یک میدان نفتی چرخه عمر نسبتا طولانی دارد. از کشف یک ذخایر نفتی تا تولید اولین نفت می تواند چندین دهه طول بکشد. کل فرآیند توسعه یک میدان نفتی را می توان به پنج مرحله اصلی تقسیم کرد.

جستجو و اکتشاف

• 1 کشف میادین نفتی

• نفت و گاز در آن نهفته است سنگ هاآه - کلکتورها، معمولاً در عمق قابل توجهی
• برای شناسایی ذخایر نفتی در سازندهای سنگی، بررسی های لرزه ای انجام می شود. تحقیقات به ما امکان می دهد تصاویری از لایه های عمیق سنگ ها را به دست آوریم که در آن متخصصان با تجربه ساختارهای بالقوه مولد را شناسایی می کنند
• برای اطمینان از وجود نفت در سازه های سنگی شناسایی شده، چاه های اکتشافی حفر می شوند

• 2 ارزیابی ذخایر میدان نفتی

هنگامی که کشف یک کانسار تایید شد، یک مدل زمین شناسی ساخته می شود که مجموعه ای از تمام داده های موجود است. ویژه نرم افزاربه شما اجازه می دهد تا این داده ها را در تصویر سه بعدی تجسم کنید. یک مدل زمین شناسی دیجیتالی یک میدان مورد نیاز است تا:

• تخمین ذخایر اولیه و قابل استحصال نفت (و گاز).
• توسعه دهید پروژه بهینهتوسعه میدانی (تعداد و محل چاه ها، سطوح تولید نفت و غیره)

برای بیشتر ارزیابی کیفیذخایر، چاه های ارزیابی حفر می شوند. و حفاری چاه های اکتشافی به روشن شدن اندازه و ساختار کانسار کمک می کند.

در این مرحله ساخته می شود ارزیابی اقتصادیامکان سنجی توسعه میدان بر اساس سطوح پیش بینی شده تولید نفت و هزینه های مورد انتظار توسعه آن. اگر انتظار می رود نشانگرهای اقتصادیمعیارها را برآورده کند شرکت نفت، سپس او شروع به توسعه آن می کند.

استخراج از معادن نفت و گاز

• 3 آمادگی برای توسعه میدان

به منظور توسعه بهینه میدان نفتی، یک پروژه توسعه (طرح توسعه فناوری) و یک پروژه توسعه میدان نفتی در حال توسعه است. پروژه ها شامل:

• تعداد و محل مورد نیاز چاه
• راه بهینه برای توسعه یک رشته
• انواع و هزینه تجهیزات لازمو سازه ها
• سیستم جمع آوری و تصفیه روغن
• تمهیدات امنیتی محیط

توسعه فن‌آوری‌های حفاری و معرفی چاه‌های جهت‌دار در عمل، مکان‌یابی سرچاه‌ها را در به اصطلاح «خوشه‌ها» ممکن می‌سازد. یک پد می تواند از دو تا دو ده چاه داشته باشد. آرایش خوشه‌ای چاه‌ها، کاهش تأثیرات بر محیط‌زیست و بهینه‌سازی هزینه‌های توسعه میدان را ممکن می‌سازد.

• 4 استخراج نفت و گاز

دوره ای که طی آن می توان ذخایر نفت را بازیافت کرد 15 تا 30 سال است و در برخی موارد می تواند به 50 سال یا بیشتر برسد (برای میادین غول پیکر).

دوره توسعه میدان شامل چند مرحله است:

• مرحله تولید رو به رشد
• تثبیت تولید در حداکثر سطح (فلات)
• مرحله تولید در حال سقوط
• دوره پایانی

توسعه فناوری های تولید نفت، انجام اقدامات زمین شناسی و فنی (GTM) و استفاده از روش های بهبود یافته بازیافت نفت (EOR) می تواند دوره سودآور توسعه میدان را به طور قابل توجهی افزایش دهد.

• 5 انحلال

زمانی که سطح تولید نفت به زیر سطح سوددهی رسید، توسعه میدان متوقف شده و مجوز به سازمان های دولتی بازگردانده می شود.

سند گرافیکی اصلی هنگام محاسبه ذخایر، طرح شمارش است. نقشه های محاسباتی (شکل 3) بر اساس نقشه ساختاری بالای لایه های مخزن مولد یا نزدیکترین معیاری که بیش از 10 متر بالاتر یا زیر سقف سازند قرار دارد، ترسیم می شود. خطوط بیرونی و داخلی بر روی نقشه ترسیم شده است روغن- و محتوای گاز، مرزهای دسته های ذخیره.

مرزها و مساحت محاسبه ذخایر نفت و گاز هر دسته به رنگ خاصی رنگ آمیزی می شود:

برنج. 3. نمونه ای از طرح محاسبه سپرده.

1 - روغن; 2 - آب: 3 - روغنو آب؛

چاه: 4 - تولید، 5 - اکتشاف، 6 - در حفاظت، 7 - متروکه، 8 - تولید جریان نداشت. 9 - ایزوهیپسوم سطح کلکتور، m;

خطوط محتوای روغن: 10 - خارجی، 11 - داخلی. 12 - مرز سنگ شناسی- رخساره جایگزینی مخازن. 13 دسته از ذخایر;

اعداد چاه: شمارش - شماره چاه، مخرج - ارتفاع مطلق سقف مخزن، متر.

تمام چاه‌های حفر شده در تاریخ محاسبه ذخایر نیز در طرح محاسبه ترسیم می‌شوند (با اشاره دقیق موقعیت سر چاه‌ها و نقاطی که سقف سازند تولیدی مربوطه را در آن قطع می‌کنند):

اکتشاف؛

معدن؛

Mothballed در انتظار سازمان ماهیگیری.

پمپاژ و مشاهده؛

کسانی که نفت بی آب، نفت با آب، گاز، گاز با میعانات دادند، گازبا میعانات و آب و آب؛

در حال حاضر در حال آزمایش؛

تست نشده، با مشخصات مشخص شده است روغن-, گاز- و اشباع آب لایه‌های مخزن با توجه به تفسیر مواد حاصل از بررسی‌های ژئوفیزیکی چاه‌ها.

منحل شده، با ذکر دلایل انحلال؛

لایه ای متشکل از سنگ های غیر قابل نفوذ را نشان داد.

برای چاه های آزمایش شده، موارد زیر نشان داده شده است: علائم عمق و مطلق سقف و پایه مخزن، علائم مطلق فواصل سوراخ، نرخ جریان اولیه و جریان نفت، گازو آب، قطر نازل، فرورفتگی، مدت زمان کارکرد، تاریخ ظهور آب و درصد آن در محصولات استخراج شده. هنگام آزمایش دو یا چند لایه با هم، شاخص های آنها نشان داده می شود. بدهی ها روغنو گازباید در حین بهره برداری از چاه ها بر روی اتصالات یکسان اندازه گیری شود.

برای چاه های تولیدی اطلاعات زیر آورده شده است: تاریخ راه اندازی، دبی اولیه و جریان و فشار مخزن، مقدار نفت تولید شده، گاز، میعانات و آب، تاریخ شروع آبیاری و درصد آب در محصولات استخراج شده تا تاریخ محاسبه ذخایر. در مقادیر زیادچاه ها، این اطلاعات در جدولی بر روی طرح محاسباتی یا در برگه ضمیمه شده به آن قرار می گیرد. علاوه بر این، برنامه محاسبه شامل جدولی است که مقادیر پارامترهای محاسبه پذیرفته شده توسط نویسندگان، ذخایر محاسبه شده، دسته بندی آنها، مقادیر پارامترهای اتخاذ شده با تصمیم کمیته ذخایر دولتی فدراسیون روسیه را نشان می دهد. ، تاریخی که در آن ذخایر محاسبه شده است.

هنگام محاسبه مجدد ذخایر، مرزهای دسته های ذخیره تایید شده در طول محاسبه قبلی باید در برنامه های محاسباتی مشخص شود و همچنین چاه هایی که پس از محاسبه ذخیره قبلی حفر شده اند باید برجسته شوند.

