Дата основания организации - декабрь 2005 года. Оператор проекта - ТОО «КаракудукМунай». Партнером ЛУКОЙЛа по проекту является Sinopec (50%). Разработка месторождения осуществляется в соответствии с контрактом на недропользование, подписанным 18.09.1995. Срок действия контракта - 25 лет. Месторождение Каракудук расположено в Мангистауской области, в 360 км от г. Актау. Остаточные извлекаемые запасы углеводородов – 11 млн. тонн. Добыча в 2011 году – 1,4 млн. тонн нефти (доля ЛУКОЙЛа – 0,7 млн. тонн) и 150 млн. кубометров газа (доля ЛУКОЙЛа – 75 млн. кубометров). Инвестиции с начала проекта (c 2006) – более 400 млн. долларов в доле ЛУКОЙЛа. Общая численность работников – около 500 человек, из них граждане Республики Казахстан – 97%. В развитие проекта ЛУКОЙЛ планирует вложить в своей доле до 0,1 млрд. долл. до 2020 года.

Доказанные запасы нефти и газа (в доле «ЛУКОЙЛ Оверсиз»)
	млн барр.
	млрд фут3
Нефть и газ	млн барр. н. э.
Товарная добыча за год (в доле «ЛУКОЙЛ Оверсиз»)
	млн барр.
Нефть и газ	млн барр. н. э.
Доля «ЛУКОЙЛ Оверсиз» в проекте*
Участники проекта
Оператор проекта	ТОО «Каракудукмунай»
Эксплуатационный фонд добывающих скважин
Cреднесуточный дебит 1 скважины
Среднесуточный дебит 1 новой скважины

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

В географическом отношении месторождение Каракудук расположено в юго-западной части плато Устюрт. Административно относится к Мангистаускому району Мангыстауской области Республики Казахстан.

Ближайшим населенным пунктом является железнодорожная станция Сай-Утес, расположенная в 60 км к юго-востоку. В 160 км от месторождения находятся станция Бейнеу. Расстояние до областного центра г.Актау 365 км.

В орографическом плане район работ представляет собой пустынную равнину. Абсолютные отметки поверхности рельефа колеблются в пределах от +180 м до +200 м. Район работ характеризуется резко континентальным климатом с жарким сухим летом и холодной зимой. Наиболее жаркий месяц лета – июль с максимальной температурой до +45 о С. В зимний период минимальная температура достигает -30-35 о С. Среднегодовое количество осадков 100-170 мм. Для района характерны сильные ветра, переходящие в пыльные бури. В соответствие со СниП 2.01.07.85 район месторождения по ветровому давлению относится к III району (до 15 м/с). Летом преобладают ветры С-З направления, зимой - С-В. Снежный покров на территории работ неравномерен. Толщина в наиболее погруженных низменных участках достигает 1-5 м.

Животный и растительный мир района беден и представлен видами, типичными для зон полупустынь. Характерна редкая травяная и кустарниковая растительность: верблюжья колючка, полынь, солянка. Животный мир представлен грызунами, пресмыкающимися (черепахи, ящерицы, змеи) и паукообразные.

Естественных водоисточников в районе работ нет. В настоящее время источниками водоснабжения месторождения питьевой воды, на технические нужды и нужды пожаротушения является волжская вода из магистрального водовода «Астрахань-Мангышлак», а также специальные водозаборные скважины глубиной до 1100 м. на альбсеноманские отложения.

Район работ является практически незаселенным. В 30 км восточнее от месторождения Каракудук проходит железная дорога Макат – ст.Мангышлак, вдоль которой проложены действующие нефте и газопроводы Узень-Атырау – Самара и «Средняя Азия –Центр», а также высоковольтная линия электропередач Бейнеу – Узень. Сообщение между промыслом и населенными пунктами осуществляется автотранспортом.

1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3.1. Характеристика геологического строения

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

В результате поисково-разведочного и эксплуатационного бурения на месторождении Каракудук вскрыта толща мезо-кайнозойских отложений с максимальной толщиной 3662 м (скважина 20), начиная триасовыми и заканчивая неоген-четвертичными включительно.

Ниже дается характеристика вскрытого разреза месторождения.

Триасовая система – Т. Пестроцветная терригенная толща триасового возраста представлена переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и аргиллитоподобных глин, окрашенных в различные оттенки серого, коричневого до зеленовато-серого цвета. Минимальная вскрытая толщина триаса отмечается в скважине 145 (29м) и максимальная – в скважине 20 (242 м).

Юрская система – J. Со стратиграфическим и угловым несогласием на подстилающих породах триаса залегает толща юрских отложений.

Разрез юры представлен в объеме нижнего, среднего и верхнего отделов.

