Ein Ölfeld hat einen ziemlich langen Lebenszyklus. Von der Entdeckung eines Ölvorkommens bis zur Produktion des ersten Öls können mehrere Jahrzehnte vergehen. Der gesamte Prozess der Erschließung eines Ölfeldes kann in fünf Hauptphasen unterteilt werden.

SUCHE UND ERKUNDUNG

• 1 Entdeckung von Ölfeldern

• Öl und Gas liegen darin Felsen ah – Sammler, normalerweise in beträchtlicher Tiefe
• Um Ölvorkommen in Gesteinsformationen aufzuspüren, werden seismische Untersuchungen durchgeführt. Die Forschung ermöglicht es uns, Bilder von tiefen Gesteinsschichten zu erhalten, in denen erfahrene Spezialisten potenziell produktive Strukturen identifizieren können
• Um sicherzustellen, dass in den identifizierten Gesteinsstrukturen Öl vorhanden ist, werden Erkundungsbohrungen durchgeführt

• 2 Bewertung der Ölfeldreserven

Wenn die Entdeckung einer Lagerstätte bestätigt ist, wird ein geologisches Modell erstellt, das aus allen verfügbaren Daten besteht. Besonders Software ermöglicht Ihnen die Visualisierung dieser Daten in einem 3D-Bild. Ein digitales geologisches Modell eines Feldes wird benötigt, um:

• Schätzen Sie die anfänglichen und förderbaren Öl- (und Gas-)Reserven
• Entwickeln optimales Projekt Feldentwicklung (Anzahl und Lage der Bohrlöcher, Ölproduktionsniveau usw.)

Für mehr qualitative Beurteilung Reserven, Bewertungsbrunnen werden gebohrt. Und das Bohren von Erkundungsbohrungen hilft, die Größe und Struktur der Lagerstätte zu klären.

In diesem Stadium ist es fertig wirtschaftliche Beurteilung die Machbarkeit der Erschließung des Feldes auf der Grundlage des prognostizierten Niveaus der Ölförderung und der erwarteten Kosten seiner Erschließung. Wenn erwartet Ökonomische Indikatoren den Kriterien entsprechend Öl Firma, dann beginnt sie es zu entwickeln.

BERGBAU VON ÖL UND GAS

• 3 Vorbereitung auf die Feldentwicklung

Um das Ölfeld optimal zu erschließen, werden ein Entwicklungsprojekt (Technological Development Scheme) und ein Field Development Project entwickelt. Zu den Projekten gehören:

• Erforderliche Anzahl und Lage der Brunnen
• Der optimale Weg, ein Feld zu erschließen
• Typen und Kosten notwendige Ausrüstung und Strukturen
• Ölsammel- und -aufbereitungssystem
• Sicherheitsmaßnahmen Umfeld

Die Entwicklung von Bohrtechnologien und die Einführung von Richtbrunnen in die Praxis ermöglichen die Lokalisierung von Bohrlochköpfen in sogenannten „Clustern“. Ein Pad kann zwei bis zwei Dutzend Wells haben. Durch die Clusteranordnung von Bohrlöchern können die Auswirkungen auf die Umwelt reduziert und die Kosten der Feldentwicklung optimiert werden.

• 4 Bergbau von Öl und Gas

Der Zeitraum, in dem Ölreserven gefördert werden können, beträgt 15 bis 30 Jahre und kann in einigen Fällen 50 Jahre oder mehr erreichen (bei riesigen Feldern).

Die Feldentwicklungsphase besteht aus mehreren Phasen:

• Steigende Produktionsstufe
• Stabilisierung der Produktion auf maximalem Niveau (Plateau)
• Sinkende Produktionsstufe
• Letzte Periode

Die Entwicklung von Ölfördertechnologien, die Durchführung geologischer und technischer Maßnahmen (GTM) und der Einsatz von Methoden zur verbesserten Ölgewinnung (EOR) können den profitablen Zeitraum der Felderschließung erheblich verlängern.

• 5 Liquidation

Sobald die Ölförderung unter ein profitables Niveau fällt, wird die Erschließung des Feldes gestoppt und die Lizenz an die Regierungsbehörden zurückgegeben.

Das wichtigste grafische Dokument bei der Reservenberechnung ist der Zählplan. Berechnungspläne (Abb. 3) werden auf der Grundlage einer Strukturkarte der Oberseite der produktiven Reservoirschichten oder des nächstgelegenen Benchmarks erstellt, der nicht mehr als 10 m über oder unter der Decke der Formation liegt. Auf der Karte sind Außen- und Innenkonturen eingezeichnet Öl- und Gasgehalt, Grenzen der Reservekategorien.

Die Grenzen und der Bereich zur Berechnung der Öl- und Gasreserven jeder Kategorie sind in einer bestimmten Farbe eingefärbt:

Reis. 3. Ein Beispiel für einen Einzahlungsberechnungsplan.

1 - Öl; 2 - Wasser: 3 - Öl und Wasser;

Brunnen: 4 - Produktion, 5 - Exploration, 6 - in Erhaltung, 7 - aufgegeben, 8 - keinen Zufluss produziert; 9 - Isohypsum der Kollektoroberfläche, m;

Konturen des Ölgehalts: 10 – außen, 11 – innen; 12 - Grenze des lithologischen Fazies-Ersatzes von Stauseen; 13 Kategorien von Reserven;

Zahlen für Brunnen: Zähler – Brunnennummer, Nenner – absolute Höhe des Reservoirdachs, m.

Im Kalkulationsplan werden auch alle zum Zeitpunkt der Reservenberechnung gebohrten Bohrlöcher eingetragen (mit genauer Angabe der Lage der Bohrlochköpfe und der Schnittpunkte mit der Decke der entsprechenden produktiven Formation):

Erkundung;

Bergbau;

Bis zur Organisation des Fischfangs eingemottet;

Pumpen und Beobachten;

Diejenigen, die wasserfreies Öl, Öl mit Wasser, Gas, Gas mit Kondensat gaben, Gas mit Kondensat und Wasser und Wasser;

Wird derzeit getestet;

Ungetestet, mit angegebenen Eigenschaften Öl-, Gas- und Wassersättigung der Reservoirschichten gemäß der Interpretation von Materialien aus geophysikalischen Untersuchungen von Bohrlöchern;

Liquidiert, unter Angabe der Gründe für die Liquidation;

Enthüllte eine Schicht aus undurchdringlichem Gestein.

Für getestete Bohrlöcher werden Folgendes angegeben: Tiefe und absolute Markierungen des Dachs und Bodens des Reservoirs, absolute Markierungen der Perforationsintervalle, anfängliche und aktuelle Öldurchflussraten, Gas und Wasser, Düsendurchmesser, Unterdruck, Betriebsdauer, Datum des Auftretens von Wasser und dessen Anteil in den abgesaugten Produkten. Wenn zwei oder mehr Schichten zusammen getestet werden, werden deren Indizes angezeigt. Lastschriften Öl Und Gas sollte beim Betrieb von Bohrlöchern mit identischen Armaturen gemessen werden.

Für Produktionsbohrungen werden folgende Informationen angegeben: Datum der Inbetriebnahme, anfängliche und aktuelle Durchflussraten und Lagerstättendruck, geförderte Ölmenge, Gas, Kondensat und Wasser, das Startdatum der Bewässerung und der prozentuale Wassergehalt in den geförderten Produkten zum Zeitpunkt der Reservenberechnung. Bei große Mengen Brunnen werden diese Informationen in einer Tabelle auf dem Berechnungsplan oder auf dem beigefügten Blatt abgelegt. Darüber hinaus enthält der Berechnungsplan eine Tabelle mit den Werten der von den Autoren akzeptierten Berechnungsparameter, den berechneten Reserven, ihren Kategorien und den Werten der Parameter, die durch die Entscheidung des Staatlichen Reserveausschusses der Russischen Föderation angenommen wurden , das Datum, an dem die Reserven berechnet wurden.

Bei der Neuberechnung der Reserven müssen in den Berechnungsplänen die Grenzen der bei der vorherigen Reservenberechnung genehmigten Reservenkategorien markiert und nach der vorherigen Reservenberechnung gebohrte Bohrungen hervorgehoben werden.

