Ооо «Газпром бурение»

Вид материала

Документы

Содержание Раздел iii. заказ на услуги и технические требования Наименование услуг Технические требования Тех. требования Исходные данные Исходные данные для строительства проектной скважины № 2031 куст 203 Восточного купола Северо-Уренгойского НГКМ Исходные данные для строительства проектной скважины № 2032 куст 203 Восточного купола Северо-Уренгойского НГКМ Исходные данные для строительства проектной скважины № 2033а куст 203 Восточного купола Северо-Уренгойского НГКМ Исходные данные для строительства проектной скважины № 2034а куст 203 Восточного купола Северо-Уренгойского НГКМ Исходные данные для строительства проектной скважины № 2035 куст 203 Восточного купола Северо-Уренгойского НГКМ Исходные данные для строительства проектной скважины № 2036 куст 203 Восточного купола Северо-Уренгойского НГКМ

Подобный материал:

• Ооо «Газпром бурение», 953.79kb.
• Ооо «Газпром бурение», 866.54kb.
• Ооо «Газпром бурение», 1144.89kb.
• Ооо «Газпром бурение», 740.71kb.
• Ооо «Газпром бурение», 1462.5kb.
• Ооо «Газпром бурение», 635.99kb.
• Ооо «Газпром бурение», 1168.85kb.
• Ооо «Газпром бурение», 858.91kb.
• Отчет о деятельности Межрегиональной профсоюзной организации ОАО «Газпром» за период, 332.71kb.
• Ооо «Газпром бурение», 598.53kb.

РАЗДЕЛ III. ЗАКАЗ НА УСЛУГИ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ

Заказчик намерен заказать оказание следующих Услуг

№	Наименование услуг	Место оказания услуг	Сроки*
	Сервисное обслуживание буровых растворов и промывочных жидкостей при бурении и освоении шести эксплуатационных скважин куста №203 Восточного купола Северо-Уренгойского месторождения: эксплуатационные скважины №№ 2031, 2035 наклонно-направленные на пласты БУ83, БУ91, БУ92, БУ10. эксплуатационные скважины №№ 2032, 2033а, 2034а, 2036 наклонно-направленные с горизонтальным окончанием на пласт БУ81-2.	Северо-Уренгойское НГКМ, Восточный купол, Пуровский район	январь 2012 - август 2013

*Сроки работ и количество скважин корректируются в соответствии с изменениями в графике строительства скважин ООО «Газпром бурение».

Объемы работ могут быть увеличены или уменьшены в связи с изменением Производственной программы 2012 года.

Технические требования

1. 
   Сведения о проекте:
   
   1. Технические требования к строительству, конструкция скважин определяются:
      

• Групповым рабочим проектом №09ПБ на строительство наклонно-направленных эксплуатационных скважин на I-ый (пласт БУ81-2-с отходом 500-1800 м), II-ой (пласты – БУ83, БУ91, БУ92, БУ10 с отходом 500-1800м) и V- ый (пласты – БУ5, БУ60-1, БУ60-2, БУ61, БУ62, БУ71, БУ72, БУ80 с отходом 1800 м) объекты на Восточном куполе Северо-Уренгойского месторождения» (исп. ОАО НПО «Бурение», г. Краснодар).
  
• «Групповым рабочим проектом №10ПБ на строительство наклонно-направленных с горизонтальным окончанием эксплуатационных скважин на I-ый объект (пласт БУ8¹-²) и III-ий объект (пласт АУ11²) на Восточном куполе Северо-Уренгойского месторождения» (исп. ОАО НПО «Бурение», г. Краснодар).
  
• «Дополнением к Групповому рабочему проекту № 10ПБ на строительство эксплуатационных скважин с горизонтальным окончанием на Восточном куполе Северо-Уренгойского месторождения» (исп. ОАО НПО «Бурение», г. Краснодар)
  

2. Тех. требования:
   
   1. Основное требование к приемке законченного строительством объекта (скважины) – получение фонтанирующего безводного притока газоконденсатной смеси, при параметрах работы скважины, обеспечивающих ее эксплуатацию в шлейф. Отсутствие заколонных и межпластовых перетоков; отсутствие межколонных давлений; соответствие построенного объекта (скважины) требованиям проектного документа.
      
   2. Применяемый буровой раствор при бурении наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием на I эксплуатационный объект (пласт БУ81-2):
      

- при бурении в интервале 1362м - подошва пласта БУ72 – биополимерный раствор, обеспечивающий устойчивость ствола скважины при углах до 60˚, в том числе в интервале проводки ямбургской глинистой пачки (≈2500м по вертикали) и качественное проведение комплекса ГИС в продуктивной части разреза скважины (АУ42 – БУ72), предусмотренного проектом на строительство скважин.

