Naftno polje ima prilično dug životni ciklus. Od otkrića nalazišta nafte do proizvodnje prve nafte može proći nekoliko desetljeća. Cijeli proces razvoja naftnog polja može se podijeliti u pet glavnih faza.

POTRAGA I ISTRAŽIVANJE

• 1 Otkriće naftnih polja

• Nafta i plin nalaze se u stijene ah - rezervoari, u pravilu, na znatnoj dubini
• Seizmička istraživanja provode se kako bi se otkrile naslage nafte u stijenskoj masi. Istraživanje vam omogućuje da dobijete sliku dubokih slojeva stijena, u kojima iskusni stručnjaci identificiraju potencijalno produktivne strukture
• Kako bi se osiguralo postojanje nafte u identificiranim planinskim strukturama, buše se istražne bušotine.

• 2 Procjena rezervi nafte

Kada se potvrdi otkriće ležišta, gradi se njegov geološki model, koji je skup svih dostupnih podataka. Posebna softver omogućuje vizualizaciju ovih podataka u 3D slici. Digitalni geološki model polja je potreban za:

• Procijenite početne i povratne rezerve nafte (i plina).
• Razviti optimalan dizajn razvoj polja (broj i lokacija bušotina, razina proizvodnje nafte, itd.)

Za više kvalitativna procjena rezerve su izbušene procjenske bušotine. A bušenje istražnih bušotina pomaže razjasniti veličinu i strukturu ležišta.

U ovoj fazi jest ekonomska procjena izvedivost razvoja polja na temelju prognoziranih razina proizvodnje nafte i očekivanih troškova njegovog razvoja. Ako je očekivano ekonomski pokazatelji zadovoljiti kriterije naftna tvrtka, zatim ga nastavlja razvijati.

RUDARSTVO NAFTE I PLINA

• 3 Priprema za razvoj polja

U svrhu optimalnog razvoja naftnog polja izrađuje se Projekt razrade (Shema tehnološkog razvoja) i Projekt razrade polja. Projekti uključuju:

• Potreban broj i mjesto bunara
• Najbolji način za razvoj polja
• Vrste i trošak potrebna oprema i objektima
• Sustav za prikupljanje i obradu ulja
• Sigurnosne mjere okoliš

Razvojem tehnologija bušenja i uvođenjem usmjerenih bušotina u praksu omogućeno je postavljanje ušća bušotina u takozvane "grmove". Na jednom grmu može se nalaziti od dva do dva tuceta bunara. Klasterski raspored bušotina omogućuje smanjenje utjecaja na okoliš i optimizaciju troškova razvoja polja.

• 4 Iskopavanje nafte i plina

Razdoblje za koje se mogu vaditi rezerve nafte je 15 - 30 godina, au nekim slučajevima može doseći 50 godina ili više (za velika ležišta).

Razdoblje razvoja polja sastoji se od nekoliko faza:

• Faza rasta proizvodnje
• Stabilizacija proizvodnje na maksimalnoj razini (plato)
• Faza pada plijena
• Završno razdoblje

Razvojem tehnologija proizvodnje nafte, provedbom geoloških i tehničkih mjera (GTO), korištenjem metoda povećanja iscrpka nafte (EOR) može se značajno produžiti isplativo razdoblje razvoja polja.

• 5 likvidacija

Nakon što razina proizvodnje nafte postane niža od isplative, razrada polja se zaustavlja, a licenca se vraća državnim tijelima.

Glavni grafički dokument u obračunu rezervi je plan obračuna. Procijenjeni planovi (slika 3) sastavljaju se na temelju strukturne karte duž vrha produktivnih ležišta ili najbliže referentne točke koja se nalazi ne više od 10 m iznad ili ispod vrha ležišta. Na karti su ucrtane vanjske i unutarnje konture ulje- sadržaj plina, granice kategorija rezervi.

Granice i područje izračuna rezervi nafte i plina svake kategorije obojene su određenom bojom:

Riža. 3. Primjer plana obračuna depozita.

1 - ulje; 2 - voda: 3 - ulje i vode;

Bušotine: 4 - proizvodne, 5 - istražne, 6 - zatvorene, 7 - likvidirane, 8 - ne teče; 9 - izohipse površine rezervoara, m;

Uljne konture: 10 - vanjske, 11 - unutarnje; 12 - granica litofacijesne zamjene rezervoara; 13 kategorija rezervi;

Brojevi kod bušotina: brojnik - broj bušotine, nazivnik - apsolutna kota vrha ležišta, m.

Sve bušotine izbušene na dan izračuna rezervi također se primjenjuju na proračunski plan (s točnom naznakom položaja ušća, točaka sjecišta krova odgovarajuće produktivne formacije s njima):

Istraživanje;

Rudarstvo;

Naftalin u iščekivanju organizacije ribolova;

Pritisak i promatranje;

Oni koji su davali bezvodno ulje, ulje s vodom, plin, plin s kondenzatom, plin s kondenzatom i vodom i vodom;

Pod suđenjem;

Neprovjereno, sa specifikacijom ulje-, plin- i vodozasićenost formacija - kolektora prema interpretaciji materijala geofizičkih istraživanja bušotina;

Likvidiran, uz navođenje razloga likvidacije;

Otkriven je sloj sastavljen od nepropusnih stijena.

Za ispitane bušotine naznačene su: dubina i apsolutne oznake krovine i dna ležišta, apsolutne oznake intervala perforacije, početni i trenutni kapaciteti proizvodnje nafte, plin i voda, promjer prigušnice, depresija, trajanje rada, datum pojave vode i njen postotak u proizvedenom proizvodu. Kada se testiraju dva ili više slojeva zajedno, njihovi indeksi su naznačeni. Dugovanja ulje I plin treba mjeriti kada bušotine rade na istim prigušnicama.

Za proizvodne bušotine navode se: datum puštanja u pogon, početni i trenutni protok i ležišni tlak, količina proizvedene nafte, plin, kondenzata i vode, datum početka navodnjavanja i postotak vode u proizvedenom proizvodu na dan obračuna rezervi. Na u velikom broju bušotine, ti se podaci stavljaju u tablicu na proračunskom planu ili na priloženom listu. Osim toga, plan izračuna sadrži tablicu u kojoj su naznačene vrijednosti izračunatih parametara koje su usvojili autori, izračunate rezerve, njihove kategorije, vrijednosti parametara usvojenih odlukom Odbora za državne rezerve Ruske Federacije. , datum na koji su rezerve obračunate.

Prilikom ponovne procjene rezervi, na procijenjenim planovima treba ucrtati granice kategorija rezervi odobrenih u prethodnom proračunu, kao i istaknuti bušotine izbušene nakon prethodnog proračuna rezervi.

Proračun rezervi nafte, plina, kondenzata i komponenti sadržanih u njima provodi se zasebno za plin, ulje,. plinsko-naftne, vodno-naftne i plinsko-naftno-vodene zone po tipovima ležišta za svaki sloj ležišta i polja u cjelini uz obaveznu ocjenu perspektivnosti cijelog polja.