Die Berechnung der Reserven an Öl, Gas, Kondensat und den darin enthaltenen Bestandteilen erfolgt gesondert für Gas, Öl,. Gas-Öl-, Wasser-Öl- und Gas-Öl-Wasser-Zonen nach Lagerstättentypen für jede Schicht der Lagerstätte und das Feld als Ganzes mit einer obligatorischen Bewertung der Aussichten des gesamten Feldes.

Im Rahmen der Reserveberechnung werden Reserven an Bestandteilen von Öl und Gas mit industrieller Bedeutung berechnet Öl und Gas.

Bei der Berechnung der Reserven werden die Berechnungsparameter in folgenden Einheiten gemessen: Mächtigkeit in Metern; Druck in Megapascal (auf Zehntel einer Einheit genau); Fläche in Tausend Quadratmetern; Dichte von Öl, Kondensat und Wasser in Gramm pro Kubikzentimeter und Gas – in Kilogramm pro Kubikmeter (auf Tausendstel einer Einheit genau); Porositätskoeffizienten und Öl- und Gassättigung in Bruchteilen von Eins, auf Hundertstel gerundet; Wiederherstellungsraten Öl und Kondensat in Bruchteilen einer Einheit, gerundet auf Tausendstel.

Die Reserven an Öl, Kondensat, Ethan, Propan, Butan, Schwefel und Metallen werden in Tausend Tonnen, Gas – in Millionen Kubikmetern, Helium und Argon – in Tausend Kubikmetern berechnet.

Durchschnittliche Parameterwerte und Reserveberechnungsergebnisse werden in tabellarischer Form dargestellt.

Die Organisation wurde im Dezember 2005 gegründet. Projektbetreiber ist KarakudukMunai LLP. Der Partner von LUKOIL im Projekt ist Sinopec (50 %). Die Erschließung der Lagerstätte erfolgt gemäß dem am 18. September 1995 unterzeichneten Baugrundnutzungsvertrag. Die Vertragslaufzeit beträgt 25 Jahre. Das Karakuduk-Feld liegt in der Region Mangistau, 360 km von Aktau entfernt. Verbleibende förderbare Kohlenwasserstoffreserven – 11 Millionen Tonnen. Produktion im Jahr 2011 – 1,4 Millionen Tonnen Öl (Anteil von LUKOIL – 0,7 Millionen Tonnen) und 150 Millionen Kubikmeter Gas (Anteil von LUKOIL – 75 Millionen Kubikmeter). Investitionen seit Beginn des Projekts (seit 2006) – mehr als 400 Millionen Dollar im Anteil von LUKOIL. Die Gesamtzahl der Mitarbeiter beträgt etwa 500 Personen, von denen 97 % Staatsbürger der Republik Kasachstan sind. LUKOIL plant, bis zum Jahr 2020 bis zu 0,1 Milliarden US-Dollar in die Entwicklung des Projekts zu investieren.

1. ALLGEMEINE INFORMATIONEN ZUR ANZAHLUNG

Geografisch liegt das Karakuduk-Feld im südwestlichen Teil des Ustjurt-Plateaus. Administrativ gehört es zum Bezirk Mangystau der Region Mangystau der Republik Kasachstan.

Die nächstgelegene Siedlung ist der Bahnhof Sai-Utes, der 60 km südöstlich liegt. Der Bahnhof Beineu liegt 160 km vom Feld entfernt. Die Entfernung zum regionalen Zentrum von Aktau beträgt 365 km.

Orographisch handelt es sich bei dem Arbeitsbereich um eine Wüstenebene. Die absoluten Höhenlagen der Reliefoberfläche liegen zwischen +180 m und +200 m. Das Arbeitsgebiet ist durch ein stark kontinentales Klima mit heißen, trockenen Sommern und kalten Wintern gekennzeichnet. Der heißeste Sommermonat ist der Juli mit Höchsttemperaturen von bis zu +45 °C. Winterzeit die Mindesttemperatur erreicht -30-35 °C. Der durchschnittliche jährliche Niederschlag beträgt 100-170 mm. Das Gebiet ist durch starke Winde gekennzeichnet Sandstürme. Gemäß SNiP 2.01.07.85 gehört die Feldfläche hinsichtlich des Winddrucks zum III-Bereich (bis zu 15 m/s). Überwiegen im Sommer Winde NW Richtungen, im Winter - NE. Die Schneedecke im Arbeitsbereich ist ungleichmäßig. Die Mächtigkeit in den am stärksten unter Wasser liegenden Tieflandgebieten erreicht 1–5 m.

Die Flora und Fauna des Gebiets ist dürftig und wird durch für Halbwüstengebiete typische Arten repräsentiert. Das Gebiet zeichnet sich durch spärliche Gras- und Strauchvegetation aus: Kameldorn, Wermut und Soljanka. Tierwelt vertreten durch Nagetiere, Reptilien (Schildkröten, Eidechsen, Schlangen) und Spinnentiere.

Im Arbeitsbereich gibt es keine natürlichen Wasserquellen. Derzeit sind die Wasserversorgungsquellen für das Feld Wasser trinken Für den technischen Bedarf und den Brandbekämpfungsbedarf gibt es Wolgawasser aus der Hauptwasserleitung Astrachan-Mangyshlak sowie spezielle Wasserentnahmebrunnen mit einer Tiefe von bis zu 1100 m für albsenomanische Lagerstätten.

Der Arbeitsbereich ist praktisch unbewohnt. 30 km östlich des Karakuduk-Feldes befindet sich die Eisenbahnlinie Makat – Mangyshlak, entlang der die in Betrieb befindlichen Öl- und Gaspipelines Uzen-Atyrau – Samara und „Zentralasien – Zentrum“ verlegt sind, sowie die Hochspannungsleitung Beineu – Uzen. Die Kommunikation zwischen der Fischerei und den besiedelten Gebieten erfolgt durch den Kraftverkehr.

1. GEOLOGISCHE UND PHYSIKALISCHE EIGENSCHAFTEN DER LAGERUNG

3.1. Merkmale der geologischen Struktur

Lithologische und stratigraphische Merkmale des Abschnitts

Als Ergebnis der Prospektion, Exploration und Produktionsbohrungen im Karakuduk-Feld wurde eine Schicht meso-känozoischer Sedimente mit einer maximalen Mächtigkeit von 3662 m (Bohrung 20) freigelegt, die von der Trias bis einschließlich des Neogen-Quartärs reicht.

Nachfolgend finden Sie eine Beschreibung des freigelegten Abschnitts der Lagerstätte.

Trias-System – T. Bunte terrigene Schichten aus der Trias-Zeit werden durch eingelagerte Sandsteine, Schluffsteine, Tonsteine ​​und tonsteinähnliche Tone dargestellt, die in verschiedenen Grautönen von Braun bis Grüngrau gefärbt sind. Die minimale freigelegte Trias-Mächtigkeit ist in Bohrloch 145 (29 m) und das Maximum in Bohrloch 20 (242 m) angegeben.

Jura-System – J. Eine Abfolge von Jura-Ablagerungen liegt auf den darunter liegenden Trias-Gesteinen mit stratigraphischer und eckiger Diskordanz.

Der Jura-Abschnitt wird im Band des Unter-, Mittel- und Oberteils dargestellt.

Unterer Abschnitt – J 1. Der untere Juraabschnitt besteht lithologisch aus eingebetteten Sandsteinen, Schluffsteinen, Tonen und Tonsteinen. Der Sandstein ist hellgrau mit grünlicher Tönung, feinkörnig, schlecht sortiert, stark zementiert. Tone und Schluffsteine ​​sind dunkelgrau mit einer grünlichen Tönung. Die Tonsteine ​​sind dunkelgrau mit OPO-Einschlüssen. Regional ist der Yu-XIII-Horizont auf Ablagerungen aus dem Unterjura beschränkt. Die Mächtigkeit der Unterjura-Ablagerungen liegt zwischen 120 und 127 m.

Mittelteil – J 2. Die Abfolge des Mitteljura wird durch alle drei Stufen repräsentiert: Bathonium, Bajocian und Aalenium.

