Naftaväljal on üsna pikk elutsükkel. Nafta leiukoha avastamisest esimese õli tootmiseni võib kuluda mitu aastakümmet. Kogu naftavälja arendamise protsessi võib jagada viieks põhietapiks.

OTSING JA UURIMINE

• 1 Naftaväljade avastamine

• Nafta ja gaas lebavad kivid ah - kollektsionäärid, tavaliselt märkimisväärsel sügavusel
• Nafta lademete tuvastamiseks kivimites tehakse seismilisi uuringuid. Uuringud võimaldavad meil saada pilte sügavatest kivimikihtidest, kus kogenud spetsialistid tuvastavad potentsiaalselt tootlikud struktuurid
• Veendumaks, et tuvastatud kivimistruktuurides on naftat, puuritakse uuringukaevud

• 2 Naftaväljade varu hindamine

Kui maardla leidmine leiab kinnitust, koostatakse geoloogiline mudel, mis on kõigi olemasolevate andmete kogum. Eriline tarkvara võimaldab teil neid andmeid 3D-pildis visualiseerida. Välja digitaalne geoloogiline mudel on vajalik selleks, et:

• Hinnake esialgseid ja taaskasutatavaid nafta (ja gaasi) varusid
• Arendada optimaalne projekt väljade arendamine (kaevude arv ja asukoht, naftatootmise tase jne)

Lisateabe saamiseks kvalitatiivne hindamine varud, puuritakse hindamiskaevud. Ja uurimiskaevude puurimine aitab selgitada maardla suurust ja struktuuri.

Selles etapis tehakse see majanduslik hinnang välja arendamise otstarbekus, lähtudes naftatootmise prognoositavatest tasemetest ja selle arendamise eeldatavatest kuludest. Kui oodatakse majandusnäitajad kriteeriumidele vastama naftafirma, siis hakkab ta seda arendama.

NAFTA JA GAASI KAEVANDAMINE

• 3 Ettevalmistus valdkonna arendamiseks

Naftavälja optimaalseks arendamiseks on väljatöötamisel Arendusprojekt (Technological Development Scheme) ja Väljaarendusprojekt. Projektid hõlmavad järgmist:

• Kaevude nõutav arv ja asukoht
• Optimaalne viis valdkonna arendamiseks
• Tüübid ja maksumus vajalik varustus ja struktuurid
• Õli kogumise ja töötlemise süsteem
• Turvameetmed keskkond

Puurimistehnoloogiate arendamine ja suundkaevude juurutamine praktikasse võimaldab paigutada kaevupead nn “klastritesse”. Ühel padjal võib olla kaks kuni kaks tosinat kaevu. Kaevude kobarpaigutus võimaldab vähendada mõju keskkonnale ja optimeerida põllu arendamise kulusid.

• 4 Nafta ja gaasi kaevandamine

Naftavarude taastamise periood on 15–30 aastat ja mõnel juhul võib see ulatuda 50 aastani või enamgi (hiiglaslike väljade puhul).

Põllu arendamise periood koosneb mitmest etapist:

• Tõusev tootmisetapp
• Tootmise stabiliseerimine maksimaalsel tasemel (platoo)
• Langev tootmisetapp
• Lõplik periood

Õlitootmistehnoloogiate arendamine, geoloogiliste ja tehniliste meetmete (GTM) läbiviimine ning tõhustatud õli taaskasutamise (EOR) meetodite kasutamine võib oluliselt pikendada põllu arendamise tulusat perioodi.

• 5 Likvideerimine

Kui naftatootmise tase langeb alla tulusa taseme, peatatakse välja arendamine ja litsents tagastatakse riigiasutustele.

Peamine graafiline dokument reservide arvutamisel on loendusplaan. Arvutusplaanid (joonis 3) koostatakse produktiivsete veehoidla kihtide ladva struktuurse kaardi või lähima võrdlusaluse alusel, mis asub mitte rohkem kui 10 m kõrgusel või alla kihistu katuse. Kaardile kantakse välis- ja sisekontuurid õli- ja gaasisisaldus, varukategooriate piirid.

Iga kategooria nafta- ja gaasivarude arvutamise piirid ja pindala on värvitud teatud värviga:

Riis. 3. Näide hoiuse arvestamise plaanist.

1 - õli; 2 - vesi: 3 - õli ja vesi;

Kaevud: 4 - tootmine, 5 - uurimine, 6 - kaitse all, 7 - mahajäetud, 8 - ei tekitanud sissevoolu; 9 - kollektorite pinna isohüpsum, m;

Õlisisalduse kontuurid: 10 - välimine, 11 - sisemine; 12 - reservuaaride litoloogilise-faatsiliste asendamise piir; 13 reservide kategooriat;

Kaevude numbrid: lugeja - kaevu number, nimetaja - veehoidla katuse absoluutne kõrgus, m.

Arvutusplaanile kantakse ka kõik varude arvutamise kuupäeval puuritud kaevud (täpse äramärkimisega kaevupeade asukoht ja punktid, kus need ristuvad vastava produktiivse moodustise katusega):

Uurimine;

Kaevandamine;

Kalapüügi korraldamise ootel koitõrje;

Pumpamine ja vaatlus;

Need, kes andsid veevaba õli, õli veega, gaasi, gaasi kondensaadiga, gaas kondensaadi ja vee ja veega;

Hetkel testimisel;

Testimata, märgitud omadused õli-, gaas- ja veehoidla kihtide küllastumine veega vastavalt kaevude geofüüsikaliste uuringute materjalide tõlgendusele;

Likvideeritud, näidates ära likvideerimise põhjused;

Paljastas läbitungimatutest kivimitest koosneva kihi.

Katsetatud kaevude puhul on näidatud: reservuaari katuse ja aluse sügavus ja absoluutmärgid, perforatsiooniintervallide absoluutmärgid, algsed ja praegused õlivoolukiirused, gaas ja vesi, düüsi läbimõõt, süvend, töö kestus, vee ilmumise kuupäev ja selle protsent ekstraheeritud toodetes. Kahe või enama kihi koos testimisel näidatakse nende indeksid. Deebetid õli Ja gaas tuleks mõõta identsete liitmike kaevude kasutamisel.

Tootmiskaevude kohta esitatakse järgmine teave: kasutuselevõtu kuupäev, algsed ja hetkevoolukiirused ning reservuaari rõhk, toodetud õli kogus, gaas, kondensaat ja vesi, kastmise alguskuupäev ja veesisalduse protsent ekstraheeritud toodetes varude arvutamise kuupäeva seisuga. Kell suured hulgad kaevud, paigutatakse see teave arvutusplaani tabelisse või sellele lisatud lehele. Lisaks sisaldab arvutusplaan tabelit, mis näitab autorite poolt aktsepteeritud arvutusparameetrite väärtusi, arvutatud varusid, nende kategooriaid, Vene Föderatsiooni riiklike reservide komitee otsusega vastu võetud parameetrite väärtusi. , reservide arvutamise kuupäev.

Varude ümberarvutamisel tuleb arvutusplaanidele märkida eelmise arvestuse käigus kinnitatud varude kategooriate piirid, samuti tuleb esile tuua pärast eelmist varude arvestust puuritud kaevud.