Нижний отдел – J 1 . Нижнеюрский разрез в литологическом отношении сложен переслаиванием песчаников, алевролитов, глин и аргиллитов. Песчаник светло-серый с зеленоватым оттенком, мелкозернистый, плохо отсортированный, крепко сцементированный. Глины и алевролиты темно-серые с зеленоватым оттенком. Аргиллиты темно-серые с включениями ОРО. В региональном отношении к отложениям нижней юры приурочен горизонт Ю-XIII. Толщина нижнеюрских отложений колеблется в пределах 120-127м.

Средний отдел – J 2 . Среднеюрская толща представлена всеми тремя ярусами: батским, байосским и ааленским.

Ааленский ярус - J 2 a. Отложения ааленского возраста залегают на нижележащих со стратиграфическим и угловым несогласием и представлены чередованием песчаников, глин и реже алевролитов. Песчаники и алевролиты окрашены в серые и светло-серые тона, для глин характерна более темная окраска. В региональном отношении к данному стратиграфическому интервалу приурочены горизонты Ю –XI, Ю-XII. Толщина составляет более 100м.

Байосский ярус - J 2 в. Песчаники серые и светло-серые, мелкозернистые, крепко сцементированные, неизвестковистые, слюдистые. Алевролиты светло-серые, тонкозернистые, слюдистые, глинистые, с включениями обуглившихся растительных остатков. Глины темно-серые, черные, местами плотные. К отложениям данного возраста приурочены продуктивные горизонты Ю-VI- Ю-X. Толщина составляет порядка 462м.

Батский ярус - J 2 вt. Литологически они представлены песчаниками, алевролитами, переслаивающимися с глинами. В нижней части разреза доля песчаников возрастает с маломощными прослоями алевролитов и глин. К отложениям батского яруса приурочены продуктивные горизонты Ю-III- Ю-V. Толщина изменяется от 114,8м до 160,7м.

Верхний отдел - J 3 . Отложения верхней юры согласно залегают на нижележащих и представлены тремя ярусами: келловейским, оксфордским и волжским. Нижняя граница проводится по кровле глинистой пачки, которая четко прослеживается во всех скважинах.

Келловейский ярус - J 3 к. Келловейский ярус представлен переслаиванием глин, песчаников и алевролитов. По литологическим особенностям в составе яруса выделяются три пачки: верхняя и средняя – глинистые с толщиной 20-30м, а нижняя – чередование пластов песчаников и алевролитов с пропластками глин. К нижней пачке келловейского яруса приурочены продуктивные горизонты Ю-I и Ю-II. Толщина колеблется от 103,2м до 156м.

Оксфордско-волжский яруса – J 3 ox-v. Отложения оксфордского яруса представлены глинами и мергелями с редкими прослойками песчаников и алевролитов, при этом наблюдается некоторая дифференциация: нижняя часть – глинистая, верхняя – мергелистая.

Породы серые, светло-серые, иногда темно-серые, имеют зеленоватый оттенок.

Разрез волжского времени представляет собой толщу глинистых известняков с прослоями доломитов, мергелей и глин. Известняки часто трещиноватые и пористые, массивные, песчанистые, глинистые, с неровным изломом и матовым блеском. Глины алевритистые, серые, известковистые, часто с включениями остатков фауны. Доломиты серые, темно-серые, скрытокристаллические, местами глинистые, с неровным изломом и матовым блеском. Толщина пород колеблется от 179м до 231,3м.

Меловая система – К. Отложения меловой системы представлены в объеме нижнего и верхнего отделов. Расчленение разреза на ярусы произведено по каротажным материалам и сопоставлением с соседними площадями.

Нижний отдел – К 1 . Нижнемеловые отложения сложены породами неокомского надъяруса, аптского и альбского ярусов.

Неокомский надъярус – К 1 пс. На подстилающих волжских отложениях согласно залегает толща неокомского интервала, объединяющего три яруса: валанжинский, готеривский, барремский.

Разрез в литологическом отношении сложен песчаниками, глинами, известняками и доломитами. Песчаники мелкозернистые, светло-серые, полимиктовые, с карбонатным и глинистым цементом.

На уровне готеривского интервала разрез в основном представлен глинами, мергелями и только вверху прослеживается горизонт песков. Барремские отложения выделяются в разрезе по пестроцветной окраске пород и литологически сложены глинами с прослоями песчаников и алевролитов. По всему разрезу неокомского возраста наблюдается наличие пачек алеврито-песчаных парод. Толщина отложений неокомского надъяруса колеблется от 523,5м до 577м.

Аптский ярус – К 1 а. Отложения данного возраста перекрывают нижележащие с размывом, имея с ними четкую литологическую границу. В нижней части разрез сложен преимущественно глинистыми породами с редкими прослоями песков, песчаников, алевролитов, а в верхней – равномерным чередованием глинистых и песчаных пород. Толщина изменяется от 68,7 м до 129,5м.