- при вскрытии и бурении интервала «шоколадных» глин и пласта БУ81-2 – применение раствора на углеводородной основе (РУО), обеспечивающего удержание региональной покрышки – «шоколадных» глин, при вскрытии с большими зенитными углами 60-70˚ и выше, безаварийную проводку ствола скважины, качественное первичное вскрытие продуктивного пласта и качественное проведение необходимого комплекса ГИС, предусмотренного проектом на строительство скважин. При этом применяемый буровой раствор на РУО, к моменту применения его при бурении скважин на месторождении ЗАО «Нортгаз», должен быть апробирован на газоконденсатных месторождениях Западной Сибири, со схожими геологическими условиями. Применение не апробированных растворов, либо растворов на РУО не отвечающих всем выше обозначенным параметрам – не допускается.

Аналогом успешного применения растворных систем на РУО, при выполнении обозначенных требований, служит раствор «Мегадрилл», по рецептуре компании Mi Swaco.

3. Применяемый буровой раствор при бурении наклонно-направленных скважин на II эксплуатационный объект (пласты БУ83, БУ91, БУ92, БУ10):
   

- при бурении в интервале 1362м - подошва пласта БУ72 – биополимерный раствор, обеспечивающий устойчивость ствола скважины, в том числе в интервале проводки ямбургской глинистой пачки (≈2500м по вертикали) и качественное проведение комплекса ГИС в продуктивной части разреза скважины (АУ42 – БУ72), предусмотренного проектом на строительство скважин.

- при вскрытии и бурении интервала «шоколадных» глин, пластов БУ83, БУ91, БУ92, БУ10 – биополимерный раствор обеспечивающий удержание региональной покрышки – «шоколадных» глин при вскрытии с зенитными углами до 60˚, безаварийную проводку ствола скважины, качественное первичное вскрытие продуктивного пласта и качественное проведение необходимого комплекса ГИС, предусмотренного проектом на строительство скважин. При этом применяемый буровой биополимерный раствор, к моменту применения его при бурении скважин на месторождении ЗАО «Нортгаз», должен быть апробирован на газоконденсатных месторождениях Западной Сибири, со схожими геологическими условиями. Применение не апробированных растворов, либо биополимерных растворов не отвечающих всем выше обозначенным параметрам – не допускается.

Аналогом успешного применения биополимерных растворных систем, при выполнении обозначенных требований, служит раствор «Flo Thru», по рецептуре компании Mi Swaco.

4. Требования к утилизации отходов бурения:
   
   1. безамбарная малоотходная технология бурения - применение многоступенчатой системы очистки бурового раствора с использованием центрифуги и блока коагуляции-флокуляции. Сбор выбуренного шлама и твердой фазы отработанного бурового раствора осуществлять в бункере-шламонакопителе с последующим вывозом на полигон производственных отходов.
      
   2. при использовании раствора на нефтяной основе, предусмотреть утилизацию отработанного раствора на нефтяной основе и бурового шлама выбуренного на интервале с применением данного раствора.
      
5. Кустовая площадка №203 находится в водоохраной зоне.
   

3. Исходные данные Исходные данные для строительства проектной скважины № 2031 куст 203 Восточного купола Северо-Уренгойского НГКМ:
   

Цель строительства: получение фонтанирующего безводного притока газоконденсатной смеси, при параметрах работы скважины, обеспечивающих ее эксплуатацию в шлейф.

1. Назначение скважины – эксплуатационная;
   
2. Магнитное склонение ≈ 22 градуса 13 минут.
   
3. Смещение (отход) ствола скважины от вертикали на кровлю пласта БУ₈³ - 1208 м.
   
4. Проектные горизонты – валанжин (пласты – БУ₈³, БУ₉¹, БУ₉², БУ₁₀).
   
5. Абсолютная отметка кровли пласта ПК₁ -1168,7 м.
   
6. Пластовое давление ПК₁ Р_пл≈111,9 кгс/см².
   
7. Скважина до глубины 1350 м по стволу вертикальная.
   
8. Абсолютная отметка кровли «шоколадных» глин -2898,3 м.
   
9. Абсолютная отметка подошвы «шоколадных» глин -2908,1 м.
   
10. Абсолютная отметка кровли БУ₈⁰ -2908,1 м.
    
11. Абсолютная отметка подошвы БУ₈⁰ -2926,7 м.
    
12. Абсолютная отметка кровли пласта БУ₈^1-2 –2932,7м.
    
13. Абсолютная отметка подошвы пласта БУ₈^1-2–2986,7 м.
    
14. Пластовое давление БУ₈^1-2 P_пл=298,0 кгс/см² (начальное).
    
15. Абсолютная отметка кровли пласта БУ₈³ -2989,1 м.
    
