TZ_Kovykta-2014_Razvedka_skv

Техническое задание
на оказание услуг по инженерному сопровождению
и приготовлению буровых растворов для разведочных скважин
№№ 62, 66, 71, 74 Ковыктинского ГКМ
1. УСЛУГИ.
Услуги включают в себя:
-обслуживание, инженерное сопровождение и контроль приготовления буровых растворов
с использованием материалов Подрядчика на основании полученного технического задания на
конкретную скважину, подписанного полномочными представителями Заказчика и Подрядчика,
в соответствии с графиками бурения разведочных скважин №№ 62, 66, 71, 74 Ковыктинского
ГКМ.
- Заказчик привлекает Подрядчика к оказанию услуг путем вручения ему технического
задания на составление программы по промывочным жидкостям на конкретную скважину или
интервал бурения.
2. Техническое задание включает:
Период проведения работ: апрель 2014г. – февраль 2015г.
2.1. Общие сведения о скважинах:
Район строительства скважины:
Цель бурения:
Проектный горизонт:
Номера скважин:
Вид скважины:
Количество скважин на кусте:
Характеристика подъездных дорог:
- протяженность бетонной дороги, км
- протяженность существующей грунтовой
дороги, км
- протяженность грунтовой дороги с
отсыпкой, км
- автозимника, км
Иркутская область, Жигаловский район.
разведочное
парфеновский
62, 66, 74, 71
Вертикальная
Одиночные
553 (max)
49 (max)
Протяженность дорог и подъездных путей до скважин, км:
- скв.Квт 62 – база Нючакан
51,3 км (всесезонная)
23,8 км (зимник)
- скв.Квт 62 - п. Жигалово
64,9 км (всесезонная)
23,8 км (зимник)
- скв.Квт 62 - г. Иркутск
464,9 км (всесезонная)
23,8 км (зимник)
- скв.Квт 66 – база Нючакан
38,2 км (всесезонная)
49 км (зимник)
- скв.Квт 66 - п. Жигалово
153 км (всесезонная)
49 км (зимник)
- скв.Квт 66 - г. Иркутск
553 км (всесезонная)
49 км (зимник)
- скв.Квт 71 – база Нючакан
51,3 км (всесезонная)
45,2 км (зимник)
- скв.Квт 71 - п. Жигалово
64,9 км (всесезонная)
45,2 км (зимник)
464,9 км (всесезонная)
45,2 км (зимник)
135 суток (01 декабря – 15 апреля)
- скв.Квт 71 - г. Иркутск
Период действия автозимников:
2.2.Геологическая информация.
2.2.1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины
Стратиграфическое
подразделение
Глубина залегания,
м
название
индекс от
до
(кровля) (подошва)
1
2
3
4
Q
0
10
Четвертичная
система
Мощ- Элементы
ность, залегания
м
(падения)
пластов по
подошве,
град.
угол азимут
Стандартное описание горной
породы:
полное название,
характерные признаки
(структура, текстура,
минеральный состав и т.д.)
5
10
6
-
7
-
8
Отложения представлены
глинами, супесями с
галечниками и обломками
нижележащих пород.
Ордовикская система
устькутская +
O1
ийская свиты
uk+is
10
91
81
0°30’
-
В верхней части разрез
сложен песчаниками,
алевролитами зеленоватосерыми,
серыми, редко известняками
красновато-коричневыми.
В нижней части разрез
представлен доломитами с
прослоями известняков
зеленовато-серых темносерых, песчаников серых,
светло- и желтовато-серых.
Кембрийская система
верхоленская +
Є2-3
илгинская
vl+il
свиты
91
707
616
0°30’
-
литвинцевская
свита
707
962
255
0°30’
-
Свиты сложены
красноцветными, реже
зеленовато-серыми песчаноглинистоалевролитовыми породами,
мергелями с включениями
гипсов. В подошве
отмечаются доломиты
глинистые, зеленовато-серые
и темно-серые, с
включениями и прослоями
розово-белых гипсов.
Верхнелитвинцевская свита
представляет собой толщу,
сложенную каменными
солями, доломитами с
подчиненными прослоями
Є1-2 lt
ангарская свита
Є1 an
962
1460
498
0°30’
-
известняков и
гипс–ангидритами. В кровле
подсвиты выделяется пласт
карбонатов с прослоями
сульфатов. Породы светло–
серые, темно– и зеленовато–
серые, участками
окремненные и
трещиноватые. Пласты
каменной соли достигают
толщины 50 м.
Слой карбонатов в кровле
подсвиты представлен
водорослевыми,
онколитовыми
доломитами серыми, темно–
серыми, прослоями
известковистыми,
окремненными
толщиной 22-33 м. Прослои
песчаников имеют толщину
1-3 м. Песчаники с
сульфатным и галитовым
цементом. В нарушенных
зонах галитовый цемент
размыт, а каменные соли
выщелочены.
Нижнелитвинцевская свита
сложена преимущественно
доломитами серыми,
светло–коричневато–серыми,
иногда кавернозными,
массивными, с
подчиненными прослоями в
верхней части разреза
каменных солей, с редкими
прослоями глинистых
доломитов темно–серых,
светло–серых, серых
песчаников,
ангидрито–доломитов и
ангидритов голубовато–
белых. Толщина прослоев
песчаников от 0,5 до 6 м.