Nafta, gaasi, kondensaadi ja nendes sisalduvate komponentide varude arvutamine toimub eraldi gaas, õli,. gaasi-õli, vesi-õli ja gaasi-õli-vesi tsoonid reservuaaritüüpide kaupa maardla iga kihi ja põllu kui terviku kohta koos kohustusliku hinnanguga kogu maardla väljavaadetele.

Tööstusliku tähtsusega naftas ja gaasis sisalduvate komponentide varud arvestatakse varude arvestuse piires õli ja gaas.

Varude arvutamisel mõõdetakse arvutusparameetreid järgmistes ühikutes: paksus meetrites; rõhk megapaskalites (täpsusega kümnendiku ühikuni); pindala tuhandetes ruutmeetrites; õli, kondensaadi ja vee tihedus grammides kuupsentimeetri kohta ja gaasi - kilogrammides kuupmeetri kohta (ühiku tuhandiku täpsusega); poorsuse ning nafta ja gaasi küllastuse koefitsiendid ühiku murdosades, ümardatuna sajandikuteni; taastumismäärad õli ja kondensaat ühiku murdosades, ümardatuna tuhandikuteni.

Nafta, kondensaadi, etaani, propaani, butaanide, väävli ja metallide varud on arvutatud tuhandetes tonnides, gaasi - miljonites kuupmeetrites, heeliumi ja argooni - tuhandetes kuupmeetrites.

Parameetrite keskmised väärtused ja reservi arvutamise tulemused on esitatud tabelina.

Organisatsioon asutati 2005. aasta detsembris. Projekti operaator on KarakudukMunai LLP. LUKOILi partneriks projektis on Sinopec (50%). Maardla arendus toimub vastavalt 18. septembril 1995. a sõlmitud maapõue kasutuslepingule. Lepingu kestus on 25 aastat. Karakuduki väli asub Mangistau piirkonnas, 360 km kaugusel Aktaust. Taaskasutatavad süsivesinikuvarud – 11 miljonit tonni. 2011. aasta toodang – 1,4 miljonit tonni naftat (LUKOILi osa – 0,7 miljonit tonni) ja 150 miljonit kuupmeetrit gaasi (LUKOILi osa – 75 miljonit kuupmeetrit). Investeeringud projekti algusest (alates 2006. aastast) - üle 400 miljoni dollari LUKOILi aktsiasse. Töötajate koguarv on umbes 500 inimest, kellest 97% on Kasahstani Vabariigi kodanikud. LUKOIL plaanib kuni 2020. aastani projekti arendusse investeerida oma osasse kuni 0,1 miljardit dollarit.

1. ÜLDTEAVE HOIDISE KOHTA

Geograafiliselt asub Karakuduki väli Ustjurti platoo edelaosas. Halduslikult kuulub see Kasahstani Vabariigi Mangystau oblasti Mangystau rajooni.

Lähim asula on Sai-Utesi raudteejaam, mis asub 60 km kagus. Beineu jaam asub põllust 160 km kaugusel. Kaugus Aktau piirkonna keskusest on 365 km.

Orograafiliselt on tööpiirkond kõrbetasand. Reljeefpinna absoluutkõrgused jäävad vahemikku +180 m kuni +200 m Tööpiirkonda iseloomustab teravalt kontinentaalne kliima kuumade, kuivade suvede ja külmade talvedega. Suve kuumim kuu on juuli maksimumtemperatuuriga kuni +45 o C. talvine periood minimaalne temperatuur ulatub -30-35 o C. Aasta keskmine sademete hulk on 100-170 mm. Piirkonda iseloomustavad tugevad tuuled, mis pöörduvad ümber tolmutormid. Vastavalt SNiP 2.01.07.85-le kuulub põllu pindala tuulerõhu poolest III piirkonda (kuni 15 m/s). Valitsevad suvel puhub NW suunad, talvel - NE. Lumikate tööpiirkonnas on ebaühtlane. Paksus ulatub kõige rohkem vee all olevatel madalatel aladel 1-5 meetrini.

Piirkonna taimestik ja loomastik on vaene ning seda esindavad poolkõrbealadele tüüpilised liigid. Piirkonda iseloomustab hõre rohu- ja põõsataimestik: kaameli okas, koirohi ja solyanka. Loomade maailm mida esindavad närilised, roomajad (kilpkonnad, sisalikud, maod) ja ämblikulaadsed.

Tööalal puuduvad looduslikud veeallikad. Praegu on põllu veevarustuse allikad joogivesi, tehnilisteks vajadusteks ja tulekustutusvajadusteks on Astrahani-Mangyshlaki magistraalveetorustikust pärit Volga vesi, samuti kuni 1100 m sügavused spetsiaalsed veevõtukaevud Albsenomaania maardlate jaoks.

Tööala on praktiliselt asustamata. Karakuduki väljast 30 km ida pool kulgeb Makat – Mangyshlak raudteeliin, mida mööda rajatakse töötavad nafta- ja gaasijuhtmed Uzen-Atyrau – Samara ja “Kesk-Aasia – Center”, samuti kõrgepingeliin Beineu – Uzen. Kalanduse ja asustatud alade vaheline side toimub mootortranspordiga.

1. HOIUSE GEOLOOGILISED JA FÜÜSIKALISED OMADUSED

3.1. Geoloogilise ehituse omadused

Läbilõike litoloogilised ja stratigraafilised omadused

Karakuduki väljal tehtud uuringute, uurimise ja tootmispuurimise tulemusena paljastus meso-tsenosoikumi setete kiht maksimaalse paksusega 3662 m (kaev 20), mis ulatus triiase ajast kuni neogeeni-kvaternaarini (kaasa arvatud).

Allpool on toodud hoiuse paljastatud osa kirjeldus.

Triiase süsteem - T. Triiase ajastu kirjusid terrigeenseid kihte esindavad kihilised liivakivid, aleuriidid, mudakivid ja mudakivilaadsed savid, mis on värvunud erinevates halli varjundites, pruunist rohekashallini. Minimaalne paljastatud triiase paksus on märgitud kaevus 145 (29 m) ja maksimaalne kaevus 20 (242 m).

Juura süsteem – J. Alustel triiase kivimitel paikneb rida juura ajastu ladestusi, millel on stratigraafiline ja nurk ebaühtlane.

Juura sektsioon on esitatud alumise, keskmise ja ülemise osa mahus.

Alumine sektsioon – J 1. Alam-juura osa koosneb litoloogiliselt kihiliste liivakividest, aleuriitidest, savidest ja mudakividest. Liivakivi on helehall roheka varjundiga, peeneteraline, halvasti sorteeritud, tugevalt tsementeerunud. Savid ja aleuriitid on roheka varjundiga tumehallid. Mudakivid on tumehallid OPO lisanditega. Piirkondlikult on Yu-XIII horisont piiratud alam-juura maardlatega. Alam-Jura lademete paksus jääb vahemikku 120–127 m.

Keskmine osa – J 2. Kesk-Jura ajastut esindavad kõik kolm etappi: Bathonian, Bajocian ja Aalenian.

Aaleni lava - J 2 a. Aaleeni ajastu setted katavad aluspõhja stratigraafilise ja nurkadevastasusega ning neid esindavad vahelduvad liivakivid, savid ja harvem aleuriidid. Liivakivid ja aleuriidid on värvitud hallides ja helehallides toonides, savile on iseloomulik tumedam värv. Piirkondlikult piirduvad horisondid Yu–XI, Yu–XII selle stratigraafilise intervalliga. Paksus on üle 100 m.

