: линия высокого давления!»
Работы по очистке скважин, должны проводиться рабочими и специалистами, одетыми в спецодежду и каски согласно Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности.
В темное время суток работы по скважине разрешаются только при условии обеспечения освещенности устья скважины, рабочей площадки и агрегатов, находящихся под давлением, в соответствии с Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности.
Все транспортные средства и техника, не занятая в процессе очистки скважин должны быть удалены на безопасное расстояние – не менее 50 м от зоны линий высокого давления.
На объекте должен быть ПЛА с четким определением обязанностей каждого члена бригады.
Охрана недр и окружающей природной среды при восстановлении искусственного забоя скважины и вызове притока с койлтюбинговой установки.
Все работы по очистке (ремонту) скважин осуществляются в соответствии с нормативными документами, актами, положениями и правилами по охране окружающей среды , действующими на территории России и Тюменской области
Защита территории куста должна обеспечиваться за счет:
- поддержания в исправном состоянии кустовых площадок скважин;
- использования технологического оборудования (емкости, циркуляционные коммуникации), предотвращающего переливы, утечки и проливы технологических растворов;
- размещения техники и емкостей в специально отведенных местах.
Все технологические растворы, применяемые при очистке (ремонте) скважин, должны транспортироваться и храниться в закрытых емкостях. Сыпучие материалы и химреагенты – в контейнерах или другой закрытой упаковке. Не допускать розливов технологических жидкостей (растворов, ингибиторов и т.д.), сбор технологических жидкостей производить в емкости.
Применение технологических растворов разрешается при наличии предельно-допустимых концентраций (ПДК) на все компоненты, входящие в их состав. Санитарно-технологические характеристики технологических растворов, применяемых при промывке скважин, приведены в «Перечень ПДК и ОБУВ воздействия вредных веществ для воды рыбохозяйственных водоемов. – М.: ВНИРО, 1999», «Практические указания испытания поисковых и разведочных скважин на нефть и газ. 4.11 Освоение скважин, интенсификация притоков из поровых коллекторов //Под редакцией В.С. Войтенко. – Тюмень, 1988»
При промывке и отработке скважины на факел в конце факельной линии необходимо оборудовать обваловку (амбар ГФУ).
При проведении очистки и отработки производить утилизацию продукции скважины путем сжигания.
Утилизацию и захоронение отходов очистки скважины производить в специально оборудованных местах, согласованных с местной администрацией, в соответствии с требованием РД 00158758-173-95.
По окончании работ по скважине необходимо произвести зачистку и планировку территории кустовой площадки.
3.4.1.Перечень основной нормативной литературы
- комплекс работ по гидравлическому разрыву пластов должен быть выполнен в соответствии с требованиями:
- ГОСТ 17.2.3.02-93
|
Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями.- М.: Изд-во стандартов, 1993;
|
- ГОСТ 13846-89
|
Арматура фонтанная и нагнетательная. Типовые схемы, основные параметры и технические требования конструкции. - М.: Изд-во стандартов, 1989;
|
- ГОСТ 13862-90
|
Оборудование противовыбросовое. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции.- М.: Изд-во стандартов, 1990;
|
- ВППБ 01-04-98
|
Правила пожарной безопасности для предприятий и организаций в газовой промышленности.- М.: ИРЦ Газпром, 1998.- 142 с.;
|
- ПБ 08-624-03
|
Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.- М.: НПО ОБТ, 2003.- 157 с.;
|
- РД 39-133-94
|
Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на газ и нефть на суше.- М.: НПО «Буровая техника», 1994;
|
- НД 00158758-281-2004
|
Технологический регламент по гидравлическому разрыву пласта в условиях АВПД на Ново-Уренгойском и Восточно-Уренгойском месторождениях.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 2004.- 105 с.;
|
- СТО ОАО «Газпром» 2-3.3-119-2007
|
Руководство по технологии гидроразрыва сложнопостроенных газоконденсатных объектов месторождений севера Западной Сибири, 2007.
|
|
|
- Временный технологический регламент по предупреждению аварий и брака при строительстве скважин, ОАО «Газпром» - Москва, 2005;
|
- Трубы насосно-компрессорные. Руководство по эксплуатации. ОАО «ВНИИТнефть» - г. Самара, 2007;
|
- Трубы нефтяного сортамента.- М.: Недра, 1987.- 487 с.;
|
- Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.- М.: Госэнергонадзор РФ, 1994;
|
- Единая система управления охраной труда в газовой промышленности.- М.: Недра, 1997.- 40 с.;
|
- Единые нормы времени на капитальный и текущий ремонт скважин.- М.: ОАО «Газпром», 2002.- 344 с.
|
- действующие стандарты ГОСТ и API.