محاسبه ذخایر نفت، گاز، میعانات گازی و اجزای موجود در آنها به طور جداگانه برای گاز، روغن ،. مناطق نفت گاز، آب-نفت و گاز-نفت-آب بر اساس انواع مخازن برای هر لایه کانسار و میدان به طور کلی با ارزیابی اجباری چشم انداز کل میدان.

ذخایر اجزای موجود در نفت و گاز که دارای اهمیت صنعتی هستند در محدوده محاسبه ذخیره محاسبه می شوند. روغنو گاز

هنگام محاسبه ذخایر، پارامترهای محاسبه در واحدهای زیر اندازه گیری می شوند: ضخامت بر حسب متر. فشار بر حسب مگا پاسکال (دقیق تا دهم واحد)؛ مساحت در هزاران متر مربع؛ چگالی روغن، میعانات و آب بر حسب گرم بر سانتی متر مکعب و گاز - بر حسب کیلوگرم بر متر مکعب (دقیق تا هزارم واحد). ضرایب تخلخل و اشباع نفت و گاز در کسری از واحد، گرد شده به صدم. عوامل بازیابی روغنو میعانات به کسری از واحد گرد شده به هزارم.

ذخایر نفت، میعانات گازی، اتان، پروپان، بوتان، گوگرد و فلزات به هزار تن، گاز - به میلیون ها متر مکعب، هلیوم و آرگون - به هزاران متر مکعب محاسبه می شود.

مقادیر میانگین پارامترها و نتایج محاسبه ذخیره به صورت جدولی ارائه شده است.

این سازمان در دسامبر 2005 تاسیس شد. اپراتور پروژه KarakudukMunai LLP است. شریک LUKOIL در این پروژه Sinopec (50٪) است. توسعه کانسار طبق قرارداد بهره برداری از زیر خاک منعقد شده در 27 شهریور 95 انجام می شود. مدت قرارداد 25 سال است. میدان کاراکودوک در منطقه مانگیستاو در 360 کیلومتری آکتائو قرار دارد. ذخایر هیدروکربنی قابل بازیافت باقیمانده - 11 میلیون تن. تولید در سال 2011 - 1.4 میلیون تن نفت (سهم LUKOIL - 0.7 میلیون تن) و 150 میلیون متر مکعب گاز (سهم LUKOIL - 75 میلیون متر مکعب). سرمایه گذاری از آغاز پروژه (از سال 2006) - بیش از 400 میلیون دلار در سهم LUKOIL. تعداد کل کارکنان حدود 500 نفر است که 97 درصد آنها شهروندان جمهوری قزاقستان هستند. LUKOIL قصد دارد تا 0.1 میلیارد دلار در سهم خود تا سال 2020 در توسعه این پروژه سرمایه گذاری کند.

1. اطلاعات عمومی در مورد سپرده

از نظر جغرافیایی، میدان کاراکودوک در قسمت جنوب غربی فلات Ustyurt قرار دارد. از نظر اداری به منطقه منگیستاو در منطقه منگیستاو جمهوری قزاقستان تعلق دارد.

نزدیکترین سکونتگاه، ایستگاه راه آهن سای یوتس است که در 60 کیلومتری جنوب شرقی واقع شده است. ایستگاه Beineu در 160 کیلومتری میدان واقع شده است. فاصله تا مرکز منطقه ای آکتائو 365 کیلومتر است.

از نظر کوه نگاری، منطقه کار یک دشت کویری است. ارتفاع مطلق سطح برجسته از +180 متر تا +200 متر متغیر است. منطقه کار با آب و هوای شدید قاره ای با تابستان های گرم و خشک و زمستان های سرد مشخص می شود. گرم ترین ماه تابستان، جولای با حداکثر دما تا +45 درجه سانتیگراد است. دوره زمستانیحداقل دما به -30-35 درجه سانتی گراد می رسد. میانگین بارندگی سالانه 100-170 میلی متر است. مشخصه این منطقه بادهای شدیدی است که تبدیل به طوفان های گرد و غبار. مطابق با SNiP 2.01.07.85، منطقه میدان از نظر فشار باد متعلق به منطقه III (تا 15 متر بر ثانیه) است. در تابستان غالب شود بادهای شمال غربیجهت، در زمستان - NE. پوشش برف در محل کار ناهموار است. ضخامت در مناطق کم ارتفاع که بیشتر زیر آب هستند به 1-5 متر می رسد.

پوشش گیاهی و جانوری منطقه فقیر است و توسط گونه های معمولی مناطق نیمه بیابانی نشان داده می شود. این منطقه با پوشش گیاهی کم‌چرب و درختچه‌ای مشخص می‌شود: خار شتر، افسنطین و سولیانکا. دنیای حیواناتتوسط جوندگان، خزندگان (لاک پشت، مارمولک، مار) و عنکبوتیان نشان داده شده است.

هیچ منبع آب طبیعی در محل کار وجود ندارد. در حال حاضر منابع تامین آب این میدان می باشد آب آشامیدنیبرای نیازهای فنی و آتش نشانی، آب ولگا از خط لوله اصلی آب آستاراخان - منگیشلاک و همچنین چاه های آبگیر ویژه تا عمق 1100 متر برای ذخایر آلبسنومانی وجود دارد.

محل کار عملا خالی از سکنه است. در 30 کیلومتری شرق میدان کاراکودوک، خط راه آهن ماکات - منگیشلاک وجود دارد که خطوط لوله نفت و گاز موجود اوزن - آتیرائو - سامارا و "آسیای مرکزی - مرکز" و همچنین خط برق فشار قوی Beineu - در امتداد آن قرار دارد. اوزن. ارتباط بین شیلات و مناطق پرجمعیت با حمل و نقل موتوری انجام می شود.

1. ویژگی های زمین شناسی و فیزیکی کانسار

3.1. ویژگی های ساختار زمین شناسی

مشخصات سنگ شناسی و چینه شناسی بخش

در نتیجه اکتشاف، اکتشاف و حفاری تولیدی در میدان کاراکودوک، لایه ای از رسوبات مزو-سنوزوئیک با حداکثر ضخامت 3662 متر (چاه 20)، از تریاس تا نئوژن-کواترنر فراگیر، در معرض دید قرار گرفت.

در زیر شرحی از بخش در معرض سپرده ارائه شده است.

سیستم تریاس - T. لایه‌های خاک‌زای متنوع سن تریاس با ماسه‌سنگ‌های بین لایه‌ای، سیلت‌سنگ، گل‌سنگ و گل‌سنگ‌مانند، به رنگ‌های مختلف خاکستری، قهوه‌ای تا خاکستری مایل به سبز نشان داده می‌شوند. حداقل ضخامت تریاس در معرض در چاه 145 (29 متر) و حداکثر در چاه 20 (242 متر) ذکر شده است.

سیستم ژوراسیک - J. دنباله ای از نهشته های ژوراسیک بر روی سنگ های تریاس زیرین با ناهماهنگی چینه شناسی و زاویه ای قرار دارد.

بخش ژوراسیک در حجم قسمت های پایین، میانی و بالایی ارائه شده است.

بخش پایین - J 1. بخش ژوراسیک پایین از نظر سنگ‌شناسی از ماسه‌سنگ‌ها، سیلت‌سنگ‌ها، رس‌ها و گل‌سنگ‌ها تشکیل شده است. ماسه سنگ خاکستری روشن با رنگ مایل به سبز، دانه ریز، طبقه بندی ضعیف، سیمان قوی است. خاک رس و سیلتسنگ خاکستری تیره با رنگ مایل به سبز است. گلسنگ ها خاکستری تیره با آخال های OPO هستند. از نظر منطقه ای، افق Yu-XIII به نهشته های ژوراسیک پایین محدود می شود. ضخامت نهشته های ژوراسیک زیرین بین 120-127 متر است.

بخش میانی - J 2. دنباله ژوراسیک میانی با هر سه مرحله نشان داده می شود: باتونین، باجوسیان و آلنین.