Bajocian lade - J 2. sajand. Liivakivid on hallid ja helehallid, peeneteralised, tugevalt tsementeerunud, lubjavabad, vilgukivid. Aleuriidid on helehallid, peeneteralised, vilgulised, savised, söestunud taimejäänuste lisanditega. Savid on tumehallid, mustad, kohati tihedad. Tootlikud horisondid Yu-VI-Yu-X piirduvad selle vanuse hoiustega. Paksus on umbes 462 m.

Bathoni lava - J 2 bt. Litoloogiliselt esindavad neid liivakivid, aleuriidid, mis on kaetud savidega. Lõigu alumises osas suureneb liivakivide osakaal õhukeste aleuriit- ja savikihtidega. Tootlikud horisondid Yu-III-Yu-V on piiratud Bathoni etapi setetega. Paksus varieerub 114,8 m kuni 160,7 m.

Ülemine osa – J 3. Ülem-Jura maardlad katavad ühtlaselt alusmägesid ja neid esindavad kolm staadiumi: Kalloovia, Oksfordi ja Volgia ladestused. Alumine piir on tõmmatud mööda savipaki katust, mis on kõigis kaevudes selgelt nähtav.

Kallovia lade - J 3 k. Kalloovia lademe esindab savide, liivakivide ja aleuriitide vahekiht. Lava litoloogiliste tunnuste järgi eristatakse kolme liiget: ülemine ja keskmine on savised paksusega 20-30 m ning alumine liivakivi ja aleuriitkihtide vaheldumine savi vahekihtidega. Produktiivsed horisondid Yu-I ja Yu-II piirduvad Callovia etapi alumise liikmega. Paksus jääb vahemikku 103,2–156 m.

Oksfordi-Volgia staadium – J 3 ox-v. Oxfordi lademe lademeid esindavad haruldaste liivakivide ja aleuriidide vahekihtidega savid ja merglid ning täheldatakse mõningast diferentseerumist: alumine osa on savine, ülemine merine.

Kivid on hallid, helehallid, mõnikord tumehallid ja roheka varjundiga.

Volgia lõik on dolomiitide, merglite ja savide vahekihtidega savikate lubjakivide jada. Lubjakivid on sageli lõhenenud ja poorsed, massiivsed, liivased, savised, ebaühtlaste murdude ja mati läikega. Savid on mudased, hallid, lubjarikkad, sageli esinevad ka fauna jäänused. Dolomiidid on hallid, tumehallid, krüptokristallilised, kohati savised, ebaühtlaste murdudega ja mati läikega. Kivimite paksus jääb vahemikku 179–231,3 m.

Kriidi süsteem - K. Kriidi süsteemi ladestused on esindatud alumise ja ülemise sektsiooni mahus. Lõik jagati tasanditeks, kasutades raiematerjale ja võrdlust naaberaladega.

Alumine osa – K 1. Alamkriidi ajastu ladestused koosnevad neokoomia lademetaguse, aptia ja albia staadiumi kivimitest.

Neokoomia superlava – K 1 ps. Aluseks olevatele Volgia setetele katab sobivalt uuskoomiline intervall, mis ühendab kolme staadiumi: Valangiini, Hauterivi, Barremi.

Lõige koosneb litoloogiliselt liivakividest, savidest, lubjakividest ja dolomiitidest. Liivakivid on peeneteralised, helehallid, polümiktilised, karbonaatse ja savise tsemendiga.

Hauterivi intervalli tasandil on lõiku esindatud peamiselt savid ja merglid ning ainult tipus on jälgitav liivahorisont. Barremi ladestused eristuvad lõigus kivimite kirju värvusega ning koosnevad litoloogiliselt savidest, mille vahekihtideks on liiva- ja aleuriit. Kogu neokoomia lõigul täheldatakse aleuriitiivsete kivimite ühikute esinemist. Neokoomia ülelava setete paksus jääb vahemikku 523,5–577 m.

Aptia staadium – K 1 a. Selle vanuse setted kattuvad erosiooniga, millel on selge litoloogiline piir. Alumises osas koosneb lõik valdavalt savisetest kivimitest, millel on haruldased liiva-, liiva- ja aleuriitkihid, ülemises osas on ühtlaselt vahelduvad savised ja liivased kivimid. Paksus varieerub 68,7 m kuni 129,5 m.

Albiani lava – K 1 al. Sektsioon koosneb kihtliivadest, liivakividest ja savidest. Kivimite struktuursed ja tekstuurilised omadused ei erine nende aluseks olevatest. Paksus varieerub vahemikus 558,5 m kuni 640 m.

Ülemine osa – K 2. Ülemist lõiku esindavad Cenomanian ja Turonian-Senonian maardlad.

Cenomaania etapp – K 2 s. Cenomaania lademe lademeid esindavad savid, mis vahelduvad aleuriitidega ja liivakividega. Litoloogilise välimuse ja koostise poolest ei erine selle vanuse kivimid Albia ladestustest. Paksus jääb vahemikku 157–204 m.

Turoni-Senoonia jagamatu kompleks – K 2 t-cn. Kirjeldatud kompleksi põhjas on savidest, liivakividest, lubjakividest ja kriidilaadsetest merglitest koosnev Turoni lade, mis on heaks võrdluspunktiks.

Kõrgemal lõigul asuvad Santoni, Campania ja Maastrichti lademete lademed, mis on ühendatud Senoni lademes, mida esindab litoloogiliselt paks kiht kihtidega mergleid, kriidi, kriiditaolisi lubjakivisid ja karbonaatsavi.

Turoni-Senoni kompleksi setete paksus varieerub vahemikus 342 m kuni 369 m.

Paleogeenne süsteem - R. Paleogeensetest ladestustest on esindatud valged lubjakivid, rohekas-marlilised kihistused ja roosad aleureesid. Paksus varieerub 498 m kuni 533 m.

Neogeen-kvaternaari süsteemid – N-Q. Neogeen-kvaternaari maardlad koosnevad peamiselt helehalli, rohelise ja pruuni värvusega karbonaat-savi kivimitest ning lubjakivi-koorekivimitest. Lõigu ülemine osa on valmistatud mandrisetetest ja konglomeraatidest. Setete paksus varieerub 38 m kuni 68 m.

3.2. Tektoonika

Tektoonilise tsoneeringu järgi asub Karakuduki väli Arystanovi tektoonilises staadiumis, mis on osa Turani laama lääneosa põhja-Ustjurti lohkude ja tõusude süsteemist.

JSC Bashneftegeofizika teostatud seismilise uurimistöö MOGT-3D (2007) materjalide kohaselt on Karakuduki struktuur piki peegeldavat horisonti III brahhüantikliinne alamlaiussuunaline volt, mille mõõtmed on 9x6,5 km piki suletud isohüpsist miinus 2195 m, amplituudiga 40 m. Tiibade langemisnurgad suurenevad sügavusega: Turoonis - kraadi murdosa, alamkriidi ajastul -1-2˚. Struktuur piki peegeldit V kujutab endast klinaalset volti, mille on purustanud arvukad vead, millest mõned võivad olla mittetektoonilised. Kõik suuremad vead, mida tekstis hiljem kirjeldatakse, on sellel peegelduval silmapiiril jälgitavad. Submeridionaalse löögi volt koosneb kahest kaarest, mille piirjoon on isohüpsum miinus 3440 m ja mis on tuvastatud kaevude 260-283-266-172-163-262 ja 216-218-215 piirkonnas. Mööda isohüpsumi miinus 3480 m on volti mõõtmed 7,4 x 4,9 km ja amplituud 40 m.