Zalihe komponenti sadržanih u nafti i plinu, koje su od industrijskog značaja, izračunate su u granicama proračuna rezervi. ulje i plin.

Pri proračunu rezervi proračunski parametri se mjere u sljedećim jedinicama: debljina u metrima; tlak u megapaskalima (točno do desetinki jedinice); površina u tisućama četvornih metara; gustoća nafte, kondenzata i vode u gramima po kubičnom centimetru, a plina - u kilogramima po kubičnom metru (točno na tisućinke jedinice); koeficijenti poroznosti i zasićenosti naftom i plinom u dijelovima jedinice, zaokruženi na stotinke; faktori oporavka ulje a kondenzat u dijelovima jedinice zaokruženim na tisućinke.

Zalihe nafte, kondenzata, etana, propana, butana, sumpora i metala izračunavaju se u tisućama tona, plina - u milijunima kubičnih metara, helija i argona - u tisućama kubičnih metara.

Prosječne vrijednosti parametara i rezultati proračuna rezervi dani su u tabličnom obliku.

Udruga je osnovana u prosincu 2005. godine. Operater projekta je KarakudukMunay LLP. LUKOIL-ov partner u projektu je Sinopec (50%). Razrada ležišta provodi se sukladno Ugovoru o korištenju podzemlja potpisanom 18.09.1995. Rok trajanja ugovora je 25 godina. Polje Karakuduk nalazi se u regiji Mangistau, 360 km od grada Aktau. Preostale povratne rezerve ugljikovodika - 11 milijuna tona. Proizvodnja u 2011. godini - 1,4 milijuna tona nafte (udio LUKOIL-a - 0,7 milijuna tona) i 150 milijuna kubika plina (udio LUKOIL-a - 75 milijuna kubika). Ulaganja od početka projekta (od 2006.) - više od 400 milijuna dolara u udjelu LUKOIL-a. Ukupan broj zaposlenih je oko 500 ljudi, od čega su 97% državljani Republike Kazahstan. LUKOIL planira uložiti do 0,1 milijarde dolara u razvoj projekta do 2020. godine.

1. OPĆI PODACI O DEPOZITU

Geografski, ležište Karakuduk nalazi se u jugozapadnom dijelu visoravni Ustyurt. Administrativno pripada okrugu Mangystau Mangystau regije Republike Kazahstan.

Najbliže naselje je željeznička stanica Sai-Utes, koja se nalazi 60 km jugoistočno. Stanica Beyneu nalazi se 160 km od nalazišta. Udaljenost od regionalnog centra Aktau je 365 km.

Orografski, područje istraživanja je pustinjska ravnica. Apsolutne kote površine reljefa kreću se od +180 m do +200 m. Istraživano područje karakterizira oštro kontinentalna klima s toplim, suhim ljetima i hladnim zimama. Najtopliji mjesec ljeta je srpanj s maksimalnom temperaturom do +45 o C. zimsko razdoblje minimalna temperatura doseže -30-35 o C. Prosječna godišnja količina padalina je 100-170 mm. Područje karakteriziraju jaki vjetrovi prašne oluje. U skladu sa SNiP 2.01.07.85, područje depozita u smislu pritiska vjetra pripada III području (do 15 m / s). Ljeto dominira SZ vjetrovi smjerovi, zimi - S-E. Snježni pokrivač u području radova je neravnomjeran. Debljina u najpotopljenijim niskim područjima doseže 1-5 m.

Flora i fauna regije je siromašna i zastupljena je vrstama tipičnim za polupustinjska područja. Karakteristična je rijetka zeljasta i žbunasta vegetacija: devin trn, pelin, slanka. Životinjski svijet zastupljeni su glodavcima, gmazovima (kornjače, gušteri, zmije) i paučnjacima.

U području rada nema prirodnih izvora vode. Trenutno, izvori vodoopskrbe za polje piti vodu, za tehničke potrebe i potrebe gašenja požara je Volga voda iz glavnog vodovoda "Astrahan-Mangyshlak", kao i posebne vodozahvatne bušotine do 1100 m dubine za albsenomanske naslage.

Područje rada je praktički nenaseljeno. 30 km istočno od polja Karakuduk prolazi željeznička pruga Makat-Mangyshlak, duž koje su položeni operativni naftovodi i plinovodi Uzen-Atyrau-Samara i Središnja Azija-Centar, kao i visokonaponski dalekovod Beineu-Uzen. Komunikacija između ribarstva i naselja odvija se motornim prijevozom.

1. GEOLOŠKE I FIZIČKE KARAKTERISTIKE LEŽIŠTA

3.1. Obilježja geološke građe

Litološke i stratigrafske karakteristike sekcije

Kao rezultat istražnog i proizvodnog bušenja na polju Karakuduk, otkriven je sloj mezo-kenozojskih naslaga maksimalne debljine 3662 m (bušotina 20), u rasponu od trijasa do uključivo neogen-kvartara.

U nastavku se nalazi opis otkrivenog dijela ležišta.

Trijaski sustav - T. Raznobojni terigeni niz trijaske starosti predstavljen je naslagama pješčenjaka, siltonata, muljina i glina sličnih muljinama, obojenih u različite nijanse sive, smeđe do zelenkastosive. Najmanja debljina trijasa zabilježena je u bušotini 145 (29 m), a najveća u bušotini 20 (242 m).

Jurski sustav - J. Uz stratigrafsku i kutnu neusklađenost, temeljne stijene trijasa prekrivene su nizom jurskih naslaga.

Odsjek Jura predstavljen je u volumenu donjeg, srednjeg i gornjeg dijela.

Donji dio - J 1. Odsjek donje jure je litološki kompliciran interkalacijom pješčenjaka, alevrolita, gline i muljina. Pješčenjak je svijetlosive boje sa zelenkastom nijansom, sitnozrnat, slabo sortiran, jako cementiran. Gline i alevroliti su tamnosive sa zelenkastom nijansom. Argiliti su tamno sivi s ORO uključcima. Regionalno gledano, horizont Yu-XIII ograničen je na naslage donje jure. Debljina naslaga donje jure varira između 120-127 m.

Srednji dio je J 2. Slijed srednje jure predstavljen je sa sva tri stupnja: bathon, bajocian i aalenian.

Aalenska pozornica - J 2 a. Naslage aalenskog doba prekrivaju one ispod sa stratigrafskom i kutnom neusklađenošću i predstavljene su naizmjeničnim pješčenjacima, glinama i rjeđe siltinima. Pješčenjaci i alevriti obojeni su sivim i svijetlo sivim tonovima, a gline karakteriziraju tamnija boja. Regionalno, horizonti Yu-XI i Yu-XII ograničeni su na ovaj stratigrafski interval. Debljina je preko 100m.