Нижнеангарская подсвита
представлена доломитами,
реже известняками,
доломито-ангидритами,
глинистыми доломитами,
серыми, с прослоями
каменных
солей. В породах отмечаются
примеси терригенных
компонентов. Толщина
карбонатных пластов от
булайская
свита
Є1 bl
1460
1593
133
до 1°
-
бельская свита
Є1bs
1593
2014
421
до 1°
-
первых метров до 30-32 м,
каменных солей до 30-46 м. В
верхней части разреза
нижнеангарской подсвиты
четыре пласта массивных
доломитов серых,
коричневато–серых,
известковистых, реже
известняков,
ангидрито–доломитов,
разделенных прослоями
каменных солей толщиной 225 м.
Верхнеангарская подсвита
сложена переслаиванием
солей грязно-серых,
прозрачных, доломитов
серых, темно-серых,
мелкозернистых, доломитов
глинистых.
Отложения представлены
однородной толщей
доломитов серых,
коричневатосерых, иногда песчанистых и
окремненных.
Верхнебельская подсвита
сложена переслаиванием
каменных солей грязносерых,
прозрачных, с доломитами
серыми, темно-серыми,
участками мелкозернистыми.
Нижне-среднебельская
подсвита представлена
доломитами, участками
известковистыми,
известняками
мелкозернистыми, с
подчиненными прослоями
доломито-ангидритов,
ангидритов, доломитов
глинистых и редких прослоев
каменных солей. Породы
серые, темно-серые,
толстоплитчатые.
В кровле подсвиты
трещиноватые, кавернозные
доломиты и известняки
мелкозернистые, серые,
темно-серые. В подошве
подсвиты плотные доломиты
серые, коричневато-серые, с
прослоями известняков,
доломито-ангидритов и
усольская
свита
Є1us
2014
2633
619
0°10’
-
Кембрийская система - Венд
тэтэрская свита V-Є1tt
2633
2717
84
0°10’
-
Венд
собинская
свита
Vsb
2717
2797
80
0°15’ -
катангская
свита
V ktg
2797
2905
108
0°15’ -
глинистых доломитов.
Карбонатно-соленосные
отложения. Представлены
переслаиванием толщ
каменных солей грязносерых, бледно-розовых,
прозрачных, мощностью 30 –
80
м, доломитов и известняков.
В кровле и подошве свиты соли. В подошвенной
части усольской свиты (в 100
м выше подошвы) залегает
осинский горизонт,
сложенный доломитами, реже
известняками серыми, темносерыми, с
подчиненными прослоями
ангидрито-доломитов и
доломитов глинистых темносерых.
Отложения представлены
доломитами, доломитами
известковистыми, доломитоангидритами серыми,
коричневыми, с прослоями
ангидритов.
В кровле свиты выделяется
горизонт, представленный
двумя пластами
органогенных доломитов
серых, коричневато– и
темно–серых, участками
окремненных с
подчиненными прослоями
ангидритов, ангидрито–
доломитов и
глинистых доломитов.
Переслаивание доломитов,
глинистых доломитов,
доломит-ангидритов, реже
ангидритов. Породы серые,
темно- и коричневато-серые.
Отложения представлены
переслаиванием серых до
темно-серых доломитов,
доломитов–ангидритов, реже
ангидритов. В подошвенной
части доломиты в
различной степени
обогащенны глинистым
материалом, с подчиненными
тонкими
чорская свита
Vch
2905
3016*
111
0°15’ -
прослоями алевролитов.
Отложения верхнечорской
подсвиты представлены
пачкой песчаников
(парфеновский горизонт)
серых, зеленовато-серых с
подчиненными прослоями
алевролитов и аргиллитов.
Отложения нижнечорской
подсвиты представлены
неравномерным
переслаиванием песчаников,
алевролитов и аргиллитов.
Породы серые, темносерые до черных, реже
зеленовато-серые. Песчаники
кварцевые, кварцполевошпатовые. В
подошвенной части
нижнечорской подсвиты
прослои
песчаников,
преимущественно
мелкозернистых,
алевритистых, темно-серых,
плотных перекрытые тонким
переслаиванием темно-серых
до черных алевролитов
и аргиллитов.
Примечание. * - приведен разрез для усреднённой скважины. Максимальная глубина скважины Квт 74 3370м
Геокриологические данные разреза – в интервале 2 – 60 м распределение температуры: 5-6 м
1,6 - 2,00С; 10-28 м 0,2 - 1,00С. Температура фазового перехода воды в лед: от -1 до -20С.
3
2936
2938
2964
4
газ +
конденса
т
Содержание газового конденсата,
г/м3
Vch
(пл
аст
П2)
2
2909
Газовый фактор нефти,
М3 /м3
1
Vch
(пл
аст
П1)
Температура на устье,
°С
Температура в пласте,
°С
Тип Плотно Относи- ПрониСодержание
тельная цаемость,
сть
флюплотност
мДа/
жидкой
ида
фазы в ь газа по подвиИнтервал, м
атмос- воздуху жность, серы, Серо со2,
мкм /
фер%
%
водоных
(МПа с)
рода,
услодо
виях,
от
%
кг/м
(верх)
(низ)
Средний дебит: газа, тыс.м
/сут (конденсата, т/сут)
Индекс пласта
2.2.2. Нефтегазоносность
12 13
- 52,8
14
-
15
66
-
66
5
720,4
6
0,637
7
0,001952,2/-
8
-
9
10
11
отс. 0,06 75,0-185,0
(9,0-10,6)
720,4
0,637
0,002836,0 / -
-
отс. 0,06 30,0-235,6
-
53,4
2.2.3. Характеристика вскрываемых пластов
Индекс
пласта
Интервал
залегания
от
до
(верх) (низ)
Тип
колле
ктора
Пористость,
%
Проницаемость,
мДа
Коэфф-т
газо-,
конденс
а-тонефтенасыщенности
Пластовое
давле
ние,
МПа
Коэ
ффи
циен
т
аномаль
ност
и
1,02
0,97
Толщина
Глинистого
раздела
флюидвода,
м
газ + 0,2-18,4
0,2-18,4
0,7229,1 кон0,001- 952,2
0,85
27,9
денса
т
Vch
2938
2964 Поро- газ + 0,1-21,7 0,002-836,0
0,4727,9 - 0,97
(пласт
вый
конде
0,72
28,2
П2)
нсат
Примечание: отметки глубин продуктивных пластов в таблице приведены для усреднённой скважины.
