Progetto tecnico per lo sviluppo sul campo. Piano di sviluppo pilota per il deposito di carbonato di Chapaevski Piano di deposito

introduzione

1.4 Informazioni sulle riserve

1.5.1 Tutela del sottosuolo

Sezione 2. Operazioni minerarie

2.4.1 Operazioni di stripping

2.4.2 Operazioni minerarie

2.4.3 Lavori di discarica

2.5 Strutture ausiliarie della cava

2.5.1 Drenaggio e disidratazione

2.5.2 Riparazione e manutenzione delle strade delle cave

2.5.3 Servizio di riparazione

2.5.4 Locali industriali e di servizio

Sezione 3. Orari minerari

3.1 Modalità operative e produttività della cava

3.2 Piano del calendario operazioni minerarie

3.3 Preparazione dell'inventario e piano di rimborso

3.4 Programma di lavoro di spogliatura

3.5 Lavori di discarica

3.6 Indicatori di prestazione delle principali attrezzature minerarie

Sezione 4. Operazioni di perforazione e brillamento

Sezione 5. Bonifica mineraria

Sezione 6. Fornitura di energia elettrica

Sezione 7. Trasporto in cava

7.1 informazioni generali e dati di origine

7.2 Calcolo della produttività del veicolo e della sua domanda

7.3 Strade di cava

Sezione 8. Bonifica mineraria

Sezione 9. Servizio di riparazione

Sezione 10. Calcolo dell'imposta sull'estrazione dei minerali

Sezione 10. Misure in materia di salute, sicurezza e igiene industriale sul lavoro

Sezione 12. Controllo di produzione per il rispetto dei requisiti di sicurezza industriale nell'azienda

Elenco dei disegni del set principale

N. N. Foglio Nome N. 1. Situazione dell'attività mineraria al 01.11.07, M1: 200012. Piano d'orario dei lavori di sgombero e di scarico, M1: 2000. 23. Piano d'orario delle operazioni minerarie, M1: 200034. Sezione ingegneristico-geologica lungo la linea I-I, M V 1:500, m V 1: 100045. Piano consolidato minerario, M1: 200056. Piano delle opere ingegneristiche, M1: 2000 67. Profilo longitudinale della strada, M G 1: 2000, M V 1: 50078. Schema unifilare di base dell'alimentazione elettrica della cava89. Passaporto per operazioni minerarie in montagna. +33 m con escavatore E-2503910. Passaporto per operazioni minerarie in montagna. +29 m con escavatore E-25031011. Passaporto per operazioni di smantellamento con escavatore E-25031112. Passaporto per operazioni di smantellamento con bulldozer DZ-171.1-05 1213. Passaporto per l'utilizzo del bulldozer DZ-171.1-05 su una discarica di materiale ricoperto. 1314. Passaporto per la produzione di lavori di scarico con un bulldozer DZ-171.1-0514

introduzione

Il piano pilota di sviluppo per il 2008 per l'estrazione del calcare dal giacimento Chapaevskoye (la parte meridionale “non finita” della sezione meridionale), per RosShchebStroy LLC, è stato elaborato sulla base dell'accordo n. 328/07 e termine di paragone, concordato dall'Ufficio per la supervisione tecnologica e ambientale di Rostekhnadzor per la regione di Saratov.

RosShchebStroy LLC sta sviluppando la parte non sviluppata della sezione meridionale del deposito calcareo Chapaevskij, situato nel distretto Ershovsky della regione di Saratov.

Sul lato settentrionale si trova una cava dello stabilimento di pietrisco Chapaevskij (Alliance-Nedra LLC). Sul lato nord-occidentale ci sono aree minate e parzialmente bonificate dalla JSC Ershovsky Stone Quarry (attualmente LLC SPK Stroydetal).

Licenza per il diritto di utilizzo del sottosuolo SRT-90101-TE del 10/04/2007, valida fino al 10/05/2015.

Basato sui materiali del ricalcolo delle riserve di bilancio della sezione meridionale del deposito carbonatico di Chapaevskoye, effettuato da Nerudproekt LLC nel 2007, e sul protocollo della TEKZ del Comitato di Conservazione ambiente e la gestione ambientale della regione di Saratov n. 27 del 25 settembre 2007, hanno approvato le riserve “non sviluppate” nella parte meridionale della sezione meridionale, per un importo di 828,0 mila metri cubi. m, categorie A, B, C1

L'appezzamento del sottosuolo ha lo status di lotto minerario.

Il diritto di utilizzare il terreno è stato ricevuto dall'amministrazione Ershovsky distretto comunale Regione di Saratov, lettera n. 1429 del 08.08.2007

Il progetto dettagliato per lo sviluppo del campo è in fase di elaborazione.

deposito di roccia mineraria

L'escavatore E-2503 (pala dritta) viene utilizzato per le operazioni minerarie. Per lavori di smantellamento - bulldozer DZ-171.1 - 05

Gli autocarri con cassone ribaltabile KrAZ-256 vengono utilizzati per il trasporto di ammassi rocciosi, rocce ricoperte e rifiuti dalla DSZ.

Perdite previste nel 2008 - 0,8% (0,96 mila mln 3).

Capacità, secondo le specifiche tecniche, 120mila m 3in un corpo denso escluse le perdite, 120,96 mila m 3tenendo conto delle perdite.

Per il 2008 non sono previsti interventi di bonifica.

Sezione 1. Caratteristiche geologiche e industriali del giacimento

1.1 Caratteristiche geologiche dell'area

L'area del campo è un'ampia pianura leggermente collinare, che forma un vasto spartiacque tra i bacini dei fiumi Bolshoi Irgiz e Bolshoi Uzen. La pendenza generale dell'area è verso nord-ovest.

La rete idrografica è rappresentata dai fiumi Bolshoi Irgiz con affluenti e dai fiumi Bolshoi Uzen e Maly Uzen. Le valli fluviali della zona sono ben sviluppate. In essi, oltre ai moderni terrazzi alluvionali, si osservano tre o quattro terrazzi sopra la pianura alluvionale.

Il clima della zona è fortemente continentale, con inverni freddi e stabili ed estati calde. La temperatura media annuale è 4 0CON.

La quantità di precipitazioni nel periodo caldo è in media di 350 mm e nel periodo freddo - 102-122 mm, la profondità del congelamento del suolo è di 0,5-1,5 m. I venti prevalenti sono le direzioni est e sud-est.

Gli strati utili di cantiere sono rappresentati da rocce carbonatiche dello stadio di Orenburg del Carbonifero Superiore.

La maggior parte dei calcari esplorati sono della varietà grigio chiaro.

I calcari grigio scuro e grigi hanno un'importanza secondaria. I calcari sono fratturati, i più fratturati sono gli strati superiori di calcare fino ad una profondità di 5 m.

A una profondità di 5-10 metri la frattura è molto meno pronunciata. Le fessure si sviluppano per lo più lungo le linee della lettiera. Le crepe verticali sono molto meno comuni. Di aspetto, nonché sulla base delle proprietà fisiche e meccaniche e analisi chimiche, i calcari di questo deposito sono divisi in due membri.

Le rocce del primo membro superiore sono rappresentate da calcari dolomitizzati, cristallini fini, di colore grigio chiaro e grigio, localmente con sfumature giallastre, bluastre e violacee. Lo spessore dei calcari del primo membro varia da 5,35 ma 8,6 m, con una media di 6,97 m.

Il secondo membro è separato dal primo da materiale sabbioso-argilloso con calcare frantumato. Le rocce del secondo membro sono rappresentate da calcari e calcari debolmente dolomitizzati di colore grigio chiaro. Lo spessore dei calcari del secondo membro varia da 5,0 ma 11,65 m, con una media di 8,17 m.

Nello spessore dei calcari si osservano manifestazioni carsiche sotto forma di piccole cavità riempite da blocchi di calcare lisciviato, pietrisco, sabbia a grana fine e massa argillosa calcarea.

Sezione geologica media del campo (dall'alto al basso):

- strato terreno-vegetativo e terriccio giallo-brunastro con uno spessore di 1,2-1,5 m;

- calcari dolomitizzati di colore grigio, grigio chiaro, in alcuni punti con sfumature giallastre, rosa, spessore 0,53-6,6 m;

- uno strato di materiale sabbioso-argilloso con calcare frantumato, di spessore 0,8-5,3 m;

- il calcare è di colore grigio chiaro, meno spesso scuro, leggermente dolomitizzato, occasionalmente fessurato, di spessore 0,65-11,35 m.

1.2 Condizioni idrogeologiche del giacimento

Sulla base dei dati di esplorazione idrogeologica, nel campo sono state identificate due falde acquifere, che hanno un notevole impatto sullo sviluppo. Questi acquiferi sono confinati nei sedimenti del Neogene e del Carbonifero. Nei depositi del Neogene, le acque sotterranee sono confinate nelle rocce sabbioso-argillose e, a causa della distribuzione insignificante di queste ultime nell'area del deposito, non hanno un'importanza significativa durante lo sviluppo.

Allo strato calcareo è associata una falda acquifera di elevato spessore, la cui acqua circola attraverso fessure e cavità carsiche. L'orizzonte è nutrito per l'infiltrazione delle precipitazioni atmosferiche e per il ristagno di acque a pressione profonda. Questa falda acquifera si trova quasi ovunque; l'elevazione dell'orizzonte, a seconda del terreno, varia da 28,34 m a 29,34 m, con una media di 28,5 m. Per il calcolo delle riserve si accetta l'elevazione di +29,0 m.

1.3 Caratteristiche qualitative del minerale

Test fisici e meccanici effettuati durante la produzione

i lavori di esplorazione geologica mostrano le caratteristiche di alta qualità del calcare: sono adatti all'uso per pietrisco e pietrisco.

Le principali proprietà di lavorazione che caratterizzano il calcare sono la resistenza meccanica, la resistenza al gelo, il peso volumetrico, la porosità e l'assorbimento d'acqua. Tutte queste proprietà dipendono in una certa misura dalla composizione qualitativa e quantitativa della roccia, dalla sua struttura, dalla fratturazione e dal grado di alterazione degli agenti atmosferici delle rocce.

