Техническая спецификация на услуги по проведению лабораторных исследований

ТЕХНИЧЕСКАЯ СПЕЦИФИКАЦИЯ на услуги по проведению лабораторных/лабораторно-инструментальных исследований/анализов 

(Отбор и лабораторные исследования глубинных проб нефти, газа и воды скважин м/р Восточный Урихтау)

Основание для выдачи задания: Перечень первоочередных закупок товаров, работ и услуг ТОО

«Урихтау Оперейтинг» на 2025 год.

Область оказания услуг: Месторождение Восточный Урихтау, Мугалжарский район, Актюбинская область, Республика Казахстан.

Объем услуг: В 2025 году запланирован отбор и лабораторные исследования глубинных проб нефти и газа (4 скв/опер) на нефтяных скважинах м. Восточный Урихтау. № скважины будет указан при формировании плана работ.

1. Цель

Проведение услуг по отбору и лабораторным исследованиям физико-химических свойств глубинных и поверхностных проб нефти и газа при эксплуатации нефтяных скважин м. Восточный Урихтау.

Определение начальных физико-химических свойств и компонентного состава глубинных проб нефти, газа, конденсата и воды: давление насыщения нефти газом, газонасыщенность, точка росы при температуре пласта, конденсатный фактор, вязкость, коэффициент сжимаемости газа, объемный коэффициент газа, плотность флюида в пластовых и поверхностных условиях, вязкость флюида при пластовом давлении, вязкость флюида при давлении насыщения, коэффициент сжимаемости жидкости, компонентный состав нефти, газа, конденсата, пластовой воды и т.д.

2. Краткое описание сервисных Услуг
   • Составить план работ по каждому пласту на отбор глубинных и поверхностных проб с указанием последовательности операции, исполнителей операции. План подписывается уполномоченными представителями сторон.
   • Перед спуском глубинного пробоотборника будет проведен спуск глубинного манометра и термометра для определения давления и температуры каждого пласта по отдельности на точке планируемого отбора глубинной пробы (если забойное давление окажется ниже давления насыщения, то скважина будет переведена на тот режим, где забойное давление выше давления насыщения, точки росы).
   • После определения забойного давления и температуры на точке отбора будет произведен спуск пробоотборника и проведен отбор 3-х представительных глубинных проб с перекачкой в герметичную емкость высокого давления.
   • Отбор по 3 поверхностные пробы нефти и газа будет произведен с устья скважин в герметичные пробоотборники.
   • В случае присутствия в притоке легких углеводородов (конденсата), будет отобрана глубинная проба легких углеводородов (конденсата), и проба будет исследована с определением физико-химических свойств в лаборатории.
   • Среднегодовые температуры разнятся между -40⁰С и +40⁰С. Все оборудование должно подходить для продолжительной работы в подобных условиях, и должно быть полностью утепленным для работы в суровых зимних условиях. Исходные данные По скважине ВУ-1:

Тип скважины: вертикальная;

Эксплуатационная колонна Ø177,8 мм спущена на гл. 3550 м;

Хвостовик Ø127 мм спущен в интервале: 3349,99–4656 м;

Текущий забой: 4090 м;

Мольное содержание сероводорода в газе – 3,6 %;

Мольное содержание углекислого газа в газе – 1,8 %;

Пластовое давление на гл. 4031,08 м: 395,303 атм.;

Пластовая температура на гл. 4031,08 м: 80,66 град. С;

Фонтанная арматура: АФК6 700–080/065х70К2;

Размеры ответного фланца для подсоединения лубрикатора и превентора: Dн-270 мм, D центра отв.-215,9 мм 8 болтов, D под кольцо-119 мм, кольцо ВХ-154, D проходного отверстия-77,8 мм; 10.07.2024г. Р забойное на ВОП (6 мм штуцер) на гл. 4031,4 м 295,07 атм.