Vch
(пласт
П1)
2909
2936
Поровый
Тип
флюи
да
2.2.4. Водоносность
Интервал,
Химический состав, в мгМиТИП Плот- ДеИндекс м
нераколлект
бит,
экв/л
Анионы
Катионы
ность,
страти2ора
СГ SO HCO 3 Na+ + Mg2+
Ca2+ лизаграфи- от
м
ция
3
К+
4
кг/м
ческог
об/сут
(вер ДО
о
щая,
подраз х)
г/л
делени
я
1
2 (НИЗ3)
4
5
6
7 8
9
10
11
12
13
Надсолееая гидрогеологическая формация
Q0
707 трещин 1000
8- 0,194- 03,4- 0,06- 1,56- 1,9-2,24 0,183ноЄ2-3
129 0,4
0,17 4,74
0,7
3,15
0,25
vl+il
6
поровы
й,
Є1-2
lt
707 962
Є1 us 253 2905
-V
3
ktg
Vch
290 3016
5
к источнику
питьевог
о
водоснаб
жения
14
(да,нет)
да
Соленосная гидрогеологическая формация
трещин
трещин *
-ный,
ный
каверно
вый
Є1 an 962 1593 трещин
-ный,
- Є1
каверно
bl
вый
Є1 bs 159 2533 трещин
-ный,
- Є1 3
каверно
us
вый
Относится
*
*
*
*
*
*
*
*
*
1216- 43,2- 10041 10,6
1395 110
10,8
6932
940
2225
506,7577
нет
1387- 192- 9472,
1406 4500 9
9,4
623,7
5
1167
8033,9 539,8595,2
нет
0,2
расче
т
Подсолееая гидрогеологическая формация
4000 349,08
трещин 1270- 10,0- 6368, 1,51 0,4 678,7 1750
-ный, 1380 15,0 6
5
каверно
вый
поровы 1245- 0,57- 6087, 1,85 0,2-3,4 550800- 3700- 344,231648
й
1270 1,2
2335,1 3891,8 363,4
6700, 8,05
,7
8
нет
нет
В скв. 61 из отложений бильчирского горизонта (нижнеангарская подсвита) получен
незначительный приток газа с содержанием Н2S до 130 мг/м3 (глубина 1201 м). В скв. 134
Грузновской площади из осинского горизонта (низы усольской свиты) отмечен приток пластовой
воды, обогащенной сероводородом.
2.2.5. Градиенты давлений и температура по разрезу
Стратиграфическо
Интерв Коэффициент
Градиенты,
аномальности горного порового
от ал, м
е подразделение
МПа/м Гидроназвание
индекс (верх) ДО
пластового
давле- давления разрыва
давления
ния
пород
(НИЗ)
1
Четвертичная
система
3
Q
0
4
10
5
0,816
6
0,0184
7
0,0080
8
0,0160
9
ммп
O1
uk+is
Є2-3
vl+il
10
91
0,816
0,0184
0,0080
0,0160
(до гл. 60
м)
91
707
0,890
0,0184
0,0087
0,0170
0,023
Є1-2 lt
707
962
0,920
0,0184
0,0090
0,0160
0,026
ангарская свита Є1 an
962
1460
1,020
0,0190
0,0100
0,0165
0,018
булайская свита Є1 bl
1460 1593
1,020
0,0195
0,0100
0,0170
0,017
бельская свита
Є1bs
1593 2014
1,020
0,0195
0,0100
0,0170
0,017
усольская свита Є1us
2014 2633
1,020
0,0195
0,0100
0,0165
0,017
тэтэрская свита
V-Є1tt
2633 2717
1,020
0,0201
0,0100
0,0175
0,018
собинская
свита
Vsb
2717 2797
1,020
0,0201
0,0100
0,0175
0,018
катангская
свита
V ktg
2797 2905
1,020
0,0201
0,0100
0,0170
0,018
чорская свита
Vch
2905 2915
2915 3016
1,020
0,970
0,0209
0,0209
0,0100
0,0095
0,0182
0,0175
0,018
0,018
устькутская +
ийская свиты
верхоленская +
илгинская
свиты
литвинцевская
2
Температ
ура,
°С/100м
свита
2.2.6. Возможные осложнения при проведении технологических операций
Индекс
страт
играф.
подра
здел.