Juura ajastu produktiivsete horisontide struktuurikaartidel on tõus peaaegu isomeetrilise kujuga, mida raskendab rida rikkeid, mis jagavad struktuuri mitmeks plokiks. Kõige põhilisem rike on F 1 rike idas, mis on jälgitav kogu tootmissektsioonis ja jagab konstruktsiooni kaheks plokiks: keskseks (I) ja idapoolseks (II). Plokk II langeb I plokiga võrreldes, suurendades nihke amplituudi lõunast põhja 10 meetrilt 35 meetrile. Viga F1 on kaldu ja nihkub sügavusega läänest itta. Seda rikkumist kinnitati puurkaevu 191 puurimisega, kus puudub osa juuraajastu setetest umbes 15 m produktiivse horisondi Yu-IVA tasemel.

Katkestus F 2 viidi läbi kaevude 143, 14 piirkonnas ja lõikab ära keskploki (I) lõunaplokist (III). Seda rikkumist ei põhjendanud mitte ainult seismiline alus, vaid ka puurkaevude testimise tulemused. Näiteks aluskaevude hulgast on kaevu 143 kõrval puurkaev 222, kus Yu-I horisondi testimisel saadi õli ja vesi kaevust 143.

Töö kirjeldus

Organisatsioon asutati 2005. aasta detsembris. Projekti operaator on KarakudukMunai LLP. LUKOILi partneriks projektis on Sinopec (50%). Maardla arendus toimub vastavalt 18. septembril 1995. a sõlmitud maapõue kasutuslepingule. Lepingu kestus on 25 aastat. Karakuduki väli asub Mangistau piirkonnas, 360 km kaugusel Aktaust. Taaskasutatavad süsivesinikuvarud – 11 miljonit tonni. 2011. aasta toodang – 1,4 miljonit tonni naftat (LUKOILi osa – 0,7 miljonit tonni) ja 150 miljonit kuupmeetrit gaasi (LUKOILi osa – 75 miljonit kuupmeetrit).

Arengu käigus õli hoiused jagunevad neljaks etapiks:

I-õlitoodangu suurendamine;

II- naftatootmise stabiliseerimine;

III - naftatoodangu langus;

IV - maardlate kasutamise hiline etapp.

Esimeses etapis tagab naftatootmismahtude suurenemise peamiselt uute tootmiskaevude kasutuselevõtt kõrge reservuaari surve tingimustes. Tavaliselt toodetakse sel perioodil veevaba õli ja ka reservuaari rõhk väheneb veidi.

Teine etapp - naftatootmise stabiliseerimine - algab pärast põhikaevu varu puurimist. Sel perioodil suureneb naftatootmine esmalt veidi ja hakkab seejärel aeglaselt vähenema. Õlitootmise kasv saavutatakse: 1) kaevu mustri paksendamise teel; 2) vee või gaasi sissepritse suurendamine kihistusse reservuaari rõhu säilitamiseks; 3) puurkaevude põhjaaugu tsoonide mõjutamise ja kihistu läbilaskvuse suurendamise tööde tegemine jne.

Arendajate ülesanne on pikendada teist etappi nii palju kui võimalik. Sellel naftareservuaari arendamise perioodil ilmub kaevu tootmisesse vett.

Kolmandat etappi – naftatootmise vähenemist – iseloomustab õlitootmise vähenemine, veekatkestuse suurenemine kaevu tootmisel ja reservuaari rõhu suur langus. Selles etapis lahendatakse naftatootmise kahanemise kiiruse pidurdamise probleem teises etapis kasutatud meetoditega, samuti reservuaari süstitava vee paksendamisega.

Esimese kolme etapi jooksul tuleks läbi viia valik 80...90 % tööstuslikud naftavarud.

Neljandat etappi – reservuaari kasutamise hilist etappi – iseloomustavad suhteliselt väikesed nafta väljavõtmise mahud ja suured vee väljavõtted. See võib kesta päris kaua – seni, kuni naftatootmine jääb kasumlikuks. Sel perioodil kasutatakse laialdaselt sekundaarseid õlitootmise meetodeid, et ekstraheerida reservuaarist järelejäänud kileõli.

Gaasireservuaari arendamisel nimetatakse neljandat etappi lõplikuks perioodiks. See lõpeb, kui rõhk kaevupeas on alla 0,3 MPa.

2. Kaevude käitamise meetodid.

Kaevude toimimist on mitut tüüpi:

Purskkaev

Gaasitõstuk

Deep ja teised

Tootmiskaevude käitamine tähendab nende kasutamist tehnoloogilistes protsessides kihistu produktide (nafta, kondensaat, gaas, vesi) tõstmiseks kihist pinnale.

Puurkaevude käitamismeetodid ja nende kasutamise perioodid on põhjendatud põllu arendamise projektidokumentides ning neid rakendavad naftat ja gaasi tootvad organisatsioonid vastavalt geoloogilise ja tehnilise tegevuse plaanidele.

Kaevud tohivad käitada ainult siis, kui need sisaldavad pumpamis- ja kompressoritorusid. Kaevude tootmisseadmete laskumissügavus ja standardsuurused määratakse kindlaks kaevude kasutuselevõtu plaanidega või remonditööde plaanidega vastavalt tehnoloogilistele ja tehnilistele arvutustele vastavalt kehtivatele regulatiivsetele ja tehnilistele dokumentidele.

Arendusprojekt on terviklik dokument, mis on tegevusprogramm valdkonna arendamiseks.

Projekti koostamise lähtematerjaliks on teave põllu struktuuri, kihtide ja vahekihtide arvu, maardlate suuruse ja konfiguratsiooni, reservuaaride ning neid küllastava nafta, gaasi ja vee omaduste kohta.

Nende andmete põhjal määratakse nafta-, gaasi- ja kondensaadivarud. Näiteks arvutatakse üksikute maardlate geoloogilised naftavarud kokku, korrutades õlikandva pindala efektiivse naftaga küllastunud moodustise paksuse, efektiivse poorsuse, nafta suhte, õlitiheduse pinnatingimustes ja reservuaari õli mahukoefitsiendi pöördarvuga. tingimused. Pärast seda leitakse kaubanduslikud (või taaskasutatavad) naftavarud, korrutades geoloogiliste koguvarude väärtust nafta saagise koefitsiendiga.

Pärast reservide kinnitamist viiakse läbi terviklik väljaarendusprojekt. Sel juhul kasutatakse uuringukaevude proovitöö tulemusi, mille käigus määratakse nende tootlikkus, reservuaari rõhk, uuritakse maardlate töörežiime, vee-õli (gaas-vesi) ja gaasi-õli kontaktide asukohta, jne.

Projekteerimisetapis valitakse välja väljaarendussüsteem, mis hõlmab kaevude vajaliku arvu ja paigutuse määramist, nende kasutuselevõtu järjestust, teavet puurkaevu töötamise meetodite ja tehnoloogiliste režiimide kohta, soovitusi reservuaari energia tasakaalu reguleerimiseks maardlates. .