Secondo i risultati dei test di laboratorio, la maggior parte del calcare in termini di resistenza soddisfa i requisiti di GOST 8287-93.

I depositi del Carbonifero superiore sono rappresentati da calcari altamente dolomitizzati di colore grigio chiaro, giallo-grigio, giallo-grigiastro, densi, di media resistenza e forti, debolmente fessurati, le aree lungo le fessure sono debolmente ferruginizzate.

Questi depositi costituiscono lo spessore utile del deposito.

Secondo i dati esplorativi, gli strati produttivi dell'intera area esplorata sono caratterizzati dalle seguenti qualità di calcare: calcare con resistenza superiore a 1000 kg/cm 2, si alternano a calcari con resistenza di 331-800 kg/cm 2.

Nella parte inferiore degli strati produttivi (nell'intervallo 30,5-33,5 m) si possono rintracciare calcari di grado “800” e superiori, adatti per calcestruzzi di grado “500”.

Le riserve di calcare sono approvate per la produzione di pietrisco come riempitivo nel calcestruzzo ordinario e pesante di grado non inferiore a “200” e per la produzione di strato di zavorra per ferrovie e autostrade.

Tabella 1. Composizione chimica rocce carbonatiche.

N. N. Nome Contenuto 1. CaO dal 29,56 al 48,98%2. MgO da 14,92 a 21,57%3. CaCO 3dal 53,05 all'87,41% 4. MgCO 3dal 10,51 al 45,81% 5. SiO 2+AL 2O 3dallo 0,3 al 4,88%

Tabella 2. Parametri fisici e meccanici.

N. N. Nome Contenuto 1. Resistenza al gelo MRZ 502. Peso volumetrico ammasso roccioso in un corpo denso 2,45 t/m 33. Assorbimento d'acqua 4,3-9,5%4. Porosità 3,0-18,7%5. Coefficiente di allentamento 1.456. Categoria di razza VIII7. Peso volumetrico della pietrisco 1,32 t/m 38. Resistenza 200-2750 kg/cm 39. Schiacciamento della pietra frantumata "DR-16"10. La resa in pietrisco dell'ammasso roccioso è 0,711. Contenuto di grani lamellari e aghiformi, % 11-19

1.3.1 Valutazione igienico-radioattiva

Secondo i risultati degli studi di registrazione dei pozzi, la radioattività delle sabbie non supera i 14 microroentgen/ora, il che consente di classificare la materia prima come classe 1 materiali da costruzione secondo NBR-76, che può essere utilizzato senza restrizioni.

1.4 Informazioni sulle riserve

Nel 2007, Nerudproekt LLC ha ricalcolato le riserve della sezione meridionale del campo Chapaevskoye nei blocchi A-1, B-2. CON 1-3 nelle aree autorizzate dalle imprese utilizzatrici del sottosuolo, nonché nelle aree di riserve “non assegnate” (parte nord-orientale) e “non sviluppate (parte meridionale).

Il Protocollo TEKZ del Comitato per la Protezione dell'Ambiente e la Gestione delle Risorse Naturali della Regione di Saratov n. 27 del 25 settembre 2007 ha approvato le riserve "non sviluppate" nella parte meridionale della sezione meridionale, per l'importo 828,0 mila m3 , per categorie "A+B+C1", anche per categorie: " A" - 158,5 mila m3 , "B" - 87,0 mila m3 , "CON1 " - 582,5 mila m3 .

Secondo l'appendice 1 della serie di licenze SRT n. 90101 TE, il bilancio di RosShchebStroy LLC comprende "riserve non sviluppate nella parte meridionale del sito nelle categorie A + B + C 1per un importo di 828 migliaia di m3 , anche per categoria: " A" - 158,5 mila m3 , "B" - 87,0 mila m3 , "CON1 " - 582,5 mila m3 .

1.4.1 Riserve industriali e perdite di minerali nel 2008

Nel 2008 si prevede di estrarre calcare per un importo di 120,0 mila m 3.

Perdite di classe I: perdite generali di carriera, assenti.

Perdite di ramo II - perdite operative:

gruppo 1- non ci sono perdite nel massiccio (nei fianchi, alla base, nei punti di pinching e nelle configurazioni complesse del deposito).

gruppo 2- perdite separate dal massiccio minerale (durante lo scavo insieme alle rocce circostanti, il trasporto, durante le operazioni di perforazione e brillamento):

-durante il trasporto - 0,3% (ONTP 18-85, tabella 2.13):

Vtr. = 120,0 * 0,003 = 0,36 mila m 3

-durante le operazioni di perforazione e brillamento 0,5% (ONTP 18-85, tabella 2.13):

Vbvr = 120,0 * 0,005 = 0,6 mila m 3

Le perdite totali per la cava nel 2008 saranno:

V generalmente =0,6+0,36=0,96 mila m 3 (0,8 %).

Le riserve di bilancio soggette a riscatto saranno:

migliaia di m 3+0,96 mila mln 3=120,96 mila m 3

Indicatori di completezza dell'estrazione e perdite di materie prime minerali nel 2008

Tabella 3

IndicatoriPlannedBalance riserve soggette a riscatto, migliaia di milioni 3120,96Perdite, totale % 0,8Recupero di riserve dal sottosuolo, %99,2Recupero (produzione), migliaia di m 3120Perdite totali di materie prime minerali, Totale (migliaia di milioni) 3): 0,96di cui per gruppi: Perdite generali di cava 1a classe - Perdite operative 2a classe, TOTALE, (migliaia di milioni 3) di cui: 0,96 1) perdite nel massiccio (totale) - - nei fianchi - 2) perdite di minerali separati dal massiccio (totale): --durante lo scavo con rocce ricoperte- - durante il trasporto, nei luoghi di carico e scarico 0,36 - durante l'esplosione operazioni 0.6

1.5 Tutela del sottosuolo e dell'ambiente ambiente naturale da influenza dannosa operazioni minerarie

1.5.1 Tutela del sottosuolo

Quando si sviluppa una cava, è necessario concentrarsi sulla licenza per il diritto di utilizzo del sottosuolo, sulla documentazione geologica, sul protocollo per l'approvazione delle riserve nella TEKZ (TKZ), sul progetto di sviluppo e bonifica del giacimento, nonché i requisiti dei seguenti documenti normativi:

Ø Legge federale della Federazione Russa "Sul sottosuolo" con modifiche e integrazioni n. 27-FZ del 03.03.95, n. 20-FZ del 02.01.2000, n. 52-FZ del 14.05.01, n. 49-FZ del 15.04.06, n. 173-FZ del 25 ottobre 2006;

Ø Approvate le “Norme per la tutela del sottosuolo” (PB 07-601-03). Risoluzione del Gosgortekhnadzor della Russia n. 71 del 6 giugno 2003;

Ø Legge federale della Federazione Russa "Sulla sicurezza industriale degli impianti di produzione pericolosi" n. 116-FZ del 21.07.99, con integrazioni e modifiche n. 45-FZ del 09.05.2005;

Ø "Istruzioni dell'industria per determinare e contabilizzare le perdite di materiali da costruzione non metallici durante l'estrazione mineraria", VNIINerud, 1974;

Ø "Istruzioni per la rilevazione contabile dei volumi minerari durante l'attività mineraria metodo aperto", approvato con Risoluzione del Gosgortekhnadzor della Russia del 06.06.2003 n. 74.

Nello sviluppo di un giacimento, l’utilizzatore del sottosuolo è obbligato ad assicurare:

rispetto dei requisiti legali, nonché degli standard debitamente approvati (norme, regole) sulla tecnologia di conduzione dei lavori relativi all'uso del sottosuolo e durante la lavorazione primaria delle materie prime minerali;

-rispetto dei requisiti di progetti tecnici, piani e schemi per lo sviluppo delle operazioni minerarie, evitamento di perdite eccessive, diluizione ed estrazione selettiva di risorse minerarie;

-mantenere la documentazione geologica, topografica e di altro tipo nel processo di tutti i tipi di utilizzo del sottosuolo e della sua sicurezza;

-presentazione delle informazioni geologiche ai fondi federali e territoriali corrispondenti di informazioni geologiche;

-portare appezzamenti di terreno e altri oggetti naturali disturbati durante l'uso del sottosuolo in una condizione adatta per il loro ulteriore utilizzo;

-condurre uno studio geologico proattivo del sottosuolo, fornendo una valutazione affidabile delle riserve minerarie o delle proprietà del sito del sottosuolo previsto per l'uso;

-garantendo il massimo estrazione completa dal sottosuolo di riserve di risorse minerarie di base e concomitanti;

-contabilità affidabile delle principali e concomitanti riserve minerarie estratte e lasciate nel sottosuolo;

-protezione dei depositi minerali dalle inondazioni;

-irrigazione, incendi e altri fattori che riducono la qualità dei minerali e il valore industriale dei giacimenti o ne complicano lo sviluppo;

-prevenzione dello sviluppo abusivo delle aree in cui si trovano giacimenti minerari e rispetto della procedura stabilita per l'utilizzo di tali aree per altri scopi;

-prevenire l’accumulo di rifiuti industriali e domestici nell’area di sviluppo del campo.

Nel 2008, le misure per la protezione del sottosuolo prevederanno il rigoroso rispetto da parte del servizio di rilevamento minerario e della supervisione tecnica della cava dei parametri del sistema e della tecnologia di sviluppo dei giacimenti, nonché l'attuazione di misure per proteggere l'ambiente dagli effetti dannosi delle operazioni minerarie.

Per proteggere la piscina atmosferica, in tempo di asciugatura anno, per irrigare le strade delle cave.

Vietare lo scarico degli oli usati sul territorio della cava e impedire le discariche di rifiuti sul territorio dell'attività mineraria e sulla lottizzazione dei terreni dell'impresa.

Dopo la bonifica delle aree (riempimento dello strato fertile), le aree ripristinate vengono seminate a erba e consegnate a norma di legge nelle modalità prescritte.

1.5.2 Tutela dell'ambiente

La terra, le viscere della terra, l'acqua, la flora e la fauna, in quanto elementi dell'ambiente naturale, sono patrimonio nazionale.