Q
O1
uk+i
s
Є2-3
vl+il
Є1-2
lt
Є1
an
Интервал, м
Условия возникновения
Вид,
характерисдо
от
осложнений
(верх) (низ)
тика
осложнения
1 2
0
3
10
10
91
91
707
707
962
4
Обвалы
стенок
скважины
5
При бурении
слабосцементированны
х, рыхлых пород
Осложнения при бурении
скважин-аналогов
6
*
Обвалы
стенок
скважины
Обвалы
стенок
скважины
При бурении
слабосцементированны
х, рыхлых пород
*
Поглощени
я бурового
раствора
В интервалах залегания
трещиноватокавернозных пород
*
Поглощени
е бурового
раствора
В интервалах залегания
трещиноватокавернозных пород
Кавернообр
азование
В интервалах залегания
засолоненных горных
пород и пластов
каменной соли
В скв. №№3, 12, 24, 26, 30,
52, 56, 58, 57, 63. Уровень
поглощения от 4-20 м /ч
*
до полного
Газоводопр
оявления
В интервалах залегания
высокопроницаемых
газоводонасыщенных
пород
В скв.30 получены незначительные
притоки газа.
1460 Поглощени
е бурового
раствора
При прохождении
выщелоченных
трещиноватокавернозных пород
В интервалах залегания
засолоненных горных
пород и пластов
каменной соли
В скв. №№12, 13, 14, 16, 19, 56, 63 в
бильчирском горизонте
962
Кавернообр
азование
*
полное поглощение промывочной
жидкости. В* скв.58 и 15
интенсивность поглощения от 1-10 м /ч
до 30-40 м /ч.
Є1 bl 1460 1593 Поглощени
е бурового
раствора
1
2
3
4
Є1bs 1593 2014 Кавернообр
азование
При прохождении
выщелоченных
трещиноватокавернозных пород
В скв. №№4, 16, 24, 30, 60.
Интенсивность поглощений от
полного до 2-15 м /ч.
5
6
В интервалах залегания
пластов каменной соли
*
Поглощени
е бурового
раствора
Є1us 2014 2633
VЄ1tt
2633 2717
Vsb
2717 2797
V
ktg
2797 2905
Vch
2905 3016
При бурении
В скв.№№3, 12, 53 поглощение от 6 м
трещиновато/час до 25-40 м /час, в скв. 14 - полное
кавернозных
поглощение
доломитов и
известняков
В скв. 12, 14, 63 (осинский горизонт)
Поглощения При прохождении
выщелоченных
бурового
поглощение от 12-30 м /ч до 90 м /ч. В
трещиноватораствора
скв. 174 Чиканской - полное поглощение
кавернозных пород
Кавернообра В интервалах залегания
*
засолоненных пород и
зование
пластов каменной соли
В скв.1 Грузновской поглощение с
Поглощение При прохождении
бурового
выщелоченных
интенсивностью
трещиноватораствора
от 3-4 до 50 м /ч
кавернозных пород
*
Поглощение При бурении
бурового
трещиноватокавернозных
раствора
доломитов
прохождении
Поглощения При
В скв. 26, 56, 54 и 60 поглощение
выщелоченных
бурового
промывочной жидкости на уровне 1-6 м
трещиноватораствора
/ч
кавернозных пород
Газопроявле При вскрытии
*
продуктивных
ния
газонасыщенных
пластов
Поглощения
бурового
раствора
* - нет данных.
В скв.32 поглощения до 10 м /ч, в
скв. 16 - до 30 м /ч, в скв. 19, 22,
28 - полное
2.3. Техническая информация.
2.3.1. Усредненная конструкция скважин.
Наименование
колонн
Ø, стенка, Глубина
группа
спуска
прочнос- (по
ти, мм
вертирезьб.
кали),
соед.
м
1
Направлени
е
2
426х11Д
Батресс
Кондуктор
324х9,5Д
ТМК FMC
Промежуточная
Эксплуата
ционнопромежуточная
Эксплуата
-ционная
(хвостовик
)
244,5х10Е
ТМК FMC
168,3х8,9
Е
ТМК FMC
127х6,4Е
ТМК Ultra
FJ(ТБО)
Ø
Назначение обсадных колонн, обоснование выбора
долота/ секционности, глубины спуска колонны и способа
Ø внут. цементирования
ОК,
мм /
Ккав
3
20
4
5
508,0/ Спускается с целью предотвращения размыва устья
скважины, предотвращения осыпей и обвалов и
создания замкнутой циркуляции бурового раствора
при бурении под кондуктор. Цементируется ЦТРОС-5
3
404,0/ Арм плотности 1,50 г/см до устья. Способ
цементирования «прямой».
250
393,7/ Спускается с целью закрепления склонных к обвалам
пород, затронутых выветриванием, перекрытия ряда
1,30 водоносных горизонтов, а также для подвески
последующих колонн. Кондуктор цементируется до
3
304,9/ устья: ЦТРОС-5 Арм плотности 1,50 г/см 3 в
интервале 0-150м, ЦТРС-50 плотности 1,85 г/см в
интервале
150-250м.
Способ
цементирования
«прямой». Устье оборудуется противовыбросовым
1,30 оборудованием.
Спускается в верхнюю часть булайской свиты.
1550
295,3/
Цементируется до устья: ЦТРОС-5 Арм плотности
1,50 г/см3 в интервале 0-1400м, ЦТРС-50 плотности
1,85 г/см3 в интервале 1400-1550м. Способ
224,5/ цементирования «прямой». Устье оборудуется
противовыбросовым оборудованием.
перед
вскрытием
продуктивных
2875
215,9/ Спускается
горизонтов в подошвенную часть катангской свиты.
