ТЕХНИЧЕСКАЯ СПЕЦИФИКАЦИЯ
на услуги по проведению лабораторных/лабораторно-инструментальных исследований/анализов (проведение оперативных лабораторных анализов УВС)
- Краткое описание ТРУ.
- Наименование и краткая характеристика – Услуги на проведение лабораторных/лабораторно-инструментальных исследований/анализов;
- Дополнительная характеристика — проведение оперативных лабораторных анализов УВС;
- Место поставки – Республика Казахстан, Актюбинская область, месторождение Урихтау;
- Срок поставки — с 01.2025 по 12.2025 (включительно);
- Условия оплаты — Предоплата — 0%, Промежуточный платеж — 100%, Окончательный платеж — 0%
- Описание и требуемые функциональные, технические, качественные и эксплуатационные характеристики.
2.1 Введение.
Объекты обслуживания находятся на месторождениях Урихтау, Алибекмола и Кожасай в 215–250 км от г. Актобе. Месторождение Урихтау находится в районе месторождения Жанажол и расположено в Мугалжарском районе Актюбинской области, в 215 км к югу от г. Актобе. Технологические объекты/установки обслуживания находятся на месторождении Урихтау (дожимная насосная станция ДНС, нефтяные скважины с локальными системами управления, четыре АГЗУ, склад химреагентов, ретранслятор и др.), месторождении «Алибекмола» (пункт учета нефти, камера приема скребка и т.п.), месторождении Кожасай (коммерческий узел учета газа, факельное хозяйство, крановые узлы газопровода ДНС – УКПГ-40 Кожасай, газопровод топливного газа с автоматизированной газораспределительной станцией др.
2.2 Сокращения и термины:
* ЦПНГ – цех подготовки нефти и газа ТОО «Казахойл Актобе» на месторождении
Алибекмола;
* УКПГ-40 – установка комплексной подготовки газа ТОО «Gas Processing Company»;
* КУ – крановые узлы;
* КС – конденсатосборник;
* ЕП – подземная емкость;
* КУУГ – коммерческий узел учета газа;
* Заказчик – ТОО «Урихтау Оперейтинг»;
* ДНС – дожимная насосная станция;
* ПТО – производственно-технический отдел;
2.3 Состав услуги.
Качественное и в срок проведение химико-физических анализов проб нефти, газа и воды (далее – УВС), отбираемой и предоставляемой представителями заказчика согласно прогнозному графику Приложение №1 к технической спецификации. При этом Заказчик не гарантирует заявленный объем анализов на 2025 год.
График отбора проб и проведения анализов составляется до начала оказания услуги и может корректироваться Заказчиком. Проведение оперативных анализов/испытаний должны производиться в ХАЛ и при необходимости в передвижной аттестованной лаборатории Исполнителя на месторождениях Урихтау, Алибекмола и Кожасай. Исполнитель для проведения полного анализа нефти, газа и воды должен иметь аккредитованную лабораторию по ГОСТ ISO/IEC 17025-2019. Протоколы испытаний должны оперативно передаваться представителям Заказчика посредством электронной почты в течение 6-и часов после оформления протокола, оригиналы протоколов должны храниться у Исполнителя и по требованию Заказчика должны быть переданы Заказчику. Анализы предоставленных проб нефти Заказчиком должны быть выполнены в течение 12-и часов после получения проб, анализы попутного газа и пластовой воды в течение 36 часов. Самостоятельно производить вывоз и утилизацию отходов, реактивов. Все используемые средства измерений для проведения испытаний должны иметь действующие сертификаты о поверке.
По согласованию с Заказчиком Исполнитель должен производить отбор проб УВС на сложных точках, требующих определенных навыков. Регулярно вести в специальном журнале информацию о проводимых испытаниях. При возникновении спорных случаев за свой счет должен произвести повторный анализ УВС. Доставка проб для анализа осуществляется заказчиком. Обязательным является Наряд–Заказ или ежемесячный график с указанием элементов определения и вида анализа. Количество контрольных проб дубликатов аналитических проб, должно быть достаточно для статистического анализа по каждому классу содержаний (не менее 30); при больших объемах геологических проб выборка контрольных проб должна составлять не менее 5% от количества рядовых проб. Передача проб от Заказчика к Подрядчику осуществляется по журналу сдачи-приемки. Вся полученная при проведении работ информация является собственностью Заказчика и не подлежит передаче сторонним лицам или представителям других предприятий. После заключения договора Исполнитель должен предоставить тариф в тенге без НДС на каждый вид испытаний, указанных в таблице №2 к настоящей технической спецификации, при этом сумма не должна превышать сумму договора. При производстве работ Заказчик сохраняет за собой право на контроль выполнения анализов Исполнителем.