16. Абсолютная отметка подошвы пласта БУ₈³ -2998,7 м.
    
17. Пластовое давление БУ₈³ Р_пл=298,0 кгс/см² (начальное)
    
18. Абсолютная отметка кровли пласта БУ₉¹ -3016,9 м.
    
19. Абсолютная отметка подошва пласта БУ₉¹ -3034,9 м.
    
20. Пластовое давление БУ₉¹ Р_пл=304,0 кгс/см² (начальное)
    
21. Абсолютная отметка кровли пласта БУ₉² -3040,1 м.
    
22. Абсолютная отметка подошвы пласта БУ₉² -3096,3 м.
    
23. Пластовое давление БУ₉² Р_пл=310,0 кгс/см² (начальное)
    
24. Абсолютная отметка кровли пласта БУ₁₀ -3100,5 м.
    
25. Абсолютная отметка подошвы пласта БУ₁₀ -3123,7 м.
    
26. Пластовое давление БУ₁₀ Р_пл=320,0 кгс/см² (начальное)
    
27. Абсолютна отметка забоя скважины -3150,0 м
    
28. Профиль ствола скважины в интервале кровля пласта БУ₈³ – забой скважины, наклонно-направленный с углом 45-50º.
    
29. Радиус круга допуска на кровлю пласта БУ₈³ – 50 м.
    
30. Обеспечить показания параметров ГК, инклинометрии в режиме реального времени при бурении с глубины – с начала кривления ствола скважины для показаний инклинометрии (угол, азимут) и с абсолютной глубины -2780 м для показаний ГК.
    
31. Применять буровой раствор:
    

- при бурении в интервале 1362м - подошва пласта БУ₇² – биополимерный раствор, обеспечивающий устойчивость ствола скважины, в том числе в интервале проводки ямбургской глинистой пачки (≈2500м по вертикали) и качественное проведение комплекса ГИС в продуктивной части разреза скважины (АУ₄² – БУ₇²), предусмотренного проектом на строительство скважин.

- при вскрытии и бурении интервала «шоколадных» глин, пластов БУ₈³, БУ₉¹, БУ₉², БУ₁₀ – биополимерный раствор обеспечивающий удержание региональной покрышки – «шоколадных» глин при вскрытии с зенитными углами до 60°, безаварийную проводку ствола скважины, качественное первичное вскрытие продуктивного пласта и качественное проведение необходимого комплекса ГИС, предусмотренного проектом на строительство скважин. При этом применяемый буровой биополимерный раствор, к моменту применения его при бурении скважин на месторождении ЗАО «Нортгаз», должен быть апробирован на газоконденсатных месторождениях Западной Сибири, со схожими геологическими условиями. Применение не апробированных растворов, либо биополимерных растворов не отвечающих всем выше обозначенным параметрам – не допускается.

Аналогом успешного применения биополимерных растворных систем, при выполнении обозначенных требований, служит раствор «Flo Thru», по рецептуре компании Mi Swaco.

32. Проектные сведения о конструкции скважины (глубины по стволу):
    

Кондуктор Ø323,9мм 0-500 м.

Техническая колонна Ø244,5мм 0-1362 м.

Эксплуатационная колонна Ø168,3мм 0-3680 м.

4. Исходные данные для строительства проектной скважины № 2032 куст 203 Восточного купола Северо-Уренгойского НГКМ:
   

Цель строительства: получение фонтанирующего безводного притока газоконденсатной смеси, при параметрах работы скважины, обеспечивающих ее эксплуатацию в шлейф.

1. Назначение скважины – эксплуатационная;
   
2. Магнитное склонение ≈ 22 градуса 13 минут.
   
3. Смещение (отход) окончательного забоя скважины от вертикали (смещение на кровлю пласта БУ₈^1-2+протяженность О-образного участка ствола скважины): 1113м+300м=1413 м.
   
4. Проектные горизонты – валанжин (пласты – БУ₈^1-2).
   
5. Абсолютная отметка кровли пласта ПК₁ -1179,5 м.
   
6. Пластовое давление ПК₁ Р_пл≈111,9 кгс/см².
   
7. Скважина до глубины 1350 м по стволу вертикальная.
   
8. Абсолютная отметка кровли «шоколадных» глин -2898,3 м.
   
9. Абсолютная отметка подошвы «шоколадных» глин -2908,1 м.
   
10. Абсолютная отметка кровли БУ₈⁰ -2908,1 м.
    
11. Абсолютная отметка подошвы БУ₈⁰ -2926,7 м.
    
12. Абсолютная отметка кровли пласта БУ₈^1-2 -2932,7м.
    
13. Абсолютная отметка подошвы пласта БУ₈^1-2 -2986,7 м.
    
14. Абсолютная отметка кровли коридора БУ₈^1-2 -2937,7 м.
    