Bajočka pozornica - J 2 c. Pješčenjaci su sivi i svijetlo sivi, sitnozrni, jako cementirani, nevapnenasti, liskunasti. Alivtriti su svijetlosivi, sitnozrnati, liskunasti, glinoviti, s primjesama pougljenjenih biljnih ostataka. Gline su tamnosive, crne, mjestimice zbijene. Produktivni horizonti Yu-VI-Yu-X ograničeni su na naslage ove starosti. Debljina je oko 462 m.

Bathijska pozornica - J 2 vt. Litološki su zastupljeni pješčenjacima, alevritima proslojenim glinama. U donjem dijelu presjeka povećava se udio pješčenjaka s tankim slojevima alevrolita i gline. Produktivni horizonti Yu-III-Yu-V ograničeni su na sedimente batonskog stupnja. Debljina varira od 114,8 m do 160,7 m.

Gornji dio - J 3 . Naslage gornje jure konformno leže iznad onih ispod i predstavljene su u tri stupnja: kalovij, oksford i volg. Donja granica povučena je duž vrha glinenog sloja, što je jasno vidljivo u svim jažicama.

Kalovij - J 3 k. Kalovij je predstavljen slojevima glina, pješčenjaka i alevrolita. Prema litološkim značajkama, u sastavu stupnja razlikuju se tri paketa: gornji i srednji su glinoviti debljine 20-30 m, a donji je izmjena slojeva pješčenjaka i alevrita s prosojcima gline. Produktivni horizonti Yu-I i Yu-II ograničeni su na donju jedinicu kalovijskog stupnja. Debljina se kreće od 103,2 m do 156 m.

oksfordsko-volgijski stupanj - J 3 ox-v. Naslage oksfordskog stupnja predstavljene su glinama i laporima s rijetkim slojevima pješčenjaka i alevrolita, dok se uočava određena diferencijacija: donji dio je glinast, gornji dio laporast.

Stijene su sive, svijetlo sive, ponekad tamno sive, imaju zelenkastu nijansu.

Odsjek volgijskog vremena je sloj glinovitih vapnenaca s slojevima dolomita, lapora i gline. Vapnenci su često ispucali i porozni, masivni, pjeskoviti, glinasti, neravnomjernog loma i mat sjaja. Gline su muljevite, sive, vapnenaste, često s primjesama ostataka faune. Dolomiti su sivi, tamno sivi, kriptokristalni, mjestimično glinasti, neravnomjernog loma i mat sjaja. Debljina stijena kreće se od 179 m do 231,3 m.

Sustav krede - K. Naslage sustava krede predstavljene su u volumenu donjeg i gornjeg dijela. Podjela odsjeka na slojeve napravljena je na temelju karotažnih podataka i usporedbe sa susjednim područjima.

Donji dio je K 1. Donjokredne naslage sastavljene su od stijena neokomskog superetapa, aptijskog i albskog stupnja.

Neocomian superstage - K 1 ps. Donje naslage Volga konformno prekrivaju debljinu neokomskog intervala, koji objedinjuje tri stupnja: valanginij, hauteriv, barem.

Dionica je litološki građena od pješčenjaka, gline, vapnenca i dolomita. Pješčenjaci su sitnozrnati, svijetlo sivi, polimiktični, s karbonatnim i glinovitim cementom.

Na razini Hauterivian intervala, dio je uglavnom predstavljen glinama, laporima, a samo na vrhu je horizont pijeska. Barremske naslage razlikuju se u presjeku šarolikom bojom stijena, a litološki su sastavljene od glina s slojevima pješčenjaka i alevrolita. U cijelom odsjeku neokomskog doba nalaze se članovi muljevito-pješčanih stijena. Debljina naslaga neokomskog superetapa kreće se od 523,5 m do 577 m.

Aptski stadij - K 1 a. Naslage ove starosti erozijom preklapaju one koje leže ispod, a s njima imaju jasnu litološku granicu. Odsjek je u donjem dijelu sastavljen uglavnom od glinovitih stijena s rijetkim slojevima pijeska, pješčenjaka i alevrolita, au gornjem dijelu je ujednačena izmjena glinastih i pjeskovitih stijena. Debljina varira od 68,7 m do 129,5 m.

Albijska pozornica – K 1 al. Odsjek se sastoji od međusloja pijeska, pješčenjaka i gline. Po strukturnim i teksturnim značajkama stijene se ne razlikuju od podložnih. Debljina varira od 558,5 m do 640 m.

Gornji dio - K 2. Gornji dio predstavljen je cenomanskim i turonsko-senonskim naslagama.

Cenomanski stupanj – K 2 s. Sedimenti cenomanskog stupnja predstavljeni su glinama koje se izmjenjuju s alevritima i pješčenjacima. Po litološkom izgledu i sastavu stijene ove starosti ne razlikuju se od albskih naslaga. Debljina se kreće od 157 m do 204 m.

Turon-Senon nepodijeljeni kompleks - K 2 t-cn. U donjem dijelu opisanog kompleksa ističe se turonski stupanj sastavljen od glina, pješčenjaka, vapnenaca, kredastih lapora, koji su dobar orijentir.

Iznad odsjeka nalaze se naslage santonskog, kampanskog, maastrichtskog stupnja, objedinjene u senonski superstage, litološki predstavljene debelim slojem proslojenih lapora, krede, kredolikih vapnenaca i karbonatnih glina.

Debljina naslaga turonsko-senonskog kompleksa varira od 342 m do 369 m.

Paleogenski sustav - R. Paleogene naslage predstavljene su bijelim vapnencima, zelenkasto-laporastim slojevima i ružičastim muljevitim glinama. Debljina varira od 498 m do 533 m.

Neogen-Kvartarni sustavi - N-Q. Neogen-kvartarne naslage izgrađene su uglavnom od karbonatno-glinovitih stijena svijetlosive, zelene i smeđe boje i vapnenaca – školjkaša. Gornji dio presjeka ispunjen je kontinentalnim sedimentima i konglomeratima. Debljina naslaga varira od 38 m do 68 m.

3.2. Tektonika

Prema tektonskom zoniranju, ležište Karakuduk se nalazi unutar tektonskog stupnja Aristan, koji je dio sjevernousturtskog sustava dolina i uzvisina zapadnog dijela Turanske ploče

Na temelju materijala seizmičkih istraživanja MOGT-3D (2007) koje je proveo OJSC Bashneftegeofizika, struktura Karakuduk duž reflektivnog horizonta III predstavlja brahiantiklinalni nabor sublatitudinalnog pružanja dimenzija 9x6,5 km duž zatvorene izohipse minus 2195m, s amplitudom od 40m. Upadni kutovi krila rastu s dubinom: u turonetu - frakcije stupnja, u donjoj kredi -1-2˚. Struktura duž reflektora V je antiklinala isprekidana brojnim rasjedima, od kojih su neki vjerojatno netektonski. Sve glavne greške opisane u nastavku ucrtane su duž ovog reflektora. N-udarni nabor sastoji se od dva luka, konturirana izohipsom minus 3440 m, identificirana u području bušotina 260-283-266-172-163-262 i 216-218-215. Prema izohipsi minus 3480m, bora ima dimenzije 7,4x4,9km i amplitudu 40m.