По скважине ВУ-2:

Тип скважины: вертикальная;

Эксплуатационная колонна Ø 177,8 мм спущена на глубину: 4603,46 м;

Текущий забой: 4061 м;

Мольное содержание сероводорода в газе – 4,7 %;

Мольное содержание углекислого газа в газе – 2,9 %;

Пластовое давление на гл. 4000 м: 423,836 атм.;

Пластовая температура на гл. 4000 м: 83,05 град. С;

Фонтанная арматура: АФК6 700–080/065х70К2;

Размеры ответного фланца для подсоединения лубрикатора и превентора: Dн-270 мм, D центра отв.-215,9 мм 8 болтов, D под кольцо-119 мм, кольцо ВХ-154, D проходного отверстия-77,8 мм;

Оборудование низа НКТ: закачиваемая пробка на гл. 3992,75 м;

03.07.2024г. Р забойное (6 мм штуцер) на гл. 3990 м 202,30 атм.;

На текущем забое имеется посторонний предмет. Глубинные манометры АЦМ-6 Ø30 мм, длиной 70 см + геофизический груз Ø30 мм, длиной 90 см + наконечник, общей длиной 1,6 м

+ проволока Ø2,3 мм и длиной около 30 м; Отбор глубинных проб производить на гл. 3990 м, не выходя из воронки.

По скважине ВУ-3:

Тип скважины: вертикальная;

Эксплуатационная колонна Ø 177,8 мм спущена на глубину: 4287,51 м; Текущий забой: 4258 м;

Мольное содержание сероводорода в газе –3,4 %;

Мольное содержание углекислого газа в газе – 1,6 %;

Пластовое давление КТ-II: 382,9 атм.;

Пластовая температура КТ-II: 78,8 град. С;

Фонтанная арматура: АФК6 700–080/065х70К2;

Размеры ответного фланца для подсоединения лубрикатора и превентора: Dн-270 мм, D центра отв.-215,9 мм 8 болтов, D под кольцо-119 мм, кольцо ВХ-154, D прох. отв-77,8 мм; 09.07.2024г. Р забойное на ВОП (6,5мм штуцер) на гл. 4012 м 273,75 атм.

По скважине ВУ-4:

Тип скважины: вертикальная;

Эксплуатационная колонна Ø 177,8 мм спущена на глубину: 4287,78 м;

Текущий забой: 4253,36 м;

Мольное содержание сероводорода в газе – 3,4 %;

Мольное содержание углекислого газа в газе – 1,6 %;

Пластовое давление: КТ-II: 390,07 атм.;

Пластовая температура: КТ-II: 80,86 град. С;

Фонтанная арматура: АФК6 700–080/065х70К2;

Размеры ответного фланца для подсоединения лубрикатора и превентора: Dн-270 мм, D центра отв.-215,9 мм 8 болтов, D под кольцо-119 мм, кольцо ВХ-154, D прох. отв-77,8 мм; 07.07.2024г. Р забойное на ВОП (7 мм штуцер) на гл. 3976 м 209,18 атм.

По скважине ВУ-6:

Тип скважины: вертикальная;

Эксплуатационная колонна Ø 177,8 мм спущена на глубину: 4282,80 м;

Текущий забой: 4253,62 м;

Мольное содержание сероводорода: в газе – 3,6 %;

Мольное содержание углекислого газа: в газе – 1,8 %;

Пластовое давление: КТ-II: 406 атм.;

Пластовая температура: КТ-II: 79,4 град. С;

Фонтанная арматура: АФК6 700–080/065х70К2;

Размеры ответного фланца для подсоединения лубрикатора и превентора: Dн-270 мм, D центра отв.-215,9 мм 8 болтов, D под кольцо-119 мм, кольцо ВХ-154, D прох. отв-77,8 мм.

05.07.2024г. Р забойное (6 мм штуцер) 392,74 атм.;

07.10.2024г. Р трубное при работе на Ø7 мм штуцере 225 атм.;

В интервале 42,17–43,67 м от стола ротора внутри клапана-отсекателя установлена муфтапротектор L=1,5м, наружный Ø69,4 мм, внутренний Ø54 мм.

 *Применяемые на всех скважинах НКТ (наружные диаметры): 73мм, 89мм. 

*По заданию Заказчика планируется отбор проб из вновь пробуренных эксплуатационных скважин. 

4. Отбор глубинных и поверхностных проб нефти, газа

Отбор глубинных проб будет осуществляться специализированными бригадами по отбору проб под руководством Исполнителя (представителя Исполнителя). Каждый отбор (глубинный или поверхностный) будет состоять из 3-х представительных отдельных проб. Отбор поверхностных проб нефти и газа будет осуществляться согласно плану работ непосредственно Исполнителями (представителями Исполнителя).

Подробный план проведения работ будет предоставлен в плане работ по отбору проб;

Регистрация всех данных и отбор проб осуществляется под контролем представителя ТОО «Урихтау Оперейтинг»;

После завершения работ на скважине первичные полевые материалы, записи приборов выдаются представителю ТОО «Урихтау Оперейтинг».