15. Абсолютная отметка подошвы коридора БУ₈^1-2 -2963,0 м.
    
16. Абсолютная отметка ГВК пласта БУ₈^1-2 -2971,0 м.
    
17. Профиль ствола скважины в продуктивном пласте (коридоре) – О-образный с выходом на 90° на а.о. -2963,0 м с дальнейшим подъёмом ствола скважины. Глубина подъема ствола скважины будет уточнена дополнительно, после получения данных забойной телесистемы (гамма-каротаж, зенитный угол, азимут). Мощность «коридора» - 25,3 м.
    
18. Протяжённость О-образного участка ствола скважины в продуктивном пласте – 300 м
    
19. Пластовое давление БУ₈^1-2 P_пл=298,0 кгс/см² (начальное).
    
20. Радиус круга допуска – 50 м.
    
21. Обеспечить показания параметров ГК, инклинометрии в режиме реального времени при бурении с глубины – с начала кривления ствола скважины для показаний инклинометрии (угол, азимут) и с абсолютной глубины -2780 м для показаний ГК.
    
22. Применять буровой раствор:
    

- при бурении в интервале 1362м - подошва пласта БУ₇² – биополимерный раствор, обеспечивающий устойчивость ствола скважины при углах до 60°, в том числе в интервале проводки ямбургской глинистой пачки (≈2500м по вертикали) и качественное проведение комплекса ГИС в продуктивной части разреза скважины (АУ₄² – БУ₇²), предусмотренного проектом на строительство скважин.

- при вскрытии и бурении интервала «шоколадных» глин и пласта БУ₈^1-2 – применение раствора на углеводородной основе (РУО), обеспечивающего удержание региональной покрышки – «шоколадных» глин, при вскрытии с большими зенитными углами 60-70° и выше, безаварийную проводку ствола скважины, качественное первичное вскрытие продуктивного пласта и качественное проведение необходимого комплекса ГИС, предусмотренного проектом на строительство скважин. При этом применяемый буровой раствор на РУО, к моменту применения его при бурении скважин на месторождении ЗАО «Нортгаз», должен быть апробирован на газоконденсатных месторождениях Западной Сибири, со схожими геологическими условиями. Применение не апробированных растворов, либо растворов на РУО не отвечающих всем выше обозначенным параметрам – не допускается.

Аналогом успешного применения растворных систем на РУО, при выполнении обозначенных требований, служит раствор «Мегадрилл», по рецептуре компании Mi Swaco.

23. Проектные сведения о конструкции скважины (глубины по стволу):
    

Кондуктор Ø323,9мм 0-500 м.

Техническая колонна Ø244,5мм 0-1362 м.

Эксплуатационная колонна Ø168,3мм 0-3285,0 м.

«Хвостовик» с ПХЦЗ и ПГМЦ Ø 114,3 мм 3135-3585,0 м.

300 метровый О-образный участок ствола скважины в продуктивном пласте обсаживается не цементируемым «хвостовиком» с фильтровой частью.

5. Исходные данные для строительства проектной скважины № 2033а куст 203 Восточного купола Северо-Уренгойского НГКМ:
   

Цель строительства: получение фонтанирующего безводного притока газоконденсатной смеси, при параметрах работы скважины, обеспечивающих ее эксплуатацию в шлейф.

33. Назначение скважины – эксплуатационная.
    
34. Магнитное склонение ≈ 22 градуса 13 минут.
    
35. Смещение (отход) окончательного забоя скважины от вертикали (смещение на кровлю пласта БУ₈¹+протяженность О-образного участка ствола скважины): 1152м+300м=1452 м.
    
36. Проектные горизонты – валанжин (пласты – БУ₈¹).
    
37. Абсолютная отметка кровли пласта ПК₁ -1179,5 м.
    
38. Пластовое давление ПК₁ Р_пл≈111,9 кгс/см².
    
39. Скважина до глубины 1350 м по стволу вертикальная.
    
40. Абсолютная отметка кровли «шоколадных» глин -2903,4 м.
    
41. Абсолютная отметка подошвы «шоколадных» глин -2912,2 м.
    
42. Абсолютная отметка кровли БУ₈⁰ -2903,4 м.
    
43. Абсолютная отметка подошвы БУ₈⁰ -2912,2 м.
    
44. Абсолютная отметка кровли пласта БУ₈¹ -2940,0м.
    
45. Абсолютная отметка подошвы пласта БУ₈¹ -2966,6 м.
    
46. Абсолютная отметка кровли пласта БУ₈² -2972,6м.
    
47. Абсолютная отметка подошвы пласта БУ₈² -2992,0м.
    
48. Абсолютная отметка кровли коридора БУ₈¹ -2945,0 м.
    