Альбский ярус – К 1 al. Разрез состоит из переслаивания песков, песчаников и глин. По структурно-текстурным особенностям породы не отличаются от нижележащих. Толщина изменяется от 558,5 м до 640 м.

Верхний отдел – К 2 . Верхний отдел представлен отложениями сеномана и турон-сенона.

Сеноманский ярус – К 2 s. Отложения сеноманского яруса представлены глинами, чередующимися с алевролитами и песчаниками. По литологическому облику и составу породы данного возраста не отличаются от альбских отложений. Толщина колеблется от 157м до 204 м.

Турон-сенонский нерасчлененный комплекс – К 2 t-cn. В низах описываемого комплекса выделяется туронский ярус, сложенный глинами, песчаниками, известняками, мелоподобными мергелями, являющимися хорошим репером.

Выше по разрезу залегают отложения сантонского, кампанского, маастрихтского ярусов, объединенные в сенонский надъярус, представленные в литологическом отношении мощной толщей переслаивающихся мергелей, мела, мелоподобных известняков и карбонатных глин.

Толщина отложений турон-сенонского комплекса варьирует от 342м до 369м.

Палеогеновая система – Р. Палеогеновые отложения представлены белыми известняками, зеленовато-мергельной толщей и розовыми алевролитовыми глинами. Толщина изменяется от 498м до 533 м.

Неоген-четвертичная системы – N-Q. Неоген-четвертичные отложения сложены преимущественно карбонатно-глинистыми породами светло-серого, зеленого и бурого цвета и известняками – ракушечниками. Верхняя часть разреза выполнена континентальными осадками и конгломератами. Толщина отложений варьирует от 38 м до 68 м.

3.2. Тектоника

Согласно тектоническому районированию месторождение Каракудук расположено в пределах Арыстановской тектонической ступени, которая входит в состав Северо-Устюртской системы прогибов и поднятий западной части Туранской плиты

По материалам сейсморазведочных работ МОГТ-3Д (2007г.), проведенных ОАО «Башнефтегеофизика», структура Каракудук по отражающему горизонту III представляет брахиантиклинальную складку субширотного простирания размерами 9х6.5км по замкнутой изогипсе минус 2195м, с амплитудой 40м. Углы падения крыльев с глубиной увеличиваются: в туроне- доли градуса, в нижнем мелу -1-2˚. Структура по отражающему горизонту V представляет антиклинальную складку, разбитую многочисленными нарушениями, возможно, некоторые из них нетектонического характера. Все основные разломы, описываемые далее по тексту, прослеживаются по данному отражающему горизонту. Складка субмеридионального простирания состоит из двух сводов, оконтуренных изогипсой минус 3440м, выявленных в районе скважин 260-283-266-172-163-262 и 216-218-215. По изогипсе минус 3480м складка имеет размеры 7.4х 4.9км и амплитуду 40м.

Поднятие на структурных картах по юрским продуктивным горизонтам имеет почти изометричную форму, осложненную серией разрывных нарушений, делящих структуру на несколько блоков. Самым основным нарушением является нарушение F 1 на востоке, который прослеживается по всему продуктивному разрезу, и делит структуру на два блока: центральный (I) и восточный (II). Блок II опущен относительно блока I с увеличением амплитуды смещения с юга на север от 10 до 35м. Нарушение F 1 наклонного характера и с глубиной смещается с запада на восток. Данное нарушение подтверждено бурением скважины 191, где часть юрских отложений порядка 15м на уровне продуктивного горизонта Ю-IVА отсутствует.

Нарушение F 2 проведено в районе скважин 143, 14 и отсекает центральный блок (I) от южного блока (III). Обоснованием для проведения данного нарушения послужила не только сейсмическая основа, но и результаты опробования скважин. Например, из числа базовых скважин рядом со скважиной 143 находится скважина 222, где при опробовании горизонта Ю-I получена нефть, а в скважине 143 – вода.

Описание работы

Дата основания организации - декабрь 2005 года. Оператор проекта - ТОО «КаракудукМунай». Партнером ЛУКОЙЛа по проекту является Sinopec (50%). Разработка месторождения осуществляется в соответствии с контрактом на недропользование, подписанным 18.09.1995. Срок действия контракта - 25 лет. Месторождение Каракудук расположено в Мангистауской области, в 360 км от г. Актау. Остаточные извлекаемые запасы углеводородов – 11 млн. тонн. Добыча в 2011 году – 1,4 млн. тонн нефти (доля ЛУКОЙЛа – 0,7 млн. тонн) и 150 млн. кубометров газа (доля ЛУКОЙЛа – 75 млн. кубометров).