|
3.4.2.Требования к документации:
Основными документами Подрядчика ГНКТ по организации работ являются:
- основной план подготовительных работ и проведения работ по чистке ствола скважины и нормализации забоя, разработанный Подрядчиком и согласованный с Генподрядчиком, противофонтанной службой и Недропользователем;
- график выполнения работ разработанный Генподрядчиком совместно Подрядчиком ГРП и согласованный с Недропользователем;
- типовые схемы расстановки техника на кустовой площадке, типовые схемы обвязки устья скважины, согласованные с противофонтанной службой, Ростехнадзором и утвержденные Подрядчиком;
- план ликвидации аварий, согласованный противофонтанной службой, МЧС России и утвержденные Подрядчиком;
- подрядчик ГНКТ должен предоставить Генподрядчику работ патентный формуляр на применяемые технологии и копию лицензии на применяемое программное обеспечение.
- график работ разрабатывается с учетом плановых сроков Генподрядчика и Недропользователя.
- план проведения работ на скважине должен предусматривать применение наиболее оптимальной и экономически целесообразной технологии чистки ствола скважины с минимальным загрязнением прискважинной зоны пласта и максимально возможной технологической эффективностью, должен включать пооперационное описание подготовительных работ, основных работ, заключительных работ, демонтаж оборудования и зачистки кустовой площадки. В обязательном порядке должен включать мероприятия по ОТиООС, мероприятия по обеспечению фонтанной безопасности проводимых работ. Приложением к плану являются фактические схемы обвязки устья скважины и расстановки оборудования на кустовой площадке.
3.4.3. Характеристика скважинных площадок и подъездных путей
- работы по чистке ствола скважины с колтюбинговой установки осуществляются на площадке бурения поисково-разведочных скважин. Расчистка территории и планировка производятся при необходимости. В зимний период необходимы работы по очистке территории от снега. Данный вид работ производится Генподрядчиком.
На кустовой площадке выделяются:
- площадка для стоянки техники;
- площадка для складирования материалов, химреагентов и оборудования;
- площадка для хранения ГСМ.
- площадка для стоянки спецтехники должна располагаться на расстоянии не менее 40 м от скважинной площадки.
- площадка для складирования материалов, химреагентов и оборудования должна располагаться на расстоянии не менее 50 м от скважины. Она должна иметь подъезды, рассчитанные на проезд транспорта большой грузоподъемности (до 60 тс) и нестандартных габаритов.
- площадка для хранения ГСМ должна располагаться на расстоянии не менее 50 м от скважины, обязательно обвалована. На ней должны располагаться средства пожаротушения.
- для подъезда к кустовой площадке ремонтируемой скважины должны быть максимально использованы существующие дороги общей сети, зимники, применение полноприводной и вездеходной техники.
Сроки выполнения работ: второе полугодие 2013 года.
Критерии оценки заявок на участие в запросе предложений:
- обеспеченность необходимыми материально-техническими ресурсами для выполнения работ
- квалификация персонала, привлекаемого для выполнения работ;
- опыт работы Участника по аналогичным работам, в т.ч. в регионе производства работ;
- соответствие технического предложения Участника требованиям Заказчика, указанным в документации о запросе предложений;
- наличие положительных отзывов по предмету запроса предложений;
- наличие сертификатов соответствия системы менеджмента требованиям ИСО 9001-2008, ГАЗПРОМСЕРТ, СТО ГАЗПРОМ;
- подписание договора в редакции Заказчика.
Приложение № 1
Скважина наклонно-направленная с субгоризонтальным окончанием, максимальный угол – 83,510 на глубине 3710м. Забой скважины 3853,3м (по вертикали – 3232,75м).
1. Проектная конструкция скважины:
Наименование
колонн
|
Диаметр
мм
|
Высота
подъема
цемента
|
Глубина
спуска
м
|
Ропрессов.
(Y-опр.жидк)
|
Кондуктор
|
324
|
до устья
|
500,0
|
110(1,20)кгс/см2
|
Тех. колонна
|
245
|
до устья
|
1348,4
|
284(1,08)кгс/см2
|
Эксплуатационная
|
168
|
до устья
|
2908
|
284(1,00)кгс/см2
|
Компоновка Хвостовика с фильтром:
|
ПХН-1 114/168
|
|
|
3590,97
|
|
Хвостовик – 114мм +
Фильтр ФС-114
|
114х7мм
|
не
цементируемый
|
Хвостовик -3590-3644,11
Фильтр -3644,11-3845,78
|
|
УИФ
|
|
|
3846,32
|
|
Башмак фильтра
|
|
|
3853,0
|
|
НКТ-89х6,5-Е
|
Состыковано с ПХН
|
0-3590,97
|
|
|
|
|
|
|
Устье скважины оборудовано: КГ ОКК2-35-168х245х324К1ХЛ; и ФА АФ6-80/65-35К1ХЛ.