Puurkaevude arv peab tagama vaadeldaval perioodil planeeritud nafta, gaasi ja kondensaadi tootmise.

Kaevud on paigutatud ühtlaselt ja ebaühtlaselt üle hoiuala. Sel juhul eristatakse kahte tüüpi ühtlust ja ebaühtlust: geomeetrilist ja hüdrogaas-dünaamilist. Kaevud on geomeetriliselt ühtlaselt paigutatud maardla alale kantud korrapäraste tingimusvõrkude (kolme-, nelja-, viis- ja kuusnurksete) sõlmedesse. Hüdrogaasidünaamiliselt ühtlane on kaevude paigutus, kui nende äravoolu piirkonnas on võrdsed naftavarud (gaas, kondensaat).

Kaevu paigutamise skeem valitakse, võttes arvesse maardla kuju ja suurust, selle geoloogilist struktuuri, filtreerimisomadusi jne.

Kaevude kasutuselevõtmise järjekord sõltub paljudest teguritest: tootmisplaanist, välirajatiste ehitustempost, puurplatvormide olemasolust jne. Kasutatakse “kondenseeriva” ja “roomava*” kaevude puurimise skeeme. Esimesel juhul puuritakse kaevud esmalt mööda hõredat võre, kogu maardla alale ja seejärel need "paksendada", s.o. uute kaevude puurimine olemasolevate vahele. Teises puuritakse esialgu kõik projekti kaevud, kuid maardla eraldi aladel. Ja alles hiljem puuritakse teistes piirkondades täiendavaid kaevusid.

"Paksenemise" skeemi kasutatakse keeruka geoloogilise struktuuriga produktiivsete moodustiste suurte põldude puurimisel ja arendamisel ning "hiilimise" skeemi kasutatakse keeruka maastikuga põldudel.

Kaevude käitamise meetod valitakse sõltuvalt sellest, mida toodetakse (gaas või õli), reservuaari rõhu suurusest, produktiivse moodustise sügavusest ja paksusest, reservuaari vedeliku viskoossusest ja paljudest muudest teguritest.

Tootmiskaevude tehnoloogiliste töörežiimide kehtestamine taandub nafta (gaasi, kondensaadi) kaevandamise kiiruse planeerimisele. Puurkaevu töörežiimid muutuvad ajas sõltuvalt reservuaari arenguseisundist (õlikandva gaasiõli kontuuri asend, kaevudes veelõikus, tootmiskorpuse tehniline seisukord, puurkaevu tööviis jne).

Soovitused reservuaari energia tasakaalu reguleerimiseks maardlates peaksid sisaldama teavet reservuaari rõhu säilitamise meetodite (üleujutamise või gaasi süstimise teel reservuaari) ja tööainete sissepritse mahu kohta.

Valitud arendussüsteem peab tagama nafta, gaasi ja kondensaadi taaskasutamise kõrgeimad koefitsiendid, maapõue ja keskkonna kaitse minimaalselt vähendatud kuludega.

Looduslik tooraine (nafta, gaas) allikas on maardla. Juurdepääs sellele on tagatud paljude kaevude kaudu. Naftaväljade projekteerimisel ja arendamisel eristatakse järgmisi tootmiskaevude rühmi:

Kaevandamine;

Surve;

Eriline.

Tootmiskaevud, millel on purskkaev, pumpamine või gaasitõstuk ning mis on ette nähtud nafta, naftagaasi ja nendega seotud vee tootmiseks. Tootmiskaevud jagunevad sõltuvalt vedeliku tõstmisviisist voolu-, gaasitõste- ja pumpamiskaevudeks.

Purskkaevumeetodil tõusevad vedelik ja gaas mööda puurauku põhjast pinnale ainult naftareservuaari omava reservuaarienergia mõjul. See meetod on kõige ökonoomsem, kuna see on tüüpiline äsja avastatud, energiast tühjaks saanud maardlate jaoks. Säilitades reservuaari survet vee või gaasi reservuaari süstimisega, on mõnel juhul võimalik kaevu vooluperioodi oluliselt pikendada.

Kui kaevud ei saa voolata, viiakse need üle õlitootmise mehhaniseeritud meetoditele.

Gaasliftiga tootmismeetodi puhul juhitakse (või pumbatakse kompressorite abil) surugaasi (süsivesinik) või väga harva õhku, et tõsta õli pinnale. varustab surugaasi paisumisenergiat.

IN kaevude pumpamine Vedelik tõstetakse pinnale kaevu langetatud pumpade abil - varraspumbad (ShSN) või sukelpumbad (ESP). Põldudel kasutatakse ka muid puurkaevude käitamise meetodeid.

Sissepritsekaevud on mõeldud produktiivsete moodustiste mõjutamiseks, süstides neisse vett, gaasi ja muid tööaineid. Vastavalt vastuvõetud lööksüsteemile võivad süstimiskaevud olla perifeersed, perifeersed ja ahelasisesed. Arendusprotsessi käigus saab tootmiskaevud üle kanda sissepritsekaevude arvule, et üle kanda sissepritse, luua täiendavaid ja arendada olemasolevaid lõikeliine ning korraldada fookusüleujutust. Nende puurkaevude projekt koos kasutatavate seadmetega peab tagama sisselaskeprotsessi ohutuse ja vastavuse maapõue kaitsenõuetele. Mõnda süstimiskaevu saab ajutiselt kasutada tootmiskaevudena.

Reservkaevuvaru on ette nähtud selleks, et kaasata põhivaru kaevude väljatöötamisse oma asukoha kontuuris mitteseotud üksikute läätsede, pigistustsoonide ja seisvatsoonide väljatöötamisse. Reservkaevude arv on projekteerimisdokumentides põhjendatud, võttes arvesse produktiivsete moodustiste heterogeensuse olemust ja astet (nende katkemist), põhivaru puurkaevude võrgu tihedust jne.

Vaatlus- ja piezomeetrilised kaevud toimivad juhtelementidena ja on ette nähtud:

Vaatlused vett kontsentreeriva õli ja gaasi-kondensatsiooniõli, gaasi-vesi kondensaadi, kihistu õli-vesi-gaasi küllastumise muutuste perioodiliseks jälgimiseks maardla kujunemise käigus;

Piezomeetriline - reservuaari rõhu süstemaatiliseks muutmiseks piirialal, gaasikorgis ja reservuaari õlitsoonis.

Seirekaevude arv ja asukoht määratakse arendusprojekti dokumentides.

Hindamiskaevud puuritakse väljaarendatavatel või proovitootmiseks ettevalmistatavatel põldudel (maardlates), et selgitada kihistute parameetreid ja töötingimusi, tuvastada ja selgitada isoleeritud tootmisväljade piire ning hinnata naftavarude tootmist üksikutes. maardla lõigud A+B+C kategooria varude kontuuris.

Spetsiaalsed kaevud on ette nähtud protsessivee ammutamiseks, toodetud vee väljajuhtimiseks, maa-aluseks gaasihoidlaks ja lahtiste purskkaevude likvideerimiseks.

Vee tarbimine kaevud on ette nähtud veevarustuseks kaevude puurimisel, samuti süsteemid reservuaari rõhu säilitamiseks arendamise ajal.

