Un campo petrolero tiene un ciclo de vida bastante largo. Pueden pasar varias décadas desde el descubrimiento de un yacimiento de petróleo hasta la producción del primer petróleo. Todo el proceso de desarrollo de un campo petrolero se puede dividir en cinco etapas principales.

BÚSQUEDA Y EXPLORACIÓN

• 1 Descubrimiento de yacimientos petrolíferos.

• El petróleo y el gas se encuentran en rocas ah - recolectores, generalmente a una profundidad considerable
• Para detectar depósitos de petróleo en formaciones rocosas se realizan estudios sísmicos. La investigación permite obtener imágenes de capas profundas de rocas, en las que especialistas experimentados identifican estructuras potencialmente productivas.
• Para asegurarse de que haya petróleo en las estructuras rocosas identificadas, se perforan pozos exploratorios.

• 2 Evaluación de reservas de campos petroleros

Cuando se confirma el descubrimiento de un yacimiento, se construye un modelo geológico, que es un conjunto de todos los datos disponibles. Especial software le permite visualizar estos datos en una imagen 3D. Se necesita un modelo geológico digital de un campo para:

• Estimar las reservas iniciales y recuperables de petróleo (y gas)
• Desarrollar proyecto optimo desarrollo del campo (número y ubicación de pozos, niveles de producción de petróleo, etc.)

Para más evaluación cualitativa reservas, se perforan pozos de evaluación. Y la perforación de pozos de exploración ayuda a aclarar el tamaño y la estructura del depósito.

En esta etapa se elabora evaluación económica la viabilidad de desarrollar el campo en función de los niveles previstos de producción de petróleo y los costos esperados de su desarrollo. Si se espera indicadores económicos cumplir los criterios compañia de PETROLEO, luego comienza a desarrollarlo.

MINERÍA DE PETRÓLEO Y GAS

• 3 Preparación para el desarrollo del campo.

Para desarrollar de manera óptima el campo petrolero, se está desarrollando un Proyecto de Desarrollo (Esquema de Desarrollo Tecnológico) y un Proyecto de Desarrollo de Campo. Los proyectos incluyen:

• Número requerido y ubicación de pozos.
• La forma óptima de desarrollar un campo.
• Tipos y costo equipo necesario y estructuras
• Sistema de recogida y tratamiento de aceite.
• Medidas de seguridad ambiente

El desarrollo de tecnologías de perforación y la introducción en la práctica de pozos direccionales permite ubicar las bocas de pozo en los llamados "clusters". Una plataforma puede tener de dos a dos docenas de pozos. La disposición en clúster de pozos permite reducir el impacto sobre el medio ambiente y optimizar los costos de desarrollo del campo.

• 4 Minería de petróleo y gas.

El período durante el cual se pueden recuperar las reservas de petróleo es de 15 a 30 años y, en algunos casos, puede llegar a 50 años o más (para campos gigantes).

El período de desarrollo del campo consta de varias etapas:

• Etapa de producción en ascenso
• Estabilización de la producción al nivel máximo (meseta)
• Etapa de producción en caída
• Período final

El desarrollo de tecnologías de producción de petróleo, la implementación de medidas geológicas y técnicas (GTM) y el uso de métodos de recuperación mejorada de petróleo (EOR) pueden extender significativamente el período rentable de desarrollo del campo.

• 5 Liquidación

Una vez que el nivel de producción de petróleo cae por debajo de los niveles rentables, se detiene el desarrollo del campo y la licencia se devuelve a las agencias gubernamentales.

El principal documento gráfico a la hora de calcular las reservas es el plan de conteo. Los planes de cálculo (Fig. 3) se elaboran sobre la base de un mapa estructural de la parte superior de las capas productivas del yacimiento o del punto de referencia más cercano ubicado a no más de 10 m por encima o por debajo del techo de la formación. Los contornos externos e internos están trazados en el mapa. aceite- y contenido de gas, límites de las categorías de reserva.

Los límites y el área para calcular las reservas de petróleo y gas de cada categoría están pintados en un color determinado:

Arroz. 3. Un ejemplo de plan de cálculo de depósitos.

1 - aceite; 2 - agua: 3 - aceite y agua;

Pozos: 4 - en producción, 5 - en exploración, 6 - en conservación, 7 - abandonados, 8 - no produjeron aportes; 9 - isohipo de la superficie del colector, m;

Contornos de contenido de aceite: 10 - externos, 11 - internos; 12 - límite de sustitución de facies litológicas de embalses; 13 categorías de reservas;

Números de pozos: numerador - número de pozo, denominador - elevación absoluta del techo del depósito, m.

Todos los pozos perforados en la fecha de cálculo de reservas también están trazados en el plan de cálculo (con una indicación exacta de la posición de las bocas de pozo y los puntos en los que se cruzan con el techo de la formación productiva correspondiente):

Exploración;

Minería;

Suspendido a la espera de la organización de la pesca;

Bombeo y observación;

Los que dieron petróleo anhidro, petróleo con agua, gas, gas con condensado, gas con condensado y agua y agua;

Actualmente en prueba;

No probado, con características indicadas. aceite-, gas- y la saturación de agua de las capas del yacimiento según la interpretación de los materiales procedentes de estudios geofísicos de los pozos;

Liquidados, indicando los motivos de la liquidación;

Reveló una capa compuesta de rocas impenetrables.

Para los pozos probados, se indica lo siguiente: profundidad y marcas absolutas del techo y base del yacimiento, marcas absolutas de los intervalos de perforación, caudales de petróleo iniciales y actuales, gas y agua, diámetro de boquilla, depresión, duración de operación, fecha de aparición del agua y su porcentaje en los productos extraídos. Cuando se prueban dos o más capas juntas, se indican sus índices. Débitos aceite Y gas debe medirse mientras se operan pozos con accesorios idénticos.

Para los pozos de producción se proporciona la siguiente información: fecha de puesta en servicio, caudales iniciales y actuales y presión del yacimiento, cantidad de petróleo producido, gas, condensado y agua, la fecha de inicio del riego y el porcentaje de contenido de agua en los productos extraídos a la fecha del cálculo de reservas. En grandes cantidades pozos, esta información se coloca en una tabla en el plan de cálculo o en la hoja adjunta al mismo. Además, el plan de cálculo contiene una tabla que indica los valores de los parámetros de cálculo aceptados por los autores, las reservas calculadas, sus categorías, los valores de los parámetros adoptados por decisión del Comité de Reservas Estatales de la Federación de Rusia. , fecha en la que se calcularon las reservas.

Al volver a calcular las reservas, en los planos de cálculo se deben marcar los límites de las categorías de reservas aprobadas durante el cálculo anterior, así como se deben resaltar los pozos perforados después del cálculo de reservas anterior.