Uzdizanje na strukturnim kartama duž jurskih produktivnih horizonata ima gotovo izometrijski oblik, kompliciran nizom rasjeda koji dijele strukturu na nekoliko blokova. Najosnovniji poremećaj je poremećaj F 1 na istoku, koji se prati kroz cijeli proizvodni dio, a dijeli strukturu na dva bloka: središnji (I) i istočni (II). Blok II je spušten u odnosu na blok I s povećanjem amplitude pomaka od juga prema sjeveru od 10 do 35 m. Rasjed F 1 je nagnut i s dubinom se pomiče od zapada prema istoku. Ovo kršenje je potvrđeno bušenjem bušotine 191, gdje nema dijela jurskih naslaga od oko 15 m na razini produktivnog horizonta Yu-IVA.

Poremećaj F 2 izveden je u području bušotina 143, 14 i odsijeca središnji blok (I) od južnog bloka (III). Opravdanje za provođenje ovog prekršaja nije bila samo seizmička podloga, već i rezultati ispitivanja bušotine. Na primjer, među osnovnim bušotinama, bušotina 222 nalazi se pored bušotine 143, gdje je dobivena nafta tijekom ispitivanja horizonta Yu-I, a voda je dobivena u bušotini 143.

Opis posla

Udruga je osnovana u prosincu 2005. godine. Operater projekta je KarakudukMunay LLP. LUKOIL-ov partner u projektu je Sinopec (50%). Razrada ležišta provodi se sukladno Ugovoru o korištenju podzemlja potpisanom 18.09.1995. Rok trajanja ugovora je 25 godina. Polje Karakuduk nalazi se u regiji Mangistau, 360 km od grada Aktau. Preostale povratne rezerve ugljikovodika - 11 milijuna tona. Proizvodnja u 2011. godini - 1,4 milijuna tona nafte (udio LUKOIL-a - 0,7 milijuna tona) i 150 milijuna kubika plina (udio LUKOIL-a - 75 milijuna kubika).

Prilikom razvijanja ulje depoziti su podijeljeni u četiri faze:

I - povećanje proizvodnje nafte;

II- stabilizacija proizvodnje nafte;

III- pad proizvodnje nafte;

IV - kasna faza eksploatacije ležišta.

U prvoj fazi povećanje proizvodnje nafte uglavnom se osigurava uvođenjem novih proizvodnih bušotina u razradu u uvjetima visokih ležišnih pritisaka. U tom razdoblju obično se proizvodi suha nafta, a tlak u ležištu se također lagano smanjuje.

Druga faza - stabilizacija proizvodnje nafte - počinje nakon bušenja glavne bušotine. U tom se razdoblju proizvodnja nafte prvo malo povećava, a zatim počinje polako opadati. Povećanje proizvodnje nafte postiže se: 1) zgušnjavanjem mreže bušotina; 2) povećanje utiskivanja vode ili plina u ležište radi održavanja ležišnog tlaka; 3) izvođenje radova za utjecaj na zone dna bušotine i povećanje propusnosti ležišta itd.

Zadatak programera je produljiti drugu fazu što je više moguće. Tijekom ovog razdoblja razvoja naftnog ležišta, voda se pojavljuje u proizvodnji bušotina.

Treću fazu - smanjenje proizvodnje nafte - karakterizira smanjenje proizvodnje nafte, povećanje količine vode u proizvodnji bušotina i veliki pad tlaka u ležištu. U ovoj fazi problem usporavanja stope pada proizvodnje nafte rješava se metodama koje se koriste u drugoj fazi, kao i zgušnjavanjem vode koja se utiskuje u ležište.

Tijekom prve tri faze, odabir 80...90 % industrijske rezerve nafte.

Četvrtu fazu - kasnu fazu eksploatacije ležišta - karakteriziraju relativno male količine crpljene nafte i velika crpljenja vode. To može trajati dovoljno dugo - sve dok proizvodnja nafte ostaje profitabilna. Tijekom tog razdoblja, metode sekundarnog dobivanja nafte naširoko se koriste za vađenje preostale mrlje nafte iz ležišta.

Pri razvoju nalazišta plina, četvrta faza naziva se završno razdoblje. Završava kada je tlak na ušću bušotine manji od 0,3 MPa.

2. Načini rada bušotina.

Postoji nekoliko vrsta rada bunara:

Fontana

plinski lift

Duboko i drugi

Pod radom proizvodnih bušotina podrazumijeva se njihovo korištenje u tehnološkim procesima dizanja iz ležišta na površinu produkata ležišta (nafte, kondenzata, plina, vode).

Metode rada bušotine i razdoblja njihove uporabe utemeljeni su u projektnim dokumentima za razvoj polja i provode ih organizacije za proizvodnju nafte i plina prema planovima geoloških i tehničkih mjera.

Bunari bi trebali raditi samo ako sadrže cijevi. Dubina spuštanja i standardne veličine proizvodne opreme u bušotini utvrđuju se planovima za puštanje u rad bušotina ili planovima za popravke u skladu s tehnološkim i tehničkim proračunima u skladu s važećim regulatornim i tehničkim dokumentima.

Razvojni projekt je opsežan dokument koji predstavlja akcijski plan razvoja polja.

Izvorni materijal za izradu projekta su podaci o strukturi polja, broju slojeva i međuslojeva, veličini i konfiguraciji ležišta, svojstvima ležišta te nafte, plina i vode koji ih zasićuju.

Na temelju tih podataka određuju se rezerve nafte, plina i kondenzata. Na primjer, ukupne rezerve nafte na mjestu pojedinačnih ležišta izračunavaju se množenjem površine naftonosnosti efektivnom uljem i debljinom zasićenja formacije, efektivnom poroznošću, koeficijentom akumulacije nafte, gustoćom nafte u površinskim uvjetima i recipročna vrijednost volumetrijskog koeficijenta nafte u ležišnim uvjetima. Nakon toga, komercijalne (ili povratne) rezerve nafte se pronalaze množenjem ukupnih geoloških rezervi s faktorom iscrpka nafte.

Nakon odobrenja rezervi, provodi se cjeloviti projekt razvoja polja. U ovom slučaju koriste se rezultati probnog rada istražnih bušotina, pri čemu se utvrđuje njihova produktivnost, ležišni tlak, načini rada ležišta, položaj kontakta nafta-voda (plin-voda) i plin-nafta itd. proučavaju se.