5. Лабораторные исследования глубинных и поверхностных проб нефти, газа
   • PVT- Анализ глубинных (пластовых) проб нефти
     • Подготовка проб к исследованию, проверка качества;
     • PVТ — соотношение пластовой нефти при Тпл., плотность газожидкостной смеси в однофазной и двухфазной областях, относительный объем смеси при разных давлениях;
     • Давление насыщения, температурная зависимость давления насыщения;
     • Коэффициент изотермической сжимаемости нефти;
     • Температурный коэффициент объемного расширения;
     • Стандартная сепарация (газосодержание,      объемный      коэффициент,             усадка, компонентные составы выделившегося газа, сепарированной и пластовой нефти);
     • Дифференциальное разгазирование при пластовой температуре (газосодержание, объемный коэффициент нефти, состав газа, плотность нефти и относительная плотность газа, сжимаемость газа по ступеням сепарации, состав разгазированной нефти);
     • Ступенчатое разгазирование при условиях, моделирующих промысловую сепарацию (газосодержание, объемный коэффициент нефти, состав газа, плотность нефти и относительная плотность газа, сжимаемость газа по ступеням сепарации, состав разгазированной нефти);
     • Плотность пластовой нефти при различных значениях температуры и давления;
     • Плотность при давлении насыщения;
     • Вязкость пластовой нефти при различных значениях температуры и давления;
     • Определение твердых частиц (SDS) в пластовой нефти: определение давления выпадения асфальтенов и температуры появления парафинов.
     • Обработка материалов исследования.
   • Исследование физико-химических свойств поверхностной пробы нефти
     • Подготовка нефти к анализу (обезвоживание и обессоливание);
     • Определение плотности;
     • Определение хлористых солей;
     • Определение воды по Дину-Старку;
     • Определение механических примесей;
     • Определение серы;
     • Определение молекулярной массы нефти;
     • Определение массового содержания парафинов;
     • Определение температуры плавления парафинов;
     • Определение температуры начала кристаллизации парафинов;
     • Определение температуры застывания нефти;
     • Определение температуры вспышки;
     • Определение зольности;
     • Определение коксуемости;
     • Определение кислотного числа;
     • Определение кинематической вязкости при различных температурах (100, 200, 300, 400, и 500);
     • Определение асфальто-смолистых веществ: асфальтены, смолы силикагелевые;
     • SARA анализ (насыщенные УВ, ароматические УВ, смолы, асфальтены);
     • Определение сероводорода;
     • Определение меркаптановой серы;
     • Определение тяжелых металлов в нефти: свинца, цинка, никеля, железа, марганца, ванадия;

• Исследование физико-химических характеристик попутного газа
  • Хроматографический анализ образцов газа (каждый образец);
  • Углеводороды С1 – С40 и неорганические соединения (включая H2S, N2, CO2, О2 в малых количествах);
  • Плотность газа, кг/м3 (расчетная);
  • Относительная плотность газа по воздуху;
  • Молярная масса газа, г/моль;
  • Теплота сгорания;
  • Число Воббе;
  • Вязкость газа в поверхностных условиях (расчетная);
  • Отработка материалов исследования.

• Исследование физико-химических свойств пробы пластовой воды
  • Определение удельного веса и кинематической вязкости при 20 град. Ц;
  • Определение водородного показателя (рН);
  • Определение гидрокарбонатов;
  • Определение механических примесей;
  • Определение хлоридов;
  • Определение сульфат-ион весовой;
  • Определение кальция;
  • Определение магния;
  • Определение натрия-калия;
  • Определение йода;
  • Определение брома;
  • Определение железа;
  • Определение сероводорода;
  • Определение меркаптанов;
  • Определение общей жесткости;
  • Определение сухого остатка;
  • Определение общей щелочности;
  • Определение содержания нефтепродуктов;
  • Определение тяжелых металлов: свинца, цинка, меди, никеля, железа, марганца;
  • Обработка материалов исследования.

• Исследование пластовых газоконденсатных систем
  • Составление рекомбинированной пробы газоконденсатной смеси;
  • Экспериментальное исследование             рекомбинированной             пробы             для      получения результатов дифференциальной конденсации;
  • Построение изотерм дифференциальной конденсации, определение давления начала конденсации, пластовых потерь конденсата, коэффициента конденсатоотдачи;
  • Обработка материалов исследования.