1,10 Цементируется в интервале до устья: ЦТРОС-5 Арм
плотности 1,50 г/см3 в интервале 0-2600м, ЦТРС-50
3
150,5/ плотности 1,85 г/см в интервале 2600-2875м. Способ
цементирования «прямой». Устье оборудуется
противовыбросовым оборудованием.
2375-3016 146,1/ Спускается в интервале 2375-3016 м с целью
1,10 изучения разреза с получением дополнительной
геологической информации. Цементируется в
интервале 2375-3016 м ЦТРС-100 плотности 1,85
3
114,2/ г/см .
2.3.2. Примечание: уточненные конструкции скважин следующие –
1,10
Квт. 62
426х20м
426х20м
Квт. 71
324х250м
324х250м
245х1600м
245х1560м
168х2950м
168х2850м
127х2450-3070м
127х2350-2995м
Квт. 66
426х20м
324х250м
245х1700м
168х2960м
127х2460-3110м
Квт. 74
426х20м
324х710м
245х1900м
168х3230м
127х2730-3370м
Содержание, %
Катионно-обменная емкость (МВТ),
кг/м3
рН
Динмаическое напряжение сдвига,
дПа
СНС,
дПа
Пластическая вязкость, мПа с
Коэффициент трения глинистой
корки
Плотность, кг/мЗ
раствора
смЗ/30 мин
Корка, мм
Интер-вал
бурения, м
Условная вязкость по Маршу, с
Тип
бурового
Показатель фильтрации АР1,
2.3.3. Тип и технологические параметры бурового раствора (для усредненной
конструкции)
0
20 1080
60100
<10
<
2
0,03
-
-
-
-
-
- 12,2 <2
1
-
-
Бентонитовый
20
250 1120
1150
60100
<10
<
2
0,03
-
-
-
-
-
- 17,2 <2
1
-
-
1550 1220
1240
40-60
<6
<
1
0,02 3348
4872
8,5
9,8
2025
86- 1 38,8 <1 32,3 <35
120
5
2875 1220- 40-60
1240
<6
<
1
0,02 3348
4872
8,5
9,5
2025
86- 1 38,8 <1 32,3 <35
120
5
3016 1060
4-5
<
1
0,02 3448
34- 9-10 1058
15
Солена250
сыщенны
й КаС1Полимерн
ый
Солена1550
сыщенны
й КаС1Полимерный
КаС12875
Полимерный
35-50
72120
2 10,0 <1
5
ингибитора
Бентонитовый
1
10
мин мин
песка
до
смазки
твердой фазы
от
2
<20
Примечание. 1. Бентонитовай раствор после бурения интервала под направления и кондуктор утилизируется. Перед
приготовлением Соленасыщенног КаС1-Полимерного раствора произвести очистку емкостей ЦС.
2.3.4. Средства измерения свойств буровых растворов
Параметр
Плотность, кг/мЗ
Условная вязкость по Маршу, с
Показатель фильтрации АР1,
смЗ/30 мин
Корка, мм
Коэффициент трения глинистой
корки
СНС, дПа
рН
Пластическая вязкость
Динамическое напряжение
сдвига
Содержание:
- смазки
- твердой фазы
- песка
Катионно-обменная емкость
(МВТ)
Тип средства измерения
Весы-плотномер ВРП-1
Воронка Марша
Фильтр - пресс АР1
Фильтр пресс АР1,
прибор ВИКА
ИВ-2
ФСК-4
ОПТЕ 800, ВСН-3
рН-метр
ОПТЕ 800, ВСН-3
ОПТЕ 800, ВСН-3
Ретортный набор (ОПТЕ 165-10)
Отстойник ОМ-2
Водный раствор метиленовой
сини
Наименование методики
измерения
РД 39-2-645-81 Методика
контроля параметров
буровых
растворов
АР1КР 13В1Кесоттепс1ес1 Ргасйсе
юг ИеЫ Тезйп§ \Уа1егЬазес! БпШп§ РшЫз
РД 39-2-645-81 Методика
контроля параметров
буровых
растворов
СТО Газпром 2.3-2.012-2005
«Методика выполнения
измерений коэффициента
сдвига (липкости) глинистой
корки
на приборе ФСК-4»
РД 39-2-645-81 Методика
контроля параметров
буровых
растворов




Подрядчик в течении 24 часов на основании технического задания просчитывает и
составляет программу по промывочным жидкостям. Все параметры раствора, включая его
тип и свойства, за исключением указанных в тех.задании, определяются Подрядчиком,
исходя из поставленных Заказчиком целей и требований по технологии проводки и охране
окружающей среды;
Подрядчик оказывает услуги по выбору систем буровых растворов, подходящих для
бурения данных скважин;
Подрядчик гарантирует, что предлагаемые системы буровых растворов позволят
обеспечивать качественную проводку данных скважины;
Подрядчик обеспечивает:
1. С целью замедления скорости взаимодействия раствора и набухающих глин – разнообразные
химические ингибиторы и добавки, которые помогают замедлять скорость взаимодействия
раствора и глин;
2. Для ингибирования набухания глин – системы с высоким содержанием кальция, калия или
какого либо другого ингибитора, которые лучше всего подходят для бурения гидрофильных
пластов;
3. Для ингибирования набухания глин – соли, полимеры, битумные материалы, гликоли,
нефтепродукты, ПАВ и другие ингибиторы глин, которые могут входить в состав буровых
раствор на водной основе для ингибирования набухания глин и предотвращения их обрушения;
4.Для бурения скважин с высоким пластовым давлением максимально сохраняющих
коллекторские свойства продуктивного пласта – системы раствора, которые позволяют достичь
высоких значений плотности при низком содержании твердой фазы образующие тонкую
фильтрационную корку и имеющих низкие скорости фильтрации с целью сохранения
коллекторских свойств продуктивного пласта.