Aalenische Bühne - J 2 a. Sedimente aus der Zeit des Aaleniums überlagern die darunter liegenden Sedimente mit stratigraphischer und eckiger Diskordanz und werden durch abwechselnde Sandsteine, Tone und, seltener, Schluffsteine ​​dargestellt. Sand- und Schluffsteine ​​sind in Grau- und Hellgrautönen gefärbt, Tone zeichnen sich durch eine dunklere Farbe aus. Regional sind die Horizonte Yu–XI, Yu–XII auf dieses stratigraphische Intervall beschränkt. Die Mächtigkeit beträgt mehr als 100 m.

Bajocian-Stadium – J 2. Jahrhundert. Sandsteine ​​sind grau und hellgrau, feinkörnig, stark zementiert, kalkfrei, glimmerhaltig. Schluffsteine ​​sind hellgrau, feinkörnig, glimmerhaltig, tonig, mit Einschlüssen verkohlter Pflanzenreste. Der Ton ist dunkelgrau, schwarz und stellenweise dicht. Die produktiven Horizonte Yu-VI-Yu-X sind auf Lagerstätten dieses Alters beschränkt. Die Mächtigkeit beträgt etwa 462 m.

Bathonische Bühne - J 2 bt. Lithologisch werden sie durch Sandsteine ​​und Schluffsteine ​​repräsentiert, die mit Ton durchsetzt sind. Im unteren Teil des Abschnitts nimmt der Anteil an Sandsteinen mit dünnen Schichten aus Schluffsteinen und Tonen zu. Die produktiven Horizonte Yu-III-Yu-V sind auf die Sedimente der Bathon-Stufe beschränkt. Die Mächtigkeit variiert zwischen 114,8 m und 160,7 m.

Oberer Abschnitt - J 3. Die Oberjura-Ablagerungen liegen konform über den darunter liegenden und werden durch drei Stufen repräsentiert: Callovium, Oxfordium und Volgium. Die untere Grenze wird entlang der Decke der Tonpackung gezogen, die in allen Brunnen gut sichtbar ist.

Callovium-Stadium – J 3 k. Das Callovium-Stadium wird durch die Überlagerung von Ton, Sandstein und Schluffstein dargestellt. Entsprechend den lithologischen Merkmalen der Stufe werden drei Elemente unterschieden: Die oberen und mittleren sind lehmig mit einer Mächtigkeit von 20 bis 30 m, und die untere besteht aus einem Wechsel von Sandstein- und Schluffsteinschichten mit Tonzwischenschichten. Die produktiven Horizonte Yu-I und Yu-II sind auf das untere Glied der Callov-Stufe beschränkt. Die Mächtigkeit reicht von 103,2 m bis 156 m.

Oxfordisch-wolgische Stufe – J 3 ox-v. Die Ablagerungen des Oxford-Stadiums werden durch Tone und Mergel mit seltenen Zwischenschichten aus Sandsteinen und Schluffsteinen repräsentiert, und es ist eine gewisse Differenzierung zu beobachten: Der untere Teil ist tonhaltig, der obere Teil ist Mergel.

Die Steine ​​sind grau, hellgrau, manchmal dunkelgrau und haben einen grünlichen Farbton.

Der Wolg-Abschnitt besteht aus einer Abfolge toniger Kalksteine ​​mit Zwischenschichten aus Dolomit, Mergel und Ton. Kalksteine ​​sind oft zerklüftet und porös, massiv, sandig, lehmig, mit ungleichmäßigen Brüchen und mattem Glanz. Die Tone sind schlammig, grau, kalkhaltig, oft mit Einschlüssen von Tierresten. Dolomite sind grau, dunkelgrau, kryptokristallin, stellenweise lehmig, mit ungleichmäßigen Brüchen und mattem Glanz. Die Dicke der Felsen reicht von 179 m bis 231,3 m.

Kreidesystem - K. Die Ablagerungen des Kreidesystems werden im Volumen des unteren und oberen Abschnitts dargestellt. Der Abschnitt wurde mithilfe von Protokollierungsmaterialien und einem Vergleich mit benachbarten Gebieten in Ebenen unterteilt.

Unterer Abschnitt – K 1. Ablagerungen der Unterkreide bestehen aus Gesteinen des neokomischen Überstadiums, des Aptiums und des Albiums.

Neocomian Superstage – K 1 Ps. Die darunter liegenden Wolgium-Sedimente werden konform vom Neocomium-Intervall überlagert, das drei Stufen vereint: Valanginium, Hauterivium und Barremium.

Der Abschnitt besteht lithologisch aus Sandsteinen, Tonen, Kalksteinen und Dolomiten. Die Sandsteine ​​sind feinkörnig, hellgrau, polymiktisch, mit Karbonat und tonigem Zement.

Auf der Ebene des Hauteriv-Intervalls besteht der Abschnitt hauptsächlich aus Ton und Mergel, und nur an der Spitze lässt sich ein Sandhorizont erkennen. Barremische Ablagerungen zeichnen sich in diesem Abschnitt durch die bunte Farbe der Gesteine ​​aus und bestehen lithologisch aus Tonen mit Zwischenschichten aus Sandsteinen und Schluffsteinen. Im gesamten neokomischen Abschnitt ist das Vorhandensein von Einheiten schlammig-sandiger Gesteine ​​zu beobachten. Die Mächtigkeit der neokomischen Oberstufensedimente reicht von 523,5 m bis 577 m.

Aptium-Stadium – K 1 a. Sedimente dieses Alters überlappen die darunter liegenden Sedimente durch Erosion und weisen eine klare lithologische Grenze zu ihnen auf. Im unteren Teil besteht der Abschnitt überwiegend aus tonigen Gesteinen mit seltenen Zwischenschichten aus Sanden, Sandsteinen und Schluffsteinen, und im oberen Teil gibt es einen gleichmäßigen Wechsel von tonigen und sandigen Gesteinen. Die Mächtigkeit variiert zwischen 68,7 m und 129,5 m.

Albian Stage – K 1 al. Der Abschnitt besteht aus eingelagerten Sanden, Sandsteinen und Tonen. Die Struktur- und Texturmerkmale der Gesteine ​​unterscheiden sich nicht von den darunter liegenden. Die Mächtigkeit variiert zwischen 558,5 m und 640 m.

Oberer Abschnitt – K 2. Der obere Abschnitt wird durch Ablagerungen des Cenomaniums und des Turonium-Senoniums repräsentiert.

Cenoman-Stufe – K 2 s. Die Ablagerungen der Cenoman-Stufe werden durch Tone im Wechsel mit Schluffsteinen und Sandsteinen repräsentiert. In lithologischem Aussehen und Zusammensetzung unterscheiden sich Gesteine ​​dieses Alters nicht von albischen Ablagerungen. Die Mächtigkeit reicht von 157 m bis 204 m.

Ungeteilter Turon-Senon-Komplex – K 2 t-cn. Am Fuße des beschriebenen Komplexes befindet sich eine turonische Stufe, die aus Ton, Sandstein, Kalkstein und kreideartigem Mergel besteht und einen guten Anhaltspunkt darstellt.

Weiter oben im Abschnitt liegen Ablagerungen des Santoniums, des Kampaniums und des Maastrichtiums, die im Senonium-Oberstadium vereint sind und lithologisch durch eine dicke Schicht aus eingelagerten Mergeln, Kreide, kreideähnlichen Kalksteinen und Karbonatton dargestellt werden.

Die Mächtigkeit der Sedimente des Turon-Senon-Komplexes variiert zwischen 342 m und 369 m.

Paläogenes System - R. Paläogene Ablagerungen werden durch weiße Kalksteine, grünlich-mergelige Schichten und rosa Schluffsteinton dargestellt. Die Mächtigkeit variiert zwischen 498 m und 533 m.

Neogen-Quartäre Systeme – N-Q. Neogen-quartäre Ablagerungen bestehen hauptsächlich aus Karbonat-Ton-Gesteinen von hellgrauer, grüner und brauner Farbe sowie Kalkstein-Muschelgesteinen. Der obere Teil des Abschnitts besteht aus kontinentalen Sedimenten und Konglomeraten. Die Mächtigkeit der Sedimente variiert zwischen 38 m und 68 m.