• Исследование состава пластового газа и сырого конденсата
  • Дегазация сырого конденсата;
  • Определение компонентного состава (до С12 включительно) газа сепарации; 6.3. Определение компонентного состава конденсата до С36 включительно;

5.6.4. Обработка материалов исследования.

6. Перечень документов, подлежащих оформлению и сдаче Заказчику

Предварительные отчеты, по завершению комплекса услуг по каждой скважине, должны быть представлены в течение 15 дней в электронном виде. Окончательные отчеты по отбору и лабораторным исследованиям глубинных и поверхностных проб нефти, газа и воды со скважин предоставить через 25 дней на бумажном носителе — 2 экз. на русском языке, и на электронном носителе – 2 экз. (CD/DVD диски).

7. Обязанности Исполнителя
   • Перед началом проведения работ Исполнитель для соответствия лубрикаторного фланца размерам верхнего фланца фонтанной арматуры, установленной на устье скважины должен запросить у Заказчика размеры верхнего фланца фонтанной арматуры; 2. Приступить к оказанию услуг сразу после получения подтверждения заявки;
   • Полная необходимая техническая оснащенность для проведения исследования;
   • Обеспечение собственного персонала автотранспортом;
   • Обеспечение проживания и питания собственного персонала;
   • Медицинское обслуживание собственного персонала;
   • Обеспечение собственного персонала спецодеждой и СИЗ;
   • Наличие справок ПЦР тест на COVID-19 перед выездом на скважину (при действии режима карантина);
   • Предоставить достаточное число персонала и техники для качественного оказания Услуг;
   • Необходимо обеспечение замены техники в случае его поломки в кратчайшие сроки; 11. При получении некачественных услуг по вине Исполнителя повторное оказание услуг осуществляется за счет Исполнителя;
   • При допущении аварии, аварийных ситуаций/инцидентов в скважине по вине Исполнителя (из-за несоблюдения технологий производства работ Исполнителем, из-за выхода из строя/поломки оборудования Исполнителя), устранение последствий аварии, аварийных ситуаций/инцидентов в скважине, осуществляется за счет собственных средств Исполнителя;
   • Обеспечение своевременного начала оказания Услуг на скважине согласно заявке, в случае ожидания Исполнителя для начала оказания Услуг на скважине или ремонта оборудования Исполнителя, повлекшего остановку оказания Услуг, подлежат штрафным санкциям, согласно условиям Договора;
   • В случае временной остановки оказания Услуг по вине Исполнителя, все расходы, понесенные Заказчиком в результате этого, возмещаются Исполнителем по первому требованию Заказчика, согласно условиям Договора;
   • Вызов ПВАСС силами Исполнителя;
   • Весь персонал Исполнителя должен иметь разрешительные документы о прохождении обучающих курсов по промышленной безопасности, технике безопасности и охране труда, пожарно-техническому минимуму, сероводородной безопасности и др.;
   • При работе на скважине обеспечение персонала Исполнителя выполнений действующих требований Трудового Кодекса РК, Правил разработки, утверждения и пересмотра инструкции по безопасности и охране труда работодателем, Правил обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации грузоподъемных механизмов, Правил обеспечения промышленной безопасности для опасных производственных объектов нефтяной и газовой отраслей промышленностей, Санитарных правил, Требований к пожарной безопасности, Экологического кодекса и др.;
   • Оборудования должно быть разрешено к применению на опасных производственных объектах РК и подтверждаться соответствующим Разрешением на применение, выданным КЧС МВД РК в соответствии со статьей 74 Закона Республики Казахстан «О гражданской защите»;
   • Измерительные приборы должны иметь метрологическую аттестацию и занесены в реестр ГСИ РК. Приборы должны соответствовать пункту 3.1 Методики по проведению и контролю гидродинамических исследований скважин в группе компаний АО НК «КазМунайГаз»;
   • Исполнитель должен содержать места выполнения работ и проживания персонала в чистоте, своевременно убирать и вывозить промышленные и бытовые отходы, мусор на протяжении всего времени выполнения работ;
   • Исполнитель должен обеспечить утилизацию всех видов отходов в результате оказания услуг, с предоставлением акта приема-передачи отходов специализированным предприятиям; 22. Если в ходе выполнения всех вышеперечисленных работ экологический ущерб возникает в результате нештатных и/или аварийных ситуаций, допущенных по вине Исполнителя обязанность по их устранению и возмещение ущерба (в том числе в порядке регресса) лежит на Исполнителе, допустивший нештатную ситуацию.