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Подобные документы

Характеристика полиграфического предприятия и стратегия его развития. Описание продукции. Организационный план. Производственный план. Расчет производственной мощности. Расчет программы производства и реализации продукции. Инвестиционный план.

бизнес-план , добавлен 15.09.2008


Общая характеристика деятельности АО "Гурман", его цели и стратегия, определение миссии. Продукция предприятия и ее конкурентоспособность на рынке. Разработка плана маркетинга и производства, юридического плана, внедрение программы инвестирования.

бизнес-план , добавлен 29.04.2009


Характеристика концепции предприятия, изготавливаемая продукция и ее потребители. Стратегия развития бизнеса. Организации производства на предприятии, формы участия в нем, организационная структура управления. Анализ рынка строительных материалов.

бизнес-план , добавлен 07.11.2014


Структура бизнес-плана: резюме, производственный, организационный, маркетинговый, финансовый планы. Характеристика строительного предприятия, анализ его деятельности. Анализ рынка кровельных работ, план маркетинга по продвижению шумоизоляционных плит.

бизнес-план , добавлен 23.02.2009


Исследование рынка электротоваров в г. Нефтекамск, тенденции в сфере строительства и ремонта. Маркетинговая стратегия магазина "Лайт", план по материально-техническому и кадровому обеспечению. Оценка эффективности проекта, его компьютерное обеспечение.

дипломная работа , добавлен 22.09.2014


Рассмотрение порядка разработки и реализации стратегии развития предприятия. Анализ факторного воздействия внешнего окружения на организацию. Оценка вариантов решения по определению предпочтительного направления развития и составление плана работ.

курсовая работа , добавлен 31.10.2014


Анализ системы планирования как основной функции управления. Теоретические основы разработки бизнес-плана: анализ рынка, планирование производства, стратегия маркетинга, оценка рисков. Финансовый план и практика реализации бизнес-плана на предприятии.

дипломная работа , добавлен 23.04.2009


Цели разработки и особенности бизнес-плана. Состав бизнес-плана. Жизненный цикл товара. Обеспечение конкурентоспособности фирмы и ее продукции. Выбор стратегии конкуренции предприятия. Оценка рынка сбыта. План маркетинга и производства. Юридический план.

курсовая работа , добавлен 20.12.2011

6.1. Нормативы настоящего раздела содержат основные требования к компоновке генерального плана и пожарной безопасности к проектируемым и реконструируемым зданиям и сооружениям нефтедобывающей промышленности, а отдельные требования приводятся в соответствующих разделах настоящих Норм.

Кроме нормативных требований настоящих Норм, при проектировании пожарной защиты объектов необходимо руководствоваться следующими документами:

• «Генеральные планы промышленных предприятий»;
• «Противопожарные нормы проектирования зданий и сооружений»;
• «Производственные здания промышленных предприятий»;
• «Газоснабжение. Внутренние и наружные устройства»;
• «Сооружения промышленных предприятий»;
• «Вспомогательные здания и помещения промышленных предприятий»;
• «Правила устройства электроустановок (ПУЭ)»;
• «Водоснабжение. Наружные сети и сооружения»;
• «Склады нефти и нефтепродуктов»;
• «Магистральные трубопроводы»;
• «Предприятия по обслуживанию автомобилей»;
• «Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий».

а) ТРЕБОВАНИЯ К ГЕНЕРАЛЬНОМУ ПЛАНУ

6.2. Следует разрабатывать схему генерального плана месторождения на базе данных технологической схемы (проекта) разработки нефтяного месторождения с учетом схем развития нефтедобывающей отрасли и размещения производительных сил по экономическим районам и союзным республикам.

6.3. Схема генерального плана месторождения составляется на картах землепользователей, как правило, в масштабе 1:25000, с учетом требований Основ земельного, водного и других законодательств СССР и союзных республик, в два этапа:

1. предварительная - в составе обосновывающих материалов к акту выбора площадок и трасс;
2. окончательная - после утверждения акта выбора площадок и трасс в установленном порядке, с учетом замечаний всех землепользователей.

6.4. Схема генерального плана должна предусматривать размещение на территории месторождения устьев нефтяных, газовых, нагнетательных и других одиночных скважин, кустов скважин, ЗУ, ДНС, СУ, УПС, КНС, ВРП, КС, подстанций и других объектов, а также инженерных коммуникаций (автодорог, нефте- и газопроводов, водоводов, линий электропередачи, связи, телемеханики, катодной защиты и др.), обеспечивающих технологические и производственные процессы сбора и транспорта продукции нефтяных скважин с учетом существующих в данном районе транспортных связей мощностей ЦПС, УПН, ГБЗ, НПЗ, направления внешнего транспорта нефти, газа и воды, источников снабжения электроэнергией, теплом, водой, воздухом и др.