3.2. Tektonik

Gemäß der tektonischen Zonierung befindet sich das Karakuduk-Feld innerhalb der tektonischen Stufe Arystanov, die Teil des Nord-Ustjurt-Systems von Trögen und Erhebungen des westlichen Teils der Turan-Platte ist

Nach den Materialien der seismischen Erkundungsarbeit MOGT-3D (2007), die von JSC Bashneftegeofizika durchgeführt wurde, ist die Karakuduk-Struktur entlang des reflektierenden Horizonts III eine brachyantiklinale Falte mit sublatitudinalem Streichen und Abmessungen von 9 x 6,5 km entlang einer geschlossenen Isohypse minus 2195 m. mit einer Amplitude von 40 m. Die Einfallswinkel der Flügel nehmen mit der Tiefe zu: im Turon - Bruchteile eines Grads, in der Unterkreide -1-2˚. Die Struktur entlang des Reflektors V stellt eine Antiklinalfalte dar, die von zahlreichen Verwerfungen unterbrochen wird, von denen einige möglicherweise nichttektonischer Natur sind. Alle später im Text beschriebenen größeren Fehler können entlang dieses reflektierenden Horizonts verfolgt werden. Die Unterwasserschlagfalte besteht aus zwei Bögen, die durch ein Isohypsum minus 3440 m umrissen werden und im Bereich der Bohrlöcher 260-283-266-172-163-262 und 216-218-215 identifiziert werden. Entlang des Isohypsums minus 3480 m hat die Falte Abmessungen von 7,4 x 4,9 km und eine Amplitude von 40 m.

Die Hebung auf Strukturkarten entlang jurassischer Produktionshorizonte hat eine nahezu isometrische Form, die durch eine Reihe von Verwerfungen erschwert wird, die die Struktur in mehrere Blöcke unterteilen. Die grundlegendste Verwerfung ist die F 1-Verwerfung im Osten, die im gesamten produktiven Abschnitt verfolgt werden kann und die Struktur in zwei Blöcke unterteilt: den zentralen (I) und den östlichen (II). Block II wird gegenüber Block I abgesenkt, wobei die Verschiebungsamplitude von Süden nach Norden von 10 auf 35 m zunimmt. Verwerfung F1 ist geneigt und verschiebt sich mit der Tiefe von West nach Ost. Dieser Verstoß wurde durch Bohrung 191 bestätigt, wo ein Teil der Jura-Sedimente von etwa 15 m auf der Ebene des produktiven Horizonts Yu-IVA fehlt.

Die Störung F 2 wurde im Bereich der Bohrungen 143, 14 durchgeführt und trennt den Mittelblock (I) vom Südblock (III). Als Rechtfertigung für diesen Verstoß dienten nicht nur die seismische Grundlage, sondern auch die Ergebnisse von Bohrlochuntersuchungen. Unter den Basisbohrungen befindet sich beispielsweise neben Bohrung 143 die Bohrung 222, aus der bei der Erprobung des Yu-I-Horizonts Öl und in Bohrung 143 Wasser gewonnen wurde.

Arbeitsbeschreibung

Die Organisation wurde im Dezember 2005 gegründet. Projektbetreiber ist KarakudukMunai LLP. Der Partner von LUKOIL im Projekt ist Sinopec (50 %). Die Erschließung der Lagerstätte erfolgt gemäß dem am 18. September 1995 unterzeichneten Baugrundnutzungsvertrag. Die Vertragslaufzeit beträgt 25 Jahre. Die Lagerstätte Karakuduk liegt in der Region Mangystau, 360 km von Aktau entfernt. Verbleibende förderbare Kohlenwasserstoffreserven – 11 Millionen Tonnen. Produktion im Jahr 2011 – 1,4 Millionen Tonnen Öl (Anteil von LUKOIL – 0,7 Millionen Tonnen) und 150 Millionen Kubikmeter Gas (Anteil von LUKOIL – 75 Millionen Kubikmeter).

Während der Entwicklung Öl Einlagen werden in vier Stufen unterschieden:

I-Steigerung der Ölproduktion;

II- Stabilisierung der Ölförderung;

III – sinkende Ölproduktion;

IV – spätes Stadium der Lagerstättenausbeutung.

In der ersten Phase wird die Steigerung der Ölfördermengen hauptsächlich durch die Einführung neuer Förderbohrungen unter Bedingungen hoher Lagerstättendrücke sichergestellt. Typischerweise wird in diesem Zeitraum wasserfreies Öl gefördert und auch der Lagerstättendruck nimmt leicht ab.

Die zweite Stufe – die Stabilisierung der Ölproduktion – beginnt nach der Bohrung des Hauptbohrlochs. In diesem Zeitraum steigt die Ölproduktion zunächst leicht an und beginnt dann langsam zu sinken. Eine Steigerung der Ölproduktion wird erreicht: 1) durch Verdickung des Bohrlochmusters; 2) Erhöhung der Injektion von Wasser oder Gas in die Formation, um den Lagerstättendruck aufrechtzuerhalten; 3) Durchführung von Arbeiten zur Beeinflussung der Bohrlochsohlenzonen und zur Erhöhung der Durchlässigkeit der Formation usw.

Die Aufgabe der Entwickler besteht darin, die zweite Stufe so weit wie möglich zu erweitern. Während dieser Phase der Öllagerstättenentwicklung tritt Wasser in der Bohrlochförderung auf.

Die dritte Stufe – rückläufige Ölförderung – ist durch einen Rückgang der Ölförderung, einen Anstieg des Wassereinbruchs bei der Bohrlochförderung und einen starken Rückgang des Lagerstättendrucks gekennzeichnet. In dieser Phase wird das Problem der Verlangsamung des Rückgangs der Ölförderung mit den in der zweiten Phase verwendeten Methoden sowie durch die Eindickung des in die Lagerstätte eingespritzten Wassers gelöst.

In den ersten drei Stufen sollte eine Selektion von 80...90 durchgeführt werden % Industrieölreserven.

Die vierte Stufe – die Spätphase der Lagerstättenausbeutung – ist durch relativ geringe Ölentnahmen und große Wasserentnahmen gekennzeichnet. Es kann ziemlich lange dauern – solange die Ölförderung profitabel bleibt. In diesem Zeitraum werden häufig sekundäre Ölfördermethoden eingesetzt, um das verbleibende Filmöl aus der Lagerstätte zu extrahieren.

Bei der Erschließung einer Gaslagerstätte wird die vierte Stufe als Endphase bezeichnet. Sie endet, wenn der Druck am Bohrlochkopf weniger als 0,3 MPa beträgt.

2. Methoden zum Betrieb von Brunnen.

Es gibt verschiedene Arten des Brunnenbetriebs:

Brunnen

Gaslift

Tief und andere

Der Betrieb von Förderbrunnen bedeutet deren Einsatz in technologischen Prozessen zum Heben von Formationsprodukten (Öl, Kondensat, Gas, Wasser) aus der Formation an die Oberfläche.

Die Methoden für den Betrieb von Bohrlöchern und deren Nutzungsdauer werden in Projektdokumenten für die Feldentwicklung begründet und von Öl- und Gasförderorganisationen gemäß den Plänen für geologische und technische Aktivitäten umgesetzt.

Brunnen sollten nur betrieben werden, wenn sie Pump- und Kompressorleitungen enthalten. Die Tiefe des Abstiegs und die Standardgrößen der Bohrlochproduktionsausrüstung werden durch Pläne zur Inbetriebnahme von Bohrlöchern oder Pläne zur Durchführung von Reparaturarbeiten gemäß technologischen und technischen Berechnungen gemäß den aktuellen behördlichen und technischen Dokumenten festgelegt.

Ein Entwicklungsprojekt ist ein umfassendes Dokument, das ein Aktionsprogramm für die Entwicklung eines Feldes darstellt.

Ausgangsmaterial für die Ausarbeitung des Projekts sind Informationen über die Struktur des Feldes, die Anzahl der Schichten und Zwischenschichten, die Größe und Konfiguration der Lagerstätten, die Eigenschaften der Lagerstätten und das sie sättigende Öl, Gas und Wasser.

Anhand dieser Daten werden Öl-, Gas- und Kondensatreserven ermittelt. Beispielsweise werden die gesamten geologischen Ölreserven einzelner Lagerstätten berechnet, indem die ölführende Fläche mit der effektiven erdölgesättigten Formationsdicke, der effektiven Porosität, dem Erdölverhältnis, der Öldichte unter Oberflächenbedingungen und dem Kehrwert des Ölvolumenkoeffizienten in der Lagerstätte multipliziert wird Bedingungen. Anschließend werden kommerzielle (oder förderbare) Ölreserven ermittelt, indem der Wert der gesamten geologischen Reserven mit dem Ölförderungskoeffizienten multipliziert wird.