Aalenian Stage - J 2 a. رسوبات سن آلنین با ناهماهنگی چینه‌شناسی و زاویه‌ای بر روی رسوبات زیرین قرار گرفته و با ماسه‌سنگ‌های متناوب، رس‌ها و کمتر معمول سیلت‌سنگ نشان داده می‌شوند. ماسه‌سنگ‌ها و سیلت‌سنگ‌ها در رنگ‌های خاکستری و خاکستری روشن رنگ می‌شوند؛ خاک رس با رنگ تیره‌تر مشخص می‌شود. از نظر منطقه ای، افق های Yu-XI، Yu-XII به این فاصله چینه شناسی محدود می شوند. ضخامت بیش از 100 متر است.

مرحله باجوسیان - J قرن دوم. ماسه سنگ ها خاکستری و خاکستری روشن، ریزدانه، سیمانی قوی، غیر آهکی، میشی هستند. سیلت‌سنگ‌ها خاکستری روشن، دانه‌ریز، میشی، رسی، همراه با بقایای گیاهی زغالی هستند. خاک رس ها خاکستری تیره، سیاه و در جاهایی متراکم هستند. افق های تولیدی Yu-VI-Yu-X به ذخایر این عصر محدود می شود. ضخامت حدود 462 متر است.

مرحله باتونین - J 2 bt. از نظر سنگ شناسی آنها با ماسه سنگ ها، سیلتسنگ ها، در لایه های رس نشان داده می شوند. در قسمت پایینی برش، نسبت ماسه‌سنگ‌ها با لایه‌های نازک سیلت‌سنگ و رس افزایش می‌یابد. افق های تولیدی Yu-III- Yu-V به رسوبات مرحله باتونین محدود می شود. ضخامت آن از 114.8 متر تا 160.7 متر متغیر است.

بخش فوقانی - J 3. نهشته های ژوراسیک فوقانی به طور انطباق بر نهشته های زیرین پوشیده شده اند و با سه مرحله نشان داده می شوند: کالوین، آکسفوردین و ولژین. مرز زیرین در امتداد سقف بسته رسی کشیده شده است که در همه چاه ها به وضوح قابل مشاهده است.

مرحله Callovian - J 3 k. مرحله Callovian با لایه‌بندی بین‌لایه‌های رس، ماسه‌سنگ و سیلت‌سنگ نشان داده می‌شود. با توجه به ویژگی‌های سنگ‌شناسی صحنه، سه عضو مشخص می‌شود: قسمت بالایی و میانی رسی به ضخامت 30-20 متر و پایینی متناوب لایه‌های ماسه‌سنگ و سیلت‌سنگ با لایه‌های رسی. افق مولد Yu-I و Yu-II به عضو پایینی مرحله Callovian محدود می شود. ضخامت آن از 103.2 متر تا 156 متر متغیر است.

مرحله آکسفوردین-ولژیک – J 3 ox-v. نهشته های مرحله آکسفورد توسط رس و مارن با لایه های نادر ماسه سنگ و سیلتسنگ نشان داده شده است و تفاوت هایی مشاهده می شود: قسمت پایین رسی، قسمت بالایی مارنی است.

سنگ ها خاکستری، خاکستری روشن، گاهی خاکستری تیره و دارای رنگ مایل به سبز هستند.

بخش ولژیک دنباله ای از سنگ های آهکی رسی با لایه های دولومیت، مارن و رس است. سنگ‌های آهک اغلب شکافدار و متخلخل، عظیم، شنی، رسی، با شکستگی‌های ناهموار و براق مات هستند. رس های سیلتی، خاکستری، آهکی، اغلب با گنجایش بقایای جانوران هستند. دولومیت ها خاکستری، خاکستری تیره، کریپتوکریستالی، در مکان هایی رسی، با شکستگی های ناهموار و براق مات هستند. ضخامت سنگ ها از 179 متر تا 231.3 متر متغیر است.

سیستم کرتاسه - ک. رسوبات منظومه کرتاسه در حجم بخش های پایین و بالایی نشان داده شده است. این بخش با استفاده از مصالح چوب بری و مقایسه با مناطق مجاور به طبقات تقسیم شد.

بخش پایین - K 1. نهشته‌های کرتاسه زیرین از سنگ‌های مرحله‌ای نئوکامین، آپتین و آلبین تشکیل شده‌اند.

سوپراستیج نئوکامین – K 1 ps. رسوبات ولژی زیرین به طور مطابق با بازه نئوکامین پوشانده می شوند که سه مرحله را متحد می کند: Valanginian، Hauterivian، Barremian.

این بخش از نظر سنگ شناسی از ماسه سنگ، رس، سنگ آهک و دولومیت تشکیل شده است. ماسه‌سنگ‌ها ریزدانه، خاکستری روشن، پلی‌میکتیک، با کربنات و سیمان رسی هستند.

در سطح فاصله هاتریوین، بخش عمدتاً توسط رس و مارن نشان داده می شود و فقط در بالای آن می توان یک افق شنی را ردیابی کرد. نهشته‌های بارمین در این بخش با رنگ‌های متنوع سنگ‌ها متمایز می‌شوند و از نظر سنگ‌شناسی از رس‌هایی با لایه‌های ماسه‌سنگ و سیلت‌سنگ تشکیل شده‌اند. در سرتاسر بخش نئوکامین، وجود واحدهایی از سنگ‌های سیلتی-شنی مشاهده می‌شود. ضخامت رسوبات بیش از مرحله نئوکامین از 523.5 متر تا 577 متر متغیر است.

مرحله آپتین – K 1 a. رسوبات این سن با فرسایش با رسوبات زیرین همپوشانی دارند و مرز سنگی مشخصی با آنها دارند. بخش تحتانی عمدتاً از سنگ‌های رسی با لایه‌های نادر ماسه، ماسه‌سنگ و سیلت‌سنگ تشکیل شده است و در قسمت فوقانی تناوب یکنواختی از سنگ‌های رسی و ماسه‌ای وجود دارد. ضخامت آن از 68.7 متر تا 129.5 متر متغیر است.

آلبین استیج – K 1 al. این بخش متشکل از ماسه های بین لایه، ماسه سنگ و رس است. ویژگی های ساختاری و بافتی سنگ ها با ویژگی های زیرین تفاوتی ندارد. ضخامت آن از 558.5 متر تا 640 متر متغیر است.

بخش بالایی - K 2. بخش بالایی با نهشته های سنومانی و تورونی-سنونی نشان داده شده است.

مرحله سنومانیان – K 2 s. نهشته های مرحله سنومانین با رس های متناوب با سیلتسنگ و ماسه سنگ نشان داده شده است. سنگ‌های این سن از نظر ظاهر و ترکیب سنگ‌شناسی تفاوتی با نهشته‌های آلبین ندارند. ضخامت آن از 157 متر تا 204 متر است.

مجتمع تقسیم نشده تورونی-سنونی - K 2 t-cn. در پایین مجموعه توصیف شده یک مرحله تورونی متشکل از رس، ماسه سنگ، سنگ آهک و مارن گچ مانند وجود دارد که مرجع خوبی هستند.

بالاترین بخش، نهشته‌های مراحل سانتونین، کامپانین، و ماستریشتین قرار دارند که در مرحله‌ی بالای سنونی متحد شده‌اند، که از نظر سنگ‌شناسی با لایه‌ای ضخیم از مارن‌های متقابل، گچ، سنگ‌های آهکی گچ‌مانند و رس‌های کربناته نشان داده شده‌اند.

ضخامت رسوبات مجموعه Turonian-Senonian از 342 متر تا 369 متر متغیر است.

سیستم پالئوژن - رسوبات پالئوژن R. توسط سنگ های آهکی سفید، لایه های مارنی مایل به سبز و رس های سیلت استون صورتی نشان داده می شوند. ضخامت آن از 498 متر تا 533 متر متغیر است.

سیستم های نئوژن-کواترنر – N-Q. نهشته‌های نئوژن-کواترنر عمدتاً از سنگ‌های کربناته-رسی به رنگ‌های خاکستری روشن، سبز و قهوه‌ای و سنگ‌های آهکی - صدفی تشکیل شده‌اند. قسمت بالایی این بخش از رسوبات قاره ای و کنگلومرا تشکیل شده است. ضخامت رسوبات از 38 متر تا 68 متر متغیر است.

