ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ «Технологическая схема разработки Тамбаевского месторождения» Местоположение объекта:

ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ
на выполнение работ по теме:
«Технологическая схема разработки Тамбаевского месторождения»
Местоположение объекта: Российская Федерация, Томская область, Парабельский
район.
Год ввода месторождения в разработку: - 2003 г.
Год составления проектного документа: - 2012-2013 гг.
Сведения о ранее выполненных документах: - «Проект пробной эксплуатации
Тамбаевского нефтяного месторождения», г. Томск, 2007 г.
Недропользователь: ОАО «Томскнефть» ВНК,
лицензия ТОМ 00051 НЭ, выданная 18.09.1998 г.
Заказчик: ОАО «ТомскНИПИнефть».
Исполнитель:
1. Основание:
- решение протокола ЦКР от 01.11.2007 №4118 о предоставлении в 2012 году
технологической схемы разработки
2. Срок выполнения работ:
начало работ
–
09.07.2012 г.
окончание работ
–
31.01.2013 г.
3. Цели работы:
3.1. Обобщение всего имеющегося фактического материала.
3.2. Пополнение компьютерной цифровой базы геолого-промысловых, промысловогеофизических, эксплуатационных, гидродинамических данных, обобщенных
результатов исследований керна, проб флюидов, ГРР.
3.3. Создание постоянно действующей трехмерной геолого-технологической модели.
3.4. Создание проектного документа «Технологическая схема разработки Тамбаевского
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 разработки:
По этапу № 1 «Анализ разработки месторождения. Выполнение базового
проектирования»
4.1.1. Анализ исследований, эксплуатации и продуктивности скважин и пластов.
4.1.2. Анализ текущего состояния разработки, обоснование системы разработки.
4.1.3. Основные выводы.
Срок выполнения задачи: 16.07.2012 – 27.07.2012 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».
4.1.
4.2. По этапу № 2 «Создание геолого-технологической модели»
4.2.1. Оценка качества утвержденных алгоритмов интерпретации материалов ГИС.
4.2.2. Обоснование
физико-гидродинамической
характеристики
продуктивных
коллекторов (определение относительной фазовой проницаемости нефти и воды и
коэффициента вытеснения по пластам) и физико-химических свойств пластовых
флюидов.
Срок выполнения задачи: 30.07.2012 – 03.08.2012 гг.
Результат выполнения задачи (вид отчетного документа):
- глава отчета с таблицами и графическими приложениями (рабочий вариант).
4.2.3. Создание цифровой 3D геологической модели резервуара в сертифицированных
программных продуктах.
Срок выполнения задачи: 30.07.2012 – 10.08.2012 гг.
Результат выполнения задачи (вид отчетного документа):
- цифровая 3D модель;
- паспорт геологической модели.
4.2.4. Построение и адаптация цифровой 3D гидродинамической модели.
Срок выполнения задачи: 06.08.2012 – 24.08.2012 гг.
Результат выполнения задачи (вид отчетного документа):
- адаптированная цифровая 3D гидродинамическая модель, созданная в
сертифицированных программных продуктах;
- паспорт гидродинамической модели;
- положительное заключение экспертизы ОАО «ТомскНИПИнефть» по
геологическому и фильтрационному моделированию;
- протокол согласования с ОАО «Томскнефть» ВНК.
4.3. По этапу № 3 «Проектирование системы разработки месторождения»
4.3.1. Расчеты технологических показателей основных вариантов разработки.
Срок выполнения задачи: 27.08.2012 –21.09.2012 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».
4.3.2. Обоснование технологии и техники добычи нефти.
4.3.3. Разработка и обоснование требований к бурению, вскрытию, освоению и
конструкциям скважин.
4.3.4. Анализ и обоснование требований к поверхностному обустройству.
4.3.5. Технико-экономический анализ проектных решений, выбор оптимального варианта
разработки.
Срок выполнения задачи: 27.08.2012 –21.09.2012 гг.
Результат выполнения задачи (вид отчетного документа):
- главы отчета с приложениями;
- протокол согласования с ОАО «Томскнефть» ВНК.
4.3.6. Обоснование проекта прогноза добычи нефти, газа, конденсата, объемов буровых
работ и закачки воды в пласт.
4.3.7. Проектирование систем контроля и регулирования разработки.
4.3.8. Формирование программы мероприятий по доразведке месторождения.
Срок выполнения задачи: 10.09.2012 –21.09.2012 гг.
Результат выполнения задачи (вид отчетного документа):
- программа мероприятий по доразведке.
4.3.9. Написание главы «Охрана окружающей среды и недр».
Срок выполнения задачи: 10.09.2012 –21.09.2012 гг.
Результат выполнения задачи (вид отчетного документа):
- глава отчета с приложениями.
4.3.10. Написание главы «Маркшейдерско-геодезические работы».
Срок выполнения задачи: 10.09.2012 –21.09.2012 гг.
Результат выполнения задачи (вид отчетного документа):
- глава отчета с приложениями.
5.
Основные задачи по этапу № 4 «Оформление отчета»
5.1. Формирование итогового отчета.
Срок выполнения задачи: 24.09.2012 – 28.09.2012 гг.
Результат выполнения задачи (вид отчетного документа):
- итоговый отчёт, графические и табличные приложения.
5.2. Подготовка итоговых данных в форматах стандарта Компаний.