Программа промывки скважины должна включать:
Инженерные расчеты параметров системы растворов на базе тех. задания, такие как:
1. объемы: начальный, конечный, на разбавление исходя из эффективности очистки,
количества твердой фазы, ожидаемых потерь на поверхности и в скважине, коэффициент
кавернозности и увеличения диаметра ствола скважины;
2. химические свойства раствора на основе степени ингибирования пласта, рН системы,
общая минерализация и ограничение по требованиям, предъявляемые геофизическими
методами исследования пласта;
3. физико – механические свойства раствора, такие как удерживающая способность,
способность сохранять в себе жидкую фазу, термическая стабильность и д.р.
Процедуру начального приготовления и обработки во время бурения;
Гидравлическую программу промывки скважины;
Подбор фракционного состава кольматанта в соответствии со свойствами продуктивного
пласта, такими как размер пор или проницаемость, точно подбирает кольматанты в
соответствии с характеристиками продуктивного пласта, используя фактические данные о
свойствах конкретного пласта и доступных кольматантов для обеспечения оптимальной
фильтрационной корки;
Перечень контролируемых параметров раствора и частота тестирования, перечень
лабораторного оборудования, методики тестирования, не входящие в стандартный тест АНИ
и ГОСТ.











Расчет количества хим. реагентов необходимых для бурения интервала(ов) или всю
скважину и технологических паспортов хим.реагентов компании, предписывающих
минимальные и максимальные концентрации применения. Минимальные концентрации
задают нижний передел, за которые продукт не влияет на свойства раствора, максимальные
– верхний, за которые экономически не целесообразно переходить. Определяя концентрации
хим. реагентов учитывается их абсорбция на твердой фазе и стенках скважины, а также их
снижение за счет потери раствора на поверхности и в скважине;
Расчет количества ситовых панелей для вибросит необходимых при строительстве данных
скважин.
Перечень документации отчетности и порядок ее выдачи, требования к качеству отчетных
документов, круг лиц из числа других подрядчиков, кому предоставляется информация по
раствору, имеющая прямое отношение к процессу проводки скважины.
Подрядчик, в лице инженера компании:
руководит процессом приготовления раствора;
ведет ежедневную обработку с целью восполнения объема и поддержания свойств раствора;
контролирует и приводит в соответствие с программными параметрами свойств раствора;
выдает рекомендации о необходимой обработке раствора руководствуясь подписанной
программой и текущей ситуацией на скважине;
осуществляет контроль работоспособности системы очистки на объекте;
контроль за поддержанием требуемых свойств промывочных жидкостей осуществляется
Подрядчиком при помощи ежедневного анализа бурового раствора в полевой лаборатории и
в соответствии с требованиями АНИ и ГОСТ.
Подрядчик обеспечивает своих сотрудников портативным компьютером и программным
обеспечением для проведения анализов и составления отчетов;
Подрядчик содействует Заказчику для отбора проб бурового раствора в целях контроля за
его свойствами. В этом случает полевой инженер вместе с представителем Заказчика,
отбирает пробу раствора, проводит полный комплекс анализа свойств и вместе с
подписанным актом отправляет в лабораторию Заказчика.
Заказчик вправе сам, в любое время отбирать пробы раствора на скважинах где Подрядчик
оказывает услуги.
Требования к персоналу Подрядчика.
Подрядчик обязуется предоставлять в офисе и на буровой площадке персонал,
соответствующий следующим требованиям.
В офисе:








Координатор работ по буровым растворам:
Минимум 7 (семь) лет опыта работы в области буровых растворов и жидкостей освоения.
Минимум 5 (пять) лет полевого опыта работы на месторождениях Восточной Сибири.
Инженер по буровым растворам:
Минимум 5 (пять) лет опыта работы в области буровых растворов и жидкостей освоения.
Минимум 5 (пять) лет полевого опыта работы на месторождениях Восточной Сибири.
Высшее образование в сфере науки или инженерии или достаточный опыт работы в
промышленности в качестве компенсации высшего образования.
Умение проводить тестирование и анализ буровых растворов и жидкостей освоения.
Умение производить подбор рецептуры добавок для обработки бурового раствора с целью
обеспечения параметров, требуемых Программой.
Свободно владеть русским языком.
Инженер по буровым растворам обеспечивает следующее:





Производит техническое проектирование для Заказчика.
Производит оценку ожидаемых расходов по буровым растворам для всех скважин.
Содействует решению инженерно-технических задач, связанных с повреждением
продуктивного пласта, устойчивостью ствола скважины, программой по плотности бурового
раствора, глубиной спуска обсадной колонны, очисткой ствола скважины, поглощением
бурового раствора, планированием заканчивания скважины.
Моделирует забойное давление; производит расчеты полноты очистки ствола, эффекта
поршневания.
Выдает Заказчику рекомендации по совершенствованию качества Работ, описание/анализ
проблем.
На буровой площадке:
Полевой инженер по буровым растворам:
















Опыт работы в качестве Полевого инженера по буровым растворам не менее 3 (трех) лет.