3.2. تکتونیک

بر اساس پهنه‌بندی زمین‌ساختی، میدان کاراکودوک در مرحله زمین ساختی آریستانوف قرار دارد که بخشی از سیستم یوستیورت شمالی از فرورفتگی‌ها و برآمدگی‌های بخش غربی صفحه توران است.

با توجه به مواد کار اکتشاف لرزه ای MOGT-3D (2007)، که توسط JSC Bashneftegeofizika انجام شد، سازه Karakuduk در امتداد افق انعکاسی III یک چین بازویی تایکولی از ضربه زیر عرضی با ابعاد 9x6.5 کیلومتر در امتداد یک ایزوهیپس بسته منهای 2195 متر است. با دامنه 40 متر زوایای فرود بال ها با عمق افزایش می یابد: در تورونی - کسری از درجه، در کرتاسه پایین -1-2˚. ساختار در امتداد بازتابنده V نشان دهنده یک چین تاقدیس است که توسط گسل های متعدد شکسته شده است، شاید برخی از آنها ماهیت غیر زمین ساختی داشته باشند. تمام گسل‌های اصلی که بعداً در متن توضیح داده شد را می‌توان در امتداد این افق بازتابی ردیابی کرد. چین خوردگی زیرین شامل دو قوس است که توسط ایزوهیپس منهای 3440 متر مشخص شده است که در ناحیه چاه های 260-283-266-172-163-262 و 216-218-215 مشخص شده است. در امتداد ایزوهیپس منهای 3480 متر، چین دارای ابعاد 7.4 در 4.9 کیلومتر و دامنه 40 متر است.

برآمدگی روی نقشه‌های سازه‌ای در امتداد افق‌های تولیدی ژوراسیک شکل تقریباً ایزومتریک دارد که توسط یک سری گسل‌ها که سازه را به چندین بلوک تقسیم می‌کنند پیچیده است. اساسی ترین گسل، گسل F 1 در شرق است که می توان آن را در سراسر بخش تولیدی ردیابی کرد و سازه را به دو بلوک مرکزی (I) و شرقی (II) تقسیم کرد. بلوک II نسبت به بلوک I با افزایش دامنه جابجایی از جنوب به شمال از 10 به 35 متر کاهش می یابد. گسل F1 مایل است و با عمق از غرب به شرق جابه جا می شود. این نقض با حفاری چاه 191 تأیید شد، جایی که بخشی از رسوبات ژوراسیک حدود 15 متر در سطح افق تولیدی Yu-IVA وجود ندارد.

اختلال F 2 در محدوده چاه های 143، 14 انجام شده و بلوک مرکزی (I) را از بلوک جنوبی (III) قطع می کند. توجیه انجام این تخلف نه تنها مبنای لرزه ای، بلکه نتایج آزمایش چاه نیز بوده است. به عنوان مثال، از میان چاه های پایه، در کنار چاه 143، چاه 222 وجود دارد که در طی آزمایش افق Yu-I، نفت و در چاه 143 آب به دست آمد.

شرح کار

این سازمان در دسامبر 2005 تاسیس شد. اپراتور پروژه KarakudukMunai LLP است. شریک LUKOIL در این پروژه Sinopec (50٪) است. توسعه کانسار طبق قرارداد بهره برداری از زیر خاک منعقد شده در 27 شهریور 95 انجام می شود. مدت قرارداد 25 سال است. میدان کاراکودوک در منطقه مانگیستاو در 360 کیلومتری آکتائو قرار دارد. ذخایر هیدروکربنی قابل بازیافت باقیمانده - 11 میلیون تن. تولید در سال 2011 - 1.4 میلیون تن نفت (سهم LUKOIL - 0.7 میلیون تن) و 150 میلیون متر مکعب گاز (سهم LUKOIL - 75 میلیون متر مکعب).

در طول توسعه روغنسپرده ها به چهار مرحله تقسیم می شوند:

I-افزایش تولید نفت؛

II- تثبیت تولید نفت.

III - کاهش تولید نفت.

IV - مرحله آخر بهره برداری سپرده.

در مرحله اول، افزایش حجم تولید نفت عمدتاً با ورود به توسعه چاه‌های تولیدی جدید در شرایط فشار مخزن بالا تضمین می‌شود. به طور معمول، در این دوره، روغن بی آب تولید می شود و فشار مخزن نیز اندکی کاهش می یابد.

مرحله دوم - تثبیت تولید نفت - پس از حفاری انبار اصلی چاه آغاز می شود. در این دوره تولید نفت ابتدا اندکی افزایش می یابد و سپس به آرامی شروع به کاهش می کند. افزایش در تولید نفت حاصل می شود: 1) با ضخیم شدن الگوی چاه. 2) افزایش تزریق آب یا گاز به سازند برای حفظ فشار مخزن. 3) انجام کار برای تأثیرگذاری بر مناطق کف چاه ها و افزایش نفوذپذیری سازند و غیره.

وظیفه توسعه دهندگان این است که مرحله دوم را تا حد امکان گسترش دهند. در این دوره از توسعه مخزن نفت، آب در تولید چاه ظاهر می شود.

مرحله سوم - کاهش تولید نفت - با کاهش تولید نفت، افزایش قطع آب در تولید چاه و افت شدید فشار مخزن مشخص می شود. در این مرحله مشکل کاهش سرعت کاهش تولید نفت با استفاده از روش های مورد استفاده در مرحله دوم و همچنین با غلیظ کردن آب تزریق شده به مخزن حل می شود.

در طول سه مرحله اول، انتخاب 80...90 باید انجام شود % ذخایر نفت صنعتی

مرحله چهارم - مرحله آخر بهره برداری از مخزن - با حجم نسبتاً کم برداشت نفت و برداشت آب زیاد مشخص می شود. این می تواند مدت زیادی طول بکشد - تا زمانی که تولید نفت سودآور باقی بماند. در این دوره، روش های تولید روغن ثانویه به طور گسترده ای برای استخراج روغن فیلم باقی مانده از مخزن استفاده می شود.

هنگام توسعه یک مخزن گاز، مرحله چهارم دوره نهایی نامیده می شود. زمانی که فشار در دهانه چاه کمتر از 0.3 مگاپاسکال باشد پایان می یابد.

2. روش های بهره برداری از چاه ها.

چندین نوع عملیات چاه وجود دارد:

آبنما

بالابر گاز

عمیق و دیگران

بهره برداری از چاه های تولیدی به معنای استفاده از آنها در فرآیندهای فن آوری بلند کردن محصولات سازند (نفت، میعانات، گاز، آب) از سازند به سطح است.

روش‌های بهره‌برداری از چاه‌ها و دوره‌های استفاده از آنها در اسناد پروژه توسعه میدانی توجیه شده و توسط سازمان‌های تولیدکننده نفت و گاز بر اساس برنامه‌ریزی‌های فعالیت‌های زمین‌شناسی و فنی اجرا می‌شود.

چاه ها فقط در صورتی باید راه اندازی شوند که دارای لوله های پمپاژ و کمپرسور باشند. عمق فرود و اندازه های استاندارد تجهیزات تولید چاه توسط طرح هایی برای راه اندازی چاه ها یا برنامه هایی برای انجام تعمیرات مطابق با محاسبات فنی و فنی مطابق با اسناد نظارتی و فنی فعلی تعیین می شود.

پروژه توسعه یک سند جامع است که برنامه ای از اقدامات برای توسعه یک حوزه است.

مواد اولیه برای طراحی پروژه، اطلاعاتی در مورد ساختار میدان، تعداد لایه ها و لایه های میانی، اندازه و پیکربندی رسوبات، خواص مخازن و نفت، گاز و آب اشباع کننده آنها است.

با استفاده از این داده ها، ذخایر نفت، گاز و میعانات گازی تعیین می شود. به عنوان مثال، کل ذخایر نفتی زمین‌شناسی ذخایر منفرد با ضرب ناحیه نفت‌بر در ضخامت سازنده اشباع شده با نفت، تخلخل مؤثر، نسبت نفت، چگالی نفت در شرایط سطحی و متقابل ضریب حجمی نفت در مخزن محاسبه می‌شود. شرایط پس از این، ذخایر نفتی تجاری (یا قابل بازیافت) با ضرب مقدار کل ذخایر زمین شناسی در ضریب بازیافت نفت پیدا می شود.