8. Срок оказания услуг

Продолжительность оказания услуг на скважине: указывается в плане работ, который согласовывается с Заказчиком и утверждается Исполнителем.

Начало оказания услуг на скважине: с даты, указанных в письменных уведомлениях Заказчика (за 3 календарных дня до начала услуг) с последующим устным (по телефону) и/или по электронной почте подтверждением за 1 сутки до начала работ.  Срок оказания услуг: С даты подписания договора по 31.12.2025г. (по заявкам). 

9. Условия платежа

В случае если по техническим причинам выполнение одного или нескольких видов исследований, входящих в состав комплекса исследования объекта, будет невозможно провести, по объективным причинам, то тогда должен быть составлен акт, подписанный представителями обеих сторон. При этом оплата услуг будет произведена только за фактический выполненный объем исследований.

В случае снятия представителем Заказчика одного или нескольких видов исследований, входящих в комплекс исследований объекта, должен быть составлен акт, подписанный представителями обеих сторон. При этом оплата услуг будет произведена только за фактически выполненные исследования на скважине. 

10. Привлечение Исполнителем соисполнителей

Привлечение Исполнителем соисполнителей допускается.

11. Требования к Исполнителю
    • Наличие аккредитованной лаборатории (Потенциальный поставщик обязан предоставить Аттестат аккредитации на соответствие требованиям ГОСТ 17025–2019);
    • Укомплектованная передвижная станция (подъемник). Лебедка подъемника должна иметь гидравлическую систему замкнутого типа с возможностью точной регулировки скорости\крутящего момента\направления вращения барабанов и обеспечивать минимальную скорость вращения 5м/мин. Тормозную систему, обеспечивающую плавное торможение при спуске кабеля (проволоки) в скважину и его удержание при остановках, исключать несанкционированный спуск или подъем кабеля (проволоки).
    • Лебедка подъемника должна быть оборудована двумя барабанами;

• на первый барабан должна быть намотана коррозионностойкая проволока для работы в среде, содержащий сероводород, длиной не менее 5000 м, диаметром не менее 3,17 мм (проволока должна быть цельной, без скруток, износ в пределах допуска, разрывное усилие в пределах допуска, должен вестись журнал учёта наработки проволоки) Емкость барабана должна быть такой, чтобы при достижении прибором забоя скважины на барабане оставалось не менее трех последних рядов проволоки.
• на второй барабан должен быть намотан коррозионностойкий трос для работы в среде, содержащий сероводород диаметром не менее 5,5 мм, для оказания ловильных работ (трос должен быть цельный, без скруток, износ в пределах допуска, разрывное усилие в пределах допуска, должен вестись журнал учёта наработки троса), Емкость барабана должна быть такой, чтобы при достижении прибором забоя скважины на барабане оставалось не менее трех последних рядов троса.
  • Лебедка подъемника должна иметь электронную и механическую системы мониторинга скорости, веса и положения (глубины) проволоки. Электронные и механические системы должны устанавливаться независимо друг от друга для корреляционных и резервных целей;
  • Лебедка подъемника должна иметь систему автоматической остановки лебедки. Система должна обеспечивать полную остановку лебедки при превышении натяжения кабеля выше допустимых значений.

Иметь возможность записи данных на USB-носитель.

Подъемник должен быть оснащен светильником (фарами, прожекторами) для освещения пути движения кабеля между подъемником и устьем скважины.

• Оборудование для контроля устьевого давления

Оборудование для контроля устьевого давления должно соответствовать нижеследующим общим требованиям:

• внутренний проходной диаметр: 4 дюйма (где это применимо) и 3 дюйма; — рабочий диапазон давления: 0 -10,000 фунтов на квадратный дюйм; — рабочий диапазон температур: от — 29⁰С до +50⁰ С.
• исполнение: сероводорода стойкое;
• все детали устьевого оборудования должны иметь быстроразъемные соединения типа Elmar или аналог.