2.4 Перечень стандартов и норм.
Подрядчик обязуется оказывать предусмотренные договором услуги, в строгом соответствии со следующими нормативными документами приведенных в таблице №1, но не ограничиваясь ими:
Таблица №1.
| Определяемые характеристики (показатели) продукции (объекта) | Метод испытания | Обозначение нормативных документов на методы испытаний |
| Отбор проб | Пробоотборник | ГОСТ 2517-2012 |
| Плотность при 15 0С | Ареометрический | СТ РК ИСО 3675-2004
СТ РК1319-2004 |
| Плотность при 20 0С | Ареометрический | ГОСТ 3900-85 |
| Наличие водорастворимых кислот и щелочей | Титриметрический | ГОСТ 6307-75 |
| Массовая доля механических примесей | Весовой | ГОСТ 6370-83 |
| Выход фракций | Метод дистилляции | ГОСТ 2177-99 |
| Компонентный состав нефти
Углеводороды в нефти С1-С7 |
Хроматографический | ГОСТ 13379-82 |
| Температура текучести и застывания нефти | Инструментальный | ГОСТ 20287-91 |
| Температура вспышки в закрытом тигле | Инструментальный | ГОСТ 6356-75 |
| Зольность | Прокалывание | ГОСТ 1461-75 |
| Кислотность и кислотное число | Титриметрический | ГОСТ 5985-79 |
| Массовая доля парафина | Взвешивание | ГОСТ 11851-85 |
| Природный и попутный газ. Газы углеводородные, сжиженные. Газы горючие природные. | ||
| Газы горючие природный отбор | Пробоотборник | ГОСТ 31370-2008 |
| Газ природный. Методы отбора проб | Пробоотборник | СТ РК ИСО 10715-2004 |
| Газ природный. Определение состава с заданной погрешностью методом газовой хроматографии. Часть 1. | Хроматографический | СТ РК ИСО 6974-1-2004 |
| Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой непределенности (Н2; He;N2;O2;CO2;C1-C8) | Хроматографический | ГОСТ 31371.1-2008 (ИСО 6974-1:2000) |
| Компонентный состав газа (Н2;He;N2;O2;CO2;C1-C8, включая сероводород) | Хроматографический | ГОСТ 14920-79 |
| Теплоты сгорания (расчетный метод) | Расчетный | ГОСТ 31369-2008
п 6-7 ГОСТ 22667-82 |
| Относительная плотность (расчетный метод) | ||
| Число Воббе (расчетный метод) | ||
| Определения плотности и давления насыщенных паров | Расчетный | ГОСТ 28656-90 |
| Определения сероводорода | Хроматографический | ГОСТ 11382-76 |
| Определение сероводорода и меркаптановой серы | Хроматографический | ГОСТ 22387.2-2014 |
| Вода сточная (в т.ч. очищенные сточные воды, ливневые стоки, техническая вода, подтоварная вода, буровые растворы и т.д.) | ||
| Отбор | Пробоотборник | ГОСТ 31861-2012 |
| Масса сухого остатка | Гравиметрический |
ГОСТ 26449.1-85 п.3.1 |
| Плотность | Ареометрический | |
| Нерастворимые в воде вещества | Расчетный | |
| Хлор активный | Титриметрический | |
| Двуокись кремния | Фотоколориметрический | |
| Хлориды | Титриметрический | |
| Фосфаты | Фотоколориметрический | |
| Общая щелочность | Титриметрический | |
| Карбонаты и гидрокарбонаты | Титриметрический | |
| Общая жесткость | Титриметрический | |
| Кальций | Титриметрический | |
| Магний | Титриметрический | |
| Сульфаты | Гравиметрический | |
| Общий фосфор | Фотоколориметрический | |
| Железо | Фотоколориметрический | |
| Хром (III) | Фотоколориметрический | |
| Общий азот | Фотоколориметрический | |
| Нефтепродукты | Флуориметрический | |
2.5. Перечень проводимых испытаний/анализов Исполнителем приведены в таблице №2 и №3.