Обязателен опыт производственной деятельности в России.
Моделирует забойное давление, производит расчеты полноты очистки ствола, эффекта
поршневания.
Свободно владеть русским языком.
Иметь сертификат об обучении о предупреждении нефте- газо- и водопроявлений (НГВП),
предпочтительно международный.
Полевой инженер по буровым растворам обязан выполнять следующее:
Ежедневно проверять материальные запасы.
Ежедневно выдавать рекомендаций для повышения качества Работ.
Экономно подходить к затратам с тем, чтобы не допускать высокой стоимости
технологической обработки или бесполезного расхода хим. реагентов.
Регулярно проводить проверки оборудования системы очистки бурового раствора, и
выдавать рекомендации по оптимизации оборудования и осуществлять контроль его работы.
Все инженеры должны пройти проверку в органах Ростехнадзора на знание правил ОТ и ПБ,
ГНВП, ОП и ТБ. Подрядчик предоставляет резюме всего персонала, планируемого к
оказанию услуг на объектах Заказчика.
Питание персонала Подрядчика осуществляется в столовой вахтового поселка на объекте
работ по договору с организацией обслуживающей столовую либо за наличный расчет.
Предоставляемое оборудование:
жилой вагон – дом(вагон-лаборатория);
оборудование полевой лаборатории для контроля всех параметров бурового раствора в
соответствии со стандартами АПИ и ГОСТ, наличие прибора Кальциметр обязательно, при
бурении горизонтальных скважин – наличие прибора "Брукфильд", при применении хлоркалиевого раствора- наличие комплекта по определению ионов калия обязательно;
предоставление химических реагентов в необходимой номенклатуре и количестве в
соответствии с согласованными Заказчиком Программой бурения на соответствующую
скважину.
сетки для вибросит системы очистки бурового раствора в необходимом количестве и по
типоразмерам, необходимым для обеспечения эффективной работы оборудования очистки
(75%) на объекте оказания услуг.
Ответственность за качество предоставляемых услуг:
за достоверность предоставляемой информации при производстве работ;
за соответствие параметров бурового раствора утвержденной индивидуальной программе;





за наличие на поверхности необходимого объема "рабочего" бурового раствора для
обеспечения безостановочной работы буровой бригады;
за качество предоставляемых материалов или оборудования;
за правильность выбора типа и свойств бурового раствора;
за работоспособность системы очистки, связанных с наличием необходимых типоразмеров
сит;
за безаварийное внедрение работ при строительстве скважин.
Дата начала работ:
Дата начала работ по скважине указывается Заказчиком в предоставленном Наряд - заказе
на оказание услуг.









Готовность к предоставлению услуг.
Готовность к предоставлению услуг означает, что:
Подрядчик выполнил мероприятия по мобилизации на объект работ необходимого
оборудования;
Подрядчик обеспечил завоз необходимых химических реагентов и расходных материалов
(включая сетки вибросит) на объект работ в количестве, исходя из потребности не менее чем
на 1 скважину + запас реагентов для обеспечения работы буровой бригады;
вагон дом (полевая лаборатория) смонтирован на буровой площадке, подключен к системам
жизнеобеспечения, имеются средства для устойчивой связи персонала с офисом Подрядчика
и офисом Заказчика;
персонал Подрядчика находится на объекте работ;
оборудование полевой лаборатории готово для использования по прямому назначению;
Подрядчик должен обеспечить обязательное наличие пополняемого запаса применяемых
реагентов и оборудования в количестве, необходимом для оказания услуг в соответствии с
согласованным с Заказчиком планом работ с учетом существующей транспортной схемы
доставки материалов на объекты работ.
Комплектность хим.реагентов, сыпучих материалов, оборудования по обслуживанию,
сопровождению и контролю приготовления буровых растворов.
Для выполнения работ Подрядчик использует собственные хим.реагенты для
приготовления буровых растворов, жилой вагон-лабораторию для работы и отдыха своего
персонала, оборудованный полевыми лабораторными приборами в соответствии с
требованиями АНИ или ГОСТ, а так же обеспечивает своих сотрудников оргтехникой и
связью.
Подрядчик предоставляет сетки вибросит для работы системы очистки бурового
раствора.
Для предотвращения геологических осложнений – поглощений промывочной
жидкости, НГВП, осложнений ствола скважины Подрядчик предоставляет необходимые
материалы и реагенты.
Количество затрачиваемых хим.реагентов, сыпучих материалов, а так же рецептуры и
консистенции Подрядчик рассчитывает на основании геолого-технической информации.
Перед началом оказания услуг Подрядчик обязуется предоставить Заказчику
необходимую документацию на используемые хим.реагенты.
сертификат безопасности (лист данных по безопасности);
краткая информация о продукте;
сертификат соответствия;



разрешение Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному
надзору на применение хим. реагентов;
санитарно-эпидемиологическое заключение;
паспорт реагента или ТУ(ГОСТ).
Подрядчик в обязательном порядке предоставляет образцы хим. реагентов и рецептуру
бурового раствора, для проведения лабораторных исследований на соответствие заявленных
технических параметров.
Для обеспечения эффективной и безаварийной работы при строительстве скважины на
месторождении Заказчика, Подрядчик обязан обеспечить поставку карбоната кальция
различных фракций.
Для предотвращения наработки глинистой фазы и сальникообразования в процессе
бурения скважины, Подрядчик в обязательном порядке предоставляет неорганические и
органические ингибиторы глин и противосальниковые реагенты.