U hali za projektiranje odabire se sustav razvoja polja, čiji je jod određivanje potrebnog broja i rasporeda bušotina, redoslijed njihovog puštanja u pogon, informacije o metodama i tehnološkim načinima rada bušotina, preporuke za reguliranje ravnoteže ležišne energije u ležištima.

Broj bušotina trebao bi osigurati planiranu proizvodnju nafte, plina i kondenzata za promatrano razdoblje.

Bunari se postavljaju na području ležišta ravnomjerno i neravnomjerno. Istodobno se razlikuju ujednačenost i neujednačenost dvije vrste: geometrijska i hidro-plinsko-dinamička. Bušotine su geometrijski ravnomjerno postavljene u čvorove pravilne uvjetne mreže (tro-, četvero-, pet- i šesterokutne) primijenjene na područje ležišta. Hidro-plinsko-dinamički ujednačen je takav raspored bušotina, kada svaka ima iste rezerve nafte (plina, kondenzata) u području svoje drenaže.

Raspored bušotina odabire se uzimajući u obzir oblik i veličinu ležišta, njegovu geološku strukturu, karakteristike filtracije itd.

Redoslijed puštanja bušotina u rad ovisi o mnogim čimbenicima: proizvodnom planu, brzini izgradnje polja, dostupnosti opreme za bušenje itd. Primijenite "zadebljanje" i "puzanje * - sheme bušenja bušotina. U prvom slučaju, bušotine se prvo buše po rijetkoj mreži, po cijeloj površini ležišta, a zatim se ono "podebljava", tj. bušenje novih bušotina između postojećih. U drugom se početno buše sve projektne bušotine, ali u odvojenim područjima ležišta. I tek naknadno, bušotine se buše na drugim područjima.

Shema "debljanja" koristi se pri bušenju i razvoju velikih polja sa složenom geološkom strukturom produktivnih slojeva, a shema "puzanja" u poljima sa složenim terenom.

Metoda rada bušotine odabire se ovisno o tome što se proizvodi (plin ili nafta), ležišnom tlaku, dubini i debljini produktivnog ležišta, viskoznosti ležišne tekućine i nizu drugih čimbenika.

Uspostava tehnoloških režima za rad proizvodnih bušotina svodi se na planiranje stope crpljenja nafte (plina, kondenzata). Režimi rada bušotine mijenjaju se tijekom vremena ovisno o stanju razvijenosti ležišta (položaj konture naftonosnog plinskog ulja, vodonosnost bušotine, tehničko stanje proizvodnog niza, način rada bušotine itd.).

Preporuke za regulaciju ravnoteže ležišne energije u ležištima trebaju sadržavati podatke o načinima održavanja ležišnog tlaka (zatapanjem ili utiskivanjem plina u ležište) te o količinama utiskivanja radnih tvari.

Odabrani sustav razrade trebao bi osigurati najveće koeficijente iscrpka nafte, plina, kondenzata, zaštitu podzemlja i okoliša uz minimalne smanjene troškove.

Prirodni izvor sirovina (nafta, plin) je nalazište. Pristup mu je omogućen kroz mnoge bunare. Pri projektiranju i razvoju naftnih polja razlikuju se sljedeće skupine proizvodnih bušotina:

Rudarstvo;

Pražnjenje;

Posebna.

Proizvodne bušotine, koji imaju opremu za fontane, pumpanje ili plinski lift i namijenjeni su za vađenje nafte, naftnog plina i prateće vode. Ovisno o načinu dizanja tekućine, proizvodne bušotine dijele se na protočne, plinske i crpne.

Protočnom metodom tekućina i plin se dižu duž bušotine od dna do površine samo pod djelovanjem energije ležišta, koju ležište nafte posjeduje. Ova metoda je najekonomičnija, jer je tipična za novootkrivena, energetski neiscrpljena ležišta. Pri održavanju ležišnog tlaka pumpanjem vode ili plina u ležište, u nekim je slučajevima moguće značajno produžiti razdoblje protočnosti bušotine.

Ako bušotine ne mogu teći, tada se prelaze na mehanizirane metode proizvodnje nafte.

Kod gaslift metode proizvodnje u bušotinu se dovodi (ili pumpa uz pomoć kompresora) komprimirani (ugljikovodik) plin ili, vrlo rijetko, zrak za podizanje nafte na površinu, tj. opskrbljuju energijom ekspanzije stlačenog plina.

U pumpanje bunara tekućina se diže na površinu pomoću pumpi spuštenih u bunar - štapnih pumpi (SHSN) ili potopnih pumpi (ESP). Na poljima se koriste i druge metode rada bušotina.

Injekcijske bušotine su dizajnirane da utječu na produktivne formacije ubrizgavanjem vode, plina i drugih radnih sredstava u njih. U skladu s prihvaćenim sustavom utjecaja, utisne bušotine mogu biti konturne, konturne i unutarkonturne. U procesu razvoja, proizvodne bušotine mogu se prebaciti u broj injekcijskih bušotina kako bi se prenijelo utiskivanje, stvorile dodatne i razvile postojeće linije rezanja, organiziralo žarišno plavljenje. Projekt ovih bušotina, zajedno s opremom koja se koristi, mora osigurati sigurnost procesa utiskivanja i ispunjavanje zahtjeva za zaštitu podzemlja. Dio utisnih bušotina može se privremeno koristiti kao proizvodne bušotine.

Rezervni fond bušotina osigurava se u svrhu uključivanja u razvoj pojedinačnih leća, zona klina i stagnirajućih zona koje nisu uključene u razvoj bušotina glavnog fonda unutar konture njihovog postavljanja. Broj rezervnih bušotina obrazložen je u projektnoj dokumentaciji, uzimajući u obzir prirodu i stupanj heterogenosti proizvodnih formacija (njihov diskontinuitet), gustoću mreže bušotina glavnog fonda itd.

Opačke i piezometrijske bušotine služe kao kontrola i namijenjeni su za:

Opservacijski za periodičko praćenje promjena u položaju WOC i GOC, GWC, promjena u zasićenosti naftom-vodom-plinom formacije tijekom razvoja ležišta;

Piezometrijski - za sustavnu promjenu tlaka u ležištu u vodonosniku, u plinskoj kapi i u naftnoj zoni ležišta.

Broj i položaj kontrolnih bušotina utvrđuje se projektnom dokumentacijom za razradu.

Ocjenjivački bunari buše se na poljima (ležištima) koja se razrađuju ili pripremaju za probni rad kako bi se razjasnili parametri i način rada ležišta, identificirale i razjasnile granice izoliranih produktivnih polja, procijenila iscrpljenost rezervi nafte u pojedinim područjima ležište u granicama rezervi kategorije A+B+C.

Specijalni bunari namijenjeni su za proizvodnju tehničke vode, ispuštanje industrijskih voda, podzemna skladišta plina, likvidaciju otvorenih fontana.

Unos vode bušotine su namijenjene vodoopskrbi tijekom bušenja bušotina, kao i sustavima za održavanje ležišnog tlaka tijekom razrade.