Tutte le imprese, organizzazioni e istituzioni sono obbligate a rispettare rigorosamente le norme di protezione ambientale, a prevenire l'inquinamento o la distruzione degli elementi dell'ambiente naturale, a introdurre più tecnologie moderne, macchine, materiali il cui utilizzo riduce l'inquinamento, il rumore, le vibrazioni, ecc.

In caso di violazione delle prescrizioni della legislazione ambientale, i responsabili del danno causato si assumono la responsabilità amministrativa, finanziaria e penale.

I danni causati alla natura vengono risarciti da organizzazioni o singoli cittadini.

I funzionari sono soggetti a un'ammenda amministrativa inflitta per danni ai terreni agricoli e ad altri terreni, inquinamento da rifiuti industriali, cattiva gestione dei terreni, mancata attuazione di misure obbligatorie per migliorare i terreni e proteggere il suolo dal vento, dall'erosione idrica e da altri processi che peggiorano le condizioni del suolo , restituzione prematura delle terre occupate e altre violazioni.

La riduzione dell'inquinamento da polveri nell'ambiente naturale durante le operazioni di carico e scarico dovrebbe essere ottenuta riducendo l'altezza di carico e scarico e utilizzando l'irrigazione.

Quando si eseguono lavori di smantellamento e estrazione sulle strade, è necessario eseguire la rimozione della polvere (utilizzando una macchina per l'irrigazione).

Le rocce di copertura devono essere localizzate nelle aree previste dal progetto di sviluppo (separatamente - ORS e altre rocce).

Per prevenire l’erosione dovuta all’acqua e al vento, la superficie delle discariche ricoperte a lungo termine dovrebbe essere seminata con erba. Quando si utilizzano macchinari e veicoli, i livelli di inquinamento non devono superare le concentrazioni massime consentite stabilite di sostanze nocive per l'aria, l'acqua, il suolo, nonché gli standard sanitari e i requisiti di sicurezza durante il lavoro.

L'inquinamento atmosferico minimo dovuto ai gas di scarico si ottiene attraverso la regolazione tempestiva del sistema di alimentazione e iniezione del carburante (almeno una volta al trimestre).

Quando si azionano i meccanismi, è necessario monitorare la conformità livello ammissibile rumore.

Il rifornimento di auto e trattori con carburante e oli deve essere effettuato presso le stazioni di servizio fisse. Il rifornimento dei veicoli a mobilità ridotta (escavatori, ecc.) viene effettuato presso le stazioni di servizio. In ogni caso, il rabbocco deve essere effettuato esclusivamente utilizzando tubi flessibili dotati di valvole in uscita. Non è consentito l'uso di contenitori aperti per riempire secchi e altri contenitori. La cava deve organizzare la raccolta degli oli usati e di ricambio. È vietato lo scarico sulla copertura del suolo o sul fondo della cava.

La cava deve rispettare le concentrazioni massime ammissibili stabilite (MPC).

Le misurazioni MPE dovrebbero essere effettuate due volte l'anno.

1.6. Servizio di rilevamento geologico

Ai sensi dell'articolo 24 della legge Federazione Russa"Sul sottosuolo" uno dei requisiti principali per garantire lo svolgimento sicuro dei lavori legati all'uso del sottosuolo è l'esecuzione di una serie di osservazioni geologiche, topografiche e di altro tipo sufficienti a garantire il normale ciclo tecnologico di lavoro e la previsione di situazioni pericolose , identificazione tempestiva e inclusione di condizioni pericolose nelle zone dei piani minerari Ai sensi dell'articolo 22 della presente legge, l'utente del sottosuolo è tenuto a garantire il mantenimento della documentazione geologica, topografica e di altro tipo nel processo di tutti i tipi di utilizzo del sottosuolo e della sua sicurezza.

Ai sensi del comma 40 dell'articolo 17 Legge federale N. 128-FZ del 08.08.2001 “Sulla licenza singole specie attività di rilevamento" viene svolto sulla base di una licenza. La licenza viene rilasciata dal Servizio federale per la supervisione ambientale, tecnologica e nucleare (di seguito Rostechnadzor) in conformità con il "Regolamento sul Servizio federale sulla supervisione ambientale, tecnologica e nucleare" (clausola 5.3.2.15 del Decreto del Governo della Federazione Russa del 30 luglio 2004 n. 401)

La manutenzione dell'indagine mineraria della cava viene effettuata in conformità con il "Regolamento sulle disposizioni geologiche e di rilevamento per la sicurezza industriale e la protezione del sottosuolo" RD-07-408-01, approvato con la Risoluzione della Supervisione tecnica e mineraria statale della Russia n. 18 del 22 maggio 2001; Legge della Federazione Russa "Sul sottosuolo" n. 27-FZ del 03.03.1995; "Sull'introduzione di modifiche e integrazioni alla legge della Federazione Russa "Sul sottosuolo" con modifiche e integrazioni del 02/01/2000 n. 20-FZ, del 25/10/2006 n. 173-FZ; Legge federale del 07/ 02/1997 N. 116 - Legge federale "Sulla sicurezza industriale degli HPF" con modifiche e integrazioni del 22.08.2004 n. 122-FZ, del 05.09.2005 n. 45-FZ "Istruzioni per lo svolgimento dei lavori di rilevamento delle miniere", approvato da Risoluzione della Supervisione tecnica e mineraria statale della Russia n. 73 del 06.06.2003, "Istruzioni per il rilevamento del volume dei lavori minerari nelle miniere a cielo aperto", approvata dalla Supervisione tecnica e mineraria statale della Russia n. 74 del 06.06. .2003.

1.Le attività del servizio topografico sono determinate dal regolamento del servizio topografico, approvato e concordato dall'organizzazione secondo le modalità prescritte.

Il servizio di perizia effettua:

riprese dei lavori minerari e della superficie terrestre;

compilazione e aggiornamento della documentazione relativa all'indagine;

contabilità e giustificazione dei volumi minerari;

trasferimento nella natura degli elementi geometrici dei progetti minerari, della costruzione di edifici e strutture, dei confini delle operazioni minerarie sicure, delle barriere e dei pilastri di sicurezza, dei confini dell'assegnazione mineraria;

monitoraggio periodico del rispetto delle relazioni stabilite degli elementi geometrici di edifici, strutture e lavorazioni minerarie durante lo sviluppo;

organizzare e condurre osservazioni con strumenti sulla stabilità di cenge, sponde di cava e discariche;

controllo sull'adempimento in cava dei requisiti contenuti nei progetti e piani per lo sviluppo delle operazioni minerarie per l'uso razionale e la protezione del sottosuolo, sulla tempestività e l'efficacia dell'attuazione delle misure che garantiscono misure di protezione delle operazioni minerarie, degli edifici, strutture e oggetti naturali dall'impatto del lavoro legato all'uso del sottosuolo, alla sicurezza per la vita e alla salute dei lavoratori e della popolazione;

accettazione dei lavori rilievi e topografico-geodetici eseguiti dalle imprese appaltatrici, relazioni tecniche sui lavori eseguiti e sui materiali (piante originali, verbali di misura, schede di calcolo, cataloghi di coordinate e quote).

Quando si utilizzano risorse del sottosuolo, viene conservato un libro di istruzioni di rilevamento, in cui i dipendenti del servizio di rilevamento registrano eventuali deviazioni identificate rispetto documentazione del progetto svolgimento delle operazioni minerarie e le necessarie segnalazioni su questioni di loro competenza.

Al fine di garantire la protezione del sottosuolo e la sicurezza dei lavori connessi all'utilizzo del sottosuolo, vengono seguite le istruzioni di rilievo funzionari a chi sono indirizzati.

Il lavoro di rilevamento minerario viene svolto in conformità con i requisiti stabiliti per le operazioni minerarie sicure.

Nell'esecuzione dei lavori di rilevamento è garantita la completezza e l'accuratezza delle misurazioni e dei calcoli, sufficienti per l'uso razionale e la protezione del sottosuolo e per lo svolgimento sicuro delle operazioni minerarie.

Il mantenimento della documentazione grafica mineraria, sia per gli oggetti rilevati sulla superficie terrestre che per i lavori minerari all'interno di un deposito separato, viene effettuato in un unico sistema di coordinate e altezze.

Un certo elenco di lavori di rilevamento viene eseguito nell'ambito di un contratto separato dall'impresa specializzata LLC Nerudproekt, che opera sulla base di una licenza per lavori di rilevamento n. 58-PM-000248 (O) del 27 marzo 2003.

Il lavoro comprende:

sviluppo della rete di rilevamento minerario esistente (se necessario) e creazione del numero richiesto di punti di rilevamento abbastanza accuratamente definiti per la giustificazione della cava; i punti della rete di supporto al rilevamento sono fissati da punti di riferimento speciali (centri);

la determinazione dei punti nelle reti di rilevamento rispetto ai punti più vicini delle reti di riferimento di rilevamento viene effettuata con un errore non superiore a 0,4 mm in pianta alla scala di rilevamento accettata e 0,2 m in altezza;

la rete di riprese in cava è assicurata da centri di conservazione a lungo termine e centri di utilizzo temporaneo;

la posizione pianificata dei punti della rete di rilevamento della cava è determinata dalle intersezioni geodetiche, dalla posa dei passaggi del teodolite, dalla posa congiunta dei passaggi e dal metodo polare, utilizzando la rete di supporto del rilevamento come punti di partenza sono determinate le altezze dei punti; livellamento tecnico e trigonometrico.

Durante la creazione di reti, Nerudproekt LLC utilizza la stazione totale elettronica Sokkia Set 600, che fornisce la precisione di misurazione richiesta.

L'elaborazione delle misurazioni topografiche e la stesura della documentazione grafica viene effettuata mediante tecnologie informatiche.

Tutti i tipi di lavori di rilevamento vengono eseguiti in conformità con i requisiti delle "Istruzioni per lo svolgimento dei lavori di rilevamento" RD 07-603-03 (sezione I, II, III e clausole 385-416, 428-434).

1.7 Ricognizione operativa

Non ci sono piani per condurre esplorazioni operative nel 2008.

Sezione 2. Operazioni minerarie

2.1 Principali direzioni di sviluppo delle operazioni minerarie nel 2008

Nel 2008 è previsto lo sviluppo della parte meridionale del sito lungo il confine di calcolo della riserva.