Срок выполнения задачи: 01.10.2012 –05.10.2012 гг.
Результат выполнения задачи (вид отчетного документа):
- цифровая БД.
6.
6.1.
6.2.
6.3.
6.4.
6.5.
6.6.
6.7.
Основные задачи по этапам № 5, 6 «Рассмотрение, согласование и защита
работы: «Технологическая схема разработки Тамбаевского месторождения»
Рассмотрение, согласование и защита работы на НТС ОАО «ТомскНИПИнефть».
Срок выполнения этапа: 08.10.2012 – 19.10.2012 гг.
Результат выполнения задачи (вид отчетного документа):
- протокол ОАО «ТомскНИПИнефть».
Рассмотрение, согласование и защита работы на НТС ОАО «Томскнефть» ВНК.
Срок выполнения этапа: 22.10.2012 – 02.11.2012 гг.
Результат выполнения задачи (вид отчетного документа):
- протокол ОАО «Томскнефть» ВНК.
Рассмотрение, согласование и защита работы на НТС ОАО «НК «Роснефть»,
ОАО «Газпром нефть».
Срок выполнения этапа: 05.11.2012 – 16.11.2012 гг.
Результат выполнения задачи (вид отчетного документа):
- протокол НТС Компаний.
Аудит геолого-технологических моделей и проектных решений.
Срок выполнения этапа: 19.11.2012 – 30.11.2012 гг.
Результат выполнения задачи (вид отчетного документа):
- положительное заключение.
Согласование работы в Минэнерго России.
Срок выполнения этапа: 03.12.2012 – 14.12.2012 гг.
Результат выполнения задачи (вид отчетного документа):
- положительное заключение.
Рассмотрение, согласование и защита работы в ЦКР Роснедр.
Срок выполнения этапа: 17. 12.2012 – 28.12.2012 гг.
Результат выполнения задачи (вид отчетного документа):
- протокол ЦКР Роснедр.
Оформление протокола ЦКР Роснедр.
Срок выполнения этапа: 10.01.2013 – 31.01.2013 гг.
Результат выполнения задачи (вид отчетного документа):
- протокол ЦКР Роснедр.
Ожидаемые результаты:
Актуальная геолого-гидродинамическая модель месторождения.
Определение стратегии дальнейшей разработки месторождения.
Проектный документ в виде научно-технического отчета, соответствующего
государственному регламенту и техническому заданию.
7.4. Получение проектно-технологической документации для эффективной разработки
месторождения, протокол согласования в государственных органах и исключение
лицензионных рисков.
7.
7.1.
7.2.
7.3.
Перечень технической документации и информации, передаваемой
Исполнителем Заказчику:
8.1. Цифровая база геолого-геофизических данных с описанием, включая скан-образы
первоисточников в формате, указанном ОАО «НК «Роснефть»;
8.
8.2. Геологическая модель месторождения, выполненная в сертифицированных
программных пакетах (PETREL, GOCAD, IRAP);
8.3. Гидродинамическая модель месторождения, выполненная в сертифицированных
программных пакетах (ECLIPSE, MORE, CMG);
8.4. Отчет «Технологическая схема разработки Тамбаевского 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)).
9.
Порядок проведения приемочных испытаний:
9.1. Следующие результаты работ:
- Установочное совещание;
- Анализ разработки месторождения. Базовое проектирование;
- Коррекция/создание геолого-технологической модели;
- Требования к строительству скважин;
- Система поверхностного обустройства;
- 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».
9.2. При завершении каждого этапа работ, Исполнитель представляет Заказчику акт
сдачи-приемки выполненных работ, сопровождающийся информационным отчетом.
9.3. 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
9.4. На экспертизу, согласование и рассмотрение в ТКР/ЦКР работа направляется
Заказчиком совместно с Исполнителем.
9.5. Исполнитель в обязательном порядке:
- согласовывает работу в Минэнерго России, с экспертами ЦКР/ТКР;
- защищает работу в ТКР/ЦКР.
9.6. Заказчик имеет право произвести оплату последнего этапа работ после получения
Протокола заседания ЦКР Роснедр по УВС.
10. Требования к содержанию и оформлению отчета:
10.1. 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.
10.2. Варианты разработки должны соответствовать:
- Закону РФ “О недрах“;
- “Правилам разработки нефтяных и газонефтяных месторождений”;
- Законодательным и постановляющим актам РФ.
11. Особые требования:
11.1. Исходную геолого-промысловую информацию и данные добычи необходимо учесть
по состоянию на 01.01.2012 г.
11.2. Все согласования с Заказчиком в области геологии и разработки определяются
Протоколом на дату согласования. Все дальнейшие изменения ведут к пересмотру
Календарного плана.
11.3. Основная текстовая часть работы не должна превышать 250 страниц,
дополнительные, графические материалы необходимо оформлять в виде
приложений.
11.4. Формат отчетных презентаций должен удовлетворять требованиям Заказчика,
ОАО «НК «Роснефть», требованиям государственных органов.
11.5. Исполнитель обязуется устранить все замечания, которые могут возникнуть:
- при согласовании предварительных результатов с Заказчиком.
- при рассмотрении проектного документа в государственных органах.
11.6. Все дополнительные вопросы, не нашедшие отражения в настоящем техническом
задании, которые могут возникнуть у Заказчика или Исполнителя, рассматриваются
в рабочем порядке.
11.7. 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.