Таблица №2. Перечень анализов проб нефти.
| № п/п | Наименование определяемого параметра | Стоимость анализа 1 пробы без учета НДС (тенге) | Стоимость c учетом НДС |
| 1 | Определение содержание хлористых солей, мг/дм3 | ||
| 2 | Плотность при 150С, 200С, кг/м3 | ||
| 3 | Определение содержание механических примесей, % | ||
| 4 | Массовая доля парафина | ||
| 5 | Вязкость кинематическая мм2/с при 200С, 500С мм2/с | ||
| 6 | Содержание свободной и связанной воды | ||
| 7 | Содержание сероводорода,
Метил и этил меркаптанов |
||
| 8 | Кислотное число | ||
| 9 | Компонентный анализ пластовой воды | ||
| 10 | Массовая доля парафина | ||
| 11 | Температура застывания | ||
| 12 | Массовая доля серы | ||
| 13 | Массовая доля песка | ||
| 14 | Давление насыщенных паров | ||
| 15 | Зольность | ||
| 16 | Температура вспышки | ||
| 17 | Выход фракции | ||
| 18 | Массовое содержание серы |
Таблица №3. Перечень анализов проб газа.
| № п/п | Наименование определяемого параметра | Стоимость анализа 1 пробы без учета НДС (тенге) | Стоимость c учетом НДС |
| 1 | Сероводород | ||
| 2 | Углекислый газ | ||
| 3 | Азот | ||
| 4 | Метан | ||
| 5 | Этан | ||
| 6 | Пропан | ||
| 7 | Изопентан | ||
| 8 | Н-бутан | ||
| 9 | И-бутан | ||
| 10 | Н-пентан | ||
| 11 | И-пентан | ||
| 12 | Гексаны | ||
| 13 | Плотность газа, кг/м3 | ||
| 14 | Относительная плотность газа по воздуху | ||
| 15 | Теплота сгорания (низшая, высшая), ккал/м3 | ||
| 16 | Число Воббе (низшее, высшее), ккал/м3 | ||
| 17 | Молекулярная масса газа, г/моль | ||
| 18 | Фактор сжимаемости | ||
| Сумма без меркаптанов | |||
| 19 | Сероводород
Содержание меркаптанов |
||
| 20 | Влажность газа и точка росы | ||
| 21 | Объемная доля кислорода | ||
- Квалификационные требования к Исполнителю и оснащенности:
3.1 Исполнитель должен иметь аккредитованную лабораторию и аттестованную передвижную лабораторию по проведению физико-химических анализов с квалифицированным персоналом не менее чем из одного инженера-химика и одного лаборанта с опытом работы не менее 3-х лет в одну вахту для оказания услуги согласно настоящему договору.
3.2 Пройти аттестацию рабочих мест по условиям труда РК.
3.3 Наличие хроматографа на собственном балансе.
3.4 Наличие лицензии для проведения технического обслуживания хроматографа и измерительных приборов.
3.5 Наличие собственных химических реагентов, баллонов ПГС (поверочные газовые смеси).
3.6 Наличие лицензии прискурантов для использования кислот и ацетон, толуол(толуол основной растворитель при определении хлористых солей и обводненности нефти).
3.7 Исполнитель должен иметь 3-х летний опыт работ по проведению аналогичных анализов УВС. Персонал Исполнителя должен иметь все разрешительные, подтверждающие квалификацию документы – диплом инженеров-химиков, свидетельства лаборантов. Специалисты Исполнителя должны быть обеспечены всеми необходимыми инструментами для оказания услуги, спецодеждой, обувью и т.п.
- Срок оказания услуги (срок действия договора): с 01.01.2025 г. до 31.12.2025 г. включительно.
Приложение №1
к технической спецификации
№_________ от ____. _____________ 2024г.
График сдачи анализов на проведение лабораторных/лабораторно-инструментальных исследований на 2025 год.