6.5. При разработке схемы генерального плана необходимо учитывать:

• бригадную и промысловую форму организации эксплуатации месторождений в соответствии с «Положением о бригаде по добыче нефти …» Миннефтепрома;
• возможность расширения и реконструкции технологических систем;
• проведение технических мероприятий по интенсификации производственных процессов добычи, сбора, транспорта нефти и газа.

6.6. Генеральный план предприятий, объектов, зданий и сооружений обустройства месторождения следует проектировать в соответствии с требованиями норм «Генеральные планы промышленных предприятий» и других, указанных в общей части настоящего раздела, а также требованиями настоящих Норм.

Планировочные решения генерального плана должны разрабатываться с учетом технологического зонирования установок, блоков, зданий и сооружений.

Размещение производственных и вспомогательных зданий и сооружений в зонах необходимо производить по их функциональному и технологическому назначению и с учетом взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности их.

6.7. Подъездные и внутриплощадочные железные и автомобильные дороги к объектам, зданиям и сооружениям следует проектировать в соответствии с требованиями норм «Железные дороги колеи 1520 мм», «Автомобильные дороги», «Инструкции по проектированию автомобильных дорог нефтяных промыслов Западной Сибири» Миннефтепрома.

6.8. Размеры площадок под строительство предприятий, объектов зданий и сооружений определяются из условия размещения технологических сооружений, сооружений подсобно-вспомогательного назначения и инженерных коммуникаций с учетом требований противопожарных и санитарных норм.

Плотность застройки предприятий и отдельных объектов должна соответствовать значениям, указанным в нормах «Генеральные планы промышленных предприятий». Площади участков нефтяных и газовых скважин должны приниматься в соответствии с «Нормами отвода земель для нефтяных и газовых скважин» Миннефтепрома.

Ширина полосы земель для строительства линейных сооружений должна быть не более указанных: в «Нормах отвода земель для магистральных трубопроводов», «Нормах отвода земель для линий связи», «Нормах отвода земель для электрических сетей напряжением 0,4 - 500 кВ», «Нормах отвода земель для автомобильных дорог».

6.9. Площадки ЦПС, базы производственного обслуживания (БПО), НГДУ, УБР, УРБ, базы управлений технологического транспорта (УТТ) и спецтехники, трубно-инструментальные базы и другие здания и сооружения вспомогательного назначения для обслуживания нефтяного месторождения (ЦДНГ, вертолетные площадки и др.), а также вахтовые поселки могут располагаться как на территории месторождения, так и за ее пределами.

6.10. При размещении предприятий, объектов, зданий и сооружений нефтедобычи на прибрежных участках рек и других водоемов планировочные отметки площадок для строительства их следует принимать не менее чем на 0,5 м выше расчетного наивысшего горизонта вод с учетом подпора и уклона водотока с вероятностью его превышения:

• для сооружений, в которых производственный процесс непосредственно связан с извлечением нефти из недр (устья нефтяных и газовых скважин, замерные установки), - один раз в 25 лет;
• для ЦПС, ДНС, газокомпрессорных станций, сепарационных установок, УПН, УПС, КНС и электроподстанций - один раз в 50 лет.

6.11. Объекты обустройства нефтяных месторождений следует размещать от соседних предприятий на расстояниях, указанных в таблице 19, с учетом возможности кооперирования с этими предприятиями по строительству инженерных сетей и автомобильных дорог.

6.12. При разработке генерального плана предприятий, зданий и сооружений обустройства месторождений расстояния от технологических установок и сооружений до РУ, ТП, блоков управления КИПиА и операторных должны определяться согласно требованиям ПУЭ-76, раздел VII, с учетом плотности горючего газа по отношению к плотности воздуха, определяемой технологическим расчетом в проекте.

6.13. Наименьшие расстояния между зданиями и сооружениями объектов обустройства нефтяных месторождений должны приниматься по табл. 20, а от зданий и сооружений до подземных нефте - и газопроводов - по табл. 21.

6.14. Наименьшие расстояния между зданиями и сооружениями, размещаемыми на ЦПС, должны приниматься по табл. 22.

6.15. Расстояние от нефтеловушек, отстойных прудов и других сооружений систем канализации до вспомогательных и производственных зданий и сооружений, не связанных с обслуживанием очистных сооружений, должны приниматься по табл. 22.

Наименьшие расстояния между зданиями и сооружениями систем канализации должны приниматься по табл. 23.

6.16. Наименьшие расстояния от зданий складов, навесов открытых площадок для хранения баллонов с кислородом, ацетиленом, азотом и хлором до зданий и сооружений с производствами категорий А, Б, В, Е должно быть не менее 50 м, до других производственных и вспомогательных зданий должно быть не менее:

• при количестве баллонов менее 400 шт. - 20 м;
• при количестве баллонов от 400 до 1200 шт. - 25 м.