Absorptsioonikaevud mõeldud arenenud põldudelt toodetud vee pumpamiseks absorbeerivatesse koosseisudesse.

Wells - varukoopiad on ette nähtud vananemise tõttu tegelikult likvideeritute asendamiseks ( füüsiline kulumine) või tehnilistel põhjustel (töö käigus juhtunud õnnetuste tagajärjel) tootmis- ja sissepritsekaevud. Nafta- ja gaasitootmisosakondade poolt välja pakutud varukaevude arv, paigutus ja kasutuselevõtu järjekord on põhjendatud tehniliste ja majanduslike arvutustega projektides ja rafineeritud arendusprojektides ning erandina tehnoloogilistes skeemides, võttes arvesse võimalikku naftatootmist. varukaevudest mitmekihilistel põldudel - võttes arvesse võimalikku kasutamist nende asemel tagastuskaevud alusobjektidelt.

Mothballed kaevud- mittetoimivad nende toimimise ebaotstarbekuse või võimatuse tõttu (olenemata nende otstarbest), mille konserveerimine on vormistatud kehtivate sätete kohaselt.

Töötav puurkaev jaguneb kaevudeks, mis on töös (töötavad), need, mis on pärast ekspluatatsiooni kapitaalremonti ja ootavad kapitaalremonti, need, mis on arendamisel ja pärast puurimist.

Töötavad (aktiivsed) kaevud hõlmavad kaevu, milles toodetakse tooteid Eelmine kuu aruandeperioodi, olenemata nende tööpäevade arvust sellel kuul.

Töötavate (töötavate) puurkaevude laoseisu kuuluvad kaevud, mis toodavad tootmist, kaevud, mis peatati arendus- või katsetööde reguleerimise eesmärgil, samuti kaevud, mis on plaanilises ennetavas hoolduses (tööta, seisatud aruandluse viimasel kuul sel kuul toodangut tootnud isikute hulgast).

Pärast käitamist kapitaalremondi all olevate puurkaevude hulka kuuluvad kaevud, mis on kasutusest kõrvaldatud ja kus aruandekuu lõpus tehti remonttöid. Kapitaalremonti ootavate kaevude hulka kuuluvad kaevud, mis on kalendrikuu seisnud.

Kontrollküsimused:

1. Mitmeks etapiks on valdkonna arendus jagatud?

2. Mida mõeldakse tootmiskaevude töötamise all?

3. Mis on arendusprojekt?

4. Millistest parameetritest sõltub töömeetod?

Kirjandus

1. Askerov M.M., Suleymanov A.B. Kaevude remont: viide, käsiraamat. -: Nedra, 1993.

2. Angelopulo O.K., Podgornov V.M., Avakov B.E. Puurimisvedelikud rasketes tingimustes. - M.: Nedra, 1988.

3. Pruun SI. Õli, gaas ja ergonoomika. - M: Nedra, 1988.

4. Pruun SI. Tööohutus puurimisel. - M: Nedra, 1981.

5. Bulatov A.I., Avetisov A.G. Puurimisinseneri käsiraamat: 3 köites: 2. väljaanne, parandatud. ja täiendav - M: Nedra, 1993-1995. - T. 1-3.

6. Bulatov A.I. Tsemendikivi teke ja käitamine kaevus, Nedra, 1990.

7. Varlamov P.S. Mitmetsüklilised moodustumise testijad. - M: Nedra, 1982.

8. Gorodnov V.D. Füüsikalis-keemilised meetodid puurimisel tekkivate komplikatsioonide ärahoidmiseks. 2. väljaanne, muudetud. ja täiendav - M: Nedra, 1984.

9. Kaevude geoloogilised ja tehnoloogilised uuringud / L.M. Chekalin, A.S. Moiseenko, A.F. Shakirov ja teised - M: Nedra, 1993.

10. Geoloogilised ja tehnoloogilised uuringud puurimisprotsessi ajal. RD 39-0147716-102-87. VNIIPromgeofizika, 1987.

Teema: Nafta- ja gaasipuuraukude käitamise meetodid.

Plaan 1. Purskkaevu töömeetod.

2. Voolutingimused ja võimalikud meetodid selle pikendamiseks.

6.1. Selle jaotise standardid sisaldavad põhinõudeid üldplaneeringu paigutusele ja tuleohutus projekteeritud ja rekonstrueeritavatele õlitööstuse hoonetele ja rajatistele ning individuaalsed nõuded on toodud käesolevate standardite vastavates punktides.

Välja arvatud regulatiivsed nõuded Nende standardite kohaselt tuleb rajatiste tulekaitse kavandamisel juhinduda järgmistest dokumentidest:

• "Meisterplaanid tööstusettevõtted»;
• “Hoonete ja rajatiste projekteerimise tuleohutusnormid”;
• “Tööstusettevõtete tööstushooned”;
• "Gaasivarustus. Sise- ja välisseadmed”;
• “Tööstusettevõtete struktuurid”;
• “Tööstusettevõtete abihooned ja ruumid”;
• “Elektripaigaldiste ehitamise eeskiri (PUE)”;
• "Veevarustus. Välisvõrgud ja -struktuurid”;
• “Nafta ja naftatoodete laod”;
• "Magistraalid";
• "Autoteenindusettevõtted";
• "Tööstusettevõtete projekteerimise sanitaarstandardid."

a) NÕUDED ÜMBERPLAANI

6.2. Andmete põhjal tuleks välja töötada valdkonna üldplaan tehnoloogiline skeem(projekt) naftavälja arendamiseks, arvestades naftatööstuse arendamise ja tootmisjõudude paigutamise skeeme majanduspiirkondades ja liiduvabariikides.

6.3. Valdkonna üldplaneering koostatakse maakasutajate kaartidel, tavaliselt mõõtkavas 1:25000, arvestades NSV Liidu ja liiduvabariikide maa-, vee- ja muude õigusaktide nõudeid, kahes etapis:

1. esialgne - osana kohtade ja marsruutide valimise abimaterjalidest;
2. lõplik – pärast kohtade ja marsruutide valimise akti kinnitamist ettenähtud korras, võttes arvesse kõigi maakasutajate märkusi.

6.4. Üldplaneeringu skeem peaks ette nägema nafta-, gaasi-, sissepritse- ja muude üksikute kaevude, kaevukobarate, bensiinijaamade, survepumbajaamade, juhtimissüsteemide, UPS-i, pumbajaamade, VRP, kompressorijaamade paigutamise põllu territooriumile. , alajaamad ja muud rajatised, samuti insenerikommunikatsioonid (teed, nafta- ja gaasijuhtmed, veetorustikud, elektriliinid, side, telemehaanika, katoodkaitse jne), mis pakuvad tehnoloogilisi ja tootmisprotsesse toodete kogumiseks ja transportimiseks naftakaevud võttes arvesse antud piirkonnas olemasolevaid transpordiühendusi kesktöötlemistehaste, naftatöötlemistehaste, gaasitöötlemistehaste, rafineerimistehaste, nafta, gaasi ja vee välistranspordi suundade, elektri, soojuse, vee tarneallikate , õhk jne.

