ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ на выполнение работ по теме: «Дополнение к технологической схеме разработки Карайского месторождения» Местоположение объекта: Российская Федерация, Томская область, Каргасокский район. Год ввода месторождения в разработку: - 2007 г. Год составления проектного документа: - 2012 г. Сведения о ранее выполненных документах: - «Подсчет запасов нефти и растворенного газа Игольско-Талового и Карайского месторождений», г. Томск, 1985 г.; «Технологическая схема опытно-промышленной разработки Карайского месторождения», г. Томск, 2003 г.; «Подсчет запасов нефти, растворенного газа и ТЭО КИН Карайского месторождения», г. Томск, 2009 г.; «Технологическая схема разработки Карайского месторождения», г. Томск, 2010 г. Недропользователь: ОАО «Томскнефть» ВНК, лицензия ТОМ 00046 НЭ выданная 17.09.1998 г. Заказчик: ОАО «ТомскНИПИнефть». Исполнитель: 1. Основание: - решение протокола ЦКР от 25.11.2010 №4940 о предоставлении в 2012 году нового проектного документа, в котором рассчитать варианты с более плотной сеткой скважин. 2. Срок выполнения работ: начало работ – 10.01.2012 г.; окончание работ – 31.10.2012 г. 3. Цели работы: 3.1. Обновление всего имеющегося фактического материала. 3.2. Обновление компьютерной цифровой базы геолого-промысловых, промысловогеофизических, эксплуатационных, гидродинамических данных, обобщенных результатов исследований керна, проб флюидов, ГРР. 3.3. Обновление постоянно действующей трехмерной геолого-технологической модели. 3.4. Создание проектного документа «Дополнение к технологической схеме разработки Карайского месторождения» с учетом интегрированного подхода к выбору оптимальной системы разработки «пласт – скважина - поверхностное обустройство – экономика» (на основе запасов нефти и газа, утвержденных ГКЗ по состоянию на 01.01.2012 г.). 4. Основные задачи в области обобщения имеющегося фактического материала: 4.1. 4.1.1. 4.1.2. 4.1.3. 4.1.4. По этапу №1 «Сбор информации и верификации исходных данных». Сбор/передача информации для проектирования. Анализ текущего состояния разработки, обоснование системы разработки. Оценка геологической модели. Оценка гидродинамической модели. 5. Основные задачи в области разработки: 5.1. По этапу № 2 «Анализ разработки месторождения. Выполнение базового проектирования» 5.1.1. Анализ исследований, эксплуатации и продуктивности скважин и пластов. 5.1.2. Анализ текущего состояния разработки, обоснование системы разработки. 5.1.3. Основные выводы. Срок выполнения задачи: 02.04.2012 – 27.04.2012 гг. Результат выполнения задачи (вид отчетного документа): - главы отчета с приложениями (рабочий вариант); - протокол совместного НТС ОАО «ТомскНИПИнефть», ОАО «Томскнефть» ВНК, ОАО «НК «Роснефть», ОАО «Газпром нефть». 5.2 По этапу № 3«Проектирование системы разработки месторождения» 5.2.1 Расчеты технологических показателей основных вариантов разработки. Срок выполнения задачи: 02.05.2012 – 15.06.2012 гг. Результат выполнения задачи (вид отчетного документа): - табличные и графические приложения. - протокол совместного НТС ОАО «ТомскНИПИнефть», ОАО «Томскнефть»ВНК, ОАО «НК «Роснефть», ОАО «Газпром нефть». 5.2.2 Обоснование технологии и техники добычи нефти. 5.2.3 Разработка и обоснование требований к бурению, вскрытию, освоению и конструкциям скважин. 5.2.4 Анализ и обоснование требований к поверхностному обустройству. 5.2.5 Технико-экономический анализ проектных решений, выбор оптимального варианта разработки. Срок выполнения задачи: 28.05.2012 – 15.06.2012 гг. Результат выполнения задачи (вид отчетного документа): - главы отчета с приложениями; - протокол согласования с ОАО «Томскнефть» ВНК. 5.2.6 Обоснование проекта прогноза добычи нефти, газа, конденсата, объемов буровых работ и закачки воды в пласт. 