| № | Место отбора | Определяемые параметры | Дата отбора проб | Количество анализов | Итого в тенге без НДС в 2025 году |
| 1 | Скважина ВУ-1 | плотность при 20 0С | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 48 | |
| содержание свободной и связной воды | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 48 | |||
| содержание хлористых солей, мг/дм3 | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 48 | |||
| содержание механических примесей, % | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 48 | |||
| определение вязкости кинематической при 20 или 50 0С | 2 раз (3,24 числа) | 24 | |||
| содержание сероводорода, этил-метил меркаптанов | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 48 | |||
| 2 | Скважина ВУ-2 | плотность при 20 0С | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 48 | |
| содержание свободной и связной воды | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 48 | |||
| содержание хлористых солей, мг/дм3 | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 48 | |||
| содержание механических примесей, % | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 48 | |||
| определение вязкости кинематической при 20 или 50 0С | 2 раз (3,24 числа) | 24 | |||
| содержание сероводорода, этил-метил меркаптанов | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 48 | |||
| 3 | Скважина ВУ-3 | плотность при 20 0С | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 48 | |
| содержание свободной и связной воды | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 48 | |||
| содержание хлористых солей, мг/дм3 | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 48 | |||
| содержание механических примесей, % | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 48 | |||
| определение вязкости кинематической при 20 или 50 0С | 2 раз (3,24 числа) | 24 | |||
| содержание сероводорода, этил-метил меркаптанов | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 48 | |||
| 4 | Скважина ВУ-4 | плотность при 20 0С | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 48 | |
| содержание свободной и связной воды | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 48 | |||
| содержание хлористых солей, мг/дм3 | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 48 | |||
| содержание механических примесей, % | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 48 | |||
| определение вязкости кинематической при 20 или 50 0С | 2 раз (3,24 числа) | 24 | |||
| содержание сероводорода, этил-метил меркаптанов | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 48 | |||
| 5 | Скважина ВУ-5 | плотность при 20 0С | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 48 | |
| содержание свободной и связной воды | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 48 | |||
| содержание хлористых солей, мг/дм3 | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 48 | |||
| содержание механических примесей, % | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 48 | |||
| определение вязкости кинематической при 20 или 50 0С | 2 раз (3,24 числа) | 24 | |||
| содержание сероводорода, этил-метил меркаптанов | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 48 | |||
| 6 | Скважина ВУ-6 | плотность при 20 0С | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 46 | |
| содержание свободной и связной воды | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 46 | |||
| содержание хлористых солей, мг/дм3 | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 46 | |||
| содержание механических примесей, % | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 46 | |||
| определение вязкости кинематической при 20 или 50 0С | 2 раз (3,24 числа) | 23 | |||
| содержание сероводорода, этил-метил меркаптанов | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 46 | |||
| 7 | Скважина ВУ-7 | плотность при 20 0С | 4 раза (1,8,15,22 числа) | 46 | |
| содержание свободной и связной воды | 4 раза (1,8,15,22 числа) | 46 | |||
| содержание хлористых солей, мг/дм3 | 4 раза (1,8,15,22 числа) | 46 | |||
| содержание механических примесей, % | 4 раза (1,8,15,22 числа) | 46 | |||
| определение вязкости кинематической при 20 или 50 0С | 2 раза (6,27 числа) | 23 | |||
| содержание сероводорода, этил-метил меркаптанов | 4 раза (1,8,15,22 числа) | 46 | |||
| Скважина ВУ-8 | плотность при 20 0С | 4 раза (1,8,15,22 числа) | 48 | ||
| содержание свободной и связной воды | 4 раза (1,8,15,22 числа) | 48 | |||
| содержание хлористых солей, мг/дм3 | 4 раза (1,8,15,22 числа) | 48 | |||
| содержание механических примесей, % | 4 раза (1,8,15,22 числа) | 48 | |||
| определение вязкости кинематической при 20 или 50 0С | 2 раза (6,27 числа) | 24 | |||