Общая емкость складов для хранения баллонов не должна превышать 1200 шт., в том числе не более 400 баллонов, наполненных горючими газами.

Примечания: 1. Указанное количество баллонов дано для одного баллона емкостью 50 л, при меньшей емкости баллона должен быть произведен пересчет.

2. Совместное хранение баллонов с горючими газами и баллонов с кислородом не допускается.

6.17. Расстояния от аппаратов огневого нагрева (печи для нагрева нефти, нефтепродуктов, газа, воды и ангидрида), располагаемых вне здания, до других технологических аппаратов, зданий и сооружений цеха или установки, в состав которых входит печь, а также до эстакад, за исключением технологических трубопроводов, связывающих аппараты огневого нагрева с другими технологическими аппаратами, должны быть не менее указанных в табл. 24.

6.18. Расстояния, указанные в таблицах, определяются:

а) между производственными, подсобными и вспомогательными зданиями, установками, резервуарами и оборудованием - в свету между наружными стенами или конструкциями сооружений (без учета металлических лестниц);

б) для технологических эстакад и трубопроводов, проложенных без эстакад, - до крайнего трубопровода;

в) для внутриплощадочных железнодорожных путей - до оси ближайшего железнодорожного пути;

г) для внутриплощадочных автомобильных дорог - до края проезжей части дороги;

д) для факельных установок - до оси ствола факела;

е) при реконструкции существующих предприятий или технологических установок в случае невозможности точного соблюдения технических условий без больших материальных затрат по согласованию с организацией, утверждающей проект, допускаются отступления в части разрывов в пределах до 10 %.

6.19. Наружные технологические установки рекомендуется размещать со стороны глухой стены производственного здания.

В случае размещения открытых установок с производствами категорий А, Б, Е по обе стороны здания, с которыми они связаны (или одной установки между двумя зданиями), они должны располагаться от него на расстоянии не менее 8 м - при глухой стене, не менее 12 м - при стене с оконными проемами, независимо от площади, занимаемой зданиями и установками. Вторая установка или здание должны располагаться с учетом требований п. 2.90.

Между наружной установкой и зданием допускается располагать эстакаду для трубопроводов данной установки.

6.20. Расстояние от производственных зданий до аварийных или дренажных емкостей принимаются как для технологического оборудования, расположенного вне здания.

6.21. Наземную аварийную (дренажную) емкость, предназначенную для слива ЛВЖ и ГЖ из печей, следует ограждать несгораемой стеной или обвалованием высотой не менее 0,5 м и размещать на расстоянии не менее 15 м от площадки печей.

Подземная аварийная (дренажная) емкость должна размещаться на расстоянии не менее 9 м от площадки печей отдельно или совместно с другими дренажными емкостями (на одной площадке).

6.22. Территории ЦПС, УПН, резервуарных парков, складов ЛВЖ и ГЖ, ДНС, УПС и КС должны иметь ограждение высотой 2 м с воротами шириной 4,5 м.

Расстояние от ограждения до объектов с производствами категорий А, Б, В и Е должно быть не менее 5 м.

С наружной стороны вдоль границы УПН, резервуарных парков и складов ЛВЖ и ГЖ должна предусматриваться полоса шириной 10 м, свободным от наземных сетей.

6.23. Территория вокруг трубы факела ДНС должна быть ограждена земляным валом высотой 0,7 м, радиусом 15 м.

Территория вокруг ствола факела технологических сооружений ДНС высотой 30 м и более должна быть ограждена забором высотой 1,6 м из неколючей проволоки.

Расстояние от факельного ствола до ограждения, а также между факельными стволами должно приниматься по данным теплотехнического расчета, но не менее 30 м.

Территория вокруг свечи для сброса газа на КС, кустах скважин, одиночных газовых скважин, не ограждается.

6.24. Размещение емкостей газового конденсата (сепараторов, огнепреградителей и другого оборудования), а также устройство колодцев, приямков и других заглублений в пределах ограждения территории вокруг факела не допускается.

6.25. Надземную прокладку газопроводов от установок до трубы факела следует предусматривать на несгораемых опорах.

6.26. Территория устьев одиночной или куста скважин должна быть ограждена земляным валом высотой 1 м с шириной бровки по верху вала 0,5 м.

6.27. Площадка кустов скважин с количеством более 8 скважин должна иметь не менее двух въездов, расположенных в разных концах по длинной стороне ее.

6.28. На площадках объектов следует проектировать открытую систему водоотвода. На земельных участках, не занятых зданиями и сооружениями, следует сохранять естественный рельеф и предусматривать вертикальную планировку только в случаях необходимости отвода поверхностных вод и прокладки инженерных сетей.