Nach der Genehmigung der Reserven wird ein umfassender Entwurf der Feldentwicklung durchgeführt. Dabei werden die Ergebnisse des Probebetriebs von Explorationsbohrungen genutzt, bei denen deren Produktivität, Lagerstättendruck bestimmt, die Betriebsweisen von Lagerstätten, die Lage von Wasser-Öl- (Gas-Wasser) und Gas-Öl-Kontakten untersucht werden, usw.

In der Entwurfsphase wird ein Feldentwicklungssystem ausgewählt, das die Festlegung der erforderlichen Anzahl und Platzierung der Bohrlöcher, der Reihenfolge ihrer Inbetriebnahme, Informationen über die Methoden und technologischen Regime des Bohrlochbetriebs sowie Empfehlungen zur Regulierung des Gleichgewichts der Lagerstättenenergie in Lagerstätten umfasst .

Die Anzahl der Bohrungen muss die geplante Förderung von Öl, Gas und Kondensat für den Betrachtungszeitraum gewährleisten.

Brunnen werden gleichmäßig und ungleichmäßig über die Lagerstätte verteilt. Dabei werden zwei Arten von Gleichmäßigkeit und Ungleichmäßigkeit unterschieden: geometrisch und hydrogasdynamisch. Brunnen werden geometrisch gleichmäßig an den Knoten regelmäßiger bedingter Gitter (drei-, vier-, fünfeckig und sechseckig) platziert, die auf die Fläche der Lagerstätte angewendet werden. Hydrogasdynamisch einheitlich ist die Platzierung von Brunnen, wenn jeder im Bereich seiner Entwässerung über gleiche Ölreserven (Gas, Kondensat) verfügt.

Das Bohrlochplatzierungsschema wird unter Berücksichtigung der Form und Größe der Lagerstätte, ihrer geologischen Struktur, der Filtereigenschaften usw. ausgewählt.

Die Reihenfolge der Inbetriebnahme von Bohrlöchern hängt von vielen Faktoren ab: dem Produktionsplan, dem Tempo des Baus von Feldanlagen, der Verfügbarkeit von Bohrinseln usw. Es werden „kondensierende“ und „kriechende*“ Brunnenbohrschemata verwendet. Im ersten Fall werden Bohrlöcher zunächst entlang eines spärlichen Rasters über die gesamte Fläche der Lagerstätte gebohrt und dann „verdickt“, d.h. Bohren neuer Brunnen zwischen bestehenden. Im zweiten Schritt werden zunächst alle Projektbohrungen gebohrt, allerdings in getrennten Bereichen der Lagerstätte. Und erst anschließend werden in anderen Gebieten weitere Brunnen gebohrt.

Das Schema „Verdickung“ wird beim Bohren und Erschließen großer Felder mit einer komplexen geologischen Struktur produktiver Formationen verwendet, und das Schema „Kriechen“ wird bei Feldern mit komplexem Gelände verwendet.

Die Art und Weise des Bohrlochbetriebs wird in Abhängigkeit von der geförderten Flüssigkeit (Gas oder Öl), der Höhe des Lagerstättendrucks, der Tiefe und Mächtigkeit der produktiven Formation, der Viskosität der Lagerstättenflüssigkeit und einer Reihe anderer Faktoren ausgewählt.

Bei der Festlegung technologischer Betriebsmodi für Produktionsbohrungen kommt es auf die Planung der Förderrate von Öl (Gas, Kondensat) an. Die Bohrlochbetriebsarten ändern sich im Laufe der Zeit je nach Zustand der Lagerstättenentwicklung (Lage der ölführenden Gasölkontur, Wassereinschnitt in Bohrlöchern, technischer Zustand des Fördergehäuses, Art des Bohrlochbetriebs usw.).

Empfehlungen zur Regulierung des Gleichgewichts der Lagerstättenenergie in Lagerstätten sollten Informationen zu Methoden zur Aufrechterhaltung des Lagerstättendrucks (durch Flutung oder Gasinjektion in die Lagerstätte) und zum Volumen der Injektion von Arbeitsmitteln enthalten.

Das ausgewählte Entwicklungssystem muss die höchsten Koeffizienten der Öl-, Gas- und Kondensatrückgewinnung sowie den Schutz des Untergrunds und der Umwelt bei minimal reduzierten Kosten gewährleisten.

Eine natürliche Rohstoffquelle (Öl, Gas) ist eine Lagerstätte. Der Zugang dorthin erfolgt über viele Brunnen. Bei der Planung und Erschließung von Ölfeldern werden folgende Gruppen von Produktionsbohrungen unterschieden:

Bergbau;

Druck;

Besonders.

Produktionsbrunnen, die über Springbrunnen-, Pump- oder Gasliftanlagen verfügen und für die Förderung von Öl, Erdölgas und zugehörigem Wasser bestimmt sind. Abhängig von der Methode zum Heben der Flüssigkeit werden Produktionsbrunnen in Fließ-, Gaslift- und Pumpbrunnen unterteilt.

Bei der Fountain-Methode steigen Flüssigkeit und Gas entlang des Bohrlochs vom Boden an die Oberfläche nur unter dem Einfluss der Lagerstättenenergie, die das Ölreservoir besitzt. Diese Methode ist die wirtschaftlichste, da sie für neu entdeckte, energiearme Lagerstätten typisch ist. Durch die Aufrechterhaltung des Lagerstättendrucks durch Einspritzen von Wasser oder Gas in die Lagerstätte ist es in manchen Fällen möglich, die Förderdauer des Bohrlochs erheblich zu verlängern.

Wenn Bohrlöcher nicht fließen können, werden sie auf mechanisierte Methoden der Ölförderung umgestellt.

Bei der Gaslift-Produktionsmethode wird komprimiertes (Kohlenwasserstoff-)Gas oder, sehr selten, Luft in ein Bohrloch geleitet (oder mit Kompressoren gepumpt), um Öl an die Oberfläche zu heben. Expansionsenergie des Druckgases liefern.

IN Brunnen pumpen Die Flüssigkeit wird mit in das Bohrloch abgesenkten Pumpen an die Oberfläche gehoben – Stabpumpen (ShSN) oder Tauchpumpen (ESP). Auf den Feldern werden auch andere Methoden zum Betrieb von Brunnen eingesetzt.

Injektionsbrunnen sollen produktive Formationen beeinflussen, indem sie Wasser, Gas und andere Arbeitsstoffe in sie injizieren. Gemäß dem angenommenen Aufprallsystem können Injektionsbrunnen peripher, peripher und kreislaufintern sein. Während des Entwicklungsprozesses können Produktionsbohrungen auf die Anzahl der Injektionsbohrungen übertragen werden, um die Injektion zu übertragen, zusätzliche und bestehende Schnittlinien zu erstellen und eine Fokusflutung zu organisieren. Die Gestaltung dieser Brunnen muss zusammen mit der verwendeten Ausrüstung die Sicherheit des Injektionsprozesses und die Einhaltung der Anforderungen zum Schutz des Untergrunds gewährleisten. Einige Injektionsbrunnen können vorübergehend als Produktionsbrunnen genutzt werden.

Der Reservebrunnenvorrat dient der Einbindung in die Entwicklung einzelner Linsen, Pinch-Out-Zonen und Stagnationszonen, die nicht an der Entwicklung von Brunnen des Hauptvorrats innerhalb der Kontur ihres Standorts beteiligt sind. Die Anzahl der Reservebrunnen wird in den Entwurfsunterlagen unter Berücksichtigung der Art und des Grades der Heterogenität der produktiven Formationen (ihrer Intermittivität), der Dichte des Brunnennetzes im Hauptvorkommen usw. begründet.

Beobachtungs- und piezometrische Brunnen dienen als Kontrollen und sind bestimmt für:

Beobachtungen zur periodischen Überwachung von Positionsänderungen von wasserkonzentrierendem Öl und gaskondensierendem Öl, Gas-Wasser-Kondensat, Änderungen der Öl-Wasser-Gas-Sättigung der Formation während der Entwicklung der Lagerstätte;

Piezometrisch – für systematische Änderungen des Lagerstättendrucks im Randbereich, im Tankdeckel und in der Ölzone der Lagerstätte.