El cálculo de las reservas de petróleo, gas, condensado y los componentes que contienen se realiza por separado para gas, aceite,. zonas de gas-petróleo, agua-petróleo y gas-petróleo-agua por tipos de yacimientos para cada capa del depósito y el campo en su conjunto con una evaluación obligatoria de las perspectivas de todo el campo.

Las reservas de componentes contenidos en el petróleo y el gas que son de importancia industrial se calculan dentro de los límites del cálculo de reservas. aceite y gasolina.

Al calcular las reservas, los parámetros de cálculo se miden en las siguientes unidades: espesor en metros; presión en megapascales (con una precisión de décimas de unidad); área en miles de metros cuadrados; densidad del petróleo, condensado y agua en gramos por centímetro cúbico, y gas, en kilogramos por metro cúbico (con una precisión de milésimas de unidad); coeficientes de porosidad y saturación de petróleo y gas en fracciones de unidad, redondeados a centésimas; tasas de recuperación aceite y condensado en fracciones de unidad, redondeadas a milésimas.

Las reservas de petróleo, condensado, etano, propano, butanos, azufre y metales se calculan en miles de toneladas, las de gas en millones de metros cúbicos, las de helio y argón en miles de metros cúbicos.

Los valores promedio de los parámetros y los resultados del cálculo de reservas se presentan en forma de tabla.

La organización fue fundada en diciembre de 2005. El operador del proyecto es KarakudukMunai LLP. El socio de LUKOIL en el proyecto es Sinopec (50%). El desarrollo del yacimiento se realiza de acuerdo con el contrato de aprovechamiento del subsuelo firmado el 18 de septiembre de 1995. La duración del contrato es de 25 años. El depósito Karakuduk se encuentra en la región de Mangystau, a 360 km de Aktau. Reservas residuales recuperables de hidrocarburos: 11 millones de toneladas. La producción en 2011 fue de 1,4 millones de toneladas de petróleo (la participación de LUKOIL es de 0,7 millones de toneladas) y 150 millones de metros cúbicos de gas (la participación de LUKOIL es de 75 millones de metros cúbicos). Las inversiones desde el inicio del proyecto (desde 2006) son más de 400 millones de dólares en participación de LUKOIL. El número total de empleados es de unas 500 personas, de las cuales el 97% son ciudadanos de la República de Kazajstán. LUKOIL planea invertir hasta 100 millones de dólares de su parte hasta 2020 en el desarrollo del proyecto.

1. INFORMACIÓN GENERAL SOBRE EL DEPÓSITO

Geográficamente, el campo Karakuduk se encuentra en la parte suroeste de la meseta de Ustyurt. Administrativamente pertenece al distrito Mangystau de la región de Mangystau de la República de Kazajstán.

El asentamiento más cercano es la estación de tren Sai-Utes, ubicada a 60 km al sureste. La estación de Beineu se encuentra a 160 km del campo. La distancia al centro regional de Aktau es de 365 km.

Orográficamente la zona de trabajo es una llanura desértica. Las elevaciones absolutas de la superficie del relieve oscilan entre +180 ma +200 m. La zona de trabajo se caracteriza por un clima marcadamente continental con veranos calurosos y secos e inviernos fríos. El mes más caluroso del verano es julio con temperaturas máximas de hasta +45 o C. periodo de invierno la temperatura mínima alcanza los -30-35 o C. La precipitación media anual es de 100-170 mm. La zona se caracteriza por fuertes vientos que se transforman en tormentas de polvo. Según SNiP 2.01.07.85, el área del campo en términos de presión del viento pertenece al área III (hasta 15 m/s). Prevalecer en verano vientos NO direcciones, en invierno - NE. La capa de nieve en el área de trabajo es desigual. El espesor en las zonas bajas más sumergidas alcanza entre 1 y 5 m.

La flora y fauna de la zona es pobre y está representada por especies propias de zonas semidesérticas. La zona se caracteriza por una escasa vegetación herbácea y arbustiva: espina de camello, ajenjo y solyanka. Mundo animal representado por roedores, reptiles (tortugas, lagartos, serpientes) y arácnidos.

No existen fuentes naturales de agua en el área de trabajo. Actualmente, las fuentes de abastecimiento de agua para el campo son agua potable, para las necesidades técnicas y de extinción de incendios, se dispone de agua del Volga procedente de la tubería principal de agua de Astrakhan-Mangyshlak, así como de pozos especiales de toma de agua de hasta 1100 m de profundidad para los depósitos de Albsenomania.

La zona de trabajo se encuentra prácticamente deshabitada. A 30 km al este del campo Karakuduk se encuentra la línea ferroviaria Makat – Mangyshlak, a lo largo de la cual se extienden los oleoductos y gasoductos existentes Uzen-Atyrau – Samara y “Asia Central – Centro”, así como la línea eléctrica de alto voltaje Beineu – Uzén. La comunicación entre la pesquería y las zonas pobladas se realiza mediante transporte motorizado.

1. CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS Y FÍSICAS DEL DEPÓSITO

3.1. Características de la estructura geológica.

Características litológicas y estratigráficas del tramo.

Como resultado de las perforaciones de prospección, exploración y producción en el campo Karakuduk, quedó expuesta una capa de sedimentos meso-cenozoicos con un espesor máximo de 3662 m (pozo 20), que van desde el Triásico hasta el Neógeno-Cuaternario inclusive.

A continuación se muestra una descripción de la sección expuesta del depósito.

Sistema Triásico - T. Los estratos terrígenos abigarrados de la edad Triásica están representados por areniscas, limolitas, lutitas y arcillas similares intercaladas, coloreadas en varios tonos de gris, de marrón a gris verdoso. El espesor mínimo expuesto del Triásico se observa en el pozo 145 (29 m) y el máximo en el pozo 20 (242 m).

Sistema Jurásico - J. Una secuencia de depósitos del Jurásico se encuentra sobre las rocas subyacentes del Triásico con discordancia estratigráfica y angular.

La sección Jurásica se presenta en el volumen de las secciones inferior, media y superior.

Sección inferior – J 1. La sección del Jurásico Inferior está compuesta litológicamente por areniscas, limolitas, arcillas y lutitas intercaladas. La arenisca es de color gris claro con un tinte verdoso, de grano fino, mal clasificada y fuertemente cementada. Las arcillas y limolitas son de color gris oscuro con un tinte verdoso. Las lutitas son de color gris oscuro con inclusiones de OPO. Regionalmente, el horizonte Yu-XIII se limita a los depósitos del Jurásico Inferior. El espesor de los depósitos del Jurásico Inferior oscila entre 120 y 127 m.

Sección media – J 2. La secuencia del Jurásico Medio está representada por las tres etapas: Bathoniano, Bajociano y Aaleniano.

Etapa Aaleniana - J 2 a. Los sedimentos de edad aaleniana se superponen a los subyacentes con discordancia estratigráfica y angular y están representados por areniscas, arcillas y, menos comúnmente, limolitas alternas. Las areniscas y limolitas están coloreadas en tonos grises y grises claros, las arcillas se caracterizan por un color más oscuro. Regionalmente, los horizontes Yu-XI, Yu-XII se limitan a este intervalo estratigráfico. El espesor es de más de 100 m.