49. Абсолютная отметка подошвы коридора БУ₈¹ -2963,0 м.
    
50. Абсолютная отметка ГВК пласта БУ₈^1-2 -2971,0 м.
    
51. Профиль ствола скважины в продуктивном пласте (коридоре) – О-образный с выходом на 90° на а.о. -2963,0 м с дальнейшим подъёмом ствола скважины. Глубина подъема ствола скважины будет уточнена дополнительно, после получения данных забойной телесистемы (гамма-каротаж, зенитный угол, азимут). Мощность «коридора» - 18,0 м.
    
52. Протяжённость О-образного участка ствола скважины в продуктивном пласте – 300 м
    
53. Пластовое давление БУ₈^1-2 P_пл=298,0 кгс/см² (начальное).
    
54. Радиус круга допуска – 50 м.
    
55. Обеспечить показания параметров ГК, инклинометрии в режиме реального времени при бурении с глубины – с начала кривления ствола скважины для показаний инклинометрии (угол, азимут) и с абсолютной глубины -2780 м для показаний ГК.
    
56. Применять буровой раствор:
    

- при бурении в интервале 1362м - подошва пласта БУ₇² – биополимерный раствор, обеспечивающий устойчивость ствола скважины при углах до 60°, в том числе в интервале проводки ямбургской глинистой пачки (≈2500м по вертикали) и качественное проведение комплекса ГИС в продуктивной части разреза скважины (АУ₄² – БУ₇²), предусмотренного проектом на строительство скважин.

- при вскрытии и бурении интервала «шоколадных» глин и пласта БУ₈^1-2 – применение раствора на углеводородной основе (РУО), обеспечивающего удержание региональной покрышки – «шоколадных» глин, при вскрытии с большими зенитными углами 60-70° и выше, безаварийную проводку ствола скважины, качественное первичное вскрытие продуктивного пласта и качественное проведение необходимого комплекса ГИС, предусмотренного проектом на строительство скважин. При этом применяемый буровой раствор на РУО, к моменту применения его при бурении скважин на месторождении ЗАО «Нортгаз», должен быть апробирован на газоконденсатных месторождениях Западной Сибири, со схожими геологическими условиями. Применение не апробированных растворов, либо растворов на РУО не отвечающих всем выше обозначенным параметрам – не допускается.

Аналогом успешного применения растворных систем на РУО, при выполнении обозначенных требований, служит раствор «Мегадрилл», по рецептуре компании Mi Swaco.

57. Проектные сведения о конструкции скважины (глубины по стволу):
    

Кондуктор Ø323,9мм 0-500 м.

Техническая колонна Ø244,5мм 0-1362 м.

Эксплуатационная колонна Ø168,3мм 0-3308,0 м.

«Хвостовик» с ПХЦЗ и ПГМЦ Ø114,3 мм 3158-3608,0 м.

300 метровый О-образный участок ствола скважины в продуктивном пласте обсаживается не цементируемым «хвостовиком» с фильтровой частью

6. Исходные данные для строительства проектной скважины № 2034а куст 203 Восточного купола Северо-Уренгойского НГКМ:
   

Цель строительства: получение фонтанирующего безводного притока газоконденсатной смеси, при параметрах работы скважины, обеспечивающих ее эксплуатацию в шлейф.

58. Назначение скважины – эксплуатационная.
    
59. Магнитное склонение ≈ 22 градуса 13 минут.
    
60. Смещение (отход) окончательного забоя скважины от вертикали (смещение на кровлю пласта БУ₈¹+протяженность О-образного участка ствола скважины): 683м+300м=983 м.
    
61. Проектные горизонты – валанжин (пласты – БУ₈¹).
    
62. Абсолютная отметка кровли пласта ПК₁ -1179,5 м.
    
63. Пластовое давление ПК₁ Р_пл≈111,9 кгс/см².
    
64. Скважина до глубины 1350 м по стволу вертикальная.
    
65. Абсолютная отметка кровли «шоколадных» глин -2903,4 м.
    
66. Абсолютная отметка подошвы «шоколадных» глин -2912,2 м.
    
67. Абсолютная отметка кровли БУ₈⁰ -2903,4 м.
    
68. Абсолютная отметка подошвы БУ₈⁰ -2912,2 м.
    
69. Абсолютная отметка кровли пласта БУ₈¹ -2940,0м.
    
70. Абсолютная отметка подошвы пласта БУ₈¹ -2966,6 м.
    
71. Абсолютная отметка кровли пласта БУ₈² -2972,6м.
    
72. Абсолютная отметка подошвы пласта БУ₈² -2992,0м.
    
73. Абсолютная отметка кровли коридора БУ₈¹ -2945,0 м.
    
74. Абсолютная отметка подошвы коридора БУ₈¹ -2963,0 м.
    