Die Anzahl und der Standort der Überwachungsbrunnen werden in den Entwicklungsentwurfsunterlagen festgelegt.

Bewertungsbrunnen werden in Feldern (Lagerstätten) gebohrt, die erschlossen oder für die Probeproduktion vorbereitet werden, um die Parameter und Betriebsbedingungen der Formationen zu klären, die Grenzen isolierter produktiver Felder zu identifizieren und zu klären und die Produktion von Ölreserven im Einzelnen zu bewerten Abschnitte der Lagerstätte innerhalb der Kontur der Reserven der Kategorien A+B+C.

Spezielle Brunnen sind für die Gewinnung von Prozesswasser, die Ableitung von produziertem Wasser, die unterirdische Gasspeicherung und die Beseitigung offener Brunnen vorgesehen.

Wasseraufnahme Brunnen dienen der Wasserversorgung beim Bohren von Brunnen sowie Systemen zur Aufrechterhaltung des Reservoirdrucks während der Entwicklung.

Absorptionsbrunnen Entwickelt für das Pumpen von gefördertem Wasser aus erschlossenen Feldern in absorbierende Formationen.

Wells - Backups werden bereitgestellt, um die aufgrund der Alterung tatsächlich liquidierten Vermögenswerte zu ersetzen ( körperliche Abnutzung) oder aus technischen Gründen (infolge von Betriebsunfällen) von Förder- und Injektionsbrunnen. Die von den Öl- und Gasförderabteilungen vorgeschlagene Anzahl, Platzierung und Reihenfolge der Inbetriebnahme von Ersatzbohrungen werden durch technische und wirtschaftliche Berechnungen in Projekten und raffinierten Entwicklungsprojekten und in Ausnahmefällen in technologischen Plänen unter Berücksichtigung der möglichen Ölförderung gerechtfertigt aus Reservebrunnen in mehrschichtigen Feldern – unter Berücksichtigung der möglichen Verwendung von Rückbrunnen aus darunter liegenden Objekten.

Eingemottete Brunnen- aufgrund der Unzweckmäßigkeit oder Unmöglichkeit ihres Betriebs (unabhängig von ihrem Zweck) nicht funktionsfähig sind und deren Erhaltung gemäß den geltenden Bestimmungen formalisiert ist.

Der Betriebsbrunnenbestand ist unterteilt in Brunnen, die in Betrieb sind (in Betrieb), solche, die nach dem Betrieb größeren Reparaturen unterzogen werden und auf größere Reparaturen warten, solche, die sich in der Entwicklung befinden, und solche, die sich nach dem Bohren in der Entwicklung befinden.

Zu den in Betrieb befindlichen (aktiven) Brunnen gehören Brunnen, die Produkte produzieren Im vergangenen Monat Berichtszeitraum, unabhängig von der Anzahl der Arbeitstage in diesem Monat.

Der Bestand an in Betrieb befindlichen Bohrlöchern (in Betrieb) umfasst Bohrlöcher, die Produktion produzieren, Bohrlöcher, die zum Zweck der Regulierung von Entwicklungs- oder Versuchsarbeiten gestoppt wurden, sowie Bohrlöcher, die einer planmäßigen vorbeugenden Wartung unterzogen werden (inaktiv, im letzten Monat der Berichterstattung gestoppt). Zeitraum unter denen, die in diesem Monat Produktion produziert haben).

Zu den Bohrlöchern, an denen nach dem Betrieb größere Reparaturen durchgeführt werden, gehören Bohrlöcher, die außer Betrieb genommen wurden und an denen am Ende des Berichtsmonats Reparaturarbeiten durchgeführt wurden. Zu den Brunnen, die auf größere Reparaturen warten, gehören auch Brunnen, die seit einem Kalendermonat stillgelegt sind.

Kontrollfragen:

1. In wie viele Phasen ist die Feldentwicklung unterteilt?

2. Was versteht man unter dem Betrieb von Förderbrunnen?

3. Was ist ein Entwicklungsprojekt?

4. Von welchen Parametern hängt die Funktionsweise ab?

Literatur

1. Askerov M.M., Suleymanov A.B. Brunnenreparatur: Referenz, Handbuch. -: Nedra, 1993.

2. Angelopulo O.K., Podgornov V.M., Avakov B.E. Bohrflüssigkeiten für schwierige Bedingungen. - M.: Nedra, 1988.

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6. Bulatov A.I. Bildung und Betrieb von Zementstein in einem Brunnen, Nedra, 1990.

7. Varlamov P. S. Mehrzyklus-Formationstester. - M: Nedra, 1982.

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9. Geologische und technologische Forschung von Brunnen / L.M. Tschekalin, A.S. Moiseenko, A.F. Shakirov und andere – M: Nedra, 1993.

10. Geologische und technologische Forschung während des Bohrprozesses. RD 39-0147716-102-87. VNIIPromgeofizika, 1987.

Thema: Methoden zum Betrieb von Öl- und Gasquellen.

Plan 1. Funktionsweise des Brunnens.

2. Strömungsbedingungen und mögliche Methoden zu ihrer Erweiterung.

6.1. Die Standards dieses Abschnitts enthalten die grundlegenden Anforderungen an die Gestaltung des Masterplans und Brandschutz an entworfene und rekonstruierte Gebäude und Bauwerke der Ölindustrie; individuelle Anforderungen sind in den entsprechenden Abschnitten dieser Normen aufgeführt.

Außer regulatorischen Anforderungen dieser Normen ist es bei der Gestaltung des Brandschutzes von Anlagen erforderlich, sich an den folgenden Dokumenten zu orientieren:

• „Masterpläne Industrieunternehmen»;
• „Brandschutznormen für die Gestaltung von Gebäuden und Bauwerken“;
• „Industriegebäude von Industrieunternehmen“;
• "Gas Versorgung. Interne und externe Geräte“;
• „Strukturen von Industrieunternehmen“;
• „Nebengebäude und Räumlichkeiten von Industriebetrieben“;
• „Regeln für die Errichtung elektrischer Anlagen (PUE)“;
• "Wasserversorgung. Externe Netzwerke und Strukturen“;
• „Lager für Öl und Erdölprodukte“;
• „Hauptleitungen“;
• „Autoserviceunternehmen“;
• „Hygienestandards für die Gestaltung von Industrieunternehmen.“

a) ANFORDERUNGEN AN DEN MASTERPLAN

6.2. Auf der Grundlage der Daten sollte ein Masterplan für das Feld entwickelt werden technologisches Schema(Projekt) zur Erschließung eines Ölfeldes unter Berücksichtigung von Plänen zur Entwicklung der Ölindustrie und zum Einsatz von Produktivkräften in Wirtschaftsregionen und Unionsrepubliken.

6.3. Der allgemeine Plan des Gebiets wird auf Karten der Landnutzer, normalerweise im Maßstab 1:25.000, unter Berücksichtigung der Anforderungen der Grundlagen der Land-, Wasser- und anderen Gesetzgebung der UdSSR und der Unionsrepubliken in zwei Schritten erstellt:

1. vorläufig – als Teil der unterstützenden Materialien für die Auswahl von Standorten und Routen;
2. endgültig - nach Genehmigung des Aktes zur Auswahl von Standorten und Routen in in der vorgeschriebenen Weise, unter Berücksichtigung der Kommentare aller Landnutzer.

6.4. Der Masterplan sollte die Platzierung von Öl-, Gas-, Injektions- und anderen Einzelbohrlöchern, Bohrlochgruppen, Tankstellen, Druckerhöhungspumpenstationen, Steuerungssystemen, USV, Pumpstationen, VRP und Kompressorstationen auf dem Gebiet des Feldes vorsehen , Umspannwerke und andere Einrichtungen sowie technische Kommunikation (Straßen, Öl- und Gaspipelines, Wasserpipelines, Stromleitungen, Kommunikation, Telemechanik, kathodischer Schutz usw.) und Bereitstellung von Technologie- und Produktionsprozessen für die Sammlung und den Transport von Produkten Ölquellen unter Berücksichtigung der im jeweiligen Gebiet bestehenden Verkehrsverbindungen der Kapazitäten zentraler Aufbereitungsanlagen, Ölraffinerien, Gasaufbereitungsanlagen, Raffinerien, Richtungen des externen Transports von Öl, Gas und Wasser, Bezugsquellen für Strom, Wärme, Wasser , Luft usw.