Etapa Bajociana - J siglo II. Las areniscas son grises y gris claro, de grano fino, fuertemente cementadas, no calcáreas, micáceas. Las limolitas son de color gris claro, de grano fino, micáceas, arcillosas, con inclusiones de restos de plantas carbonizadas. Las arcillas son de color gris oscuro, negras y densas en algunos lugares. Los horizontes productivos Yu-VI-Yu-X se limitan a depósitos de esta edad. El espesor es de unos 462 m.

Etapa batoniana - J 2 bt. Litológicamente están representados por areniscas, limolitas, intercaladas con arcillas. En la parte inferior del tramo aumenta la proporción de areniscas con finas capas de limolitas y arcillas. Los horizontes productivos Yu-III- Yu-V se limitan a los sedimentos de la etapa Bathoniana. El espesor varía de 114,8 ma 160,7 m.

Sección superior - J 3. Los depósitos del Jurásico Superior se superponen de manera conformable a los subyacentes y están representados por tres etapas: Calloviano, Oxfordiano y Volgiano. El límite inferior se dibuja a lo largo del techo del paquete de arcilla, que es claramente visible en todos los pozos.

Etapa Calloviana - J 3 k La etapa Calloviana está representada por capas intermedias de arcillas, areniscas y limolitas. Según las características litológicas de la etapa, se distinguen tres miembros: el superior y el medio son arcillosos con un espesor de 20-30 m, y el inferior es una alternancia de capas de arenisca y limolita con capas intermedias de arcilla. Los horizontes productivos Yu-I y Yu-II se limitan al miembro inferior del estadio Calloviano. El espesor oscila entre 103,2 ma 156 m.

Etapa Oxfordiano-Volgiana – J 3 ox-v. Los depósitos de la etapa Oxfordiana están representados por arcillas y margas con raras capas intermedias de areniscas y limolitas, y se observa cierta diferenciación: la parte inferior es arcillosa, la parte superior es margosa.

Las rocas son de color gris, gris claro, a veces gris oscuro y tienen un tinte verdoso.

La sección Volgiana es una secuencia de calizas arcillosas con capas intermedias de dolomitas, margas y arcillas. Las calizas suelen ser fisuradas y porosas, macizas, arenosas, arcillosas, con fracturas desiguales y un brillo mate. Las arcillas son limosas, grises, calcáreas, a menudo con inclusiones de restos de fauna. Las dolomitas son grises, gris oscuro, criptocristalinas, arcillosas en algunos lugares, con fracturas desiguales y un brillo mate. El espesor de las rocas oscila entre 179 y 231,3 m.

Sistema Cretácico - K. Los depósitos del sistema Cretácico están representados en el volumen de las secciones inferior y superior. La sección se dividió en niveles utilizando materiales de registro y comparación con áreas vecinas.

Sección inferior – K 1. Los depósitos del Cretácico Inferior están compuestos por rocas de las etapas superior del Neocomiano, Aptiano y Albiano.

Superetapa neocomiana – K 1 ps. Los sedimentos volgianos subyacentes están superpuestos conformemente por el intervalo Neocomiano, que une tres etapas: Valanginiano, Hauteriviano y Barremiano.

El tramo está compuesto litológicamente por areniscas, arcillas, calizas y dolomías. Las areniscas son de grano fino, de color gris claro, polimícticas, con carbonatos y cemento arcilloso.

A nivel del intervalo Hauteriviano, la sección está representada principalmente por arcillas y margas, y solo en la parte superior se puede rastrear un horizonte de arena. Los depósitos barremianos se distinguen en la sección por el color abigarrado de las rocas y están compuestos litológicamente por arcillas con capas intermedias de areniscas y limolitas. A lo largo del tramo Neocomiano se observa la presencia de unidades de rocas limo-arenosas. El espesor de los sedimentos superiores del Neocomiano varía de 523,5 ma 577 m.

Etapa Aptiana – K 1 a. Los sedimentos de esta edad se superponen a los subyacentes con erosión, teniendo con ellos un límite litológico claro. En la parte inferior, la sección se compone predominantemente de rocas arcillosas con raras capas intermedias de arenas, areniscas y limolitas, y en la parte superior hay una alternancia uniforme de rocas arcillosas y arenosas. El espesor varía de 68,7 ma 129,5 m.

Etapa Albiense – K 1 al. El tramo está formado por intercalaciones de arenas, areniscas y arcillas. Las características estructurales y de textura de las rocas no difieren de las subyacentes. El espesor varía de 558,5 ma 640 m.

Sección superior – K 2. La sección superior está representada por depósitos del Cenomaniano y Turoniano-Senoniano.

Etapa cenomaniana – K 2 s. Los depósitos de la etapa Cenomaniano están representados por arcillas que se alternan con limolitas y areniscas. En apariencia y composición litológica, las rocas de esta edad no se diferencian de los depósitos del Albiano. El espesor oscila entre 157 y 204 m.

Complejo indiviso turoniano-senoniano – K 2 t-cn. En el fondo del complejo descrito existe una etapa turoniana compuesta por arcillas, areniscas, calizas y margas calcáreas, que constituyen un buen punto de referencia.

Más arriba en la sección se encuentran depósitos de las etapas Santoniano, Campaniano y Maastrichtiano, unidos en el sobreestado Senoniano, representado litológicamente por una gruesa capa de margas intercaladas, creta, calizas similares a la creta y arcillas carbonatadas.

El espesor de los sedimentos del complejo Turoniano-Senoniano varía de 342 a 369 m.

Sistema paleógeno - R. Los depósitos paleógenos están representados por calizas blancas, estratos margosos verdosos y arcillas limolitas rosadas. El espesor varía de 498 ma 533 m.

Sistemas Neógeno-Cuaternario – N-Q. Los depósitos neógeno-cuaternarios se componen principalmente de rocas carbonatadas-arcillosas de color gris claro, verde y marrón y rocas calizas de concha. La parte superior del tramo está formada por sedimentos continentales y conglomerados. El espesor de los sedimentos varía de 38 ma 68 m.

3.2. Tectónica

Según la zonificación tectónica, el campo Karakuduk se encuentra dentro de la etapa tectónica de Arystanov, que forma parte del sistema de depresiones y elevaciones del norte de Ustyurt de la parte occidental de la placa de Turan.