5.2.7 Проектирование систем контроля и регулирования разработки. 5.2.8 Формирование программы мероприятий по доразведке месторождения. Срок выполнения задачи: 28.05.2012 – 15.06.2012 гг. Результат выполнения задачи (вид отчетного документа): - программа мероприятий по доразведке. 5.2.9 Написание главы «Охрана окружающей среды и недр, маркшейдерскогеодезические работы». Срок выполнения задачи: 28.05.2012 – 15.06.2012 гг. Результат выполнения задачи (вид отчетного документа): - глава отчета с приложениями. 6. Основные задачи по этапу № 4 «Оформление отчета» 6.1. Формирование итогового отчета. Срок выполнения задачи: 18.06.2012 – 26.06.2012 гг. Результат выполнения задачи (вид отчетного документа): - итоговый отчёт, графические и табличные приложения. 6.2. Подготовка итоговых данных в форматах стандарта Компаний. Срок выполнения задачи: 18.06.2012 – 29.06.2012 гг. Результат выполнения задачи (вид отчетного документа): - цифровая БД. 7. 7.1. Основные задачи по этапам № 5, 6 «Рассмотрение, согласование и защита работы: «Дополнение к технологической схеме разработки Карайского месторождения» Рассмотрение и защита работы на НТС ОАО «ТомскНИПИнефть». Срок выполнения этапа: 02.07.2012 – 05.07.2012 гг. Результат выполнения задачи (вид отчетного документа): - протокол ОАО «ТомскНИПИнефть». 7.2. 7.3. 7.4. 7.5. 7.6. Рассмотрение и защита работы на НТС ОАО «Томскнефть» ВНК. Срок выполнения этапа: 06.07.2012 – 17.07.2012 гг. Результат выполнения задачи (вид отчетного документа): - протокол ОАО «Томскнефть» ВНК. Рассмотрение и защита работы на НТС Компаний. Срок выполнения этапа: 18.07.2012 – 31.07.2012 гг. Результат выполнения задачи (вид отчетного документа): - протокол НТС Компаний. Аудит геолого-технологических моделей и проектных решений. Срок выполнения этапа: 01.08.2012 – 01.10.2012 гг. Результат выполнения задачи (вид отчетного документа): - положительное заключение. Согласование работы в Минэнерго России. Срок выполнения этапа: 01.08.2012 – 15.10.2012 гг. Результат выполнения задачи (вид отчетного документа): - положительное заключение. Рассмотрение, согласование и защита работы в ЦКР Роснедр/ТКР Срок выполнения этапа: 01.08.2012 – 31.10.2012 гг. Результат выполнения задачи (вид отчетного документа): - протокол ЦКР Роснедр/ТКР. 8. Ожидаемые результаты: 8.1. Актуальная геолого-гидродинамическая модель месторождения. 8.2. Уточнение состояния разработки и определение стратегии дальнейшей разработки месторождения. 8.3. Проектный документ в виде научно-технического отчета соответствующего государственному регламенту и техническому заданию. 8.4. Получение проектно-технологической документации для эффективной разработки месторождения, протокол согласования в государственных органах и исключение лицензионных рисков. 9. 9.1. 9.2. 9.3. 9.4. Перечень технической документации и информации, передаваемой Исполнителем Заказчику: Цифровая база геолого-геофизических данных с описанием, включая скан-образы первоисточников в формате указанном ОАО «НК «Роснефть»; Геологическая модель месторождения, выполненная в сертифицированных программных пакетах (PETREL, GOCAD, IRAP); Гидродинамическая модель месторождения, выполненная в сертифицированных программных пакетах (ECLIPSE, MORE, CMG); Отчет «Дополнение к технологической схеме разработки Карайского месторождения», включающий: текстовую часть, табличные и графические приложения. Отчет составляется в 6 экземплярах: 2 экз. сдается в ЦКР, 2 экз. Заказчику, 1 экз. в ОАО «НК «Роснефть», 1 экз. в фонды Исполнителя. Отчет представляется Заказчику в электронном виде на CD-ROM: - текстовая часть – Word; - табличные приложения – Excel; - рисунки и графические приложения в двух экземплярах, в виде рисунков (форматы: *.jpg, *.tiff., *.map) и в виде векторной графики (CorelDraw)). 