پس از تایید ذخایر، طراحی جامع توسعه میدان انجام می شود. در این مورد از نتایج عملیات آزمایشی چاه‌های اکتشافی استفاده می‌شود که طی آن بهره‌وری، فشار مخزن تعیین می‌شود، حالت‌های عملکرد نهشته‌ها، موقعیت تماس‌های آب و نفت (گاز-آب) و گاز-نفت بررسی می‌شود. و غیره.

در مرحله طراحی، یک سیستم توسعه میدان انتخاب می شود که شامل تعیین تعداد مورد نیاز و قرارگیری چاه ها، ترتیب راه اندازی آنها، اطلاعاتی در مورد روش ها و رژیم های فن آوری بهره برداری چاه، توصیه هایی برای تنظیم تعادل انرژی مخزن در ذخایر است. .

تعداد چاه ها باید تولید برنامه ریزی شده نفت، گاز و میعانات گازی را برای دوره مورد بررسی تضمین کند.

چاه ها به طور یکنواخت و ناهموار در سراسر منطقه نهشته قرار می گیرند. در این حالت دو نوع یکنواختی و غیریکنواختی متمایز می شود: هندسی و هیدروگاز دینامیکی. چاه ها از نظر هندسی به طور یکنواخت در گره های شبکه های مشروط معمولی (سه، چهار، پنج ضلعی و شش ضلعی) قرار می گیرند که در ناحیه نهشته اعمال می شود. از نظر هیدروگازدینامیک یکنواخت قرار دادن چاه هایی است که هر کدام دارای ذخایر مساوی نفت (گاز، میعانات) در ناحیه زهکشی خود باشند.

طرح قرار دادن چاه با در نظر گرفتن شکل و اندازه سپرده، ساختار زمین شناسی، ویژگی های فیلتراسیون و غیره انتخاب می شود.

ترتیب راه اندازی چاه ها به عوامل زیادی بستگی دارد: برنامه تولید، سرعت ساخت تاسیسات میدانی، در دسترس بودن دکل های حفاری و غیره. از طرح های حفاری چاه "معمولا" و "خزنده*" استفاده می شود. در حالت اول، ابتدا چاه ها در امتداد یک شبکه پراکنده در کل منطقه نهشته حفر می شوند و سپس آنها "ضخیم" می شوند. حفر چاه های جدید بین چاه های موجود در مرحله دوم، تمام چاه های پروژه در ابتدا حفر می شوند، اما در مناطق جداگانه ای از کانسار. و تنها پس از آن چاه های اضافی در مناطق دیگر حفر می شوند.

طرح "ضخیم شدن" هنگام حفاری و توسعه میدان های بزرگ با ساختار پیچیده زمین شناسی سازندهای تولیدی استفاده می شود و طرح "خزنده" در زمینه هایی با زمین های پیچیده استفاده می شود.

روش کار چاه بسته به آنچه تولید می شود (گاز یا نفت)، میزان فشار مخزن، عمق و ضخامت سازند تولیدی، ویسکوزیته سیال مخزن و تعدادی از عوامل دیگر انتخاب می شود.

ایجاد حالت های عملیاتی فناوری برای چاه های تولیدی به برنامه ریزی میزان استخراج نفت (گاز، میعانات) بستگی دارد. حالت های کار چاه بسته به وضعیت توسعه مخزن (موقعیت کانتور نفت گاز حامل نفت، قطع آب در چاه ها، وضعیت فنی پوشش تولید، روش کارکرد چاه و غیره) تغییر می کند.

توصیه هایی برای تنظیم تعادل انرژی مخزن در نهشته ها باید حاوی اطلاعاتی در مورد روش های حفظ فشار مخزن (از طریق سیل یا تزریق گاز به مخزن) و در مورد حجم تزریق عوامل کار باشد.

سیستم توسعه انتخاب شده باید بالاترین ضرایب بازیافت نفت، گاز و میعانات، حفاظت از زیر خاک و محیط زیست را با حداقل هزینه های کاهش یافته تضمین کند.

منبع طبیعی مواد خام (نفت، گاز) یک کانسار است. دسترسی به آن از طریق چاه های زیادی فراهم می شود. هنگام طراحی و توسعه میادین نفتی، گروه های زیر از چاه های تولید متمایز می شوند:

معدن؛

فشار؛

ویژه.

چاه های تولیدیدارای تجهیزات آبنما، پمپاژ یا بالابر گاز بوده و برای تولید نفت، گاز نفتی و آب همراه در نظر گرفته شده است. بسته به روش بلند کردن مایع، چاه های تولیدی به چاه های روان، گاز بالابر و پمپ تقسیم می شوند.

با روش فواره، مایع و گاز در امتداد چاه از پایین به سطح فقط تحت تأثیر انرژی مخزن در اختیار مخزن نفت قرار می گیرند. این روش مقرون به صرفه ترین است، زیرا برای ذخایر تازه کشف شده و کم انرژی معمول است. با حفظ فشار مخزن با تزریق آب یا گاز به مخزن، در برخی موارد می توان دوره جریان چاه را به میزان قابل توجهی افزایش داد.

اگر چاه ها نتوانند جریان داشته باشند، به روش های مکانیزه تولید نفت منتقل می شوند.

در روش تولید بالابر گاز، گاز فشرده (هیدروکربن) یا به ندرت هوا، یعنی با استفاده از کمپرسورها به داخل چاه می‌رسد تا نفت را به سطح برساند. تامین انرژی انبساط گاز فشرده

که در پمپاژ چاهمایع با استفاده از پمپ هایی که در چاه پایین می آیند - پمپ های میله ای (ShSN) یا پمپ های شناور (ESP) به سطح بالا می روند. روش های دیگر بهره برداری از چاه ها نیز در مزارع مورد استفاده قرار می گیرد.

چاه های تزریقی به گونه ای طراحی شده اند که با تزریق آب، گاز و سایر عوامل کار بر روی سازندهای تولیدی به داخل آنها تأثیر بگذارند. مطابق با سیستم ضربه اتخاذ شده، چاه های تزریق می توانند محیطی، محیطی و درون مدار باشند. در طول فرآیند توسعه، چاه‌های تولیدی می‌توانند به تعداد چاه‌های تزریقی منتقل شوند تا تزریق، ایجاد و توسعه خطوط برش موجود و سازماندهی سیلابی کانونی شوند. طراحی این چاه ها به همراه تجهیزات مورد استفاده، باید ایمنی فرآیند تزریق و رعایت الزامات حفاظت از خاک زیرین را تضمین کند. برخی از چاه های تزریقی را می توان به طور موقت به عنوان چاه تولیدی استفاده کرد.

ذخایر چاه ذخیره به منظور مشارکت در توسعه عدسی‌های منفرد، مناطق گیره‌دار و مناطق راکد که در توسعه چاه‌های سهام اصلی در محدوده محل خود دخالتی ندارند، ارائه می‌شود. تعداد چاه های ذخیره در اسناد طراحی با در نظر گرفتن ماهیت و درجه ناهمگونی سازندهای مولد (تناوب آنها)، تراکم شبکه چاه ها در انبار اصلی و غیره توجیه شده است.

چاه های رصدی و پیزومتریکبه عنوان کنترل عمل می کنند و برای موارد زیر در نظر گرفته شده اند:

مشاهدات برای نظارت دوره ای تغییرات در موقعیت نفت غلیظ آب و نفت متراکم گاز، میعانات گاز-آب، تغییرات در اشباع نفت-آب-گاز سازند در طول توسعه کانسار؛

پیزومتریک - برای تغییرات سیستماتیک در فشار مخزن در منطقه مرزی، درپوش گاز و در منطقه نفت مخزن.

تعداد و محل چاه های نظارتی در اسناد طراحی توسعه تعیین می شود.

چاه های ارزیابیدر میادین (کانسارها) که در حال توسعه هستند یا برای تولید آزمایشی آماده می شوند به منظور روشن شدن پارامترها و شرایط عملیاتی سازندها، شناسایی و شفاف سازی مرزهای میادین تولیدی جدا شده و ارزیابی تولید ذخایر نفت به صورت جداگانه حفاری می شوند. بخش هایی از کانسار در محدوده ذخایر رده A+B+C.