Según los materiales del trabajo de exploración sísmica MOGT-3D (2007), realizado por JSC Bashneftegeofizika, la estructura Karakuduk a lo largo del horizonte reflectante III es un pliegue braquianticlinal de rumbo sublatitudinal con dimensiones de 9x6,5 km a lo largo de una isohipse cerrada menos 2195 m, con una amplitud de 40 m. Los ángulos de incidencia de las alas aumentan con la profundidad: en el Turoniano - fracciones de grado, en el Cretácico Inferior -1-2˚. La estructura a lo largo del reflector V representa un pliegue anticlinal, roto por numerosas fallas, quizás algunas de ellas de naturaleza no tectónica. Todas las fallas importantes que se describen más adelante en el texto se pueden rastrear a lo largo de este horizonte reflectante. El pliegue de rumbo sumergido consta de dos arcos, perfilados por un isohipsum menos 3440 m, identificados en la zona de los pozos 260-283-266-172-163-262 y 216-218-215. A lo largo del isohypsum menos 3480 m, el pliegue tiene unas dimensiones de 7,4 x 4,9 km y una amplitud de 40 m.

El levantamiento en los mapas estructurales a lo largo de los horizontes productivos del Jurásico tiene una forma casi isométrica, complicada por una serie de fallas que dividen la estructura en varios bloques. La falla más básica es la falla F 1 en el este, que se puede rastrear a lo largo de todo el tramo productivo y divide la estructura en dos bloques: central (I) y oriental (II). El bloque II se reduce con respecto al bloque I con un aumento en la amplitud de desplazamiento de sur a norte de 10 a 35 m. La falla F1 está inclinada y se desplaza con la profundidad de oeste a este. Esta violación fue confirmada por la perforación del pozo 191, donde falta una parte de los sedimentos jurásicos de aproximadamente 15 m al nivel del horizonte productivo Yu-IVA.

La disrupción F 2 se llevó a cabo en el área de los pozos 143, 14 y corta el bloque central (I) del bloque sur (III). La justificación para cometer esta infracción no fue sólo la base sísmica, sino también los resultados de las pruebas de pozos. Por ejemplo, entre los pozos base, al lado del pozo 143 se encuentra el pozo 222, donde se obtuvo petróleo durante las pruebas del horizonte Yu-I, y agua en el pozo 143.

Descripción del trabajo

La organización fue fundada en diciembre de 2005. El operador del proyecto es KarakudukMunai LLP. El socio de LUKOIL en el proyecto es Sinopec (50%). El desarrollo del yacimiento se realiza de acuerdo con el contrato de aprovechamiento del subsuelo firmado el 18 de septiembre de 1995. La duración del contrato es de 25 años. El campo Karakuduk está situado en la región de Mangistau, a 360 km de Aktau. Reservas residuales recuperables de hidrocarburos: 11 millones de toneladas. La producción en 2011 fue de 1,4 millones de toneladas de petróleo (la participación de LUKOIL es de 0,7 millones de toneladas) y 150 millones de metros cúbicos de gas (la participación de LUKOIL es de 75 millones de metros cúbicos).

Durante el desarrollo aceite Los depósitos se distinguen en cuatro etapas:

I-aumento de la producción de petróleo;

II- estabilización de la producción petrolera;

III - caída de la producción de petróleo;

IV - etapa tardía de explotación del yacimiento.

En la primera etapa, el aumento de los volúmenes de producción de petróleo se garantiza principalmente mediante la introducción en el desarrollo de nuevos pozos de producción en condiciones de altas presiones de yacimiento. Normalmente, durante este período se produce petróleo anhidro y la presión del yacimiento también disminuye ligeramente.

La segunda etapa, la estabilización de la producción de petróleo, comienza después de la perforación del pozo principal. Durante este período, la producción de petróleo primero aumenta ligeramente y luego comienza a disminuir lentamente. Se logra un aumento en la producción de petróleo: 1) engrosando el patrón del pozo; 2) aumentar la inyección de agua o gas en la formación para mantener la presión del yacimiento; 3) realizar trabajos para influir en las zonas de fondo de los pozos y aumentar la permeabilidad de la formación, etc.

La tarea de los desarrolladores es ampliar la segunda etapa tanto como sea posible. Durante este período de desarrollo de yacimientos de petróleo, aparece agua en la producción del pozo.

La tercera etapa, la disminución de la producción de petróleo, se caracteriza por una disminución de la producción de petróleo, un aumento del corte de agua en la producción de pozos y una gran caída de la presión del yacimiento. En esta etapa, el problema de frenar el ritmo de disminución de la producción de petróleo se resuelve utilizando los métodos utilizados en la segunda etapa, así como espesando el agua inyectada en el yacimiento.

Durante las tres primeras etapas se debe realizar una selección de 80...90 % reservas de petróleo industrial.

La cuarta etapa, la última etapa de explotación de yacimientos, se caracteriza por volúmenes relativamente bajos de extracción de petróleo y grandes extracciones de agua. Puede durar bastante tiempo, siempre y cuando la producción de petróleo siga siendo rentable. Durante este período, los métodos de producción secundaria de petróleo se utilizan ampliamente para extraer la película de petróleo restante del yacimiento.

Cuando se desarrolla un yacimiento de gas, la cuarta etapa se denomina período final. Finaliza cuando la presión en boca de pozo es inferior a 0,3 MPa.

2. Métodos de operación de pozos.

Existen varios tipos de operación de pozos:

Fuente

elevación de gas

profundo y otros

La operación de pozos de producción significa su uso en procesos tecnológicos de elevación de productos de formación (petróleo, condensado, gas, agua) desde la formación a la superficie.

Los métodos de operación de los pozos y los períodos de su uso están justificados en los documentos de proyecto para el desarrollo del campo y son implementados por las organizaciones productoras de petróleo y gas de acuerdo con los planes de actividades geológicas y técnicas.

Los pozos sólo deben explotarse si contienen tuberías de bombeo y compresores. La profundidad de descenso y los tamaños estándar de los equipos de producción de pozos se establecen mediante planes para poner en funcionamiento los pozos o planes para realizar trabajos de reparación de acuerdo con cálculos tecnológicos y técnicos de acuerdo con los documentos reglamentarios y técnicos vigentes.

Un proyecto de desarrollo es un documento integral que es un programa de acciones para el desarrollo de un campo.

El material de partida para la elaboración del proyecto es información sobre la estructura del yacimiento, el número de capas y capas intermedias, el tamaño y configuración de los depósitos, las propiedades de los yacimientos y el petróleo, gas y agua que los satura.

Con estos datos se determinan las reservas de petróleo, gas y condensado. Por ejemplo, las reservas geológicas totales de petróleo de depósitos individuales se calculan multiplicando el área que contiene petróleo por el espesor efectivo de la formación saturada de petróleo, la porosidad efectiva, la proporción de petróleo, la densidad del petróleo en condiciones de superficie y el recíproco del coeficiente volumétrico de petróleo en el yacimiento. condiciones. Después de esto, las reservas de petróleo comerciales (o recuperables) se encuentran multiplicando el valor de las reservas geológicas totales por el coeficiente de recuperación de petróleo.

Luego de la aprobación de las reservas, se lleva a cabo un diseño integral del desarrollo del campo. En este caso, se utilizan los resultados de la operación de prueba de los pozos de exploración, durante los cuales se determina su productividad, la presión del yacimiento, se estudian los modos de operación de los depósitos, la posición de los contactos agua-petróleo (gas-agua) y gas-petróleo. etc.