6.5. Üldplaani diagrammi koostamisel tuleb arvestada:

• põldude ekspluateerimise korraldamise brigaad ja välivorm vastavalt Naftatööstuse Ministeeriumi “Õlitootmisbrigaadi eeskirjale ...”;
• tehnoloogiliste süsteemide laiendamise ja rekonstrueerimise võimalus;
• tehniliste meetmete rakendamine nafta ja gaasi tootmise, kogumise ja transpordi tootmisprotsesside intensiivistamiseks.

6.6. Põllu arendamise ettevõtete, rajatiste, hoonete ja rajatiste üldplaan tuleks koostada vastavalt standardite “Tööstusettevõtete üldplaanid” ja muude käesoleva paragrahvi üldosas toodud standardite nõuetele, samuti käesolevate standardite nõuetele. Standardid.

Üldplaneeringu planeerimisotsused tuleb välja töötada käitiste, plokkide, hoonete ja rajatiste tehnoloogilist tsoneerimist arvestades.

Tootmis- ja abihoonete ja -rajatiste paigutamine tsoonidesse peab toimuma vastavalt nende funktsionaalsele ja tehnoloogilisele otstarbele ning arvestades nende plahvatus-, plahvatus- ja tuleohtu.

6.7. Juurdepääs rajatistele, hoonetele ja rajatistele ning kohapealsed raudteed ja teed tuleks projekteerida vastavalt standardite nõuetele. Raudteed 1520 mm rööpmelaius", Naftatööstuse Ministeeriumi "Kiirteed", "Juhend Lääne-Siberi naftaväljade maanteede projekteerimiseks".

6.8. Ettevõtete, hoonete ja rajatiste ehitusplatside mõõtmed määratakse tehnoloogiliste konstruktsioonide, abiehitiste ja tehnosüsteemide paigutuse tingimustest, võttes arvesse tuleohutus- ja sanitaarnormide nõudeid.

Ettevõtete ja üksikobjektide hoonestustihedus peab vastama standardites “Tööstusettevõtete üldplaanid” toodud väärtustele. Nafta- ja gaasipuuraukude alad tuleb aktsepteerida vastavalt Naftatööstuse Ministeeriumi “Nafta- ja gaasipuuraukude maa eraldamise standarditele”.

Lineaarkonstruktsioonide ehitamiseks mõeldud maariba laius ei tohiks olla suurem kui on ette nähtud: "Magistraaltorustiku maa eraldamise normid", "Sideliinide maa eraldamise normid", "Maa eraldamise normid elektrivõrkudele pingega 0,4 - 500 kV”, “Maanteede maaeraldusnormid”.

6.9. CPS saidid, baasid tootmisteenus(BPO), NGDU, UBR, URB, tehnoloogilise transpordi osakondade baasid (UTT) ja spetsiaalsed seadmed, torude ja tööriistade alused ning muud abiotstarbelised hooned ja rajatised naftavälja teenindamiseks (CDNG, kopteriväljakud jne), samuti kuna rotatsioonilaagrid võivad asuda nii põllu territooriumil kui ka väljaspool seda.

6.10. Jõgede ja muude veekogude rannikulõikudele naftatootmiseks mõeldud ettevõtete, rajatiste, hoonete ja rajatiste paigutamisel tuleks ehitusplatside planeerimismärgid võtta vähemalt 0,5 m kõrgusele arvestuslikust kõrgeimast veehorisondist, võttes arvesse sulgvett ja kallet. vooluveekogust selle ületamise tõenäosusega:

• hoonetele, milles tootmisprotsess otseselt seotud nafta kaevandamisega maapõuest (nafta- ja gaasipuuraukude suudmed, mõõteseadmed) - üks kord 25 aasta jooksul;
• keskpumbajaamade, rõhutõstejaamade, gaasikompressorjaamade, eraldusjaamade, õlipuhastusjaamade, õlipumbajaamade, pumbajaamade ja elektrialajaamade jaoks - üks kord 50 aasta jooksul.

6.11. Naftaväljade arendusrajatised peaksid asuma naaberettevõtetest tabelis 19 toodud kaugustel, arvestades võimalust teha koostööd nende ehitusettevõtetega. tehnovõrgud ja kiirteid.

6.12. Ettevõtete, hoonete ja rajatiste valdkonna arendamiseks üldplaneeringu väljatöötamisel tuleb vastavalt PUE-76 VII jaotise nõuetele määrata kindlaks kaugused tehnoloogilistest paigaldistest ja rajatistest jaotusseadmete, trafoalajaamade, mõõteriistade ja juhtimisseadmete ning operaatoriruumideni. võttes arvesse põlevgaasi tihedust projektis määratud tehnoloogilise arvutuse suhtes õhutiheduse suhtes.

6.13. Lühimad vahemaad naftaväljade arendusrajatiste hoonete ja rajatiste vahel tuleks võtta vastavalt tabelile. 20 ning hoonetest ja rajatistest maa-aluste nafta- ja gaasijuhtmeteni – vastavalt tabelile. 21.

6.14. Lühimad vahemaad keskjaamas asuvate hoonete ja rajatiste vahel tuleks võtta vastavalt tabelile. 22.

6.15. Vahemaa õlipüüdjatest, settetiikidest ja muudest reoveesüsteemi rajatistest abi- ja tööstushoonete ning puhastusrajatiste korrashoiuga mitteseotud rajatisteni tuleb võtta vastavalt tabelile. 22.

Lühimad vahemaad hoonete ja kanalisatsioonisüsteemide konstruktsioonide vahel tuleks võtta vastavalt tabelile. 23.

6.16. Lühimad kaugused laohoonetest, hapniku, atsetüleeni, lämmastiku ja kloori balloonide hoidmiseks avatud alade kuuridest kuni A, B, C, E tootmiskategooriaga hoonete ja rajatisteni peaksid olema vähemalt 50 m, teiste tootmis- ja abihooneteni. ära ole vähem:

• kui silindrite arv on alla 400 tk. - 20 m;
• silindrite arvuga 400 kuni 1200 tk. - 25 m.

Balloonide hoidmiseks mõeldud ladude kogumaht ei tohiks ületada 1200 ühikut, sealhulgas mitte rohkem kui 400 tuleohtlike gaasidega täidetud ballooni.

Märkused: 1. Näidatud silindrite arv on antud ühe ballooni kohta mahuga 50 liitrit, väiksema balloonimahuga tuleb teha ümberarvestus.

2. Tuleohtlike gaasiballoonide ja hapnikuballoonide ühine ladustamine ei ole lubatud.

6.17. Kaugused väljaspool hoonet asuvatest tulekütteseadmetest (kütteõli-, naftasaaduste-, gaasi-, vee- ja anhüdriidiahjud) muude tehnoloogiliste seadmete, töökoja või paigaldise hoonete ja ehitisteni, mis sisaldavad ahju, samuti viaduktideni, välja arvatud tehnoloogilised torustikud, mis ühendavad tulekütteseadmeid teiste tehnoloogiliste seadmetega, ei tohi olla väiksemad kui tabelis näidatud. 24.