75. Абсолютная отметка ГВК пласта БУ₈^1-2 -2971,0 м.
    
76. Профиль ствола скважины в продуктивном пласте (коридоре) – О-образный с выходом на 90° на а.о. -2963,0 м с дальнейшим подъёмом ствола скважины. Глубина подъема ствола скважины будет уточнена дополнительно, после получения данных забойной телесистемы (гамма-каротаж, зенитный угол, азимут). Мощность «коридора» - 18,0 м.
    
77. Протяжённость О-образного участка ствола скважины в продуктивном пласте – 300 м
    
78. Пластовое давление БУ₈^1-2 P_пл=298,0 кгс/см² (начальное).
    
79. Радиус круга допуска – 50 м.
    
80. Обеспечить показания параметров ГК, инклинометрии в режиме реального времени при бурении с глубины – с начала кривления ствола скважины для показаний инклинометрии (угол, азимут) и с абсолютной глубины -2780 м для показаний ГК.
    
81. Применять буровой раствор:
    

- при бурении в интервале 1362м - подошва пласта БУ₇² – биополимерный раствор, обеспечивающий устойчивость ствола скважины при углах до 60°, в том числе в интервале проводки ямбургской глинистой пачки (≈2500м по вертикали) и качественное проведение комплекса ГИС в продуктивной части разреза скважины (АУ₄² – БУ₇²), предусмотренного проектом на строительство скважин.

- при вскрытии и бурении интервала «шоколадных» глин и пласта БУ₈^1-2 – применение раствора на углеводородной основе (РУО), обеспечивающего удержание региональной покрышки – «шоколадных» глин, при вскрытии с большими зенитными углами 60-70° и выше, безаварийную проводку ствола скважины, качественное первичное вскрытие продуктивного пласта и качественное проведение необходимого комплекса ГИС, предусмотренного проектом на строительство скважин. При этом применяемый буровой раствор на РУО, к моменту применения его при бурении скважин на месторождении ЗАО «Нортгаз», должен быть апробирован на газоконденсатных месторождениях Западной Сибири, со схожими геологическими условиями. Применение не апробированных растворов, либо растворов на РУО не отвечающих всем выше обозначенным параметрам – не допускается.

Аналогом успешного применения растворных систем на РУО, при выполнении обозначенных требований, служит раствор «Мегадрилл», по рецептуре компании Mi Swaco.

82. Проектные сведения о конструкции скважины (глубины по стволу):
    

Кондуктор Ø323,9мм 0-500 м.

Техническая колонна Ø244,5мм 0-1362 м.

Эксплуатационная колонна Ø168,3мм 0-3072,0 м.

«Хвостовик» с ПХЦЗ и ПГМЦ Ø 114,3 мм 2922-3372,0 м.

300 метровый О-образный участок ствола скважины в продуктивном пласте обсаживается не цементируемым «хвостовиком» с фильтровой частью

7. Исходные данные для строительства проектной скважины № 2035 куст 203 Восточного купола Северо-Уренгойского НГКМ:
   

Цель строительства: получение фонтанирующего безводного притока газоконденсатной смеси, при параметрах работы скважины, обеспечивающих ее эксплуатацию в шлейф.

1. Назначение скважины – эксплуатационная;
   
2. Магнитное склонение ≈ 22 градуса 13 минут.
   
3. Смещение (отход) ствола скважины от вертикали на кровлю пласта БУ₈³ - 1235 м.
   
4. Проектные горизонты – валанжин (пласты – БУ₈³, БУ₉¹, БУ₉², БУ₁₀).
   
5. Абсолютная отметка кровли пласта ПК₁ -1168,7 м.
   
6. Пластовое давление ПК₁ Р_пл≈111,9 кгс/см².
   
7. Скважина до глубины 1350 м по стволу вертикальная.
   
8. Абсолютная отметка кровли «шоколадных» глин -2898,3 м.
   
9. Абсолютная отметка подошвы «шоколадных» глин -2908,1 м.
   
10. Абсолютная отметка кровли БУ₈⁰ -2908,1 м.
    
11. Абсолютная отметка подошвы БУ₈⁰ -2926,7 м.
    
12. Абсолютная отметка кровли пласта БУ₈^1-2 –2932,7м.
    
13. Абсолютная отметка подошвы пласта БУ₈^1-2–2986,7 м.
    
14. Пластовое давление БУ₈^1-2 P_пл=298,0 кгс/см² (начальное).
    
15. Абсолютная отметка кровли пласта БУ₈³ -2989,1 м.
    
16. Абсолютная отметка подошвы пласта БУ₈³ -2998,7 м.
    
17. Пластовое давление БУ₈³ Р_пл=298,0 кгс/см² (начальное)
    
18. Абсолютная отметка кровли пласта БУ₉¹ -3016,9 м.
    