Комплект устьевого оборудования должен состоять из:

• Гидравлическое сальниковое устройства для герметизации канатной проволоки.
• Сальниковое устройство должно иметь клапан для нагнетания ингибиторов в случае необходимости.
• Гидравлическое сальниковое устройство с системой нагнетания густой консистентной смазки для герметизации движущегося канатного троса 5,5 мм. Сальниковое устройство должно иметь в своем составе шаровой клапан и ловушку для канатного инструмента.
• Установка для      нагнетания    герметизирующей    смазки            должна           соответствовать нижеприведенным требованиям:
• иметь рамную конструкцию с подъемными петлями наверху и портами под вилы погрузчика внизу.
• рабочий диапазон давления: 0 -10,000 фунтов на квадратный дюйм.
• рабочий диапазон температур: от — 29⁰С до +50⁰С.
• исполнение: серо водорода стойкое.
• иметь пневматический привод.
• иметь двойной насос для нагнетания герметизирующей густой консистентной смазки.
• резервуар для герметизирующей смазки.
• гидравлические шланги соответствующего рабочего давления и достаточной длины для присоединения к сальниковому устройству при оказании ловильных и иных видов Услуг.
  • Ловушка для канатного инструмента с наружным диаметром от 1.5 до 1.875 дюйма для безопасного монтажа канатного и устьевого оборудования при оказании Услуги с краном.
  • Лубрикаторы с внутренним диаметром 4 дюйма (где это применимо) и 3 дюйма. Должно быть достаточное кол-во (не менее 5ти штук) для размещения внутри всего рабочего внутрискважинного инструмента.
  • Гидравлический двух плашечный превентор 4 дюйма(где это применимо) или 3 дюйма с комплектом плашек как для проволоки 0.108 и 0.125 дюйма, так и для троса 3 /16 – 7/32 дюйма. Превентор должен быть оснащен перепускным устройством и портом для нагнетания густой консистентной смазки в случае необходимости.
  • Фланцевый переводник с быстроразъемным соединением типа Elmar или аналог для соединения устьевого оборудования с фонтанной арматурой. Кольцо ВХ-154 на фланец 3 1/16. 11. Стандартный канатный внутрискважинный инструмент должен соответствовать следующим общим характеристикам: — Иметь сероводородостойкое исполнение;
• Иметь быстроразъемные соединения типа QLS или QRJ; — Весь инструмент должен иметь ловильную шейку.
• Потенциальный поставщик должен иметь по 2 комплекта внутрискважинного инструмента с наружным диаметром: 38мм и 48мм.
• Один комплект инструментов каждого типоразмера должен состоять из:
• Заделочная головка (канатный замок) под проволоку 0.108 — 0.125 дюйма- 1 шт.
• Заделочная головка (канатный замок) под трос 3 1/16-7/32”- 1шт.
• Вертлюжное соединение — 1 шт.
• Шарнирное соединение — 1 шт.
• Груз-штанга длиной 5 футов (1.5м) — 2шт.
• Груз-штанга длиной 3 фута (0.9м) — 2шт.
• Механический ЯСС — 1шт.
• Шаблон-парафинорезка с наружным диаметром: от 42 до 72мм с интервалом в 2мм.
• Амортизатор с наружным диаметром 1.25 дюйма — 2шт.
• Комплект переводников с резьбового соединения на БРС и обратно.

11.12. Стандартный            комплект      ловильных   инструментов          должен           быть сероводородостойкого исполнения и включать в себя следующие инструменты (помимо стандартного внутрискважинного инструмента):

• Трубный ЯСС с наружным диаметром: 1.5 и 1.875 дюйма — по 1шт каждого типоразмера.
• Гидравлический ЯСС с наружным диаметром: 1.5 и 1.875 дюйма-по 1шт каждого типоразмера.
• Пружинный ЯСС с наружным диаметром: 1.5 и 1.875 дюйма-по 1шт каждого типоразмера. — Подъемный инструмент типа JD типоразмера: 1.625, 2 и 2.5 дюйма — по 1шт каждого типоразмера.
• Глухая муфта (кувалда) с наружным диаметром: 2, 2.2, 2.5 дюйма — по 1шт каждого размера.
• Ловильный магнит с наружным диаметром: 2, 2.2, 2.5 дюйма — по 1 шт каждого размера. — Ловильный «ёрш» с наружным диаметром: 1, 5 дюйма — 1 шт.
• Печать свинцовая с наружным диаметром: 2, 2.2 и 2.5 дюйма — по 1 шт каждого размера.
• Тросоловитель с наружным диаметром: 1.750 и 2.5 дюйма — по 1 шт каждого размера. — Искатель/Извлекатель проволоки НД 1.75дюйма с комплектом наборных юбок с НД от 2 до 2.9 дюймов — 1 комплект.
• Сбрасываемая срезная груз штанга с наружным диаметром 1,875 дюйма со углом среза 45 градусов — 1 шт.
• Откачивающая желонка с клапаном флаперного типа для песка – 1 шт.
• Акселератор – 2 шт.
• К указанному минимуму потенциальным поставщиком могут быть предложены дополнительные ловильные инструменты.