6.18. Tabelites näidatud vahemaad määratakse kindlaks:

a) tootmis-, olme- ja abihoonete, paigaldiste, mahutite ja seadmete vahel - välisseinte või vahel (välja arvatud metalltrepid);

b) tehnoloogiliste riiulite ja ilma riiuliteta torustike puhul - kõige välimise torustikuni;

c) kohapealsete raudteede puhul - lähima raudteerööbastee teljeni;

d) kohapealsetel teedel - sõidutee servani;

e) lõõripaigaldiste puhul - kuni tõrviku silindri teljeni;

e) rekonstrueerimise ajal olemasolevaid ettevõtteid või tehnoloogilised paigaldised, kui täpset vastavust ei ole võimalik täita tehnilised kirjeldused Ilma suurte materjalikuludeta on kokkuleppel projekti heakskiitva organisatsiooniga lubatud hälbed lünkade osas kuni 10% piires.

6.19. Tehnoloogilised välispaigaldised on soovitatav paigutada tööstushoone tühja seina küljele.

Tootmiskategooriate A, B, E avatud paigaldiste paigutamisel mõlemale poole hoonet, millega need on ühendatud (või üks paigaldus kahe hoone vahel), peavad need asuma sellest vähemalt 8 m kaugusel - tühja seinaga, vähemalt 12 m - aknaavadega seinaga, sõltumata hoonete ja rajatiste poolt hõivatud pindalast. Teine käitis või ehitis peab paiknema punkti 2.90 nõudeid arvestades.

Selle paigaldise torustike jaoks on lubatud välispaigaldise ja hoone vahele paigaldada viadukt.

6.20. Kaugus tööstushoonetest avarii- või drenaažimahutiteni võetakse nagu ette nähtud tehnoloogilised seadmed asub väljaspool hoonet.

6.21. Ahjudest tuleohtlike vedelike ja gaaside ärajuhtimiseks mõeldud maapealne avarii- (äravoolu) paak tuleks tarastada vähemalt 0,5 m kõrguse tulekindla seina või muldkehaga ning asetada ahju asukohast vähemalt 15 m kaugusele.

Maa-alune avarii- (drenaaži)paak peab paiknema ahju asukohast vähemalt 9 m kaugusel eraldi või koos teiste drenaažimahutitega (samal platsil).

6.22. Kesktöötlemisjaamade, õlitöötlusrajatiste, mahutiparkide, tuleohtlike vedelike ja gaasivedelike ladude, CPS, UPS ja KS territooriumidel peab olema 2 m kõrgune piirdeaed 4,5 m laiuse väravaga.

Kaugus tarast A-, B-, C- ja E-kategooria tootmisrajatisteni peab olema vähemalt 5 m.

Väljaspool õlitöötlusrajatise, paakparkide ja tuleohtlike vedelike ja tuleohtlike vedelike ladude piiri tuleks ette näha 10 m laiune maapealsetest võrkudest vaba riba.

6.23. Võimepumba lahtri toru ümbrus peab olema tarastatud 0,7 m kõrguse ja 15 m raadiusega muldvalliga.

30 m ja enama kõrgusega võimendusjaama tehnoloogiliste konstruktsioonide laagrešahti ümbrus tuleb piirata 1,6 m kõrguse okastraadist aiaga.

Kaugus lambivõllist aiani, samuti lahtrivõllide vahel tuleks võtta soojustehniliste arvutusandmete järgi, kuid mitte vähem kui 30 m.

Küünla ümbrus kompressorijaamade, kaevukobarate ja üksikute gaasikaevude jaoks ei ole aiaga piiratud.

6.24. Gaasikondensaadi mahutite (separaatorid, tulepüüdurid ja muud seadmed) paigutamine, samuti kaevude, süvendite ja muude süvendite rajamine lõkke ümbritseva ala piirdeaedadesse ei ole lubatud.

6.25. Gaasijuhtmete maapealne paigaldamine paigaldistest põlemistoruni tuleks paigaldada tulekindlatele tugedele.

6.26. Üksiku kaevude või kaevude kobara suudmeala tuleks piirata 1 m kõrguse muldvalliga, mille serva laius valli ülaosas on 0,5 m.

6.27. Rohkem kui 8 kaevuga kaevukobara kohas peab piki selle pikemat külge olema erinevates otstes vähemalt kaks sissepääsu.

6.28. Rajatiste kohtades tuleks kavandada avatud drenaažisüsteem. Peal maatükid, mis ei ole hõivatud hoonete ja rajatiste poolt, tuleks säilitada looduslik pinnamood ja vertikaalne paigutus ainult juhtudel, kui on vajalik pinnavee ärajuhtimine ja tehnovõrkude rajamine.

6.29. Avatud tehnoloogiliste paigaldiste haljastusalade jaoks tuleks projekteerida ainult muruplatsid.

6.30. Kohapealsed insenerivõrgud ja kommunikatsioonid tuleks projekteerida nii ühtne süsteem nende paigutamisega selleks ettenähtud tehnilistele radadele (koridoridesse).

6.31. Tehnovõrkude paigaldamise meetod (maapealne, maapealne või maa-alune) tuleks arvesse võtta käesolevate standardite asjakohaste jaotiste nõudeid.

6.32. Ühes kaevis on lubatud paigaldada gaasitorustikke, naftatorustikke, naftasaaduste torustikke ja tõkestustorustikke. Nende vahelised kaugused tuleks võtta nende paigaldamise, remondi ja hoolduse tingimuste alusel.

Maasse asetatud protsessitorustike ning hoonete ja rajatiste vahelised kaugused määratakse torustike paigaldamise, käitamise ja remondi lihtsuse tingimustest.

6.33. Kaugus veevõtukohast (vastuvõtukaevud) reservuaaridest peab olema vähemalt:

• I ja II tulepüsivusastme hooneteni - 10 m;
• III, IV ja V tulepüsivusastme hoonetele ja põlevmaterjalide avatud ladudele - 30 m;
• A, B, C, E tootmiskategooriatega hoonetele ja rajatistele tuleohu osas - 20 m;
• tuleohtlike vedelikega paakidele - 40 m;
• tuleohtlike vedelike ja veeldatud tuleohtlike gaasidega paakidele - 60 m.

6.34. Veehoidlate ja hüdrantidega kaevude vastuvõtukaevud peaksid asuma maanteede külgedest mitte kaugemal kui 2 m ja kui need asuvad kaugemal kui 2 m, siis peaks nendesse olema sissepääsud, mille pindala vähemalt 12x12 m.

6.35. Tuletõrjepaagid või -reservuaarid tuleks paigutada nii, et need teenindavad objekte, mis asuvad järgmiste piirkondade raadiuses:

• kui on autopumbad - 200 m;
• kui on mootorpumbad - 100 - 150 m, olenevalt mootorpumba tüübist.

Teenindusraadiuse suurendamiseks on lubatud mahutitest või reservuaaridest paigaldada tupiktorustikke, mille pikkus ei ületa 200 m ja arvestades käesolevate standardite punkti 6.58 nõudeid.

6.36. Nafta, gaasi ja vee tsentraalsete kogumis- ja puhastuspunktide teed tuleks projekteerida nii, et teepeenrad on tõstetud külgneva territooriumi tasapinnast vähemalt 0,3 m võrra kõrgemale. Kui seda nõuet ei ole võimalik täita, tuleks teed projekteerida selliselt viis, et lekkinud naftasaadused ei pääseks teele (kraavide paigaldus jms).

6.37. Kohapealsete maanteede piires on lubatud paigaldada tulekustutusveevärgid, side, signalisatsioonid, välisvalgustus ja elektrijuhtmed.