6.29. Для озеленения площадок открытых технологических установок следует проектировать только газоны.

6.30. Внутриплощадочные инженерные сети и коммуникации следует проектировать как единую систему с размещением их в отведенных технических полосах (коридорах).

6.31. Способ прокладки инженерных сетей (наземный, надземный или подземный) следует принимать с учетом требований соответствующих разделов настоящих Норм.

6.32. В одной траншее допускается прокладывать газопроводы, нефтепроводы, нефтепродуктопроводы и ингибиторопроводы. Расстояния между ними следует принимать исходя из условий их монтажа, ремонта и обслуживания.

Расстояния между технологическими трубопроводами, проложенными в земле, и зданиями и сооружениями определяются из условий удобства монтажа, эксплуатации и ремонта трубопроводов.

6.33. Расстояние от места забора воды (приемных колодцев) из водоемов должно быть не менее:

• до зданий I и II степени огнестойкости - 10 м;
• до зданий III, IV и V степени огнестойкости и до открытых складов сгораемых материалов - 30 м;
• до зданий и сооружений с производствами категорий А, Б, В, Е по пожарной опасности - 20 м;
• до резервуаров с горючими жидкостями - 40 м;
• до резервуаров с легковоспламеняющимися жидкостями и сжиженными горючими газами - 60 м.

6.34. Приемные колодцы водоемов и колодцы с гидрантами должны располагаться на расстоянии не более 2 м от обочин автомобильных дорог, а при расположении их на расстоянии более 2 м должны иметь подъезды к ним с площадкой не менее 12×12 м.

6.35. Пожарные резервуары или водоемы надлежит размещать из условия обслуживания ими объектов, находящихся в радиусе:

• при наличии автонасосов - 200 м;
• при наличии мотопомп - 100 - 150 м в зависимости от типа мотопомп.

Для увеличения радиуса обслуживания допускается прокладка от резервуаров или водоемов тупиковых трубопроводов длиной не более 200 м и с учетом требований п. 6.58 настоящих Норм.

6.36. Дороги на площадках центральных пунктов сбора, подготовки нефти, газа и воды следует проектировать с обочинами, приподнятыми над планировочной поверхностью прилегающей территории не менее чем на 0,3 м. При невозможности выполнения этого требования дороги должны быть спланированы таким образом, чтобы разлившиеся нефтепродукты не могли попасть на дорогу (устройство кюветов и т. п.).

6.37. В пределах обочин внутриплощадочных автомобильных дорог допускается прокладка сетей противопожарного водопровода, связи, сигнализации, наружного освещения и силовых электрокабелей.

Основным графическим документом при подсчете запасов служит подсчетный план. Подсчетные планы (рис. 3) составляются на основе структурной карты по кровле продуктивных пластов-коллекторов или ближайшего репера, расположенного не более чем на 10 м выше или ниже кровли пласта. На карту наносятся внешний и внутренний контуры нефте - и газоносности, границы категорий запасов.

Границы и площадь подсчета запасов нефти и газа каждой из категорий окрашиваются определенным цветом:

Рис. 3. Пример подсчетного плана залежи.

1 - нефть ; 2 - вода: 3 - нефть и вода;

Скважины: 4 - добывающие, 5 - разведочные, 6 - в консервации, 7 - ликвидированные, 8 - не давшие притока; 9 - изогипсы поверхности коллекторов, м;

Контуры нефтеносности: 10 - внешний, 11 - внутренний; 12 - граница литолого-фациального замещения коллекторов; 13-категории запасов;

Цифры у скважин: числитель - номер скважины, знаменатель - абсолютная отметка кровли коллектора, м.

На подсчетный план также наносятся все пробуренные на дату подсчета запасов скважины (с точным указанием положения устьев, точек пересечения ими кровли соответствующего продуктивного пласта):

Разведочные;

Добывающие;

Законсервированные в ожидании организации промысла;

Нагнетательные и наблюдательные;

Давшие безводную нефть, нефть с водой, газ, газ с конденсатом, газ с конденсатом и водой и воду;

Находящиеся в опробовании;

Неопробованные, с указанием характеристики нефте -, газо - и водо-насыщенности пластов - коллекторов по данным интерпретации материалов геофизических исследований скважин;

Ликвидированные, с указанием причин ликвидации;

Вскрывшие пласт, сложенный непроницаемыми породами.

По испытанным скважинам указываются: глубина и абсолютные отметки кровли и подошвы коллектора, абсолютные отметки интервалов перфорации, начальный и текущий дебиты нефти, газа и воды, диаметр штуцера, депрессия, продолжительность работы, дата появления воды и ее содержание в процентах в добываемой продукции. При совместном опробовании двух и более пластов указывают их индексы. Дебиты нефти и газа должны быть замерены при работе скважин на одинаковых штуцерах.