Lo spessore medio delle rocce di copertura è di 5 m.

L'altezza della sporgenza mineraria non supera i 12,0 m, l'elevazione della base è di +29,0 m (fino al limite tecnico inferiore dello sviluppo del campo, che è 1 m sopra il livello medio delle acque sotterranee).

2.2 Aprire e preparare nuovi orizzonti per lo sfruttamento

Il deposito era aperto da un fossato d'ingresso interno permanente. Lo sviluppo degli strati utili viene effettuato da un orizzonte di produzione.

Non ci sono piani per aprire nuove strade nel 2008.

2.3 Sistema di sviluppo e suoi parametri

Il piano di sviluppo pilota per la miniera a cielo aperto è continuo, sistema di trasporto sviluppi con un fronte di stripping e mining unilaterale, con dumping interno. Questo sistema garantisce l'estrazione dei minerali più sicura ed economica. Il metodo di estrazione dei minerali è continuo.

Il minerale è rappresentato da calcari, la cui massa volumetrica è di 2,5 t/m 3. Coefficiente di resistenza della roccia secondo la scala M.M Protodyakonov - VI, categoria di frattura - III.

A causa della difficoltà di sviluppo, i calcari appartengono ai gruppi rocciosi VI - VII secondo SNiP - 5-82. Coefficiente di allentamento - 1,5.

Il ridotto spessore del deposito ha predeterminato la scelta schema tecnologico utilizzando le attrezzature minerarie e di trasporto più maneggevoli ad azione ciclica: escavatore - trasporto a motore, sia nelle operazioni di copertura che in quelle minerarie.

Lo sfruttamento delle risorse minerarie viene effettuato con carico diretto utilizzando un escavatore E-2503, con una capacità della benna di 2,5 m 3negli autocarri con cassone ribaltabile KrAZ-256, dopo il preliminare allentamento del calcare mediante esplosione.

A causa del basso spessore dello strato suolo-vegetazione (SVL), quest'ultimo viene sviluppato con un bulldozer DZ-171.01-05 e raccolto in pozzi per ulteriore utilizzo nel ripristino delle terre disturbate.

Lo sviluppo delle rocce di copertura viene effettuato da un escavatore E-2503 con caricamento su autocarri con cassone ribaltabile KrAZ-256 e trasporto in una discarica interna situata nello spazio estratto della cava.

2.3.1 Elementi del sistema di sviluppo

Lo sviluppo del calcare viene effettuato utilizzando una sporgenza mineraria, la cui altezza non supera l'altezza dell'escavatore che scava lungo il massiccio fatto esplodere (non più di 9,0 m), e l'altezza della sporgenza mineraria lungo il pilastro non supera 12,0 M.

La larghezza della fermata dell'escavatore è di 10,8 m. Si presume che l'angolo di riposo del banco di lavoro minerario sia 80 0, non lavorativo - 75 0. La lunghezza minima del fronte di lavoro per un escavatore è di 130,0 m.

La larghezza della piattaforma di lavoro per un escavatore è determinata mediante calcolo (Appendice n. 2, NTP, 77):

A. Per rocce sciolte e tenere con un'altezza della cengia fino a 8 m:

Sh R = A+P P +P O +P B +P O

dove: A - larghezza della fermata dell'escavatore E - 2503 (A = 1,5 R u.u.) , 10,8 m (Tabella 11.1);

P P - larghezza della carreggiata per KrAZ-256, 8,0 m (Tabella 11.2),

P O - larghezza della banchina lato monte 1,5 m (Tabella 11.2);

P B - larghezza della fascia di sicurezza 1,1 m

P B = N* (ctg φ - ctg a) =12 * 0,0916=1,1 m.

H - altezza della sottostante cengia mineraria, 12 m;

φ , a - angoli di pendii stabili e funzionanti della cengia sottostante, 75 0, 800

P 0- larghezza del cordolo lato valle, tenendo conto della struttura della passerella e della recinzione, 4,5 m (Tabella 11.2);

Sh R = 10,8+8,0+1,5+ 1,1+4,5= 25,9 m, prendiamo 26 m.

B. Per le rocce:

Shr = B + Po + Pp + Po 1+ Pb

B - larghezza del crollo della roccia esplosa, m;

B=A 1+ M = 11,1+20,76 = 31,86 m

UN 1= p B 1+ N (ctg α -ctg γ ) + in (n-1) = 3+12 (ctg 75 0-ctg 80 0) +3,5 (3-1) = 11,1 m

UN 1- larghezza della fermata di perforazione, 11,1 m; M - larghezza campanatura parziale, 20,76 m; Po - larghezza della spalla lato monte, 1,5 m; Pp - larghezza della carreggiata, 8,0 m; Di 1- larghezza del cordolo lato valle 4,5 m; Pb - larghezza della fascia di sicurezza (prisma di collasso), 0,4 m alla quota della sottostante cengia mineraria H = 4 m

Shr = 31,86 + 1,5 + 8 + 4,5 + 0,4 = 46,26 m (assumendo 47 m)

(Shr = 31,0 m - sull'orizzonte inferiore)

La larghezza minima della piattaforma di lavoro per il bulldozer DZ-171.1-05 sarà pari a:

Sh B = L+P B +P V +L cx = 4,12+4,0+2,0 +4,88=15 m

dove: l - lunghezza del bulldozer 4,12 m (passaporto);

l cx - lunghezza corsa libera 4,88 m;

P B - larghezza della striscia di sicurezza, 4,0 m

P B = N* (ctg φ - ctg a) = 8 * (ctg 40 - ctg 55) = 4,0 m

P V- larghezza del pozzo di sicurezza, 2,0 m

Tabella 4

Parametri del sistema di sviluppo.

Nome degli indicatori Unità. modifica Pieghe in copertura fino a normali argille PRS Altezza delle sporgenze 0.28.04 ÷ 12,0 Elevazione suola - 45.029.0 - 33,0 Larghezza piattaforme di lavoro 9.026.031.0 - 47,0 Larghezza banchina di trasporto 15.014.014.0 Larghezza banchina di sicurezza 1.51.10 - 0,4 Angolo di inclinazione cengia: gradi. - funzionante 5580 - stabile 4075 Larghezza apertura per escavatori - 10.812.0 Larghezza crollo roccia dopo esplosioni - 19,93 - 31,86 Angolo di inclinazione bordo discarica: gradi. - working4545- - stable3838-Angolo di inclinazione del lato della cava quando si pagano le operazioni di estrazione. --45

2.4 Tecnologia e organizzazione delle operazioni minerarie

La tecnologia esistente e la struttura della complessa meccanizzazione dello sviluppo dei depositi vengono adottate in conformità con le condizioni tecniche e minerarie di un dato deposito.

Lo schema delle comunicazioni di trasporto è stato scelto tenendo conto del terreno, in conformità con l'estrazione mineraria specifiche tecniche alla cava. Sono accettate le uscite alla cava con traffico in arrivo di veicoli carichi e vuoti.

2.4.1 Operazioni di stripping

Le rocce di copertura sul campo sono rappresentate da sabbie argillose a grana fine con strati intermedi di argilla, sabbie a grana fine e argille sabbiose e argille diluviali.

Le argille sono ricoperte da uno strato terriccio-vegetativo spesso 0,2 m.

Lo spessore delle rocce di copertura nell'area sviluppata varia da 2,5 a 8,0 m.

Secondo le sue proprietà fisiche e meccaniche, il sovraccarico morbido appartiene alla 2a categoria di rocce in base alla difficoltà di scavo (ENB-79) e al 1-2o gruppo di rocce secondo SNiP 1V-2-82.

Il PRS viene rastrellato da un bulldozer DZ-171.1-05 in un pozzo nella parte meridionale del sito lungo il confine del calcolo delle riserve.

Successivamente lo strato terreno-vegetativo verrà utilizzato per lavori di bonifica.

Il sovraccarico sabbioso-argilloso viene rimosso da un escavatore E-2503 e caricato su un veicolo KrAZ-256, posizionandolo in una discarica interna. Il volume medio di spostamento dei lavori di scavo e di carico sul sovraccarico è di 274 m 3nella sua interezza.

Il volume totale degli stripping per il 2008 sarà di 82,3 mila. M 3, di cui ORS - 3,3 mila mln 3.

Il sovraccarico spostato sulle discariche viene livellato con un bulldozer DZ-171.1-05.

Durante lo sviluppo olio i depositi si distinguono in quattro fasi:

I-aumento della produzione di petrolio;

II- stabilizzazione della produzione petrolifera;

III - calo della produzione petrolifera;

IV - fase avanzata dello sfruttamento dei depositi.

Nella prima fase, l'aumento dei volumi di produzione di petrolio è assicurato principalmente dall'introduzione nello sviluppo di nuovi pozzi di produzione in condizioni di elevata pressione del giacimento. Tipicamente, durante questo periodo, viene prodotto olio anidro e anche la pressione del giacimento diminuisce leggermente.

La seconda fase, la stabilizzazione della produzione petrolifera, inizia dopo la perforazione del pozzo principale. Durante questo periodo, la produzione di petrolio dapprima aumenta leggermente e poi inizia a diminuire lentamente. Un aumento della produzione di petrolio si ottiene: 1) ispessendo la struttura dei pozzi; 2) aumentare l'iniezione di acqua o gas nella formazione per mantenere la pressione del giacimento; 3) realizzazione di lavori per influenzare le zone di fondo pozzo dei pozzi e aumentare la permeabilità della formazione, ecc.

Il compito degli sviluppatori è estendere il più possibile la seconda fase. Durante questo periodo di sviluppo del giacimento petrolifero, l'acqua appare nel pozzo di produzione.

La terza fase – il calo della produzione di petrolio – è caratterizzata da una diminuzione della produzione di petrolio, da un aumento del taglio dell’acqua nella produzione dei pozzi e da un forte calo della pressione del giacimento. In questa fase, il problema di rallentare il tasso di declino della produzione di petrolio viene risolto utilizzando i metodi utilizzati nella seconda fase, nonché addensando l'acqua iniettata nel giacimento.

Nelle prime tre fasi si dovrà effettuare una selezione di 80...90 % riserve di petrolio industriale.