| содержание сероводорода, этил-метил меркаптанов | 4 раза (1,8,15,22 числа) | 48 | |||
| 8 | Резервуар Р-1 на ДНС | плотность при 20 0С | 4 раза (1,8,15,22 числа) | 48 | |
| содержание свободной и связной воды | 4 раза (1,8,15,22 числа) | 48 | |||
| содержание хлористых солей, мг/дм3 | 4 раза (1,8,15,22 числа) | 48 | |||
| содержание механических примесей, % | 4 раза (1,8,15,22 числа) | 48 | |||
| определение вязкости кинематической при 20 или 50 0С | 2 раз (3,21 числа) | 24 | |||
| содержание сероводорода, этил-метил меркаптанов | 4 раза (1,8,15,22 числа) | 48 | |||
| 9 | Резервуар Р-2 на ДНС | плотность при 20 0С | 4 раза (1,8,15,22 числа) | 48 | |
| содержание свободной и связной воды | 4 раза (1,8,15,22 числа) | 48 | |||
| содержание хлористых солей, мг/дм3 | 4 раза (1,8,15,22 числа) | 48 | |||
| содержание механических примесей, % | 4 раза (1,8,15,22 числа) | 48 | |||
| определение вязкости кинематической при 20 или 50 0С | 2 раз (3,21 числа) | 24 | |||
| содержание сероводорода, этил-метил меркаптанов | 4 раза (1,8,15,22 числа) | 48 | |||
| 10 | Площадка ПУН | плотность при 20 0С | 2 раза (6,27 числа) | 48 | |
| содержание свободной и связной воды | 48 | ||||
| содержание хлористых солей, мг/дм3 | 48 | ||||
| содержание механических примесей, % | 24 | ||||
| определение вязкости кинематической при 20 или 50 0С | 24 | ||||
| содержание сероводорода, этил-метил меркаптанов | 48 | ||||
| 11 | Сепаратор ГС-2 | компонентный состав попутного нефтяного газа | 2 раза (14,29) | 24 | |
| влажность и и точка росы | 1 раз (21 числа) | 12 | |||
| 12 | КСУ | компонентный состав попутного нефтяного газа | 2 раза (14,29) | 24 | |
| влажность и и точка росы | 1 раз (21 числа) | 12 | |||
| 13 | Скважина ВУ-1 | компонентный состав попутного нефтяного газа | 1 раз (21 числа) | 12 | |
| 14 | Скважина ВУ-2 | компонентный состав попутного нефтяного газа | 1 раз (21 числа) | 12 | |
| 15 | Скважина ВУ-3 | компонентный состав попутного нефтяного газа | 1 раз (21 числа) | 12 | |
| 16 | Скважина ВУ-4 | компонентный состав попутного нефтяного газа | 1 раз (21 числа) | 12 | |
| 17 | Скважина ВУ-5 | компонентный состав попутного нефтяного газа | 1 раз (21 числа) | 12 | |
| 18 | Скважина ВУ-6 | компонентный состав попутного нефтяного газа | 1 раз (21 числа) | 12 | |
| 19 | Скважина ВУ-7 | компонентный состав попутного нефтяного газа | 1 раз (21 числа) | 2 | |
| 20 | Скважина ВУ-8 | компонентный состав попутного нефтяного газа | 1 раз (21 числа) | 2 | |
| 21 | ПУГ на ДНС/КУГ на КСУ и С | компонентный состав попутного нефтяного газа | 2 раз в месяц | 24 | |
| 22 | Скважина ВУ-1 | компонентный анализ пластовой воды | 2 раза (14,29) | 24 | |
| 23 | Скважина ВУ-2 | компонентный анализ пластовой воды | 2 раза (14,29) | 24 | |
| 24 | Скважина ВУ-3 | компонентный анализ пластовой воды | 2 раза (14,29) | 24 | |
| 25 | Скважина ВУ-4 | компонентный анализ пластовой воды | 2 раза (14,29) | 24 | |
| 26 | Скважина ВУ-5 | компонентный анализ пластовой воды | 2 раза (14,29) | 24 | |
| 27 | Скважина ВУ-6 | компонентный анализ пластовой воды | 2 раза (14,29) | 24 | |
| 28 | Скважина ВУ-7 | компонентный анализ пластовой воды | 2 раза (14,29) | 4 | |
| 29 | Скважина ВУ-8 | компонентный анализ пластовой воды | 2 раза (14,29) | 4 | |
| 30 | Скважина ЦУ-59 | плотность при 20 0С | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 4 | |
| содержание свободной и связной воды | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 4 | |||
| содержание хлористых солей, мг/дм3 | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 4 | |||
| содержание механических примесей, % | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 4 | |||
| определение вязкости кинематической при 20 или 50 0С | 2 раз (3,24 числа) | 2 | |||
| содержание сероводорода, этил-метил меркаптанов | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 4 | |||
| 31 | Скважина ЦУ-61 | плотность при 20 0С | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 4 | |
| содержание свободной и связной воды | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 4 | |||
| содержание хлористых солей, мг/дм3 | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 4 | |||
| содержание механических примесей, % | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 4 | |||
| определение вязкости кинематической при 20 или 50 0С | 2 раз (3,24 числа) | 2 | |||
| содержание сероводорода, этил-метил меркаптанов | 4 раза (3,15,24,30 числа) | 4 | |||
| 32 | Скважина ЦУ-59 | компонентный состав природного газа | 1 раз (21 числа) | 12 | |
| 33 | Скважина ЦУ-61 | компонентный состав природного газа | 1 раз (21 числа) | 12 |