Upojni bunari dizajniran za utiskivanje komercijalne vode iz razvijenih polja u upijajuće formacije.

Bunari - rezervne kopije predviđeno za zamjenu onih koji su stvarno eliminirani zbog starenja ( fizičko trošenje) ili iz tehničkih razloga (kao posljedica nesreća tijekom rada) proizvodnih i utisnih bušotina. Broj, smještaj i postupak puštanja u pogon rezervnih bušotina prema dostavi odjela za proizvodnju nafte i plina opravdava se studijama izvodljivosti u projektima i revidiranim razvojnim projektima i kao iznimka u tehnološkim shemama, uzimajući u obzir moguću proizvodnju nafte iz rezervnih bušotina, u višeslojnim poljima. - uzimajući u obzir moguće korištenje umjesto njih povratnih bušotina nizvodnih objekata.

Bunari u naftalinu- nefunkcionalnosti zbog nesvrsishodnosti ili nemogućnosti rada (bez obzira na njihovu namjenu), čija je konzervacija formalizirana sukladno važećim propisima.

Radni fond bušotina se dalje dijeli na bušotine koje su u eksploataciji (radne), one koje su nakon eksploatacije u remontu i čekaju remont te one koje su u razradi i razradu nakon bušenja.

Radne (pogonske) bušotine uključuju bušotine u kojima se proizvode proizvodi prošli mjesec izvještajnog razdoblja, bez obzira na broj dana koje rade u tom mjesecu.

U fondu bušotina u radu (radne) bušotine, bušotine koje proizvode proizvodnju, bušotine zaustavljene u svrhu regulacije razvoja ili eksperimentalnog rada, kao i bušotine koje su u planiranom i preventivnom održavanju (miruju, zaustavljene u zadnjem mjesecu izvještajnog razdoblja) među onima koji su proizveli proizvodnju u ovom mjesecu).

U posteksploatacijske bušotine koje su u remontu ubrajaju se one bušotine koje su povučene iz eksploatacijskih, a na kojima su krajem izvještajnog mjeseca obavljeni sanacijski radovi. Bunari koji čekaju remont uključuju bunare koji su bili u mirovanju kalendarski mjesec.

Kontrolna pitanja:

1. Na koliko faza se dijeli razvoj ležišta?

2. Što se podrazumijeva pod eksploatacijom proizvodnih bušotina?

3. Što je razvojni projekt?

4. O kojim parametrima ovisi način rada?

Književnost

1. Askerov M.M., Sulejmanov A.B. Popravak bunara: Sprav, dodatak. - : Nedra, 1993. (monografija).

2. Angelopulo O.K., Podgornov V.M., Avakov B.E. Tekućine za bušenje za komplicirane uvjete. - M.: Nedra, 1988.

3. Smeđi SI. Nafta, plin i ergonomija. - M: Nedra, 1988.

4. Smeđi SI. Zaštita rada u bušenju. - M: Nedra, 1981.

5. Bulatov A.I., Avetisov A.G. Drilling Engineer's Handbook: U 3 sveska: 2. izdanje, revidirano. i dodatni - M: Nedra, 1993.-1995. - T. 1-3.

6. Bulatov A.I. Nastanak i rad cementnog kamena u bušotini, Nedra, 1990.

7. Varlamov P.S. Ispitivači slojeva višeciklusnog djelovanja. - M: Nedra, 1982.

8. Gorodnov V.D. Fizikalno-kemijske metode za sprječavanje komplikacija u bušenju. 2. izdanje, revidirano. i dodatni - M: Nedra, 1984.

9. Geološka i tehnološka istraživanja bušotina / L.M. Chekalin, A.S. Moiseenko, A.F. Shakirov i drugi - M: Nedra, 1993.

10. Geološka i tehnološka istraživanja u procesu bušenja. RD 39-0147716-102-87. VNIIpromgeofizika, 1987.

Predmet: Metode eksploatacije naftnih i plinskih bušotina.

Plan 1. Metoda rada fontane.

2. Uvjeti tečenja i mogući načini njegovog proširenja.

6.1. Standardi ovog odjeljka sadrže osnovne zahtjeve za izgled glavnog plana i sigurnost od požara na projektirane i rekonstruirane građevine i objekte naftne industrije, a posebni zahtjevi dani su u odgovarajućim odjeljcima ovih Normi.

Osim regulatorni zahtjevi ovih Norma, prilikom projektiranja protupožarne zaštite objekata potrebno je voditi se sljedećim dokumentima:

• „Opći planovi industrijska poduzeća»;
• "Norme zaštite od požara za projektiranje zgrada i građevina";
• "Industrijske zgrade industrijskih poduzeća";
• “Opskrba plinom. Unutarnji i vanjski uređaji»;
• "Konstrukcije industrijskih poduzeća";
• "Pomoćne zgrade i prostorije industrijskih poduzeća";
• "Pravila za ugradnju električnih instalacija (PUE)";
• „Vodovod. Vanjske mreže i postrojenja”;
• "Skladišta nafte i naftnih derivata";
• "Magistralni cjevovodi";
• "Automobilska servisna poduzeća";
• "Sanitarni standardi za projektiranje industrijskih poduzeća."

a) ZAHTJEVI MASTER PLANA

6.2. Na temelju baze podataka trebalo bi izraditi shemu glavnog plana polja tehnološka shema(projekt) za razvoj naftnog polja, uzimajući u obzir sheme razvoja naftne industrije i raspodjelu proizvodnih snaga u gospodarskim regijama i saveznim republikama.

6.3. Shema općeg plana ležišta izrađuje se na kartama korisnika zemljišta, u pravilu, u mjerilu 1: 25000, uzimajući u obzir zahtjeve Osnova zemljišnog, vodnog i drugog zakonodavstva SSSR-a i Savezne republike, u dvije faze:

1. preliminarno - kao dio popratnih materijala za čin odabira mjesta i ruta;
2. konačan - nakon odobrenja mjesta i odabira trase akt u u dogledno vrijeme, uvažavajući primjedbe svih korisnika zemljišta.

6.4. Shema glavnog plana treba predvidjeti smještaj ušća naftnih, plinskih, injekcijskih i drugih pojedinačnih bušotina, klastera bušotina, skladišnih objekata, BPS, SU, UPS, CPS, VRP, CS, trafostanica i drugih objekata, kao kao i komunalne usluge (ceste, naftovodi i plinovodi, vodovodi, elektroenergetski vodovi, komunikacije, telemehanika, katodna zaštita itd.), osiguravanje tehnoloških i proizvodnih procesa za prikupljanje i transport proizvoda naftne bušotine uzimajući u obzir postojeće prometne veze u području kapaciteta CPS, OTU, GBP, rafinerije, smjer vanjskog transporta nafte, plina i vode, izvore opskrbe električnom energijom, toplinskom energijom, vodom, zrakom i dr. .