19. Абсолютная отметка подошва пласта БУ₉¹ -3034,9 м.
    
20. Пластовое давление БУ₉¹ Р_пл=304,0 кгс/см² (начальное)
    
21. Абсолютная отметка кровли пласта БУ₉² -3040,1 м.
    
22. Абсолютная отметка подошвы пласта БУ₉² -3096,3 м.
    
23. Пластовое давление БУ₉² Р_пл=310,0 кгс/см² (начальное)
    
24. Абсолютная отметка кровли пласта БУ₁₀ -3100,5 м.
    
25. Абсолютная отметка подошвы пласта БУ₁₀ -3123,7 м.
    
26. Пластовое давление БУ₁₀ Р_пл=320,0 кгс/см² (начальное)
    
27. Абсолютна отметка забоя скважины -3150,0 м
    
28. Профиль ствола скважины в интервале кровля пласта БУ₈³ – забой скважины, наклонно-направленный с углом 45-50º.
    
29. Радиус круга допуска на кровлю пласта БУ₈³ – 50 м.
    
30. Обеспечить показания параметров ГК, инклинометрии в режиме реального времени при бурении с глубины – с начала кривления ствола скважины для показаний инклинометрии (угол, азимут) и с абсолютной глубины -2780 м для показаний ГК.
    
31. Применять буровой раствор:
    

- при бурении в интервале 1362м - подошва пласта БУ₇² – биополимерный раствор, обеспечивающий устойчивость ствола скважины, в том числе в интервале проводки ямбургской глинистой пачки (≈2500м по вертикали) и качественное проведение комплекса ГИС в продуктивной части разреза скважины (АУ₄² – БУ₇²), предусмотренного проектом на строительство скважин.

- при вскрытии и бурении интервала «шоколадных» глин, пластов БУ₈³, БУ₉¹, БУ₉², БУ₁₀ – биополимерный раствор обеспечивающий удержание региональной покрышки – «шоколадных» глин при вскрытии с зенитными углами до 60°, безаварийную проводку ствола скважины, качественное первичное вскрытие продуктивного пласта и качественное проведение необходимого комплекса ГИС, предусмотренного проектом на строительство скважин. При этом применяемый буровой биополимерный раствор, к моменту применения его при бурении скважин на месторождении ЗАО «Нортгаз», должен быть апробирован на газоконденсатных месторождениях Западной Сибири, со схожими геологическими условиями. Применение не апробированных растворов, либо биополимерных растворов не отвечающих всем выше обозначенным параметрам – не допускается.

Аналогом успешного применения биополимерных растворных систем, при выполнении обозначенных требований, служит раствор «Flo Thru», по рецептуре компании Mi Swaco.

32. Проектные сведения о конструкции скважины (глубины по стволу):
    

Кондуктор Ø323,9мм 0-500 м.

Техническая колонна Ø244,5мм 0-1362 м.

Эксплуатационная колонна Ø168,3мм 0-3680 м.

8. Исходные данные для строительства проектной скважины № 2036 куст 203 Восточного купола Северо-Уренгойского НГКМ:
   

Цель строительства: получение фонтанирующего безводного притока газоконденсатной смеси, при параметрах работы скважины, обеспечивающих ее эксплуатацию в шлейф.

1. Назначение скважины – эксплуатационная.
   
2. Магнитное склонение ≈ 22 градуса 13 минут.
   
3. Смещение (отход) окончательного забоя скважины от вертикали (смещение на кровлю пласта БУ₈^1-2+протяженность О-образного участка ствола скважины): 1226м+300м=1526 м.
   
4. Проектные горизонты – валанжин (пласты – БУ₈¹).
   
5. Абсолютная отметка кровли пласта ПК₁ -1179,5 м.
   
6. Пластовое давление ПК₁ Р_пл≈111,9 кгс/см².
   
7. Скважина до глубины 1350 м по стволу вертикальная.
   
8. Абсолютная отметка кровли «шоколадных» глин -2903,4 м.
   
9. Абсолютная отметка подошвы «шоколадных» глин -2912,2 м.
   
10. Абсолютная отметка кровли БУ₈⁰ -2903,4 м.
    
11. Абсолютная отметка подошвы БУ₈⁰ -2912,2 м.
    
12. Абсолютная отметка кровли пласта БУ₈¹ -2940,0м.
    
13. Абсолютная отметка подошвы пласта БУ₈¹ -2966,6 м.
    
14. Абсолютная отметка кровли пласта БУ₈² -2972,6м.
    
15. Абсолютная отметка подошвы пласта БУ₈² -2992,0м.
    
16. Абсолютная отметка кровли коридора БУ₈¹ -2945,0 м.
    