En la fase de diseño, se selecciona un sistema de desarrollo de campo, que incluye determinar el número requerido y la ubicación de los pozos, la secuencia de su puesta en servicio, información sobre los métodos y regímenes tecnológicos de operación de los pozos, recomendaciones para regular el equilibrio de energía del yacimiento en los depósitos. .

El número de pozos debe garantizar la producción planificada de petróleo, gas y condensado para el período que se examina.

Los pozos se colocan de manera uniforme y desigual en el área de depósito. En este caso, se distinguen dos tipos de uniformidad y no uniformidad: geométrica y dinámica de hidrogas. Los pozos están colocados geométricamente de manera uniforme en los nodos de cuadrículas condicionales regulares (tres, cuatro, pentagonales y hexagonales) aplicadas al área del depósito. Hidrogasdinámicamente uniforme es la ubicación de los pozos cuando cada uno tiene iguales reservas de petróleo (gas, condensado) en el área de su drenaje.

El esquema de colocación del pozo se selecciona teniendo en cuenta la forma y tamaño del depósito, su estructura geológica, características de filtración, etc.

La secuencia de puesta en funcionamiento de los pozos depende de muchos factores: el plan de producción, el ritmo de construcción de las instalaciones de campo, la disponibilidad de plataformas de perforación, etc. Se utilizan esquemas de perforación de pozos “condensantes” y “arrastradores*”. En el primer caso, primero se perforan pozos a lo largo de una malla dispersa, en toda el área del depósito, y luego se "espesan", es decir. Perforación de nuevos pozos entre los existentes. En el segundo, inicialmente se perforan todos los pozos del proyecto, pero en áreas separadas del depósito. Y sólo posteriormente se perforan pozos adicionales en otras zonas.

El esquema de "engrosamiento" se utiliza cuando se perforan y desarrollan grandes campos con una estructura geológica compleja de formaciones productivas, y el esquema "arrastramiento" se utiliza en campos con terreno complejo.

El método de operación de los pozos se selecciona dependiendo de lo que se está produciendo (gas o petróleo), la magnitud de la presión del yacimiento, la profundidad y el espesor de la formación productiva, la viscosidad del fluido del yacimiento y una serie de otros factores.

Establecer modos tecnológicos de operación para los pozos de producción se reduce a planificar la tasa de extracción de petróleo (gas, condensado). Los modos de operación de los pozos cambian con el tiempo dependiendo del estado de desarrollo del yacimiento (posición del contorno del gasóleo que contiene petróleo, corte de agua en los pozos, condición técnica de la carcasa de producción, método de operación del pozo, etc.).

Las recomendaciones para regular el equilibrio de energía del yacimiento en los depósitos deben contener información sobre los métodos para mantener la presión del yacimiento (mediante inundación o inyección de gas en el yacimiento) y sobre el volumen de inyección de agentes de trabajo.

El sistema de desarrollo seleccionado debe garantizar los más altos coeficientes de recuperación de petróleo, gas y condensados, protección del subsuelo y del medio ambiente a costos mínimos reducidos.

Una fuente natural de materias primas (petróleo, gas) es un depósito. El acceso a él se realiza a través de muchos pozos. Al diseñar y desarrollar campos petroleros, se distinguen los siguientes grupos de pozos productivos:

Minería;

Presión;

Especial.

Pozos de producción, que tengan equipos de fuente, bombeo o elevación por gas y estén destinados a la producción de petróleo, gas de petróleo y agua asociada. Dependiendo del método de extracción de líquido, los pozos de producción se dividen en pozos fluidos, de elevación por gas y de bombeo.

Con el método de fuente, el líquido y el gas ascienden a lo largo del pozo desde el fondo hasta la superficie sólo bajo la influencia de la energía del yacimiento que posee el yacimiento de petróleo. Este método es el más económico, ya que es típico de los depósitos recién descubiertos y agotados en energía. Al mantener la presión del yacimiento mediante la inyección de agua o gas en el yacimiento, en algunos casos es posible extender significativamente el período de flujo del pozo.

Si los pozos no pueden fluir, se transfieren a métodos mecanizados de producción de petróleo.

En el método de producción de levantamiento de gas, se suministra (o se bombea mediante compresores) gas comprimido (hidrocarburos) o, muy raramente, aire a un pozo para elevar el petróleo a la superficie. Proporcionar energía de expansión del gas comprimido.

EN pozos de bombeo El líquido se eleva a la superficie mediante bombas que se introducen en el pozo: bombas de varilla (ShSN) o bombas sumergibles (ESP). En los campos también se utilizan otros métodos de operación de pozos.

Los pozos de inyección están diseñados para influir en las formaciones productivas inyectándoles agua, gas y otros agentes de trabajo. De acuerdo con el sistema de impacto adoptado, los pozos de inyección pueden ser periféricos, periféricos e intracircuitos. Durante el proceso de desarrollo, los pozos de producción se pueden transferir a la cantidad de pozos de inyección para transferir la inyección, crear líneas de corte adicionales y desarrollar las existentes y organizar inundaciones focales. El diseño de estos pozos, junto con los equipos utilizados, debe garantizar la seguridad del proceso de inyección y el cumplimiento de los requisitos de protección del subsuelo. Algunos pozos de inyección pueden utilizarse temporalmente como pozos de producción.

El stock de pozos de reserva se proporciona con el propósito de involucrar en el desarrollo de lentes individuales, zonas de pellizco y zonas estancadas que no están involucradas en el desarrollo de pozos del stock principal dentro del contorno de su ubicación. El número de pozos de reserva se justifica en los documentos de diseño, teniendo en cuenta la naturaleza y grado de heterogeneidad de las formaciones productivas (su intermitencia), la densidad de la red de pozos en el stock principal, etc.

Pozos de observación y piezométricos. sirven como controles y están destinados a:

Observaciones para el monitoreo periódico de los cambios en la posición del petróleo que concentra agua y del petróleo que condensa el gas, el condensado de gas y agua, los cambios en la saturación de petróleo, agua y gas de la formación durante el desarrollo del depósito;

Piezométrico: para cambios sistemáticos en la presión del yacimiento en el área límite, en la capa de gas y en la zona de petróleo del yacimiento.

El número y la ubicación de los pozos de monitoreo se determinan en los documentos de diseño del desarrollo.

Pozos de evaluación se perforan en campos (depósitos) que se están desarrollando o que se están preparando para la producción de prueba con el fin de aclarar los parámetros y condiciones operativas de las formaciones, identificar y aclarar los límites de campos productivos aislados y evaluar la producción de reservas de petróleo en individuos. secciones del depósito dentro del contorno de reservas de categoría A+B+C.