چاه های ویژهبرای استخراج آب فرآیند، تخلیه آب تولیدی، ذخیره سازی گاز زیرزمینی و حذف فواره های باز در نظر گرفته شده است.

مصرف آبچاه ها برای تامین آب هنگام حفاری چاه ها و همچنین سیستم هایی برای حفظ فشار مخزن در حین توسعه در نظر گرفته شده اند.

چاه های جذبطراحی شده برای پمپاژ آب تولید شده از مزارع توسعه یافته به سازندهای جاذب.

Wells - پشتیبان گیریبرای جایگزینی آنهایی که واقعاً به دلیل پیری منحل شده اند ( فرسودگی فیزیکی) یا به دلایل فنی (در اثر حوادث حین بهره برداری) چاه های تولیدی و تزریقی. تعداد، محل قرارگیری و ترتیب راه‌اندازی چاه‌های پشتیبان به پیشنهاد ادارات تولید نفت و گاز، با محاسبات فنی و اقتصادی در پروژه‌ها و طرح‌های توسعه پالایش‌شده و به‌عنوان استثنا در طرح‌های فناوری با در نظر گرفتن تولید احتمالی نفت توجیه می‌شود. از چاه های پشتیبان در زمینه های چند لایه - با در نظر گرفتن استفاده احتمالی به جای آنها چاه های برگشتی از اشیاء زیرین.

چاه های گلوله دار- کار نکردن به دلیل عدم مصلحت یا عدم امکان بهره برداری (صرف نظر از هدف آنها) که حفظ آنها مطابق مقررات جاری رسمیت یافته است.

ذخیره چاه بهره برداری به چاه هایی تقسیم می شود که در حال بهره برداری هستند (در حال بهره برداری)، چاه هایی که پس از بهره برداری تحت تعمیرات اساسی هستند و در انتظار تعمیرات اساسی هستند، چاه هایی که پس از حفاری در دست توسعه و توسعه هستند.

چاه های در حال بهره برداری (فعال) شامل چاه های تولید محصولات در ماه گذشتهدوره گزارش، صرف نظر از تعداد روزهای کار آنها در این ماه.

موجودی چاه‌های در حال بهره‌برداری (در حال فعالیت) شامل چاه‌هایی است که تولید می‌کنند، چاه‌هایی که به منظور تنظیم توسعه یا کارهای آزمایشی متوقف شده‌اند و همچنین چاه‌هایی که تحت تعمیرات پیشگیرانه برنامه‌ریزی‌شده هستند (بیکار، متوقف شده در ماه آخر گزارش. دوره از بین کسانی که در این ماه تولید کردند).

چاه هایی که پس از بهره برداری تحت تعمیرات اساسی قرار می گیرند شامل چاه هایی می شود که از بهره برداری بازنشسته شده اند و در پایان ماه گزارش در آنها کار تعمیر انجام می شد. چاه هایی که در انتظار تعمیرات اساسی هستند شامل چاه هایی می شود که برای یک ماه تقویمی بیکار بوده اند.

سوالات کنترلی:

1. توسعه میدان به چند مرحله تقسیم می شود؟

2. منظور از بهره برداری از چاه های تولیدی چیست؟

3. پروژه توسعه چیست؟

4. روش کار به چه پارامترهایی بستگی دارد؟

ادبیات

1. Askerov M.M., Suleymanov A.B. تعمیر چاه: مرجع، راهنما. -: ندرا، 1993.

2. Angelopulo O.K.، Podgornov V.M.، Avakov B.E. سیالات حفاری برای شرایط سخت. - م.: ندرا، 1988.

3. قهوه ای SI. روغن، گاز و ارگونومی. - م: ندرا، 1988.

4. قهوه ای SI. ایمنی شغلی در حفاری - م: ندرا، 1981.

5. Bulatov A.I.، Avetisov A.G. کتاب راهنمای مهندس حفاری: در 3 جلد: ویرایش دوم، اصلاح شده. و اضافی - م: ندرا، 1993-1995. - T. 1-3.

6. Bulatov A.I. تشکیل و بهره برداری از سنگ سیمان در چاه، ندرا، 1990.

7. آزمایش کننده های تشکیل چند چرخه Varlamov P.S. - م: ندرا، 1982.

8. گورودنوف V.D. روشهای فیزیکوشیمیایی برای جلوگیری از عوارض حفاری ویرایش دوم، تجدید نظر شده. و اضافی - م: ندرا، 1984.

9. تحقیقات زمین شناسی و فناوری چاه / L.M. چکالین، A.S. مویزینکو، A.F. شکیروف و دیگران - M: Nedra، 1993.

10. تحقیقات زمین شناسی و فناوری در طول فرآیند حفاری. RD 39-0147716-102-87. VNIIPromgeofizika، 1987.

موضوع: روش های بهره برداری از چاه های نفت و گاز

طرح 1. روش کارکرد فواره.

2. شرایط جریان و روش های ممکن برای گسترش آن.

6.1. استانداردهای این بخش شامل الزامات اساسی برای چیدمان طرح جامع و ایمنی آتشبه ساختمان ها و سازه های طراحی و بازسازی شده صنعت نفت و الزامات فردی در بخش های مربوطه این استانداردها آورده شده است.

بجز ملزومات قانونیاز این استانداردها، هنگام طراحی حفاظت در برابر آتش تأسیسات، لازم است مدارک زیر هدایت شود:

• "طرح های اصلی شرکت های صنعتی»;
• "استانداردهای ایمنی در برابر آتش برای طراحی ساختمان ها و سازه ها"؛
• "ساختمان های صنعتی شرکت های صنعتی"؛
• «تامین گاز دستگاه های داخلی و خارجی"؛
• "ساختارهای شرکت های صنعتی"؛
• "ساختمان های کمکی و اماکن شرکت های صنعتی"؛
• "قوانین ساخت تاسیسات الکتریکی (PUE)"؛
• «تامین آب. شبکه ها و ساختارهای خارجی"؛
• "انبارهای نفت و فرآورده های نفتی"؛
• "خطوط لوله اصلی"؛
• "شرکت های خدمات خودرو"؛
• استانداردهای بهداشتی طراحی شرکت های صنعتی.

الف) الزامات برای طرح اصلی

6.2. یک طرح جامع برای این رشته باید بر اساس داده ها ایجاد شود طرح فناورانه(پروژه) توسعه میدان نفتی با در نظر گرفتن طرح هایی برای توسعه صنعت نفت و استقرار نیروهای مولد در مناطق اقتصادی و جمهوری های اتحادیه.

6.3. طرح کلی میدان بر روی نقشه های کاربران زمین، معمولاً در مقیاس 1:25000، با در نظر گرفتن الزامات مبانی زمین، آب و سایر قوانین اتحاد جماهیر شوروی و جمهوری های اتحادیه، در دو مرحله ترسیم می شود:

1. مقدماتی - به عنوان بخشی از مواد پشتیبانی برای انتخاب مکان ها و مسیرها.
2. نهایی - پس از تصویب قانون انتخاب سایت ها و مسیرها در به روش مقرربا در نظر گرفتن نظرات تمامی بهره برداران زمین.

6.4. طرح جامع باید در قلمرو میدان چاه های نفت، گاز، تزریق و سایر چاه های منفرد، خوشه های چاه، ایستگاه های گاز، ایستگاه های پمپ تقویت کننده، سیستم های کنترل، یو پی اس، ایستگاه های پمپاژ، VRP، ایستگاه های کمپرسور قرار گیرد. پست‌ها و سایر تأسیسات و همچنین ارتباطات مهندسی (جاده‌ها، خطوط لوله نفت و گاز، خطوط لوله آب، خطوط برق، ارتباطات، تله‌مکانیک، حفاظت کاتدی و غیره)، ارائه فرآیندهای فناوری و تولید برای جمع‌آوری و حمل و نقل محصولات چاه های نفتبا در نظر گرفتن اتصالات حمل و نقل موجود در منطقه داده شده از ظرفیت های کارخانه های پردازش مرکزی، پالایشگاه های نفت، کارخانه های فرآوری گاز، پالایشگاه ها، جهت های حمل و نقل خارجی نفت، گاز و آب، منابع تامین برق، گرما، آب. ، هوا و غیره

6.5. هنگام تهیه نمودار طرح جامع، لازم است موارد زیر را در نظر بگیرید:

• فرم تیپ و میدانی ساماندهی بهره برداری از میادین بر اساس «آیین نامه تیپ تولید نفت ...» وزارت صنعت نفت؛
• امکان گسترش و بازسازی سیستم های تکنولوژیکی؛
• انجام اقدامات فنی برای تشدید فرآیندهای تولید نفت و گاز تولید، جمع آوری و حمل و نقل.