11.13. Полная необходимая техническая оснащенность для отбора глубинных проб со скважин:

• Исполнитель должен иметь в наличии один основной электронный автономный манометртермометр, второй            дублирующий,          который          должен           соответствовать        следующим характеристикам:
• Тип датчика: кварцевый кристалл.
• Рабочий диапазон по давлению: не менее 15,000 фунтов на квадратный дюйм.
• Разрешение: не более 0.01 фунтов на квадратный дюйм.
• Точность: не более 0.02 % от полной шкалы.
• Дрифт: не более 0.02% от полной шкалы в год.
• Рабочий диапазон по температуре: не менее 150 ⁰С.
• Разрешение: не более 0.005 ⁰С.
• Точность: не более 0,5 ⁰С.
• Память: не менее 2,000,000 точек записи.
• Дискретность: мин 0.1 секунда.
• Материал изготовления: сероводородостойкий.
• Аккумуляторная емкость батареи – 300 дней при скорости записи: одна запись в течение 30 секунд.

11.14. Глубинные герметичные пробоотборники должны соответствовать следующим требованиям  

• Тип: однофазный, с часовым механизмом управления, расчётом на активацию в диапазоне от 4 до 24 часов.
• Раб. давление: 1035 бар.
• Раб. температура: до 180⁰С.
• Объем: 600 см3.
• Материал изготовления: нержавеющая сталь, бесшовного исполнения, устойчивая к H2S и CO2.
• Сертификация: ANSI / NACE MR0175.

11.15. Баллоны для однофазных проб нефти. Баллоны имеют конструкцию объемного вытеснения с одно поршневым проба приемником и внутренним устройством вихревого смешивания. Для передачи однофазных проб из глубинных пробоотборников используется камера предварительной азотной зарядки.

• Тип: однофазный поршневой.
• Раб. давление: 1035 бар.
• Раб. температура: от -20 до 200⁰С.
• Материал изготовления: нержавеющая сталь, устойчивая к H2S и CO2. — Сертификация: ANSI / NACE MR0175.
• Транспортировка: осуществляется в специальных металлических ящиках.
• Защита: все наружные клапана конструктивно защищены от случайного повреждения и откручивания.

11.16. Передаточный/контрольный стенд (для передачи образцов с забоя). Используется для перевода глубинных проб из пробоотборника в транспортировочные баллоны без потери давления, т.е. в однофазном состоянии. При переводе проба также подогревается до значений близких к пластовым при помощи специальных подогревателей пробоотборника.

• Тип: пневматический.
• Раб. давление: 1035 бар.
• Раб. температура: от -20 до 200⁰С.
• Материал изготовления: нержавеющая сталь, устойчивая к H2S и CO2.
• Сертификация: ANSI / NACE MR0175 / ISO 15156–1 (второе издание 2009-10-15).
• Терморегулятор с высокотемпературной нагревательной лентой и зондами для нагрева и восстановления проб до 175 °C. Восстановительный стенд должен иметь держатели, которые позволяют раскачивать баллон во время восстановления, что позволяет давлению стабилизироваться при определении точки росы и валидации проб.

11.17. Наземные баллоны для проб газа Баллоны спроектированы на режим сквозного потока.