Pozos especiales están destinados a la extracción de agua de proceso, la descarga de agua producida, el almacenamiento subterráneo de gas y la eliminación de fuentes abiertas.

Consumo de agua Los pozos están destinados al suministro de agua durante la perforación de pozos, así como a sistemas para mantener la presión del yacimiento durante el desarrollo.

Pozos de absorción Diseñado para bombear agua producida desde campos desarrollados hacia formaciones absorbentes.

Pozos - copias de seguridad se proporcionan para reemplazar los realmente liquidados debido al envejecimiento ( desgaste físico) o por razones técnicas (como resultado de accidentes durante la operación) de pozos de producción e inyección. El número, ubicación y orden de puesta en servicio de los pozos de respaldo, propuestos por los departamentos de producción de petróleo y gas, se justifican mediante cálculos técnicos y económicos en proyectos y proyectos de desarrollo refinado y, como excepción, en esquemas tecnológicos, teniendo en cuenta la posible producción de petróleo. de pozos de respaldo en campos de múltiples capas, teniendo en cuenta el posible uso en lugar de ellos, pozos de retorno de los objetos subyacentes.

Pozos suspendidos- no funcionar por inconveniencia o imposibilidad de su funcionamiento (independientemente de su finalidad), cuya conservación se formalice de acuerdo con las disposiciones vigentes.

El stock de pozos operativos se divide en pozos que están en operación (operativos), aquellos que están en reparación importante después de la operación y en espera de reparación importante, aquellos que están en desarrollo y desarrollo después de la perforación.

Los pozos en operación (activos) incluyen pozos que producen productos en el mes pasado período del informe, independientemente del número de días de su trabajo en este mes.

El stock de pozos en operación (operativos) incluye pozos que producen producción, pozos que fueron detenidos con el fin de regular el trabajo de desarrollo o experimental, así como los pozos que se encuentran en mantenimiento preventivo programado (inactivos, detenidos en el último mes del informe). período de entre los que produjeron producción en este mes).

Los pozos sometidos a reparaciones importantes después de la operación incluyen pozos que han sido retirados de operación y donde se estaban realizando trabajos de reparación al final del mes del informe. Los pozos que esperan reparaciones importantes incluyen pozos que han estado inactivos durante un mes calendario.

Preguntas de control:

1. ¿En cuántas etapas se divide el desarrollo del campo?

2. ¿Qué se entiende por operación de pozos productores?

3. ¿Qué es un proyecto de desarrollo?

4. ¿De qué parámetros depende el método de operación?

Literatura

1. Askerov M.M., Suleymanov A.B. Reparación de pozos: Referencia, manual. -: Nedra, 1993.

2. Angelopulo O.K., Podgornov V.M., Avakov B.E. Fluidos de perforación para condiciones difíciles. - M.: Nedra, 1988.

3. Marrón SI. Petróleo, gas y ergonomía. - M: Nedra, 1988.

4. Marrón SI. Seguridad laboral en la perforación. - M: Nedra, 1981.

5. Bulatov A.I., Avetisov A.G. Manual del ingeniero de perforación: en 3 volúmenes: 2ª ed., revisada. y adicional - M: Nedra, 1993-1995. - T. 1-3.

6. Bulatov A.I. Formación y operación de piedra de cemento en un pozo, Nedra, 1990.

7. Varlamov P.S. Probadores de formación de ciclos múltiples. - M: Nedra, 1982.

8. Gorodnov V.D. Métodos fisicoquímicos para prevenir complicaciones en la perforación. 2ª ed., revisada. y adicional - M: Nedra, 1984.

9. Investigación geológica y tecnológica de pozos / L.M. Chekalin, A.S. Moiseenko, A.F. Shakirov y otros - M: Nedra, 1993.

10. Investigación geológica y tecnológica durante el proceso de perforación. RD 39-0147716-102-87. VNIIPromgeofizika, 1987.

Sujeto: Métodos de operación de pozos de petróleo y gas.

Plan 1. Método de funcionamiento de la fuente.

2. Condiciones de flujo y posibles métodos para su extensión.

6.1. Las normas de esta sección contienen los requisitos básicos para el diseño del plan maestro y seguridad contra incendios a edificios y estructuras diseñados y reconstruidos de la industria petrolera, y los requisitos individuales se dan en las secciones relevantes de estas Normas.

Excepto los requisitos reglamentarios de estas Normas, al diseñar la protección contra incendios de instalaciones, es necesario guiarse por los siguientes documentos:

• "Planes maestros empresas industriales»;
• “Normas de seguridad contra incendios para el diseño de edificios y estructuras”;
• “Edificios industriales de empresas industriales”;
• "Suministro de gas. Dispositivos internos y externos";
• “Estructuras de empresas industriales”;
• “Edificios auxiliares y locales de empresas industriales”;
• “Reglas para la construcción de instalaciones eléctricas (PUE)”;
• "Suministro de agua. Redes y estructuras externas";
• “Almacenes de petróleo y productos petrolíferos”;
• "Principales oleoductos";
• "Empresas de servicios de automóviles";
• “Normas sanitarias para el diseño de empresas industriales”.

a) REQUISITOS PARA EL PLAN MAESTRO

6.2. Se debe desarrollar un plan maestro para el campo basado en los datos esquema tecnológico(proyecto) para el desarrollo de un campo petrolero, teniendo en cuenta esquemas para el desarrollo de la industria petrolera y el despliegue de fuerzas productivas en regiones económicas y repúblicas unidas.

6.3. El plano general del campo se elabora sobre mapas de usuarios de la tierra, generalmente en una escala de 1:25000, teniendo en cuenta los requisitos de los Fundamentos de tierras, aguas y otras leyes de la URSS y las repúblicas unidas, en dos etapas:

1. preliminar - como parte de los materiales de apoyo para el acto de selección de sitios y rutas;
2. final - después de la aprobación del acto de elección de sitios y rutas en en la forma prescrita, teniendo en cuenta los comentarios de todos los usuarios del suelo.

6.4. El esquema del plan maestro debe prever la ubicación en el territorio del campo de bocas de pozo de petróleo, gas, pozos de inyección y otros pozos individuales, grupos de pozos, estaciones de servicio, estaciones de bombeo de refuerzo, sistemas de control, UPS, estaciones de bombeo, VRP, estaciones de compresión. , subestaciones y otras instalaciones, así como comunicaciones de ingeniería (carreteras, oleoductos y gasoductos, tuberías de agua, líneas eléctricas, comunicaciones, telemecánica, protección catódica, etc.), proporcionando procesos tecnológicos y productivos para la recolección y transporte de productos. pozos de petróleo teniendo en cuenta las conexiones de transporte existentes en el área determinada de las capacidades de las plantas centrales de procesamiento, refinerías de petróleo, plantas de procesamiento de gas, refinerías, direcciones de transporte externo de petróleo, gas y agua, fuentes de suministro de electricidad, calor, agua. , aire, etc

6.5. Al desarrollar un diagrama de plan maestro, es necesario considerar:

• brigada y forma de campo para organizar la explotación de campos de acuerdo con el "Reglamento sobre la brigada de producción de petróleo ..." del Ministerio de Industria Petrolera;
• posibilidad de ampliación y reconstrucción de sistemas tecnológicos;
• llevar a cabo medidas técnicas para intensificar los procesos productivos de producción, recolección y transporte de petróleo y gas.