6.5. Bei der Entwicklung eines Masterplandiagramms ist Folgendes zu berücksichtigen:

• Brigade- und Feldform zur Organisation der Ausbeutung von Feldern gemäß den „Vorschriften über die Ölförderungsbrigade ...“ des Ministeriums für Erdölindustrie;
• Möglichkeit der Erweiterung und Rekonstruktion technologischer Systeme;
• Durchführung technischer Maßnahmen zur Intensivierung der Produktionsprozesse der Öl- und Gasförderung, -sammlung und -beförderung.

6.6. Der Masterplan für Unternehmen, Einrichtungen, Gebäude und Strukturen für die Feldentwicklung sollte in Übereinstimmung mit den Anforderungen der Standards „Masterpläne von Industrieunternehmen“ und anderen im allgemeinen Teil dieses Abschnitts genannten Standards sowie den Anforderungen dieser Standards entworfen werden Standards.

Planungsentscheidungen des Masterplans müssen unter Berücksichtigung der technologischen Zonierung von Anlagen, Blöcken, Gebäuden und Bauwerken entwickelt werden.

Die Platzierung von Produktions- und Nebengebäuden und Bauwerken in Zonen muss entsprechend ihrem funktionalen und technologischen Zweck und unter Berücksichtigung ihrer Explosions-, Explosions- und Brandgefahr erfolgen.

6.7. Zufahrten und bauseitige Gleise und Straßen zu Anlagen, Gebäuden und Bauwerken sind entsprechend den Anforderungen der Normen zu gestalten. Eisenbahnen 1520 mm Spurweite“, „Autobahnen“, „Anweisungen für die Gestaltung von Autobahnen für die Ölfelder Westsibiriens“ des Ministeriums für Erdölindustrie.

6.8. Die Abmessungen von Standorten für den Bau von Unternehmen, Gebäuden und Bauwerken werden aus den Bedingungen für die Platzierung von technologischen Bauwerken, Hilfsbauwerken und Versorgungseinrichtungen unter Berücksichtigung der Anforderungen des Brandschutzes und der Hygienestandards bestimmt.

Die Bebauungsdichte von Betrieben und Einzelobjekten muss den in den Standards „Masterpläne Industriebetriebe“ festgelegten Werten entsprechen. Die Flächen von Öl- und Gasbohrstellen müssen gemäß den „Land Allocation Standards for Oil and Gas Wells“ des Ministeriums für Erdölindustrie genehmigt werden.

Die Breite des Landstreifens für den Bau linearer Bauwerke sollte nicht größer sein als angegeben: in den „Landzuteilungsnormen für Hauptleitungen“, „Landzuteilungsnormen für Kommunikationsleitungen“, „Landzuteilungsnormen für Stromnetze mit einer Spannung von 0,4 – 500 kV“, „Normen für die Landzuteilung für Autobahnen.“

6.9. CPS-Standorte, Stützpunkte Produktionsservice(BPO), NGDU, UBR, URB, Stützpunkte der technologischen Transportabteilungen (UTT) und Spezialausrüstung, Rohr- und Werkzeugbasen sowie andere Gebäude und Strukturen für Hilfszwecke zur Wartung des Ölfeldes (CDNG, Hubschrauberlandeplätze usw.). da sich Rotationslager sowohl auf dem Gelände des Feldes als auch außerhalb davon befinden können.

6.10. Bei der Ansiedlung von Betrieben, Anlagen, Gebäuden und Bauwerken zur Erdölförderung an Küstenabschnitten von Flüssen und anderen Gewässern sind die Planungsmarkierungen von Baustellen unter Berücksichtigung von Rückstau und Gefälle mindestens 0,5 m über dem berechneten höchsten Wasserhorizont anzusetzen des Gewässers mit der Wahrscheinlichkeit seiner Überschreitung:

• für Gebäude, in denen Herstellungsprozess in direktem Zusammenhang mit der Ölförderung aus dem Untergrund (Mündungen von Öl- und Gasquellen, Messanlagen) – einmal alle 25 Jahre;
• für zentrale Pumpstationen, Druckerhöhungsstationen, Gaskompressorstationen, Trennanlagen, Ölaufbereitungsanlagen, Ölpumpstationen, Pumpstationen und Umspannwerke – einmal alle 50 Jahre.

6.11. Ölfeldentwicklungsanlagen sollten von benachbarten Unternehmen in den in Tabelle 19 angegebenen Entfernungen angesiedelt werden, wobei die Möglichkeit einer Zusammenarbeit mit diesen Bauunternehmen zu berücksichtigen ist Versorgungsnetze und Autobahnen.

6.12. Bei der Entwicklung eines Masterplans für Unternehmen, Gebäude und Bauwerke zur Feldentwicklung müssen die Abstände von technologischen Anlagen und Bauwerken zu Schaltanlagen, Umspannwerken, Instrumentierungs- und Steuereinheiten und Bedienräumen gemäß den Anforderungen von PUE-76, Abschnitt VII, bestimmt werden. unter Berücksichtigung der Dichte des brennbaren Gases im Verhältnis zur Luftdichte ermittelte technologische Berechnung im Projekt.

6.13. Die kürzesten Abstände zwischen Gebäuden und Bauwerken von Ölfeld-Entwicklungsanlagen sind gemäß Tabelle zu ermitteln. 20, und von Gebäuden und Bauwerken bis hin zu unterirdischen Öl- und Gaspipelines – laut Tabelle. 21.

6.14. Die kürzesten Abstände zwischen Gebäuden und Bauwerken am Hauptbahnhof sind gemäß Tabelle zu ermitteln. 22.

6.15. Der Abstand von Ölfallen, Absetzbecken und anderen Strukturen des Abwassersystems zu Neben- und Industriegebäuden und Strukturen, die nicht mit der Wartung von Kläranlagen zusammenhängen, sollte gemäß der Tabelle eingehalten werden. 22.

Die kürzesten Abstände zwischen Gebäuden und Kanalisationsbauwerken sind gemäß Tabelle zu berücksichtigen. 23.

6.16. Die kürzesten Entfernungen von Lagergebäuden, Schuppen oder Freiflächen zur Lagerung von Flaschen mit Sauerstoff, Acetylen, Stickstoff und Chlor zu Gebäuden und Bauwerken der Produktionskategorien A, B, C, E sollten mindestens 50 m betragen, zu anderen Produktions- und Nebengebäuden sollten sie mindestens 50 m betragen nicht weniger sein:

• wenn die Anzahl der Zylinder weniger als 400 Stück beträgt. - 20 m;
• mit der Anzahl der Zylinder von 400 bis 1200 Stück. - 25 m.

Die Gesamtkapazität der Lager zur Lagerung von Flaschen sollte 1200 Einheiten nicht überschreiten, darunter nicht mehr als 400 mit brennbaren Gasen gefüllte Flaschen.

Anmerkungen: 1. Die angegebene Flaschenzahl gilt für einen Zylinder mit einem Fassungsvermögen von 50 Litern, bei kleinerem Zylinderinhalt muss eine Neuberechnung durchgeführt werden.

2. Die gemeinsame Lagerung von Brenngasflaschen und Sauerstoffflaschen ist nicht gestattet.

6.17. Abstände von Feuerheizgeräten (Öfen für Heizöl, Erdölprodukte, Gas, Wasser und Anhydrid), die sich außerhalb des Gebäudes befinden, zu anderen technologischen Geräten, Gebäuden und Strukturen der Werkstatt oder Anlage, zu denen der Ofen gehört, sowie zu Überführungen, Mit Ausnahme von technologischen Rohrleitungen, die Feuerheizgeräte mit anderen technologischen Geräten verbinden, dürfen die in der Tabelle angegebenen Werte nicht unterschritten werden. 24.