La quarta fase – la fase avanzata dello sfruttamento dei giacimenti – è caratterizzata da volumi di prelievo di petrolio relativamente bassi e grandi prelievi di acqua. Può durare a lungo, purché la produzione di petrolio rimanga redditizia. Durante questo periodo, i metodi di produzione secondaria del petrolio sono ampiamente utilizzati per estrarre la pellicola oleosa rimanente dal giacimento.

Quando si sviluppa un giacimento di gas, la quarta fase è chiamata periodo finale. Termina quando la pressione alla testa pozzo è inferiore a 0,3 MPa.

2. Modalità di gestione dei pozzi.

Esistono diversi tipi di funzionamento del pozzo:

Fontana

Sollevatore a gas

Profondo e altri

Il funzionamento dei pozzi di produzione implica il loro utilizzo nei processi tecnologici di sollevamento dei prodotti della formazione (petrolio, condensato, gas, acqua) dalla formazione alla superficie.

I metodi di gestione dei pozzi e i periodi del loro utilizzo sono giustificati nei documenti di progetto per lo sviluppo del campo e sono implementati dalle organizzazioni produttrici di petrolio e gas secondo i piani per le attività geologiche e tecniche.

I pozzi dovrebbero essere utilizzati solo se contengono tubi di pompaggio e compressore. La profondità di discesa e le dimensioni standard delle attrezzature per la produzione di pozzi sono stabilite da piani per la messa in funzione dei pozzi o piani per l'esecuzione di lavori di riparazione secondo calcoli tecnologici e tecnici in conformità con gli attuali documenti normativi e tecnici.

Un progetto di sviluppo è un documento completo che rappresenta un programma di azioni per lo sviluppo di un campo.

Il materiale iniziale per l'elaborazione del progetto sono le informazioni sulla struttura del giacimento, il numero di strati e interstrati, la dimensione e la configurazione dei depositi, le proprietà dei giacimenti e il petrolio, il gas e l'acqua che li saturano.

Utilizzando questi dati, vengono determinate le riserve di petrolio, gas e condensa. Ad esempio, le riserve geologiche totali di petrolio dei singoli depositi vengono calcolate moltiplicando l'area petrolifera per lo spessore effettivo della formazione satura di petrolio, la porosità effettiva, il rapporto del petrolio, la densità dell'olio in condizioni superficiali e il reciproco del coefficiente volumetrico del petrolio nel giacimento condizioni. Successivamente, le riserve petrolifere commerciali (o recuperabili) vengono trovate moltiplicando il valore delle riserve geologiche totali per il coefficiente di recupero del petrolio.

Dopo l'approvazione delle riserve, viene effettuata una progettazione completa dello sviluppo del campo. In questo caso, vengono utilizzati i risultati dell'operazione di prova dei pozzi esplorativi, durante i quali vengono determinate la loro produttività, la pressione del giacimento, vengono studiate le modalità operative dei depositi, la posizione dei contatti acqua-olio (gas-acqua) e gas-olio, eccetera.

Nella fase di progettazione, viene selezionato un sistema di sviluppo sul campo, che comprende la determinazione del numero richiesto e del posizionamento dei pozzi, la sequenza della loro messa in servizio, informazioni sui metodi e regimi tecnologici di funzionamento dei pozzi, raccomandazioni per regolare il bilancio dell'energia del giacimento nei depositi .

Il numero di pozzi deve garantire la produzione pianificata di petrolio, gas e condensato per il periodo in esame.

I pozzi sono posizionati in modo uniforme e non uniforme nell'area del deposito. In questo caso si distinguono due tipi di uniformità e disuniformità: geometrica e idrogasdinamica. I pozzi sono disposti geometricamente in modo uniforme ai nodi delle griglie condizionali regolari (tre, quattro, pentagonali ed esagonali) applicate all'area del deposito. Idrogasdinamicamente uniforme è il posizionamento dei pozzi quando ciascuno ha uguali riserve di petrolio (gas, condensato) nell'area del loro drenaggio.

Lo schema di posizionamento del pozzo viene selezionato tenendo conto della forma e delle dimensioni del deposito, della sua struttura geologica, delle caratteristiche di filtrazione, ecc.

La sequenza di messa in funzione dei pozzi dipende da molti fattori: il piano di produzione, il ritmo di costruzione delle strutture sul campo, la disponibilità di impianti di perforazione, ecc. Vengono utilizzati schemi di perforazione di pozzi “condensati” e “striscianti*”. Nel primo caso, i pozzi vengono prima perforati lungo una griglia sparsa, su tutta l’area del giacimento, e poi vengono “ispessiti”, cioè ispessiti. perforazione di nuovi pozzi tra quelli esistenti. Nella seconda, tutti i pozzi del progetto vengono inizialmente perforati, ma in aree separate del giacimento. E solo successivamente vengono perforati ulteriori pozzi in altre zone.

Lo schema "ispessimento" viene utilizzato durante la perforazione e lo sviluppo di grandi campi con una struttura geologica complessa di formazioni produttive, e lo schema "strisciante" viene utilizzato in campi con terreno complesso.

Il metodo di sfruttamento dei pozzi viene selezionato in base a ciò che viene prodotto (gas o petrolio), all'entità della pressione del giacimento, alla profondità e allo spessore della formazione produttiva, alla viscosità del fluido del giacimento e ad una serie di altri fattori.

La definizione delle modalità operative tecnologiche per i pozzi di produzione si riduce alla pianificazione della velocità di estrazione del petrolio (gas, condensato). Le modalità operative del pozzo cambiano nel tempo a seconda dello stato di sviluppo del giacimento (posizione del contorno del gasolio contenente petrolio, taglio dell'acqua nei pozzi, condizioni tecniche dell'involucro di produzione, metodo di funzionamento del pozzo, ecc.).

Le raccomandazioni per regolare il bilancio energetico del giacimento nei depositi dovrebbero contenere informazioni sui metodi per mantenere la pressione del giacimento (mediante allagamento o iniezione di gas nel giacimento) e sul volume di iniezione degli agenti di lavoro.

Il sistema di sviluppo scelto deve garantire i più alti coefficienti di recupero di petrolio, gas e condense, la tutela del sottosuolo e dell'ambiente a costi minimi ridotti.

Una fonte naturale di materie prime (petrolio, gas) è un giacimento. L'accesso ad esso è fornito attraverso numerosi pozzi. Durante la progettazione e lo sviluppo di giacimenti petroliferi, si distinguono i seguenti gruppi di pozzi di produzione:

Estrazione;

Pressione;

Speciale.

Pozzi di produzione, dotati di fontane, apparecchiature di pompaggio o di sollevamento del gas e sono destinati alla produzione di petrolio, gas di petrolio e acqua associata. A seconda del metodo di sollevamento del liquido, i pozzi di produzione sono suddivisi in pozzi di flusso, di sollevamento del gas e di pompaggio.

Con il metodo della fontana, il liquido e il gas salgono lungo il pozzo dal fondo alla superficie solo sotto l'influenza dell'energia posseduta dal giacimento petrolifero. Questo metodo è il più economico, poiché è tipico dei depositi recentemente scoperti e impoveriti di energia. Mantenendo la pressione del giacimento mediante l'iniezione di acqua o gas nel giacimento, in alcuni casi è possibile estendere significativamente il periodo di flusso del pozzo.

Se i pozzi non possono scorrere, vengono trasferiti a metodi meccanizzati di produzione petrolifera.

Nel metodo di produzione con sollevamento a gas, il gas compresso (idrocarburo) o, molto raramente, l'aria, viene fornito (o pompato utilizzando compressori) in un pozzo per sollevare il petrolio in superficie. fornire energia di espansione del gas compresso.

Nei pozzi di pompaggio, il liquido viene sollevato in superficie utilizzando pompe abbassate nelle pompe per aste di pozzo (SSN) o pompe sommergibili (ESP). Nei campi vengono utilizzati anche altri metodi per gestire i pozzi.

I pozzi di iniezione sono progettati per influenzare le formazioni produttive iniettandovi acqua, gas e altri agenti lavorativi. In conformità con il sistema di impatto adottato, i pozzi di iniezione possono essere periferici, periferici e intracircuito. Durante il processo di sviluppo, i pozzi di produzione possono essere trasferiti al numero di pozzi di iniezione per trasferire l'iniezione, creare ulteriori e sviluppare linee di taglio esistenti e organizzare l'allagamento focale. La progettazione di tali pozzi, unitamente alle attrezzature utilizzate, deve garantire la sicurezza del processo di iniezione e il rispetto dei requisiti di tutela del sottosuolo. Alcuni pozzi di iniezione possono essere temporaneamente utilizzati come pozzi di produzione.

La riserva di pozzetti di riserva è prevista allo scopo di coinvolgere nello sviluppo delle singole lenti, zone di pinch-out e zone stagnanti che non sono coinvolte nello sviluppo dei pozzetti della riserva principale all'interno del contorno della loro posizione. Il numero di pozzi di riserva è giustificato nei documenti di progettazione, tenendo conto della natura e del grado di eterogeneità delle formazioni produttive (la loro intermittenza), della densità della rete di pozzi nello stock principale, ecc.

Pozzi di osservazione e piezometrici servono come controlli e sono destinati a:

Osservazioni per il monitoraggio periodico dei cambiamenti nella posizione dell'olio che concentra acqua e dell'olio che condensa gas, condensato gas-acqua, cambiamenti nella saturazione olio-acqua-gas della formazione durante lo sviluppo del deposito;

Piezometrico - per cambiamenti sistematici della pressione del giacimento nell'area di confine, nel tappo del gas e nella zona petrolifera del giacimento.

Il numero e l'ubicazione dei pozzi di monitoraggio sono determinati nei documenti di progettazione dello sviluppo.

Pozzi di valutazione vengono perforati in campi (depositi) in fase di sviluppo o in preparazione per la produzione di prova al fine di chiarire i parametri e le condizioni operative delle formazioni, identificare e chiarire i confini di campi produttivi isolati e valutare la produzione di riserve petrolifere nei singoli sezioni del deposito all'interno del contorno delle riserve di categoria A+B+C.

Pozzi speciali sono destinati all'estrazione delle acque di processo, allo scarico delle acque prodotte, allo stoccaggio sotterraneo del gas e all'eliminazione delle fontane a cielo aperto.