6.6. El plan maestro de empresas, instalaciones, edificios y estructuras para el desarrollo del campo deberá diseñarse de acuerdo con los requisitos de las normas “Planes maestros de empresas industriales” y otras especificadas en la parte general de esta sección, así como los requisitos de estas. Estándares.

Las decisiones de planificación del plan maestro deben desarrollarse teniendo en cuenta la zonificación tecnológica de instalaciones, bloques, edificios y estructuras.

La colocación de edificios y estructuras de producción y auxiliares en zonas debe realizarse de acuerdo con su finalidad funcional y tecnológica y teniendo en cuenta sus riesgos de explosión, explosión e incendio.

6.7. Los ferrocarriles y carreteras de acceso y de acceso a instalaciones, edificios y estructuras deben diseñarse de acuerdo con los requisitos de las normas ". Vias ferreas Ancho de vía de 1520 mm", "Carreteras", "Instrucciones para el diseño de carreteras para los yacimientos petrolíferos de Siberia occidental" del Ministerio de Industria Petrolera.

6.8. Las dimensiones de los sitios para la construcción de empresas, edificios y estructuras se determinan a partir de las condiciones para la colocación de estructuras tecnológicas, estructuras auxiliares y servicios públicos, teniendo en cuenta los requisitos de seguridad contra incendios y normas sanitarias.

La densidad de construcción de empresas y objetos individuales debe corresponder a los valores especificados en las normas "Planes Maestros de Empresas Industriales". Las áreas de sitios de pozos de petróleo y gas deben aceptarse de acuerdo con las "Normas de asignación de tierras para pozos de petróleo y gas" del Ministerio de Industria del Petróleo.

El ancho de la franja de terreno para la construcción de estructuras lineales no debe ser mayor que el especificado: en las “Normas de asignación de terrenos para tuberías principales”, “Normas de asignación de terrenos para líneas de comunicación”, “Normas de asignación de terrenos para redes eléctricas con voltaje 0,4 - 500 kV”, “Normas de asignación de terrenos para carreteras”.

6.9. Sitios y bases de CPS servicio de producción(BPO), NGDU, UBR, URB, bases de departamentos de transporte tecnológico (UTT) y equipos especiales, bases de tuberías y herramientas y otros edificios y estructuras con fines auxiliares para el servicio del campo petrolero (CDNG, helipuertos, etc.), así ya que los campamentos de rotación pueden ubicarse tanto en el territorio del campo como fuera de él.

6.10. Al ubicar empresas, instalaciones, edificios y estructuras para la producción de petróleo en tramos costeros de ríos y otros cuerpos de agua, las marcas de planificación de los sitios de construcción deben tomarse al menos 0,5 m por encima del horizonte de agua más alto calculado, teniendo en cuenta el remanso y la pendiente. del curso de agua con probabilidad de rebasarlo:

• para edificios en los que proceso de manufactura directamente relacionado con la extracción de petróleo del subsuelo (bocas de pozos de petróleo y gas, instalaciones de medición), una vez cada 25 años;
• para estaciones centrales de bombeo, estaciones de refuerzo, estaciones de compresión de gas, plantas de separación, plantas de tratamiento de petróleo, estaciones de bombeo de petróleo, estaciones de bombeo y subestaciones eléctricas, una vez cada 50 años.

6.11. Las instalaciones de desarrollo de campos petroleros deben ubicarse desde empresas vecinas a las distancias especificadas en la Tabla 19, teniendo en cuenta la posibilidad de cooperación con estas empresas de construcción. redes de servicios públicos y carreteras.

6.12. Al desarrollar un plan maestro para empresas, edificios y estructuras para el desarrollo de campos, las distancias desde las instalaciones y estructuras tecnológicas hasta los cuadros, subestaciones transformadoras, unidades de instrumentación y control y salas de operadores deben determinarse de acuerdo con los requisitos de PUE-76, sección VII, teniendo en cuenta la densidad del gas combustible en relación con la densidad del aire, se determinó el cálculo tecnológico en el proyecto.

6.13. Las distancias más cortas entre edificios y estructuras de las instalaciones de desarrollo de campos petroleros deben tomarse de acuerdo con la tabla. 20, y desde edificios y estructuras hasta oleoductos y gasoductos subterráneos, según la tabla. 21.

6.14. Las distancias más cortas entre edificios y estructuras ubicadas en la estación central deben tomarse según la tabla. 22.

6.15. La distancia desde las trampas de aceite, estanques de sedimentación y otras estructuras del sistema de alcantarillado hasta los edificios auxiliares e industriales y las estructuras no relacionadas con el mantenimiento de las instalaciones de tratamiento debe tomarse de acuerdo con la tabla. 22.

Las distancias más cortas entre los edificios y las estructuras del sistema de alcantarillado deben tomarse según la tabla. 23.

6.16. Las distancias más cortas desde los edificios de almacén, cobertizos de áreas abiertas para almacenar cilindros con oxígeno, acetileno, nitrógeno y cloro hasta los edificios y estructuras con las categorías de producción A, B, C, E deben ser de al menos 50 m, hasta otros edificios de producción y auxiliares. no ser menos:

• cuando el número de cilindros sea inferior a 400 unidades. - 20 metros;
• con un número de cilindros de 400 a 1200 unidades. - 25 metros.

La capacidad total de los almacenes para almacenar cilindros no debe exceder las 1200 unidades, incluidos no más de 400 cilindros llenos de gases inflamables.

Notas: 1. El número de cilindros indicado se da para un cilindro de 50 litros de capacidad, con un cilindro de menor capacidad se debe realizar un nuevo cálculo.

2. No se permite el almacenamiento conjunto de cilindros de gas inflamable y cilindros de oxígeno.

6.17. Distancias desde los dispositivos de calefacción contra incendios (hornos de gasóleo, productos derivados del petróleo, gas, agua y anhídrido), ubicados fuera del edificio, a otros dispositivos tecnológicos, edificios y estructuras del taller o instalación que incluyan el horno, así como a pasos elevados. con excepción de las tuberías tecnológicas que conectan los dispositivos de calefacción contra incendios con otros dispositivos tecnológicos, no deben ser inferiores a los indicados en la tabla. 24.