17. Абсолютная отметка подошвы коридора БУ₈¹ -2963,0 м.
    
18. Абсолютная отметка ГВК пласта БУ₈^1-2 -2971,0 м.
    
19. Профиль ствола скважины в продуктивном пласте (коридоре) – О-образный с выходом на 90° на а.о. -2963,0 м с дальнейшим подъёмом ствола скважины. Глубина подъема ствола скважины будет уточнена дополнительно, после получения данных забойной телесистемы (гамма-каротаж, зенитный угол, азимут). Мощность «коридора» - 18,0 м.
    
20. Протяжённость О-образного участка ствола скважины в продуктивном пласте – 300 м
    
21. Пластовое давление БУ₈^1-2 P_пл=298,0 кгс/см² (начальное).
    
22. Радиус круга допуска – 50 м.
    
23. Обеспечить показания параметров ГК, инклинометрии в режиме реального времени при бурении с глубины – с начала кривления ствола скважины для показаний инклинометрии (угол, азимут) и с абсолютной глубины -2780 м для показаний ГК.
    
24. Применять буровой раствор:
    

- при бурении в интервале 1362м - подошва пласта БУ₇² – биополимерный раствор, обеспечивающий устойчивость ствола скважины при углах до 60°, в том числе в интервале проводки ямбургской глинистой пачки (≈2500м по вертикали) и качественное проведение комплекса ГИС в продуктивной части разреза скважины (АУ₄² – БУ₇²), предусмотренного проектом на строительство скважин.

- при вскрытии и бурении интервала «шоколадных» глин и пласта БУ₈^1-2 – применение раствора на углеводородной основе (РУО), обеспечивающего удержание региональной покрышки – «шоколадных» глин, при вскрытии с большими зенитными углами 60-70° и выше, безаварийную проводку ствола скважины, качественное первичное вскрытие продуктивного пласта и качественное проведение необходимого комплекса ГИС, предусмотренного проектом на строительство скважин. При этом применяемый буровой раствор на РУО, к моменту применения его при бурении скважин на месторождении ЗАО «Нортгаз», должен быть апробирован на газоконденсатных месторождениях Западной Сибири, со схожими геологическими условиями. Применение не апробированных растворов, либо растворов на РУО не отвечающих всем выше обозначенным параметрам – не допускается.

Аналогом успешного применения растворных систем на РУО, при выполнении обозначенных требований, служит раствор «Мегадрилл», по рецептуре компании Mi Swaco.

25. Проектные сведения о конструкции скважины (глубины по стволу):
    

Кондуктор Ø323,9мм 0-500 м.

Техническая колонна Ø244,5мм 0-1362 м.

Эксплуатационная колонна Ø168,3мм 0-3460,0 м.

«Хвостовик» с ПХЦЗ и ПГМЦ Ø114,3 мм 3310-3760,0 м.

300 метровый О-образный участок ствола скважины в продуктивном пласте обсаживается не цементируемым «хвостовиком» с фильтровой частью.


Требования к Участникам:

1. Наличие лицензий (разрешений), предусмотренных законодательством Российской Федерации, на осуществление работ по данному типу сервиса (Согласно правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности).
   
2. Наличие сертификатов соответствия требованиям охраны труда, установленным в РФ (п. 1.2.19 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности).
   
3. Наличие сертификатов соответствия требованиям промышленной безопасности (п. 1.2.20 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности) при использовании технических устройств, в том числе иностранного производства, на опасных производственных объектах.
   
4. При использовании отечественного и зарубежного оборудования и технологий – наличие разрешения Ростехнадзора России (п. 1.2.23 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности).
   
5. При использовании химических материалов и реагентов – наличие на каждый материал санитарно-эпидемиологического заключения Федеральной службы РФ по надзору в сфере защиты прав потребителей и технических паспортов.
   
6. Наличие опыта работы в регионе не менее 3-х лет, положительная деловая репутация.
   
7. Наличие производственных баз или баз хранения МТР в регионе производства работ.
   
8. Использование функционального исправного оборудования для замера параметров бурового раствора в стационарных и полевых условиях в соответствии с требованиями международных стандартов.
   
9. Участник должен обладать необходимыми для выполнения работ компетентностью, опытом, квалификацией, профессиональными знаниями. Участник должен располагать опытом работы с предприятиями ТЭК не менее 2-х лет.
   
10. Руководители и технический персонал Подрядчика, обеспечивающие выполнение Работ, должны иметь соответствующее специальное образование и аттестацию по профилю. Участник должен располагать достаточным количеством собственных кадров, обладающих соответствующей квалификацией.
    
11. Квалификация сотрудников должна подтверждаться сертификатами либо иными документами о профильном образовании. Участник должен иметь штатную численность, обладающую соответствующей квалификацией.