Presa d'acqua i pozzi sono destinati all'approvvigionamento idrico durante la perforazione di pozzi, nonché ai sistemi per mantenere la pressione del serbatoio durante lo sviluppo.

Pozzi di assorbimento progettato per pompare l'acqua prodotta dai campi sviluppati in formazioni assorbenti.

Wells, rinforzi sono forniti in sostituzione di quelli effettivamente eliminati per invecchiamento ( usura fisica) o da ragioni tecniche(a seguito di incidenti durante il funzionamento) dei pozzi di produzione e di iniezione. Il numero, il posizionamento e l'ordine di messa in servizio dei pozzi di riserva, come proposto dai dipartimenti di produzione di petrolio e gas, sono giustificati da calcoli tecnici ed economici in progetti e progetti di sviluppo perfezionati e come eccezione negli schemi tecnologici, tenendo conto della possibile produzione di petrolio da pozzi di riserva in campi multistrato - tenendo conto del possibile utilizzo al posto dei pozzi di ritorno dagli oggetti sottostanti.

Pozzi fuori servizio- mancato funzionamento per inopportunità o impossibilità del loro funzionamento (indipendentemente dalla loro finalità), la cui conservazione è formalizzata ai sensi delle disposizioni vigenti.

Lo stock di pozzi operativi è suddiviso in pozzi in funzione (operativi), quelli in importante ristrutturazione dopo l'operazione e in attesa di importanti riparazioni, che sono in costruzione e sviluppo dopo la perforazione.

I pozzi in funzione (operativi) includono i pozzi che hanno prodotto prodotti nell'ultimo mese del periodo di riferimento, indipendentemente dal numero di giorni di funzionamento in questo mese.

Lo stock di pozzi in esercizio (operating) comprende i pozzi che producono produzione, i pozzi che sono stati fermati al fine di regolare lavori di sviluppo o sperimentali, nonché i pozzi che sono sottoposti a manutenzione preventiva programmata (inattivi, fermati nell'ultimo mese della rendicontazione periodo tra quelli che hanno prodotto produzione in questo mese).

I pozzi sottoposti a importanti riparazioni dopo l'attività includono i pozzi che sono stati ritirati dall'attività e dove erano in corso lavori di riparazione alla fine del mese in esame. I pozzi in attesa di riparazioni importanti includono i pozzi che sono rimasti inattivi per un mese solare.

Domande di controllo:

1. In quante fasi è suddiviso lo sviluppo sul campo?

2. Cosa si intende per esercizio di pozzi di produzione?

3. Cos'è un progetto di sviluppo?

4. Da quali parametri dipende il metodo di funzionamento?

Letteratura

1. Askerov M.M., Suleymanov A.B. Bene riparazione: riferimento, manuale. -: Nedra, 1993.

2. Angelopulo O.K., Podgornov V.M., Avakov B.E. Fluidi di perforazione per condizioni difficili. - M.: Nedra, 1988.

3. Marrone SI. Petrolio, gas ed ergonomia. - M: Nedra, 1988.

4. Marrone SI. Sicurezza sul lavoro nelle perforazioni. - M: Nedra, 1981.

5. Bulatov A.I., Avetisov A.G. Manuale dell'ingegnere di perforazione: in 3 volumi: 2a ed., rivista. e aggiuntivi - M: Nedra, 1993-1995. - T.1-3.

6. Bulatov A.I. Formazione e funzionamento della pietra cementizia in un pozzo, Nedra, 1990.

7. Varlamov P.S. Tester di formazione multiciclo. - M: Nedra, 1982.

8. Gorodnov V.D. Metodi fisico-chimici per prevenire complicazioni nella perforazione. 2a ed., riveduta. e aggiuntivi - M: Nedra, 1984.

9. Ricerca geologica e tecnologica dei pozzi / L.M. Chekalin, A.S. Moiseenko, A.F. Shakirov e altri - M: Nedra, 1993.

10. Ricerca geologica e tecnologica durante il processo di perforazione. RD39-0147716-102-87. VNIIPromgeofizika, 1987.

Soggetto: Metodi di gestione dei pozzi di petrolio e gas.

Piano 1. Metodo di funzionamento della fontana.

2. Condizioni di scorrimento e possibili modalità per la sua estensione.

Progetto tecnico sviluppo del campo- questo è uno dei più Documenti importanti per iniziare il lavoro di sviluppo sul campo. I nostri specialisti sono pronti ad assumersi completamente questo e i compiti correlati.

Nel processo di elaborazione di un progetto per lo sviluppo delle riserve fossili, viene effettuata un'analisi degli eventuali tassi di produzione precedenti.

Problemi che devono essere risolti progetto tecnico sviluppo di giacimenti minerari:

  • prevenire le perdite di minerali e la loro qualità;
  • conservazione obbligatoria di tutta la documentazione necessaria durante il processo di esplorazione geologica, tutti i tipi di lavoro sul campo e di laboratorio;
  • sicurezza del lavoro dal punto di vista dei dipendenti coinvolti nello sviluppo del settore, nonché dal punto di vista dell'ambiente, compresa la preoccupazione per la purezza delle acque sotterranee;
  • in caso di violazione della sicurezza appezzamenti di terreno– la loro bonifica;
  • conservazione dei giacimenti minerari e dei pozzi ancora utilizzabili ed eliminazione di quelli non necessari;
  • rispetto rigoroso dei termini della licenza.

Il progetto tecnico è suddiviso in parti grafiche e testuali.

La grafica include:

  1. Parte mineraria e geologica:
    • pianta della superficie con calcolo dei contorni delle riserve;
    • sezioni geologiche lungo linee;
    • piano cava a fine attività mineraria e piano di bonifica mineraria;
    • calcolo dei volumi delle riserve lasciate sui bordi della cava in sezioni;
    • piano di calendario per i lavori di smantellamento e scarico;
    • piano di calendario per le operazioni minerarie;
    • elementi del sistema di sviluppo;
    • regime di dumping;
  2. Piano generale e trasporti.

La parte testuale del report può contenere le seguenti informazioni:

  • Una nota esplicativa generale indicante i dati iniziali e le principali disposizioni del progetto;
  • Struttura geologica del campo di cava;
  • Soluzioni tecniche (capacità progettuale e modalità operativa dell'impianto, sistema di sviluppo del campo, parametri di discarica, trasporto in cava, ecc.);
  • Qualità dei minerali;
  • Organizzazione e soluzioni tecniche durante lo svolgimento di lavori in aree pericolose;
  • Gestione della produzione e dell'impresa. Organizzazione e condizioni di lavoro dei lavoratori;
  • Soluzioni architettoniche e costruttive;
  • Ingegneria e supporto tecnico. Reti e sistemi;
  • Masterplan e trasporti esterni;
  • Organizzazione della costruzione;
  • Sicurezza e uso razionale sottosuolo;
  • Misure per garantire la sicurezza antincendio e la prevenzione delle emergenze;
  • Documentazione di stima;
  • Valutazione economica dell'efficienza degli investimenti.

Dopo la preparazione e l'esecuzione il progetto viene sottoposto all'approvazione obbligatoria dell'Agenzia federale per l'utilizzazione del sottosuolo. Anche per il mining puoi affidarti a noi. I dipendenti del gruppo di società Specialist hanno una vasta esperienza nella stesura e nell'approvazione della documentazione di progetto, che consentirà di evitare rischi e risparmiare tempo.

In media occorrono circa tre mesi per sviluppare e approvare un progetto sul campo, ma faremo di tutto per ridurre questo periodo.

6.1. Gli standard di questa sezione contengono i requisiti di base per il layout piano principale e la sicurezza antincendio per edifici e strutture progettati e ricostruiti dell'industria petrolifera, e i requisiti individuali sono forniti nelle sezioni pertinenti di questi standard.

Tranne requisiti normativi di queste norme, quando si progetta la protezione antincendio delle strutture, è necessario essere guidati dai seguenti documenti:

  • "Piani generali imprese industriali»;
  • “Norme di sicurezza antincendio per la progettazione di edifici e strutture”;
  • “Edifici industriali di imprese industriali”;
  • "Fornitura di gas. Dispositivi interni ed esterni";
  • “Strutture di imprese industriali”;
  • “Edifici ausiliari e locali di imprese industriali”;
  • “Norme per la realizzazione degli impianti elettrici (PUE)”;
  • "Fornitura d'acqua. Reti e strutture esterne";
  • “Magazzini di petrolio e prodotti petroliferi”;
  • "Condutture principali";
  • "Società di servizi automobilistici";
  • "Norme sanitarie per la progettazione di imprese industriali".

a) REQUISITI DEL MASTER PLAN

6.2. È necessario sviluppare un piano generale per il giacimento basato sui dati dello schema tecnologico (progetto) per lo sviluppo del giacimento petrolifero, tenendo conto degli schemi di sviluppo dell'industria petrolifera e dell'ubicazione delle forze produttive nelle regioni economiche e repubbliche sindacali.

6.3. La pianta generale del campo viene elaborata sulle mappe degli utenti del territorio, solitamente in scala 1:25.000, tenendo conto dei requisiti dei Fondamenti sulla terra, sull'acqua e di altre legislazioni dell'URSS e delle repubbliche federate, in due fasi:

  1. preliminare - nell'ambito dei materiali di supporto all'atto di selezione dei siti e dei percorsi;
  2. finale - dopo l'approvazione dell'atto di selezione dei siti e dei percorsi nel modo prescritto, tenendo conto dei commenti di tutti gli utenti del territorio.

6.4. Lo schema del piano generale dovrebbe prevedere la collocazione sul territorio del giacimento di teste pozzo di petrolio, gas, iniezione e altri pozzi singoli, cluster di pozzi, stazioni di servizio, stazioni di pompaggio booster, sistemi di controllo, UPS, stazioni di pompaggio, VRP, stazioni di compressione , sottostazioni e altre strutture, nonché comunicazioni ingegneristiche (strade, oleodotti e gasdotti, condutture idriche, linee elettriche, comunicazioni, telemeccanica, protezione catodica, ecc.), fornendo processi tecnologici e produttivi per la raccolta e il trasporto di prodotti pozzi di petrolio tenendo conto dei collegamenti di trasporto esistenti nella determinata area delle capacità degli impianti di lavorazione centrali, raffinerie di petrolio, impianti di lavorazione del gas, raffinerie, direzioni di trasporto esterno di petrolio, gas e acqua, fonti di approvvigionamento di elettricità, calore, acqua , aria, ecc.