6.6. طرح جامع بنگاه ها، تأسیسات، ساختمان ها و سازه های توسعه میدانی باید مطابق با الزامات استانداردهای «طرح های اصلی بنگاه های صنعتی» و سایر موارد مندرج در قسمت کلی این بخش و همچنین الزامات این بخش طراحی شود. استانداردها

تصمیمات برنامه ریزی طرح جامع باید با در نظر گرفتن منطقه بندی تکنولوژیکی تاسیسات، بلوک ها، ساختمان ها و سازه ها توسعه یابد.

قرار دادن ساختمان ها و سازه های تولیدی و کمکی در زون ها باید با توجه به هدف عملکردی و تکنولوژیکی آنها و با در نظر گرفتن خطرات انفجار، انفجار و آتش سوزی آنها انجام شود.

6.7. راه‌های راه‌آهن و راه‌آهن در محل به تأسیسات، ساختمان‌ها و سازه‌ها باید مطابق با الزامات استاندارد طراحی شوند. راه آهنگیج 1520 میلی متری، «بزرگراه ها»، «دستورالعمل طراحی بزرگراه برای میادین نفتی سیبری غربی» وزارت صنعت نفت.

6.8. ابعاد سایت ها برای ساخت و ساز شرکت ها، ساختمان ها و سازه ها از شرایط قرار دادن سازه های تکنولوژیکی، سازه های کمکی و تاسیسات با در نظر گرفتن الزامات ایمنی آتش نشانی و استانداردهای بهداشتی تعیین می شود.

تراکم ساختمانی شرکت ها و اشیاء فردی باید با مقادیر مشخص شده در استانداردهای "طرح های اصلی شرکت های صنعتی" مطابقت داشته باشد. محدوده سایت چاه های نفت و گاز باید مطابق با «استانداردهای تخصیص زمین برای چاه های نفت و گاز» وزارت صنعت نفت پذیرفته شود.

عرض نوار زمین برای ساخت سازه های خطی نباید بیشتر از تعیین شده باشد: در "هنجارهای تخصیص زمین برای خطوط لوله اصلی"، "هنجارهای تخصیص زمین برای خطوط ارتباطی"، "هنجارهای تخصیص زمین برای شبکه های الکتریکی با ولتاژ 0.4 -". 500 کیلو ولت، "تخصیص هنجار زمین برای بزرگراه."

6.9. سایت های CPS، پایگاه ها خدمات تولید(BPO)، NGDU، UBR، URB، پایگاه‌های بخش‌های حمل‌ونقل فناوری (UTT) و تجهیزات ویژه، پایه‌های لوله و ابزار و سایر ساختمان‌ها و سازه‌ها برای اهداف کمکی برای خدمات حوزه نفتی (CDNG، بالگردها و غیره) و همچنین همانطور که اردوگاه های چرخشی می توانند هم در قلمرو میدان و هم در خارج از آن قرار گیرند.

6.10. هنگام استقرار شرکت ها، تأسیسات، ساختمان ها و سازه ها برای تولید نفت در بخش های ساحلی رودخانه ها و سایر منابع آبی، علائم برنامه ریزی سایت های ساخت و ساز باید حداقل 0.5 متر بالاتر از بالاترین افق آبی محاسبه شده با در نظر گرفتن پساب و شیب در نظر گرفته شود. جریان آب با احتمال تجاوز از آن:

• برای ساختمان هایی که در آن فرایند ساختارتباط مستقیم با استخراج نفت از زیرزمین (دهانه چاه های نفت و گاز، تاسیسات اندازه گیری) - هر 25 سال یک بار.
• برای ایستگاه های پمپاژ مرکزی، ایستگاه های تقویت کننده، ایستگاه های کمپرسور گاز، نیروگاه های جداسازی، تصفیه خانه های نفت، ایستگاه های پمپاژ نفت، ایستگاه های پمپاژ و پست های الکتریکی - هر 50 سال یک بار.

6.11. تاسیسات توسعه میدان نفتی با در نظر گرفتن امکان همکاری با این شرکت‌های ساختمانی باید از شرکت‌های همجوار در فواصل مشخص شده در جدول 19 مستقر شوند. شبکه های آب و برقو بزرگراه ها

6.12. هنگام تهیه طرح جامع برای شرکت ها، ساختمان ها و سازه ها برای توسعه میدانی، فواصل از تاسیسات و سازه های فناوری تا تابلو برق، پست های ترانسفورماتور، واحدهای ابزار دقیق و کنترل و اتاق های اپراتور باید مطابق با الزامات PUE-76، بخش VII تعیین شود. با در نظر گرفتن چگالی گاز قابل احتراق در رابطه با چگالی هوا، محاسبه تکنولوژیکی در پروژه تعیین شده است.

6.13. کمترین فواصل بین ساختمان ها و سازه های تاسیسات توسعه میدان نفتی باید طبق جدول گرفته شود. 20، و از ساختمان ها و سازه ها تا خطوط لوله زیرزمینی نفت و گاز - مطابق جدول. 21.

6.14. کمترین فاصله بین ساختمان ها و سازه های واقع در ایستگاه مرکزی باید طبق جدول گرفته شود. 22.

6.15. فاصله از تله‌های نفت، حوضچه‌های ته‌نشینی و سایر سازه‌های سیستم فاضلاب تا ساختمان‌ها و سازه‌های کمکی و صنعتی غیرمرتبط با تعمیر و نگهداری تأسیسات تصفیه باید طبق جدول در نظر گرفته شود. 22.

کمترین فواصل بین ساختمان ها و سازه های سیستم فاضلاب باید طبق جدول در نظر گرفته شود. 23.

6.16. کمترین فاصله از ساختمان های انبار، سوله های فضای باز برای نگهداری سیلندرهای حاوی اکسیژن، استیلن، نیتروژن و کلر تا ساختمان ها و سازه های با رده های تولیدی A، B، C، E باید حداقل 50 متر باشد، تا سایر ساختمان های تولیدی و کمکی. کمتر نباشد:

• زمانی که تعداد سیلندرها کمتر از 400 عدد باشد. - 20 متر؛
• با تعداد سیلندر از 400 تا 1200 عدد. - 25 متر

ظرفیت کل انبارها برای نگهداری سیلندرها نباید از 1200 واحد تجاوز کند که شامل 400 سیلندر پر از گازهای قابل اشتعال نمی شود.

یادداشت: 1. تعداد سیلندرهای مشخص شده برای یک سیلندر با ظرفیت 50 لیتر داده شده است؛ با ظرفیت سیلندر کمتر، باید یک محاسبه مجدد انجام شود.

2. نگهداری مشترک سیلندرهای گاز قابل اشتعال و سیلندرهای اکسیژن مجاز نیست.

6.17. فواصل از وسایل گرمایش آتش (کوره های روغن گرمایش، فرآورده های نفتی، گاز، آب و انیدرید) واقع در خارج از ساختمان، تا سایر دستگاه های تکنولوژیکی، ساختمان ها و سازه های کارگاه یا تاسیسات که شامل کوره می شود و همچنین تا پل های روگذر، به استثنای خطوط لوله فن آوری که دستگاه های گرمایش آتش را با سایر دستگاه های تکنولوژیکی متصل می کنند نباید کمتر از موارد ذکر شده در جدول باشد. 24.

6.18. فواصل نشان داده شده در جداول توسط:

الف) بین ساختمان ها، تاسیسات، مخازن و تجهیزات تولیدی، تاسیساتی و کمکی - در فضای خالی بین دیوارهای خارجی یا سازه های سازه (به استثنای پله های فلزی).