Продуктивные пласты:
Бу81 – 3645,0-3765,0м (по вертикали-3193,85-3216,8м); Рпл = 299кгс/см2.
Бу82 – 3788,2-3853,3м (по вертикали-3220,43-3232,75м); Рпл = 287кгс/см2.
Ар = 42,81м, Ар-Ам = 9,31м.
Краткая история освоения скважины:
22.- 26.11.2012г.- Вызов притока. Отработка скважины на факел на шайбах Ø 14, 12, 10 мм. На шайбе Ø 14 мм параметры: Ртр= 45 кгс/см2, Рзтр= 62 кгс/см2, Ту= 13 0С.
27.11.- 04.12.2012 г- Выполнен комплекс стандартных газодинамических исследований на 4 режимах. На шайбе Ø13,0 мм получен дебит Qгаза = 223,5 тыс.м3/сут. Ту= 19 +0С. На устье скважины установились давления: Ртр=86,43 ата, Рзтр = 98,37 ата; Рм/кв= 0 кгс/см2, Рм/кн= 0,16 кгс/см2 . Депрессия на пласт = 175,3 кгс/см2. Рзаб.= 132,01 ата, Рпл= 307,26 ата. Статические давления установились Ртр = 230,42 ата; Рзтр= 232,03 ата. При исследовании отмечался вынос жидкости на всех режимах, отобрана проба. По результатам хим. анализа- конденсат.
05.- 15.12.2012г.- Отработка скважины на факел на шайбах Ø 14, 12, 10 мм, с периодической закачкой метанола. На шайбе Ø 14 мм параметры: Ртр= 68 кгс/см2, Рзтр= 26 кгс/см2, Ту= 20 0С.
16.- 19.12.2012г.- Монтаж колтюбинговой установки М-10Т. Опрессовка превентора, герметизатора и обратного клапана. Работа М-10Т. (диаметр трубы 25мм, диаметр геофизического прибора 38мм).
ПГИ. Определение профиля притока и работающих интервалов в скважине. По данным проведенного комплекса максимальная глубина прохождения приборов 3700 м. Ствол скважины в динамике в интервале 0- 3590,9 м - заполнен газом, в интервале 3590,9- 3700 м - отмечаются пачки разгазированной жидкости. В остановленной скважине наличия жидкости не отмечено. Общий дебит газа по скважине при работе на факел Дш= 14 мм составил 133,6 тыс.м3/сут., Ртр= 68,78 ата, Рзтр= 91,92 ата, Тзаб= 62,27 0С, при забойном давлении 117,46 ата. и депрессии на пласт 189,56 ата, Рпл= 307,02 ата (на глубине 3622,0 м). Основной приток в скважину происходит из коллекторов в интервалах 3671,3- 3684,0 м, 3692,9- 3699,0 м. и с глубины ниже текущей остановки приборов (3700,0 м). В интервале детальных исследований отмечается наличие пачек разгазированной жидкости, водопритока не отмечено. По данным исследований признаков негерметичности э/ колонны и НКТ не отмечается.
12.-19.02.2013г Работы по промывке фильтра, очистка ПЗП с помощью установки МК- 20Т и ПКСА- 9/ 200. ГНКТ диаметром 38,1мм дошли до глубины 3600м, при контрольных подъемах трубы, отмечались затяжки до 19,5 тн (при пределе трубы на разрыв -21тн), спуск проходил свободно. Дальнейшие попытки дойти до иск.забоя прекратили. Причина – чрезмерные нагрузки (трение) при подъеме трубы из-за профиля скважины.
20.- 25.02.2013г- Вызов притока. Отработка скважины на факел на шайбах Ø 14, 12, 10 мм. На шайбе Ø 14 мм параметры: Ртр= 64 кгс/см2, Рзтр= 82 кгс/см2, Ту= 19 0С.
26.- 27.02.2013г- Выполнен комплекс стандартных газодинамических исследований на 5 режимах. На шайбе Ø 13,1 мм получен дебит Qгаза = 246,9 тыс.м3/сут. Ту= 19,9 +0С. На устье скважины установились давления: Ртр=99,36 ата, Рзтр = 109,71 ата; Рм/кв= 0 кгс/см2, Рм/кн= 0 кгс/см2 . Депрессия на пласт = 153,3 кгс/см2. Рзаб.= 147,85 ата, Рпл= 301,18 ата. Статические давления установились Ртр = 225,22 ата; Рзтр= 227,02 ата. При исследовании отмечался вынос жидкости, гидратообразование в ФЛ.
|