6.5. Quando si sviluppa un diagramma del piano generale, è necessario considerare:

  • forma di brigata e campo per organizzare lo sfruttamento dei giacimenti in conformità con il "Regolamento sulla brigata di produzione petrolifera ..." del Ministero dell'industria petrolifera;
  • Possibilità di ampliamento e ricostruzione sistemi tecnologici;
  • adottare misure tecniche per intensificare i processi produttivi di produzione, raccolta e trasporto di petrolio e gas.

6.6. Il piano generale delle imprese, delle strutture, degli edifici e delle strutture per lo sviluppo del campo dovrebbe essere progettato in conformità con i requisiti degli standard "Piani generali delle imprese industriali" e altri specificati nella parte generale di questa sezione, nonché i requisiti di questi Standard.

Le scelte progettuali del masterplan devono essere sviluppate tenendo conto della zonizzazione tecnologica degli impianti, degli isolati, degli edifici e delle strutture.

La collocazione di edifici e strutture produttivi e ausiliari nelle zone deve essere effettuata in base al loro scopo funzionale e tecnologico e tenendo conto dei rischi di esplosione, esplosione e incendio.

6.7. L'accesso e le ferrovie e le strade in loco verso oggetti, edifici e strutture devono essere progettati in conformità con i requisiti delle norme "Ferrovie a scartamento 1520 mm", "Autostrade", "Istruzioni per la progettazione di autostrade per i giacimenti petroliferi della Siberia occidentale" del Ministero dell'industria petrolifera.

6.8. Le dimensioni dei siti per la costruzione di imprese, edifici e strutture sono determinate dalle condizioni per il posizionamento di strutture tecnologiche, strutture ausiliarie e servizi pubblici, tenendo conto dei requisiti delle norme sanitarie e di sicurezza antincendio.

La densità edilizia delle imprese e dei singoli oggetti deve corrispondere ai valori specificati negli standard "Piani generali delle imprese industriali". Le aree dei pozzi di petrolio e di gas devono essere accettate in conformità con gli "Standard di assegnazione dei terreni per i pozzi di petrolio e di gas" del Ministero dell'industria petrolifera.

La larghezza della fascia di terreno per la costruzione di strutture lineari non deve essere superiore a quanto specificato: nelle “Norme di assegnazione dei terreni per le condotte principali”, “Norme di assegnazione dei terreni per le linee di comunicazione”, “Norme di assegnazione dei terreni per reti elettriche tensione 0,4 - 500 kV”, “Norme per l'assegnazione del territorio per le autostrade”.

6.9. Siti CPS, basi di servizi di produzione (BPO), NGDU, UBR, URB, basi dei dipartimenti di trasporto tecnologico (UTT) e attrezzature speciali, basi di tubi e strumenti e altri edifici e strutture per scopi ausiliari per la manutenzione del giacimento petrolifero (CDNG, eliporti ecc.), così come i campi di rotazione possono essere ubicati sia sul territorio del campo che all'esterno di esso.

6.10. Quando si localizzano imprese, strutture, edifici e strutture per la produzione di petrolio su tratti costieri di fiumi e altri corpi idrici, i segni di pianificazione dei cantieri dovrebbero essere presi ad almeno 0,5 m sopra l'orizzonte idrico più alto calcolato, tenendo conto del ristagno e della pendenza del corso d’acqua con la probabilità di superarlo:

  • per gli edifici in cui processo di fabbricazione direttamente correlato all'estrazione di petrolio dal sottosuolo (bocche di pozzi di petrolio e gas, impianti di misurazione) - una volta ogni 25 anni;
  • per stazioni centrali di pompaggio, stazioni di aumento pressione, stazioni di compressione del gas, impianti di separazione, impianti di trattamento dell'olio, stazioni di pompaggio dell'olio, stazioni di pompaggio e sottostazioni elettriche - una volta ogni 50 anni.

6.11. Le strutture per lo sviluppo dei giacimenti petroliferi dovrebbero essere situate dalle imprese vicine alle distanze specificate nella Tabella 19, tenendo conto della possibilità di cooperazione con queste imprese nella costruzione di reti di servizi pubblici e autostrade.

6.12. Quando si sviluppa un piano generale per imprese, edifici e strutture per lo sviluppo sul campo, la distanza da impianti tecnologici e le strutture fino ai quadri, alle sottostazioni di trasformazione, alle unità di strumentazione e controllo e alle sale operatori devono essere determinate in conformità con i requisiti di PUE-76, sezione VII, tenendo conto della densità del gas combustibile in relazione alla densità dell'aria determinata dal calcolo tecnologico nel progetto.

6.13. Le distanze più brevi tra gli edifici e le strutture degli impianti di sviluppo dei giacimenti petroliferi dovrebbero essere prese secondo la tabella. 20, e da edifici e strutture a oleodotti e gasdotti sotterranei - secondo la tabella. 21.

6.14. Le distanze più brevi tra gli edifici e le strutture situate presso la stazione centrale devono essere prese secondo la tabella. 22.

6.15. La distanza dalle trappole per l'olio, dai bacini di decantazione e da altre strutture del sistema fognario dagli edifici ausiliari e industriali e dalle strutture non correlate alla manutenzione degli impianti di trattamento dovrebbe essere presa secondo la tabella. 22.

Le distanze più brevi tra gli edifici e le strutture del sistema fognario devono essere prese secondo la tabella. 23.

6.16. Le distanze più brevi dagli edifici di magazzino, dai capannoni delle aree aperte per lo stoccaggio di bombole di ossigeno, acetilene, azoto e cloro agli edifici e alle strutture con categorie di produzione A, B, C, E dovrebbero essere di almeno 50 m, ad altri edifici di produzione e ausiliari dovrebbero non essere da meno:

  • quando il numero di cilindri è inferiore a 400 pezzi. - 20 metri;
  • con il numero di cilindri da 400 a 1200 pezzi. -25 metri.

La capacità totale dei magazzini per lo stoccaggio delle bombole non deve superare le 1200 unità, comprese non più di 400 bombole piene di gas infiammabili.

Appunti: 1. Il numero di bombole indicato è dato per una bombola di capacità 50 litri; con bombola di cilindrata inferiore è necessario effettuare un ricalcolo.

2. Non è consentito lo stoccaggio congiunto di bombole di gas infiammabili e bombole di ossigeno.

6.17. Distanze dai dispositivi di riscaldamento del fuoco (forni per riscaldamento di olio combustibile, prodotti petroliferi, gas, acqua e anidride), situati all'esterno dell'edificio, ad altri dispositivi tecnologici, edifici e strutture dell'officina o dell'impianto che includono il forno, nonché ai cavalcavia, ad eccezione delle condotte tecnologiche che collegano gli apparecchi antincendio con altri dispositivi tecnologici non devono essere inferiori a quelli indicati in tabella. 24.

6.18. Le distanze indicate nelle tabelle sono determinate da:

a) tra edifici di produzione, servizi e ausiliari, impianti, serbatoi e attrezzature - in spazio libero tra muri esterni o strutture strutturali (escluse le scale metalliche);

b) per rack tecnologici e condotte posate senza rack - alla tubazione più esterna;

c) per i binari ferroviari in loco - all'asse del binario ferroviario più vicino;

d) per le strade in loco - fino al bordo della carreggiata;

e) per installazioni di svasature - fino all'asse della canna svasata;

f) durante la ricostruzione di imprese o impianti tecnologici esistenti, se è impossibile rispettare rigorosamente le condizioni tecniche senza ingenti costi materiali, in accordo con l'organizzazione che approva il progetto, sono consentite deviazioni in termini di lacune entro limiti fino al 10%.

6.19. Si consiglia di posizionare gli impianti tecnologici esterni sul lato della parete cieca dell'edificio industriale.

Nel caso di collocazione di impianti aperti con categorie di produzione A, B, E su entrambi i lati dell'edificio a cui sono collegati (o di un impianto tra due edifici), devono essere posizionati ad una distanza di almeno 8 m da esso - con muro cieco, almeno 12 m - con muro con aperture finestre, indipendentemente dall'area occupata da edifici e impianti. Il secondo impianto o edificio deve essere posizionato tenendo conto dei requisiti della clausola 2.90.

È consentito posizionare un cavalcavia per le tubazioni di questa installazione tra l'installazione esterna e l'edificio.

6.20. Si considera uguale la distanza tra gli edifici industriali e le cisterne di emergenza o di scarico attrezzature tecnologiche situato all'esterno dell'edificio.

6.21. Un serbatoio di emergenza (drenaggio) a terra destinato allo scarico di liquidi e gas infiammabili dai forni deve essere recintato con un muro o terrapieno ignifugo alto almeno 0,5 me posizionato ad una distanza di almeno 15 m dal sito del forno.

La vasca di emergenza (drenaggio) interrata deve essere posizionata ad una distanza di almeno 9 m dal sito del forno, separatamente o insieme ad altre vasche di drenaggio (nello stesso sito).

6.22. I territori delle stazioni centrali di lavorazione, impianti di trattamento del petrolio, parchi serbatoi, magazzini di liquidi infiammabili e gas liquidi, CPS, UPS e KS devono avere una recinzione alta 2 m con un cancello largo 4,5 m.

La distanza dalla recinzione agli impianti con impianti di produzione delle categorie A, B, C ed E deve essere di almeno 5 m.

All'esterno, lungo il confine dell'impianto di trattamento del petrolio, dei parchi serbatoi e dei magazzini di liquidi infiammabili e liquidi infiammabili, dovrà essere prevista una fascia larga 10 m, libera da reti di terra.

6.23. L'area attorno al tubo di raccolta della pompa di spinta deve essere recintata con un bastione in terra alto 0,7 m e con un raggio di 15 m.

L'area attorno al pozzo di svasatura delle strutture tecnologiche della stazione di richiamo con un'altezza pari o superiore a 30 m deve essere recintata con una recinzione in filo spinato alta 1,6 m.