10. Порядок проведения приемочных испытаний: 10.1. Следующие результаты работ: - Установочное совещание; - Анализ разработки месторождения. Базовое проектирование; - Коррекция/создание геолого-технологической модели; - Требования к строительству скважин; - Система поверхностного обустройства; 10.2. 10.3. 10.4. 10.5. 10.6. - Экономическая модель; - Работа в целом согласовываются и проходят поэтапную экспертизу у Заказчика. При необходимости, результаты этапов рассматриваются на промежуточных рабочих совещаниях в ОАО «НК «Роснефть». При завершении каждого этапа работ, Исполнитель представляет Заказчику акт сдачи-приемки выполненных работ, сопровождающийся информационным отчетом. Окончательные результаты работы оформляются в виде отчета с необходимыми графическими и табличными приложениями, в соответствии с требованиями нормативно-технической документации, и рассматриваются на: – НТС ОАО «ТомскНИПИнефть», – НТС ОАО «Томскнефть» ВНК, – НТС ОАО «НК «Роснефть», ОАО «Газпром нефть», – в Минэнерго России, – ТКР/ЦКР На экспертизу, согласование и рассмотрение в ТКР/ЦКР работа направляется Заказчиком совместно с Исполнителем. Исполнитель в обязательном порядке: - согласовывает работу в Минэнерго России, с экспертами ЦКР/ТКР; - защищает работу в ТКР/ЦКР. Заказчик имеет право произвести оплату последнего этапа работ после получения Протокола заседания ЦКР Роснедр по УВС. 11. Требования к содержанию и оформлению отчета: 11.1. Содержание работы, объем выполненных в ее рамках исследований, построений и расчетов должны полностью соответствовать требованиям: - Приложения к приказу МПР России №61 от 21.03.07 «Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» - РД 153-39.0-109-01 «Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений»; - РД 153-39.0-047-00 «Регламент по созданию постоянно-действующих геологотехнических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений», Москва, 2000 г. - Дополнения к разделу 5 РД 153-39.0-047-00, «Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газовых месторождений», Москва, ОАО "ВНИИОЭНГ", 2003 г. 11.2. Варианты разработки должны соответствовать: - Закону РФ “О недрах“; - “Правилам разработки нефтяных и газонефтяных месторождений”; - Законодательным и постановляющим актам РФ. 12. Особые требования: 12.1. Исходную геолого-промысловую информацию и данные добычи необходимо учесть по состоянию на 01.01.2012 г. 12.2. Все согласования с Заказчиком в области геологии и разработки определяются Протоколом на дату согласования. Все дальнейшие изменения ведут к пересмотру Календарного плана. 12.3. Основная текстовая часть работы не должна превышать 250 страниц, дополнительные, графические материалы необходимо оформлять в виде приложений. 12.4. Формат отчетных презентаций должен удовлетворять требованиям Заказчика, ОАО «НК «Роснефть», требованиям государственных органов. 12.5. Исполнитель обязуется устранить все замечания, которые могут возникнуть: - при согласовании предварительных результатов с Заказчиком. - при рассмотрении проектного документа в государственных органах. 12.6. Все дополнительные вопросы, не нашедшие отражения в настоящем техническом задании, которые могут возникнуть у Заказчика или Исполнителя, рассматриваются в рабочем порядке. 12.7. Объем работ, намечаемый в рамках проекта, должен гарантировать выполнение всех обязательств недропользователя в соответствии с лицензионным соглашением, включая вопросы по объемам утилизации попутно добываемого газа. Проектный документ должен содержать главу по утилизации газа в объемном и в процентном выражении с разделением по годам, а так же раздел, обосновывающий сеть контрольно-пьезометрических скважин.