6.5. Prilikom izrade sheme glavnog plana potrebno je razmotriti:

• brigadni i terenski oblik organizacije eksploatacije polja u skladu s "Pravilnicima o brigadi za proizvodnju nafte ..." Minnefteproma;
• mogućnost proširenja i rekonstrukcije tehnoloških sustava;
• provođenje tehničkih mjera za intenziviranje proizvodnih procesa proizvodnje, skupljanja i transporta nafte i plina.

6.6. Glavni plan poduzeća, objekata, zgrada i objekata za razvoj polja treba biti dizajniran u skladu sa zahtjevima normi "Opći planovi za industrijska poduzeća" i drugim navedenim u općem dijelu ovog odjeljka, kao i zahtjeve ovih normi.

Odluke o planiranju glavnog plana trebale bi se izraditi uzimajući u obzir tehnološko zoniranje instalacija, blokova, zgrada i građevina.

Postavljanje industrijskih i pomoćnih zgrada i građevina u zonama mora se provoditi prema njihovoj funkcionalnoj i tehnološkoj namjeni te uzimajući u obzir njihovu eksplozivnu, eksplozivnu i požarnu opasnost.

6.7. Pristup i unutarnje željezničke pruge i ceste do objekata, zgrada i građevina trebaju biti projektirane u skladu sa zahtjevima standarda " Željeznice kolosijek 1520 mm”, “Ceste”, “Upute za projektiranje cesta za naftna polja u zapadnom Sibiru” Minnefteproma.

6.8. Veličine mjesta za izgradnju poduzeća, objekata zgrada i građevina određuju se iz uvjeta za postavljanje tehnoloških struktura, pomoćnih građevina i komunalija, uzimajući u obzir zahtjeve zaštite od požara i sanitarne standarde.

Gustoća izgrađenosti poduzeća i pojedinačnih objekata mora biti u skladu s vrijednostima navedenim u pravilima "Opći planovi za industrijska poduzeća". Područja nalazišta naftnih i plinskih bušotina trebaju se uzeti u skladu s "Normativima otkupa zemljišta za naftne i plinske bušotine" Ministarstva industrije nafte i plina.

Širina pojasa zemljišta za izgradnju linijskih građevina ne bi smjela prelaziti one navedene: u "Normativima izuzimanja zemljišta za glavne cjevovode", "Normativima izuzimanja zemljišta za komunikacijske vodove", "Normativima izuzimanja zemljišta za električne mreže s napon 0,4 - 500 kV", "Normativi dodjele zemljišta za autoceste.

6.9. CPS stranice, baze usluga proizvodnje(BPO), OGPD, UBR, URB, baze odjela tehnološkog transporta (UTT) i specijalne opreme, baze cijevi i alata i druge pomoćne zgrade i strukture za servisiranje naftnog polja (CDNG, heliodromi, itd.), Kao i rotacijski kampovi se mogu nalaziti i na području polja i izvan njega.

6.10. Prilikom postavljanja poduzeća, objekata, zgrada i građevina za proizvodnju nafte na obalnim dionicama rijeka i drugih vodnih tijela, planske oznake gradilišta treba uzeti najmanje 0,5 m iznad izračunate najviše razine vode, uzimajući u obzir rukavac i nagib. vodotoka s vjerojatnošću prekoračenja:

• za građevine koje proizvodni proces izravno povezano s vađenjem nafte iz podzemlja (ušće naftnih i plinskih bušotina, mjerne instalacije), - jednom u 25 godina;
• za CPS, BPS, plinske kompresorske stanice, postrojenja za separaciju, OTU, UPS, KNS i trafostanice - jednom u 50 godina.

6.11. Objekti naftnih polja trebaju biti smješteni od susjednih poduzeća na udaljenostima navedenim u tablici 19, uzimajući u obzir mogućnost suradnje s tim građevinskim poduzećima inženjerske mreže i autoceste.

6.12. Prilikom izrade glavnog plana za poduzeća, zgrade i građevine za razvoj polja, udaljenosti od procesnih postrojenja i konstrukcija do razvodnih uređaja, TP-a, upravljačkih jedinica za instrumente i upravljačke i operaterske sobe trebaju se odrediti u skladu sa zahtjevima PUE-76, odjeljku VII, uzimajući u obzir gustoću zapaljivog plina u odnosu na gustoću zraka, utvrđen tehnološki proračun u projektu.

6.13. Najmanje udaljenosti između zgrada i građevina objekata naftnih polja treba uzeti prema tablici. 20, a od zgrada i građevina do podzemnih naftovoda i plinovoda - prema tablici. 21.

6.14. Najmanje udaljenosti između zgrada i građevina koje se nalaze na centralnoj toplinskoj stanici treba uzeti prema tablici. 22.

6.15. Udaljenost od zamki za ulje, bazena za taloženje i drugih struktura kanalizacijskih sustava do pomoćnih i industrijskih zgrada i građevina koje nisu povezane s održavanjem postrojenja za pročišćavanje treba uzeti prema tablici. 22.

Najmanje udaljenosti između zgrada i građevina kanalizacijskih sustava treba uzeti prema tablici. 23.

6.16. Najmanje udaljenosti od skladišnih zgrada, nadstrešnica otvorenih prostora za skladištenje boca s kisikom, acetilenom, dušikom i klorom do zgrada i građevina s industrijama kategorija A, B, C, E trebaju biti najmanje 50 m, do drugih industrijskih i pomoćnih zgrada. treba biti najmanje manje:

• s brojem cilindara manjim od 400 kom. - 20 m;
• s brojem cilindara od 400 do 1200 kom. - 25 m.

Ukupni kapacitet skladišta za skladištenje boca ne smije biti veći od 1200 komada, uključujući ne više od 400 boca napunjenih zapaljivim plinovima.

Bilješke: 1. Navedeni broj boca je dat za jednu bocu zapremine 50 litara, kod manje zapremine boce potrebno je napraviti preračun.

2. Nije dopušteno zajedničko skladištenje boca sa zapaljivim plinovima i boca za kisik.

6.17. Udaljenosti od vatrogasnih ogrjevnih uređaja (peći za lož ulje, naftne derivate, plin, vodu i anhidrid), koji se nalaze izvan zgrade, do drugih tehnoloških uređaja, zgrada i objekata radionice ili postrojenja, koji uključuju peć, kao i do regala. , s izuzetkom tehnoloških cjevovoda koji spajaju uređaje za grijanje na požar s drugim tehnološkim uređajima, moraju biti najmanje oni navedeni u tablici. 24.