ب) برای قفسه های تکنولوژیکی و خطوط لوله که بدون قفسه گذاشته شده اند - تا بیرونی ترین خط لوله.

ج) برای خطوط راه آهن در محل - به محور نزدیکترین مسیر راه آهن.

د) برای جاده های در محل - تا لبه جاده؛

ه) برای نصب فلر - تا محور بشکه فلر.

ه) در حین بازسازی شرکت های موجودیا تاسیسات تکنولوژیک در صورت عدم امکان انطباق دقیق مشخصات فنیبدون هزینه های زیاد مواد، در توافق با سازمان تایید کننده پروژه، انحراف از نظر شکاف در محدوده حداکثر تا 10٪ مجاز است.

6.19. توصیه می شود تاسیسات تکنولوژیکی خارجی را در کنار دیوار خالی ساختمان صنعتی قرار دهید.

در صورت قرار دادن تاسیسات باز با دسته های تولیدی A، B، E در دو طرف ساختمانی که با آن متصل هستند (یا یک تاسیسات بین دو ساختمان)، باید حداقل در فاصله 8 متری از آن قرار گیرند - با یک دیوار خالی، حداقل 12 متر - با یک دیوار با دهانه های پنجره، صرف نظر از منطقه اشغال شده توسط ساختمان ها و تاسیسات. نصب یا ساختمان دوم باید با در نظر گرفتن الزامات بند 2.90 واقع شود.

مجاز به قرار دادن یک روگذر برای خطوط لوله این تاسیسات بین تاسیسات بیرونی و ساختمان می باشد.

6.20. فاصله ساختمان های صنعتی تا مخازن اضطراری یا زهکشی به عنوان در نظر گرفته می شود تجهیزات تکنولوژیکیدر خارج از ساختمان قرار دارد.

6.21. مخزن اضطراری زمینی (زهکشی) که برای تخلیه مایعات و گازهای قابل اشتعال از کوره ها در نظر گرفته شده است باید با دیوار یا خاکریز نسوز به ارتفاع حداقل 0.5 متر حصار شود و در فاصله حداقل 15 متری از محل کوره قرار گیرد.

مخزن زیرزمینی اضطراری (زهکشی) باید در فاصله حداقل 9 متری از محل کوره به صورت جداگانه یا همراه با سایر مخازن زهکشی (در همان محل) قرار گیرد.

6.22. قلمروهای ایستگاه های پردازش مرکزی، تأسیسات تصفیه نفت، مزارع مخازن، انبارهای مایعات و گازهای قابل اشتعال، CPS، UPS و KS باید دارای حصاری به ارتفاع 2 متر با دروازه ای به عرض 4.5 متر باشد.

فاصله حصار تا تاسیسات دارای امکانات تولیدی رده های A، B، C و E باید حداقل 5 متر باشد.

در قسمت بیرونی، در امتداد مرز تأسیسات تصفیه نفت، مزارع مخازن و انبارهای مایعات قابل اشتعال و مایعات قابل اشتعال، نواری به عرض 10 متر باید بدون شبکه های زمینی ارائه شود.

6.23. اطراف لوله فلر پمپ تقویت کننده باید با یک بارو خاکی به ارتفاع 0.7 متر به شعاع 15 متر حصار کشی شود.

منطقه اطراف شفت فلر سازه های فن آوری ایستگاه تقویت کننده با ارتفاع 30 متر یا بیشتر باید با حصاری به ارتفاع 1.6 متر ساخته شده از سیم خاردار حصار شود.

فاصله شفت فلر تا حصار و همچنین بین شفت های فلر باید طبق داده های محاسباتی مهندسی حرارتی گرفته شود، اما کمتر از 30 متر نباشد.

اطراف شمع برای تخلیه گاز در ایستگاه های کمپرسور، خوشه های چاه و چاه های گاز تک حصارکشی نشده است.

6.24. قرار دادن ظروف میعانات گازی (جداکننده، آتش گیر و سایر تجهیزات) و همچنین احداث چاه، گودال و سایر فرورفتگی ها در حصار محوطه اطراف فلر مجاز نمی باشد.

6.25. نصب خطوط لوله گاز از تاسیسات تا لوله شعله ور باید روی تکیه گاه های نسوز ارائه شود.

6.26. ناحیه دهانه یک یا خوشه چاه باید با یک بارو خاکی به ارتفاع 1 متر با عرض لبه در بالای بارو 0.5 متر حصار شود.

6.27. یک سایت خوشه چاه با بیش از 8 چاه باید حداقل دو ورودی داشته باشد که در انتهای مختلف در امتداد ضلع طویل خود قرار دارند.

6.28. یک سیستم زهکشی باز باید در سایت های تاسیسات طراحی شود. بر قطعات زمین، در اشغال ساختمان ها و سازه ها نباشد، توپوگرافی طبیعی باید حفظ شود و طرح عمودیفقط در مواردی که تخلیه آب های سطحی و اجرای شبکه های تاسیساتی ضروری است.

6.29. برای محوطه سازی تاسیسات فن آوری باز، فقط چمن باید طراحی شود.

6.30 شبکه های مهندسی در محل و ارتباطات باید به این صورت طراحی شوند سیستم یکپارچهبا قرار دادن آنها در خطوط فنی (راهروها) تعیین شده.

6.31. روش اجرای شبکه های تاسیساتی (زمینی، روی زمینی یا زیرزمینی) باید الزامات بخش های مربوطه این استانداردها را در نظر گرفت.

6.32. اجرای خطوط لوله گاز، خطوط لوله نفت، خطوط لوله فرآورده های نفتی و خطوط لوله بازدارنده در یک ترانشه مجاز است. فاصله بین آنها باید بر اساس شرایط نصب، تعمیر و نگهداری آنها در نظر گرفته شود.

فاصله بین خطوط لوله فرآیند گذاشته شده در زمین و ساختمان ها و سازه ها با توجه به شرایط سهولت نصب، بهره برداری و تعمیر خطوط لوله تعیین می شود.

6.33. فاصله از محل آبگیری (چاههای پذیرایی) از مخازن باید حداقل باشد:

• به ساختمان های درجه I و II مقاومت در برابر آتش - 10 متر؛
• برای ساختمانهای درجه III، IV و V مقاومت در برابر آتش و باز کردن انبارهای مواد قابل احتراق - 30 متر.
• به ساختمان ها و سازه هایی با دسته های تولیدی A، B، C، E برای خطر آتش سوزی - 20 متر؛
• به مخازن با مایعات قابل اشتعال - 40 متر؛
• به مخازن با مایعات قابل اشتعال و گازهای قابل اشتعال مایع - 60 متر.

6.34. چاه های پذیرایی مخازن و چاه های دارای شیرآب باید در فاصله حداکثر 2 متری از کناره های بزرگراه ها قرار گیرند و در صورت قرار گرفتن در فاصله بیش از 2 متر باید ورودی هایی به مساحت داشته باشند. حداقل 12x12 متر

6.35. مخازن آتش نشانی یا مخازن باید به گونه ای قرار گیرند که به اشیاء واقع در شعاع زیر خدمت کنند:

• اگر پمپ ماشین وجود دارد - 200 متر؛
• اگر موتور پمپ وجود دارد - 100 - 150 متر بسته به نوع موتور پمپ.

برای افزایش شعاع سرویس، مجاز است خطوط لوله بن بست از مخازن یا مخازن با طول بیش از 200 متر و با در نظر گرفتن الزامات بند 6.58 این استانداردها گذاشته شود.

6.36. جاده‌ها در محل‌های جمع‌آوری مرکزی و نقاط تصفیه نفت، گاز و آب باید با شانه‌هایی طراحی شوند که حداقل 0.3 متر از سطح زمین مجاور بالا رفته باشند. اگر این نیاز برآورده نشد، جاده‌ها باید به گونه‌ای طراحی شوند. راهی که فرآورده های نفتی ریخته شده نتوانند به جاده برسند (نصب خندق و غیره).

6.37. در محدوده بزرگراه های محل، نصب شبکه های آبرسانی آتش نشانی، ارتباطات، آلارم، روشنایی در فضای باز و کابل های برق برق مجاز است.