6.18. Die in den Tabellen angegebenen Abstände werden bestimmt durch:

a) zwischen Produktions-, Wirtschafts- und Nebengebäuden, Anlagen, Tanks und Geräten – im Freiraum zwischen Außenwänden oder Bauwerken (ausgenommen Metalltreppen);

b) für technologische Gestelle und ohne Gestelle verlegte Rohrleitungen – bis zur äußersten Rohrleitung;

c) bei bauseitigen Gleisen – bis zur Achse des nächstgelegenen Gleises;

d) für örtliche Straßen – bis zum Fahrbahnrand;

e) für Fackelinstallationen – bis zur Achse des Fackellaufs;

e) während des Wiederaufbaus bestehende Unternehmen oder technische Anlagen, falls eine genaue Einhaltung nicht möglich ist technische Spezifikationen Ohne großen Materialaufwand sind in Absprache mit der projektgenehmigenden Organisation Abweichungen hinsichtlich der Lücken im Rahmen von bis zu 10 % zulässig.

6.19. Es wird empfohlen, externe technologische Installationen an der Seite der leeren Wand des Industriegebäudes anzubringen.

Bei der Platzierung offener Anlagen der Produktionskategorien A, B, E auf beiden Seiten des Gebäudes, mit dem sie verbunden sind (oder einer Anlage zwischen zwei Gebäuden), müssen diese in einem Abstand von mindestens 8 m davon angebracht werden – bei einer leeren Wand, mindestens 12 m – bei einer Wand mit Fensteröffnungen, unabhängig von der Fläche, die von Gebäuden und Anlagen eingenommen wird. Die Lage der zweiten Anlage oder des zweiten Gebäudes muss unter Berücksichtigung der Anforderungen von Abschnitt 2.90 erfolgen.

Es ist zulässig, zwischen der Außenanlage und dem Gebäude eine Überführung für die Rohrleitungen dieser Anlage anzubringen.

6.20. Der Abstand von Industriegebäuden zu Not- oder Abwassertanks wird als angenommen technologische Ausrüstung außerhalb des Gebäudes gelegen.

6.21. Ein Erdnottank (Entwässerungstank), der zum Ableiten brennbarer Flüssigkeiten und Gase aus Öfen bestimmt ist, sollte mit einer feuerfesten Wand oder einem Damm von mindestens 0,5 m Höhe eingezäunt und in einem Abstand von mindestens 15 m vom Ofenstandort aufgestellt werden.

Der unterirdische Not-(Entwässerungs-)Tank muss in einem Abstand von mindestens 9 m vom Ofenstandort getrennt oder zusammen mit anderen Entwässerungstanks (am selben Standort) aufgestellt werden.

6.22. Die Gebiete zentraler Verarbeitungsstationen, Ölaufbereitungsanlagen, Tanklager, Lager für brennbare Flüssigkeiten und Gasflüssigkeiten, CPS, UPS und KS müssen über einen 2 m hohen Zaun mit einem 4,5 m breiten Tor verfügen.

Der Abstand vom Zaun zu Anlagen mit Produktionsanlagen der Kategorien A, B, C und E muss mindestens 5 m betragen.

Auf der Außenseite, entlang der Grenze der Ölaufbereitungsanlage, Tanklager und Lager für brennbare Flüssigkeiten und brennbare Flüssigkeiten, sollte ein 10 m breiter Streifen frei von Erdnetzen vorgesehen werden.

6.23. Der Bereich um das Bördelrohr der Druckerhöhungspumpe muss mit einem 0,7 m hohen Erdwall mit einem Radius von 15 m eingezäunt werden.

Der Bereich um den Fackelschacht der technologischen Anlagen der Druckerhöhungsanlage mit einer Höhe von 30 m oder mehr muss mit einem 1,6 m hohen Zaun aus Stacheldraht eingezäunt werden.

Der Abstand vom Fackelschacht zum Zaun sowie zwischen den Fackelschächten sollte gemäß den wärmetechnischen Berechnungsdaten angesetzt werden, jedoch nicht weniger als 30 m.

Der Bereich um die Kerze zur Gasentladung an Kompressorstationen, Brunnengruppen und einzelnen Gasbrunnen ist nicht eingezäunt.

6.24. Das Aufstellen von Gaskondensatbehältern (Abscheider, Feuerableiter und andere Geräte) sowie der Bau von Brunnen, Gruben und anderen Nischen innerhalb der Umzäunung des Bereichs um die Fackel ist nicht gestattet.

6.25. Die oberirdische Verlegung von Gasleitungen von Anlagen bis zum Fackelrohr sollte auf feuerfesten Stützen erfolgen.

6.26. Der Bereich an der Mündung eines einzelnen Brunnens oder einer Gruppe von Brunnen sollte mit einem 1 m hohen Erdwall mit einer Kantenbreite an der Spitze des Walls von 0,5 m eingezäunt werden.

6.27. Ein Bohrlochstandort mit mehr als 8 Bohrlöchern muss über mindestens zwei Eingänge verfügen, die sich an verschiedenen Enden entlang der Längsseite befinden.

6.28. An den Anlagenstandorten sollte ein offenes Entwässerungssystem vorgesehen werden. An Grundstücke, nicht mit Gebäuden und Bauwerken besetzt, die natürliche Topographie soll erhalten bleiben und vertikales Layout nur in Fällen, in denen eine Ableitung von Oberflächenwasser und die Verlegung von Versorgungsnetzen erforderlich ist.

6.29. Für die Landschaftsgestaltung offener technischer Anlagen sollten ausschließlich Rasenflächen angelegt werden.

6.30 Uhr. Technische Netzwerke und Kommunikation vor Ort sollten so gestaltet sein einheitliches System mit ihrer Platzierung in ausgewiesenen technischen Fahrspuren (Korridoren).

6.31. Bei der Verlegung von Versorgungsnetzen (Boden, oberirdisch oder unterirdisch) sind die Anforderungen der entsprechenden Abschnitte dieser Normen zu berücksichtigen.

6.32. Es ist erlaubt, Gaspipelines, Ölpipelines, Ölproduktpipelines und Inhibitorpipelines in einem Graben zu verlegen. Die Abstände zwischen ihnen sollten entsprechend den Bedingungen ihrer Installation, Reparatur und Wartung eingehalten werden.

Die Abstände zwischen im Erdreich verlegten Prozessleitungen und Gebäuden und Bauwerken werden aus den Bedingungen der einfachen Installation, des Betriebs und der Reparatur von Rohrleitungen bestimmt.

6.33. Der Abstand vom Ort der Wasserentnahme (Auffangbrunnen) zu Stauseen muss mindestens betragen:

• an Gebäuden der Feuerwiderstandsklasse I und II - 10 m;
• an Gebäude der Feuerwiderstandsgrade III, IV und V und an offene Lagerhallen für brennbare Materialien - 30 m;
• an Gebäude und Bauwerke der Produktionskategorien A, B, C, E für Brandgefahr - 20 m;
• zu Tanks mit brennbaren Flüssigkeiten - 40 m;
• zu Tanks mit brennbaren Flüssigkeiten und verflüssigten brennbaren Gasen - 60 m.

6.34. Auffangbrunnen von Stauseen und Brunnen mit Hydranten sollten in einem Abstand von nicht mehr als 2 m von den Straßenrändern liegen, und wenn sie in einem Abstand von mehr als 2 m liegen, müssen sie über Zugänge mit einer Fläche von ​​mindestens 12x12 m.

6.35. Feuerlöschtanks oder -reservoirs sollten so platziert werden, dass sie Objekte versorgen, die sich im Umkreis von:

• wenn Autopumpen vorhanden sind - 200 m;
• wenn Motorpumpen vorhanden sind - 100 - 150 m, je nach Motorpumpentyp.

Um den Serviceradius zu vergrößern, dürfen Sackgassen von Tanks oder Reservoirs mit einer Länge von nicht mehr als 200 m und unter Berücksichtigung der Anforderungen von Abschnitt 6.58 dieser Normen verlegt werden.

6.36. Straßen an den Standorten zentraler Sammel- und Aufbereitungsstellen für Öl, Gas und Wasser sollten so gestaltet werden, dass die Straßenränder mindestens 0,3 m über der ebenen Oberfläche des angrenzenden Gebiets liegen. Wenn diese Anforderung nicht erfüllt werden kann, sollten Straßen so gestaltet werden Weise, dass ausgelaufene Ölprodukte nicht auf die Straße gelangen können (Einrichtung von Gräben usw.).

6.37. Innerhalb der Grenzen örtlicher Autobahnen ist die Verlegung von Löschwasserversorgungsnetzen, Kommunikations-, Alarm-, Außenbeleuchtungs- und Stromkabeln gestattet.