6.18. Udaljenosti navedene u tablicama određuju se prema:

a) između proizvodnih, pomoćnih i pomoćnih zgrada, instalacija, spremnika i opreme - u svjetlu između vanjskih zidova ili konstrukcija građevina (isključujući metalne stepenice);

b) za tehnološke nadvožnjake i cjevovode položene bez nadvožnjaka - do krajnjeg vanjskog cjevovoda;

c) za unutarnje željezničke pruge - do osi najbliže željezničke pruge;

d) za autoputeve na terenu - do ruba kolovoza;

e) za baklje - do osi baklje;

f) tijekom rekonstrukcije postojeće tvrtke ili tehnoloških instalacija u slučaju nemogućnosti točnog poštivanja tehnički podaci bez velikih materijalnih troškova, u dogovoru s organizacijom koja odobrava projekt, dopuštena su odstupanja u pogledu zazora do 10%.

6.19. Vanjske tehnološke instalacije preporuča se postaviti bočno uz slijepi zid proizvodne zgrade.

U slučaju postavljanja otvorenih instalacija s proizvodnim objektima kategorije A, B, E s obje strane građevine s kojom su povezane (ili jedne instalacije između dvije građevine), moraju biti udaljene najmanje 8 m od to - s praznim zidom, najmanje 12 m - sa zidom s prozorskim otvorima, bez obzira na površinu koju zauzimaju zgrade i instalacije. Drugu instalaciju ili zgradu treba postaviti uzimajući u obzir zahtjeve br. 2.90.

Između vanjske instalacije i građevine dopušten je nadvožnjak za cjevovode ove instalacije.

6.20. Uzeta je udaljenost od industrijskih zgrada do spremnika za hitne slučajeve ili odvodnih spremnika tehnološka oprema koji se nalazi izvan zgrade.

6.21. Prizemni zatvorski (drenažni) spremnik namijenjen za odvod zapaljivih tekućina i gorivih tekućina iz ložišta treba zaštititi vatrootpornim zidom ili nasipom visine najmanje 0,5 m i postaviti na udaljenosti od najmanje 15 m od platforme ložišta.

Podzemni spremnik za nuždu (odvodni) trebao bi biti smješten na udaljenosti od najmanje 9 m od mjesta postavljanja peći, zasebno ili zajedno s drugim odvodnim spremnicima (na istom mjestu).

6.22. Područja CPS-a, OTP-a, skladišta spremnika, skladišta zapaljivih tekućina i zapaljivih tekućina, BPS-a, UPS-a i CS-a trebaju imati ogradu visine 2 m s vratima širine 4,5 m.

Udaljenost od ograde do objekata s industrijama kategorija A, B, C i E mora biti najmanje 5 m.

S vanjske strane, uz granicu OPF-a, cisterni i skladišta zapaljivih tekućina i gorivih tekućina treba predvidjeti pojas širine 10 m, bez zemaljskih mreža.

6.23. Prostor oko bakljne cijevi BPS mora biti ograđen zemljanim bedemom visine 0,7 m, radijusa 15 m.

Prostor oko baklnog okna tehnoloških objekata DNS-a visine 30 m i više mora biti ograđen ogradom od nebodljikave žice visine 1,6 m.

Udaljenost od dimnjaka baklji do ograde, kao i između dimnjaka baklji, treba uzeti prema proračunu toplinske tehnike, ali ne manje od 30 m.

Područje oko svijeće za ispuštanje plina na CS, klastere bušotina, pojedinačne plinske bušotine nije ograđeno.

6.24. Nije dopušteno postavljanje spremnika plinskog kondenzata (separatora, plamenika i druge opreme), kao ni izgradnja bunara, jama i drugih udubljenja unutar ograde prostora oko baklje.

6.25. Nadzemno polaganje plinovoda od instalacija do baklje treba predvidjeti na vatrootpornim nosačima.

6.26. Područje ušća jednog bunara ili skupine bunara treba ograditi zemljanim bedemom visine 1 m sa širinom rubnika duž vrha bedema 0,5 m.

6.27. Mjesto klastera bušotina s više od 8 bušotina mora imati najmanje dva ulaza smještena na različitim krajevima uz dužu stranu.

6.28. Na mjestima objekata potrebno je projektirati otvoreni sustav odvodnje. Na zemljišne parcele, koji nije zauzet zgradama i građevinama, potrebno je očuvati prirodni reljef i predvidjeti vertikalni raspored samo u slučajevima kada je potrebno odvoditi površinske vode i postavljati inženjerske mreže.

6.29. Za uređenje površina otvorenih tehnoloških instalacija treba projektirati samo travnjake.

6.30. Inženjerske mreže i komunikacije na licu mjesta trebaju biti projektirane kao jedinstveni sustav s njihovim postavljanjem u predviđene tehničke staze (hodnike).

6.31. Metoda polaganja inženjerskih mreža (zemlja, nadzemna ili podzemna) treba se usvojiti uzimajući u obzir zahtjeve relevantnih odjeljaka ovih Standarda.

6.32. Dopušteno je polaganje plinovoda, naftovoda, produktovoda i inhibitorskih cjevovoda u jednom rovu. Razmake između njih treba uzeti na temelju uvjeta njihove ugradnje, popravka i održavanja.

Udaljenosti između tehnoloških cjevovoda položenih u zemlju i zgrada i građevina određuju se iz uvjeta lakoće ugradnje, rada i popravka cjevovoda.

6.33. Udaljenost od mjesta vodozahvata (prihvatnih bunara) iz rezervoara mora biti najmanje:

• do zgrada I i II stupnja otpornosti na požar - 10 m;
• do zgrada III, IV i V stupnja otpornosti na požar i do otvorenih skladišta zapaljivih materijala - 30 m;
• do zgrada i građevina s industrijama kategorija A, B, C, E za opasnost od požara - 20 m;
• do spremnika sa zapaljivim tekućinama - 40 m;
• do spremnika sa zapaljivim tekućinama i ukapljenim zapaljivim plinovima - 60 m.

6.34. Prihvatni bunari akumulacija i bunari s hidrantima trebaju biti udaljeni najviše 2 m od rubova prometnica, a ako se nalaze na udaljenosti većoj od 2 m, moraju imati pristupne putove do njih s platformom od najmanje 12 × 12 m.

6.35. Vatrogasne spremnike ili rezervoare treba postaviti u skladu s uvjetima njihove službe objekata koji se nalaze u radijusu od:

• u prisutnosti autopumpa - 200 m;
• u prisutnosti motornih pumpi - 100 - 150 m, ovisno o vrsti motorne pumpe.

Da bi se povećao radijus usluge, dopušteno je polaganje slijepih cjevovoda iz spremnika ili rezervoara duljine ne veće od 200 m i uzimajući u obzir zahtjeve iz članka 6.58 ovih normi.

6.36. Ceste na mjestima središnjeg skupljanja i obrade nafte, plina i vode trebaju biti projektirane s rubovima cesta podignutim iznad površine planiranja susjednog teritorija za najmanje 0,3 m. doći na cestu (uređaj jaraka, itd.).

6.37. U granicama autocesta na terenu dopušteno je polaganje protupožarnih vodoopskrbnih mreža, komunikacija, signalizacije, vanjske rasvjete i energetskih kabela.