Для ликвидаций аварий (прихват бурового инструмента) Подрядчик обязан обеспечить
поставку противоприхватных реагентов.
Время операции.
Вызов инженера для оказания услуг производится Заказчиком путем направления
Подрядчику Наряд – заказа (за три дня до начала работ по приготовлению бурового
раствора) с датой начала оказания услуг.
Подрядчик должен оказывать услуги в соответствии с заданием Заказчика и Заказчик вправе
проверять качество оказания услуг путем контроля параметров в любой момент по желанию
Заказчика.
Заказчик имеет право в случае выявления недостатков в оказанных услугах, вызванных
ненадлежащим выполнением Подрядчиком своих обязательств, расторгнуть договор.
Показатели успешной работы.
Предполагаемые системы буровых растворов для определенных заказчиком скважин
должны обеспечивать устойчивость стенок скважины, эффективность выноса выбуренной
породы, способствовать безаварийной проводки скважины.
Применение некачественных хим. реагентов (несоответствующих ТУ, ГОСТ, Стандартам
АНИ) недопустимо.
Подрядчик обеспечивает отсутствие простоев при строительстве скважин, а так же аварий и
инцидентов, по вине Подрядчика.
По всем случаям нарушений качества оказанных услуг, применяется "Шкала оценки
качества" в соответствии с типовой формой договора.
Деятельность Подрядчика при оказании услуг оценивается ежемесячно по следующим
показателям:
1.Своевременность и качество предоставляемой документации в инженерно техническую
службу для составления программ на бурение.
2.Удельное НПВ на скважину по вине сервисной компании.
3.Количеством случаев отклонений параметров раствора от проектных.
4.Аварии и осложнения по вине Подрядчика, зафиксированные актами расследования
причин их возникновения.
5.Своевременность предоставления отчетности по пробуренной скважине.
6.Количество несчастных случаев со специалистами компании, работающих на объекте
Заказчика.
7.Выполнение работниками компании требований ОТ и ТБ и ООС на объектах Заказчика.
8.Состояние хранения и складирования материалов подрядчика на оъекте проводимых
работ.
Требования при проведении технологического сопровождения по приготовлению и
обработке бурового раствора в процессе строительства скважин.





Подрядчик несет ответственность за:
своевременную выдачу рецептуры, контроль над ее соблюдением при приготовлении. При
обработке собственных буровых растворов для поддержания либо планового изменения их
свойств и объемов;
приготовление, использование, а также потери собственного бурового раствора.
обеспечение требуемых свойств бурового раствора, достаточных для поддержания ствола
скважины, способном обеспечить свободное (без "посадок" и "затяжек") прохождение
бурильного инструмента Заказчика от устья до проектного забоя во время бурения и СПО.
осуществляет замеры, согласованных параметров бурового раствора и регистрирует их с
периодичностью, указанной в утвержденной Заказчиком Программе по буровым растворам
в соответствующем журнале по контролю параметров буровых растворов.
предоставление представителю Заказчика на объекте каждые сутки отчет об услугах и
использованных материалов по согласованной с Заказчиком форме.
Шкала оценки качества работы Подрядчика по сопровождению буровых растворов.
№
п.п.
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
Описание нарушений
Коэфф.
качества
Нарушение утвержденной программы по промывке скважины.
Отклонение параметров бурового раствора от программы.
Не своевременное предоставление сеток вибросит, нарушение
утвержденной гаммы типоразмера сеток
Предоставление недостоверной информации Заказчику либо
привлеченному подрядчику, повлекшее за собой возникновение
аварийной ситуации на скважине
Предоставление Заказчику искажённой информации в суточном
рапорте инженера по буровым растворам
Сальникообразование и прихват при доказанной вине
Подрядчика
Увеличение срока строительства скважин по вине подрядчика
(дополнительные спускоподъемные операции)
Наличие поглощений бурового раствора, сужение или осыпи
стенок скважины по причинам несоответствия параметров
бурового раствора.
Отсутствие: необходимой гаммы химреагентов, смазывающей
добавки или персонала.
0,95
Необеспечение круглосуточной работы персонала на Объекте.
0,95
0,95
0,80
0,95
0,80
0,90
0,90
0,95
Примечание
10.
Несвоевременное предоставление программы промывки
скважины на согласование заказчику
0,95
11.
Необоснованные сбросы промывочной жидкости в амбар
0,95
Поставка и хранение хим. реагентов не в контейнерах
(ненадлежащее хранение хим. реагентов)
Несанкционированное применение хим. реагентов, не входящих
в состав систем бурового раствора
Несвоевременное предоставление отчета по пробуренной
скважине
0,95
12.
13.
14.
0,95
0,95
Примечание: Коэффициент №1 не применяется при применении коэффициентов №5 и/или №6 и/или
№7 и/ настоящей шкалы оценки качества работы Подрядчика.
Материальная ответственность за отклонения :
Ш = С х К где: Ш - сумма корректировки, С – объем выполненных работ, К - коэффициент качества.
Окончательный коэффициент качества (К) рассчитывается путем перемножения каждого
понижающего коэффициента: К = К1 х К2 х К3 х ….
Окончательный коэффициент качества не может быть ниже 0,7 от стоимости выполненных объемов
по скважине.
Зам. начальника ГРП по сервису БР
филиала «Краснодар бурение»
ООО «Газпром бурение»
Е.Ю. Примакова 24.05.2013г.