6.18. Las distancias indicadas en las tablas vienen determinadas por:

a) entre edificios, instalaciones, tanques y equipos de producción, servicios públicos y auxiliares, en espacios abiertos entre paredes externas o estructuras estructurales (excluidas escaleras metálicas);

b) para bastidores tecnológicos y tuberías tendidas sin bastidores, hasta la tubería más exterior;

c) para vías férreas en el sitio: hasta el eje de la vía férrea más cercana;

d) para caminos dentro del sitio - hasta el borde de la calzada;

e) para instalaciones de antorchas, hasta el eje del cañón de antorchas;

f) durante la reconstrucción empresas existentes o instalaciones tecnológicas en caso de imposibilidad de cumplimiento exacto especificaciones técnicas Sin grandes costos de material, de acuerdo con la organización que aprueba el proyecto, se permiten desviaciones en términos de brechas dentro de los límites de hasta el 10%.

6.19. Se recomienda colocar instalaciones tecnológicas externas en el costado de la pared sorda del edificio industrial.

En el caso de colocar instalaciones abiertas con categorías de producción A, B, E a ambos lados del edificio al que están conectadas (o una instalación entre dos edificios), deberán ubicarse a una distancia mínima de 8 m del mismo. con pared ciega, de al menos 12 m - con pared con huecos de ventana, independientemente de la superficie ocupada por edificios e instalaciones. La segunda instalación o edificación deberá ubicarse teniendo en cuenta los requisitos de la cláusula 2.90.

Se permite colocar un paso elevado para las tuberías de esta instalación entre la instalación exterior y el edificio.

6.20. La distancia desde naves industriales hasta tanques de emergencia o drenaje se toma como para Equipo tecnológico ubicado fuera del edificio.

6.21. Un tanque de emergencia (drenaje) terrestre destinado a drenar líquidos y gases inflamables de los hornos debe cercarse con una pared o terraplén ignífugo de al menos 0,5 m de altura y colocarse a una distancia de al menos 15 m del lugar del horno.

El tanque subterráneo de emergencia (drenaje) debe ubicarse a una distancia de al menos 9 m del lugar del horno, por separado o junto con otros tanques de drenaje (en el mismo sitio).

6.22. Los territorios de las estaciones centrales de procesamiento, instalaciones de tratamiento de petróleo, parques de tanques, almacenes de líquidos inflamables y líquidos gaseosos, CPS, UPS y KS deben tener una cerca de 2 m de altura con una puerta de 4,5 m de ancho.

La distancia desde la valla hasta las instalaciones con instalaciones de producción de las categorías A, B, C y E debe ser de al menos 5 m.

En el exterior, a lo largo del límite de la instalación de tratamiento de petróleo, parques de tanques y almacenes de líquidos inflamables y líquidos inflamables, se deberá prever una franja de 10 m de ancho, libre de redes terrestres.

6.23. El área alrededor del tubo de antorcha de la bomba de refuerzo debe estar vallada con una barrera de tierra de 0,7 m de altura y un radio de 15 m.

El área alrededor del pozo de antorcha de las estructuras tecnológicas de la estación de refuerzo con una altura de 30 mo más debe estar cercada con una cerca de alambre de púas de 1,6 m de altura.

La distancia desde el pozo de antorcha hasta la cerca, así como entre los pozos de antorcha, debe tomarse de acuerdo con los datos de cálculo de ingeniería térmica, pero no menos de 30 m.

El área alrededor de la bujía para la descarga de gas en estaciones compresoras, grupos de pozos y pozos de gas individuales no está vallada.

6.24. No se permite la colocación de contenedores de condensado de gas (separadores, cortafuegos y otros equipos), así como la construcción de pozos, fosas y otros huecos dentro del cercado del área alrededor de la antorcha.

6.25. El tendido aéreo de las tuberías de gas desde las instalaciones hasta la tubería de antorcha debe realizarse sobre soportes ignífugos.

6.26. El área en la desembocadura de un pozo único o de un grupo de pozos debe vallarse con un terraplén de tierra de 1 m de altura y un ancho de borde en la parte superior del terraplén de 0,5 m.

6.27. Un sitio de agrupación de pozos con más de 8 pozos debe tener al menos dos entradas ubicadas en diferentes extremos a lo largo de su lado largo.

6.28. Se debe diseñar un sistema de drenaje abierto en los sitios de las instalaciones. En terrenos, no ocupado por edificios y estructuras, la topografía natural debe preservarse y diseño vertical solo en los casos en que sea necesario drenar el agua superficial y tender redes de servicios públicos.

6.29. Para áreas de jardinería de instalaciones tecnológicas abiertas, solo se deben diseñar céspedes.

6.30. Las redes y comunicaciones de ingeniería en el sitio deben diseñarse como sistema unificado con su colocación en carriles técnicos designados (corredores).

6.31. El método de tendido de redes de servicios públicos (terrestre, aéreo o subterráneo) debe tener en cuenta los requisitos de las secciones pertinentes de estas Normas.

6.32. Está permitido tender gasoductos, oleoductos, oleoductos y oleoductos y oleoductos en una misma zanja. Las distancias entre ellos deberán tomarse en función de las condiciones de su instalación, reparación y mantenimiento.

Las distancias entre las tuberías de proceso tendidas en el suelo y los edificios y estructuras se determinan a partir de las condiciones de facilidad de instalación, operación y reparación de las tuberías.

6.33. La distancia desde el lugar de toma de agua (pozos de recepción) de los embalses debe ser al menos:

• a edificios de grado I y II de resistencia al fuego - 10 m;
• a edificios de grados III, IV y V de resistencia al fuego y a almacenes abiertos de materiales combustibles: 30 m;
• a edificios y estructuras con categorías de producción A, B, C, E por peligro de incendio: 20 m;
• a tanques con líquidos inflamables - 40 m;
• a tanques con líquidos inflamables y gases inflamables licuados - 60 m.

6.34. Los pozos receptores de embalses y pozos con hidrantes deben ubicarse a una distancia no mayor de 2 m de los costados de las carreteras, y si se ubican a una distancia mayor de 2 m, deben tener entradas a los mismos con un área de ​​al menos 12x12 m.

6.35. Los tanques o depósitos contra incendios deben colocarse de tal manera que den servicio a objetos ubicados dentro del radio de:

• si hay bombas de coche: 200 m;
• si hay motobombas - 100 - 150 m, según el tipo de motobomba.

Para aumentar el radio de servicio, se permite tender tuberías sin salida desde tanques o depósitos con una longitud no superior a 200 my teniendo en cuenta los requisitos de la cláusula 6.58 de estas Normas.

6.36. Las carreteras en los lugares de los puntos centrales de recogida y tratamiento de petróleo, gas y agua deberían diseñarse con arcenes elevados por encima de la superficie nivelada del territorio adyacente al menos 0,3 m. Si no se puede cumplir este requisito, las carreteras deberían diseñarse de tal manera de manera que los productos petrolíferos derramados no puedan llegar a la carretera (instalación de zanjas, etc.).

6.37. Dentro de los límites de las carreteras del sitio, se permite el tendido de redes de suministro de agua contra incendios, comunicaciones, alarmas, iluminación exterior y cables eléctricos de alimentación.