По добывающим скважинам приводятся: дата ввода в работу, начальный и текущий дебиты и пластовое давление, добытое количество нефти, газа , конденсата и воды, дата начала обводнения и содержание воды в процентах в добываемой продукции на дату подсчета запасов. При большом количестве скважин эти сведения помещаются в таблице на подсчетном плане или на прилагаемом к нему листе. Кроме того, на подсчетном плане дается таблица с указанием принятых авторами величин подсчетных параметров, подсчитанные запасы, их категории, величины параметров, принятые по решению ГКЗ РФ, дата, на которую подсчитаны запасы.

При повторном подсчете запасов на подсчетные планы должны быть нанесены границы категорий запасов, утвержденных при предыдущем подсчете, а также выделены скважины, пробуренные после предыдущего подсчета запасов.

Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов производится раздельно для газовой , нефтяной,. газонефтяной, водонефтяной и газонефтеводяной зон по типам коллекторов для каждого пласта залежи и месторождения в целом с обязательной оценкой перспектив всего месторождения.

Запасы содержащихся в нефти и газе компонентов, имеющие промышленное значение, подсчитываются в границах подсчета запасов нефти и газа.

При подсчете запасов подсчетные параметры измеряются в следующих единицах: толщина в метрах; давление в мегапаскалях (с точностью до десятых долей единицы); площадь в тысячах квадратных метров; плотность нефти, конденсата и воды в граммах на кубический сантиметр, а газа - в килограммах на кубический метр (с точностью до тысячных долей единицы); коэффициенты пористости и нефтегазонасыщенности в долях единицы с округлением до сотых долей; коэффициенты извлечения нефти и конденсата в долях единицы с округлением до тысячных долей.

Запасы нефти, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы и металлов подсчитываются в тысячах тонн, газа - в миллионах кубических метров, гелия и аргона - в тысячах кубических метров.

Средние значения параметров и результаты подсчета запасов приводятся в табличной форме.

Технический проект разработки месторождения – это один из наиболее важных документов для начала работ по разработке месторождений. Наши специалисты готовы взять выполнение данной и связанных с ней задач полностью на себя.

В процессе составления проекта разработки запасов ископаемого проводится анализ прежних темпов добычи, если таковая осуществлялась.

Задачи, которые должен решать технический проект разработки месторождений полезных ископаемых :

• недопущение потерь полезных ископаемых и их качества;
• обязательное ведение всей необходимой документации в процессе геологоразведки, всех видов полевых и лабораторных работ;
• безопасность работ с точки зрения сотрудников, задействованных в разработке месторождения, а также с точки зрения окружающей среды, в том числе забота о чистоте подземных вод;
• в случае нарушения сохранности земельных участков – их рекультивация;
• сохранение горных выработок и буровых скважин, которые еще могут быть использованы, и ликвидация ненужных;
• строгое исполнение условий лицензии.

Технический проект делится на графическую и текстовую части.

В графическую входят:

1. Горно-геологическая часть:
   • план поверхности с контурами подсчета запасов;
   • геологические разрезы по линиям;
   • план карьера на конец отработки и схема горнотехнической рекультивации;
   • подсчет объемов запасов, оставляемых в бортах карьера, в разрезах;
   • календарный план вскрышных и отвальных работ;
   • календарный план добычных работ;
   • элементы системы разработки;
   • схема отвалообразования;
2. Генплан и транспорт.

Текстовая часть отчета может содержать в себе следующие сведения:

• Общая пояснительная записка, где указываются исходные данные и основные положения проекта;
• Геологическое строение карьерного поля;
• Технические решения (проектная мощность и режим работы объекта, система разработки месторождения, параметры отвалов, карьерный транспорт и пр.);
• Качество полезного ископаемого;
• Организация и технические решения при ведении работ в опасных зонах;
• Управление производством, предприятием. Организация и условия труда работников;
• Архитектурно-строительные решения;
• Инженерно-техническое обеспечение. Сети и системы;
• Генеральный план и внешний транспорт;
• Организация строительства;
• Охрана и рациональное использование недр;
• Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности и предупреждению ЧС;
• Сметная документация;
• Экономическая оценка эффективности инвестиций.

После составления и оформления проект передаётся на обязательное согласование в Федеральное Агенство по недропользованию. для разработки полезных ископаемыхвы также можете поручить нам. Сотрудники группы компаний “Специалист” имеют большой опыт в области составления и согласования проектной документации, что позволит вам избежать рисков и сэкономить время.

В среднем на разработку и согласование проекта месторождения уходит около трех месяцев, но мы сделаем все, чтобы сократить этот срок.