• Раб. давление: 200 бар.
• Раб. температура: 65⁰С.
• Материал изготовления: нержавеющая сталь, алюминий. — Сертификация: TPED/UN.
• Наземный комплект для отбора PVT-проб Комплект для отбора PVT-проб оснащается трубками из нержавеющей стали, клапанами, ниппелями, соединениями, манометрами, измерительными баллонами и т.д. Комплект для отбора наземных проб рассчитан на отбор проб нефти и газа из сепаратора и устья скважины при давлениях до 1450 psi и температурах свыше 100 °C.
• Раб. давление: 10000 psi (690 бар). — Раб. температура: 212⁰F (100⁰С).
• Материал изготовления: нержавеющая сталь.
• Трубы и фитинги: NACE одобрено для сервисов с содержанием H2S & CO2.
  • Представить электронные копии документов, подтверждающих     о          наличии производственной базы на территории РК.
  • Предоставить свидетельство об оценки состояний измерений в лаборатории.
  • Предоставить технические паспорта на все оборудование по анализу проб нефти, газа и воды.
  • Испытания по PVT исследованию глубинной пробы нефти должны проводиться на без ртутной PVT-установке (ячейка) с максимальным давлением до 1300 бар и температурой до 180°С.
  • PVT-установка должна быть автоматизирована и управляться компьютером.
  • Глубинные пробы должны храниться в безртутных лабораторных контейнерах.
  • Вязкость глубинной пробы нефти должна измеряться с помощью электромагнитного вискозиметра при пластовых условиях.
  • В газовой хроматографии должны использоваться гелий не ниже марки 5.5.
  • SARA-анализ должен проводиться методом тонкослойной хроматографии.
  • Определение твердых частиц в пластовой нефти должно проводиться лазерным методом (SDS) при пластовых условиях.
  • Предоставить сертификаты поверки на основное оборудование по анализу проб нефти (Обязательное наличие сертификатов поверки/метрологической аттестации на следующие приборы: хроматографы, плотномер).
  • Предоставить методики выполнения работ по физико-химическому анализу глубинных проб нефти согласно международным отраслевым стандартам и приложенной таблице.

Описать методики выполнения работ.

• Наличие программных обеспечений.
• Предоставить документы, подтверждающие квалификацию персонала лаборатории в виде сканированных копий с оригиналов (дипломы, резюме и т. д.).
• Заказчик имеет право перед заключением контракта проверить лабораторию потенциального поставщика по физико-химическому анализу глубинных проб нефти на соответствие требованиям проведения работ. 

Приложение

Приложение №1 к Технической спецификации. 

        ЗАКАЗЧИК:

ТОО «Урихтау Оперейтинг»

Генеральный директор

___________________ Умиров А.С.

 

 

Приложение №1

к Технической спецификации Расчет стоимости Услуг

(Отбор и лабораторные исследования глубинных проб нефти, газа и воды скважин м/р Восточный Урихтау)

 Стоимость видов исследований:

Описание услуг	Единицы измерения	Стоимость за одну единицу в тенге без учета НДС	Стоимо сть всего в тенге без учета НДС	Стоимо сть в процент ах от суммы Договор а, в тенге без НДС
Мобилизация, демобилизация оборудования канатной техники и отбора проб. Отбор глубинных и поверхностных проб нефти, газа, конденсата и воды. Доставка проб до лаборатории в специальных транспортировочных контейнерах.	опер.			44,00
Исследование физико-химических свойств пластовой нефти по данным дифференциального и контактного разгазирования (давление насыщения нефти газом, газосодержание, плотность, вязкость, объемный коэффициент и сжимаемость в пластовых условиях, коэффициент усадки и определение твердых частиц (SDS) в пластовой нефти: определение давления выпадения асфальтенов и температуры появления парафинов.	анализ			48,22
Исследование физико-химических свойств нефти, разгазированной до стандартных условий (плотность, кинематическая вязкость, молекулярная масса, температуры начала кипения и застывания, температура насыщения нефти парафином, процентное содержание парафинов, асфальтенов, селикагелевых смол, серы, фракционный и компонентный составы, SARA анализ (насыщенные УВ, ароматические УВ, смолы, асфальтены).	анализ			2,53
Исследование физико-химических характеристик попутного газа (хроматографический анализ образцов	анализ			2,42
газа, углеводороды С1 – С12 и неорганические соединения, включая H2S, N2, CO2, плотность газа кг/м3 расчетная, относительная плотность газа по воздуху, молярная масса газа, г/моль, теплота сгорания, число Воббе, вязкость газа в поверхностных условиях расчетная).
Исследование физико-химических свойств пробы пластовой воды (определение удельного веса и вязкости кинематической при 200С, водородного показателя (рН), гидрокарбонатов, механических примесей, хлоридов, сульфат-ион весовой, кальция, магния, натрия-калия, йода, брома, железа, фенола, сероводорода, общей жесткости, сухого остатка, общей щелочности, содержание нефтепродуктов, тяжелых металлов).	анализ *			2,83
ИТОГО:				100 %
НДС, 12%
ИТОГО с НДС:

 

Примечание:

* Проводится при отборе проб пластовой воды. С каждой скважины предусматривается отбор по 3 представительные пробы.