La distanza dal pozzo di svasatura alla recinzione, così come tra i pozzi di svasatura, deve essere presa in base ai dati di calcolo dell'ingegneria termica, ma non inferiore a 30 m.

L'area attorno alla candela per lo scarico del gas nelle stazioni di compressione, nei cluster di pozzi e nei singoli pozzi di gas non è recintata.

6.24. Non è consentita la collocazione di contenitori del gas condensato (separatori, tagliafuoco ed altre attrezzature), nonché la realizzazione di pozzi, fosse ed altri recessi all'interno della recinzione dell'area attorno alla fiaccola.

6.25. La posa fuori terra dei gasdotti dagli impianti al tubo svasato deve essere prevista su supporti ignifughi.

6.26. L'area all'imbocco di un pozzo singolo o di un gruppo di pozzi deve essere recintata con un bastione di terra alto 1 m con una larghezza del bordo in cima al bastione di 0,5 m.

6.27. Un sito con più di 8 pozzi deve avere almeno due ingressi situati alle estremità diverse lungo il suo lato lungo.

6.28. Nei siti delle strutture dovrebbe essere progettato un sistema di drenaggio aperto. SU appezzamenti di terreno, non occupato da edifici e strutture, la topografia naturale dovrà essere preservata e dovrà essere prevista una disposizione verticale solo nei casi in cui sia necessario drenare le acque superficiali e realizzare reti di servizi.

6.29. Per le aree verdi di impianti tecnologici aperti, dovrebbero essere progettati solo prati.

6.30. Le reti e le comunicazioni di ingegneria in loco dovrebbero essere progettate come un unico sistema con la loro collocazione in strisce tecniche designate (corridoi).

6.31. Il metodo di posa delle reti di servizi (terrestri, fuori terra o sotterranee) dovrebbe essere tenuto in considerazione dei requisiti delle sezioni pertinenti di questi standard.

6.32. È consentito posare gasdotti, oleodotti, oleodotti per prodotti petroliferi e condotte inibitori in una trincea. Le distanze tra loro dovrebbero essere prese in base alle condizioni della loro installazione, riparazione e manutenzione.

Le distanze tra le condotte di processo posate nel terreno e gli edifici e le strutture sono determinate dalle condizioni di facilità di installazione, funzionamento e riparazione delle condotte.

6.33. La distanza dal luogo di presa dell'acqua (pozzi di ricezione) dai serbatoi deve essere almeno:

  • agli edifici di I e II grado di resistenza al fuoco - 10 m;
  • agli edifici di III, IV e V grado di resistenza al fuoco e ai magazzini aperti di materiali combustibili - 30 m;
  • a edifici e strutture con categorie produttive A, B, C, E per pericolo di incendio - 20 m;
  • ai serbatoi con liquidi infiammabili - 40 m;
  • ai serbatoi con liquidi infiammabili e gas liquefatti infiammabili - 60 m.

6.34. I pozzi di raccolta dei serbatoi e i pozzi con idranti dovrebbero essere posizionati a una distanza non superiore a 2 m dai lati delle autostrade e, se si trovano a una distanza superiore a 2 m, dovrebbero avere ingressi con un'area di almeno 12x12 mt.

6.35. I serbatoi o i serbatoi antincendio devono essere posizionati in modo tale da servire oggetti situati nel raggio di:

  • se ci sono pompe per auto - 200 m;
  • se presenti motopompe - 100 - 150 m, a seconda del tipo di motopompa.

Per aumentare il raggio di servizio, è consentito posare condotte senza uscita da serbatoi o serbatoi con una lunghezza non superiore a 200 me tenendo conto dei requisiti della clausola 6.58 delle presenti norme.

6.36. Le strade nei siti dei punti centrali di raccolta e trattamento di petrolio, gas e acqua dovrebbero essere progettate con le banchine sollevate sopra la superficie piana del territorio adiacente di almeno 0,3 m. Se questo requisito non può essere soddisfatto, le strade dovrebbero essere progettate in modo tale modo che i prodotti petroliferi fuoriusciti non possano finire sulla strada (installazione di fossati, ecc.).

6.37. All'interno dei confini delle autostrade in loco è consentita la posa di reti di approvvigionamento idrico antincendio, comunicazioni, allarmi, illuminazione esterna e cavi elettrici di alimentazione.

L'organizzazione è stata fondata nel dicembre 2005. L'operatore del progetto è KarakudukMunai LLP. Il partner di LUKOIL nel progetto è Sinopec (50%). Lo sviluppo del deposito viene effettuato in conformità al contratto di utilizzo del sottosuolo firmato il 18 settembre 1995. La durata del contratto è di 25 anni. Il giacimento Karakuduk si trova nella regione di Mangistau, a 360 km da Aktau. Riserve residue di idrocarburi recuperabili – 11 milioni di tonnellate. Produzione nel 2011 – 1,4 milioni di tonnellate di petrolio (quota LUKOIL – 0,7 milioni di tonnellate) e 150 milioni di metri cubi di gas (quota LUKOIL – 75 milioni di metri cubi). Investimenti dall'inizio del progetto (dal 2006): oltre 400 milioni di dollari in quota LUKOIL. Il numero totale dei dipendenti è di circa 500 persone, di cui il 97% sono cittadini della Repubblica del Kazakistan. LUKOIL prevede di investire fino a 0,1 miliardi di dollari nella sua quota fino al 2020 nello sviluppo del progetto.

Riserve comprovate di petrolio e gas (condivise da LUKOIL Overseas)

milioni di barili

bcm

Olio e gas

milioni di barili N. e.

Produzione commerciale dell'anno (nella quota di LUKOIL Overseas)

milioni di barili

Olio e gas

milioni di barili N. e.

Quota di LUKOIL Overseas nel progetto*

Partecipanti al progetto

Operatore di progetto

Karakudukmunai LLP

Stock operativo dei pozzi di produzione

Portata media giornaliera di 1 pozzo

Portata media giornaliera di 1 nuovo pozzo

  1. INFORMAZIONI GENERALI SUL DEPOSITO

Geograficamente, il campo Karakuduk si trova nella parte sud-occidentale dell'altopiano di Ustyurt. Amministrativamente appartiene al distretto di Mangystau della regione di Mangystau della Repubblica del Kazakistan.

L'insediamento più vicino è la stazione ferroviaria di Sai-Utes, situata a 60 km a sud-est. La stazione di Beineu si trova a 160 km dal campo. La distanza dal centro regionale di Aktau è di 365 km.

Orograficamente l'area di lavoro è una pianura desertica. Le quote assolute della superficie del rilievo vanno da +180 ma +200 m. L'area di lavoro è caratterizzata da un clima fortemente continentale con estati calde e secche e inverni freddi. Il mese più caldo dell'estate è luglio con una temperatura massima fino a +45 oC. In inverno, la temperatura minima raggiunge -30-35 oC. La precipitazione media annua è di 100-170 mm. La zona è caratterizzata da forti venti che si trasformano in tempeste di polvere. Secondo SNiP 2.01.07.85 l'area del campo in termini di pressione del vento appartiene alla zona III (fino a 15 m/s). Prevale in estate venti da NW direzioni, in inverno - NE. Il manto nevoso nell'area di lavoro non è uniforme. Lo spessore nelle zone basse più sommerse raggiunge 1-5 m.

La flora e la fauna della zona sono povere ed è rappresentata da specie tipiche delle zone semidesertiche. L'area è caratterizzata da una rada vegetazione erbacea e arbustiva: spina di cammello, assenzio e solyanka. Mondo animale rappresentato da roditori, rettili (tartarughe, lucertole, serpenti) e aracnidi.

Nell'area di lavoro non sono presenti fonti d'acqua naturali. Attualmente le fonti di approvvigionamento idrico per il campo sono bevendo acqua, per esigenze tecniche e antincendio, è disponibile l'acqua del Volga proveniente dalla conduttura idrica principale Astrakhan-Mangyshlak, nonché speciali pozzi di presa d'acqua fino a 1100 m di profondità per i depositi Albsenomaniani.

L'area di lavoro è praticamente disabitata. 30 km a est dei passaggi del campo Karakuduk Ferrovia Stazione Makat - Mangyshlak, lungo la quale sono posati gli oleodotti e gasdotti esistenti Uzen-Atyrau - Samara e "Asia Centrale - Centro", nonché la linea elettrica ad alta tensione Beineu - Uzen. Comunicazione tra la pesca e insediamenti effettuate mediante trasporto su strada.

  1. CARATTERISTICHE GEOLOGICHE E FISICHE DEL DEPOSITO

3.1. Caratteristiche della struttura geologica

Caratteristiche litologiche e stratigrafiche della sezione

A seguito delle perforazioni di prospezione, esplorazione e produzione presso il giacimento di Karakuduk, è stato messo in luce uno strato di sedimenti meso-cenozoici dello spessore massimo di 3662 m (ben 20), che vanno dal Triassico al Neogene-Quaternario compreso.

Di seguito si riporta la descrizione della parte esposta del deposito.

Sistema Triassico - T. Gli strati terrigeni variegati dell'età Triassica sono rappresentati da arenarie, siltiti, mudstones e argille simili a mudstone intercalate, colorate in varie tonalità di grigio, dal marrone al grigio-verdastro. Lo spessore Triassico minimo esposto si rileva nel pozzo 145 (29 m) e il massimo nel pozzo 20 (242 m).

Sistema giurassico - J. Una sequenza di depositi giurassici giace sulle sottostanti rocce triassiche con discordanza stratigrafica e angolare.

La sezione giurassica è presentata nel volume delle sezioni inferiore, media e superiore.

Sezione inferiore – J 1. La sezione del Giurassico inferiore è litologicamente composta da arenarie, siltiti, argille e argilliti intercalati. L'arenaria è di colore grigio chiaro con una sfumatura verdastra, a grana fine, scarsamente selezionata, fortemente cementata. Le argille e le siltiti sono di colore grigio scuro con una sfumatura verdastra. Le mudstones sono di colore grigio scuro con inclusioni di OPO. A livello regionale, l'orizzonte Yu-XIII è limitato ai depositi del Giurassico inferiore. Lo spessore dei depositi del Giurassico inferiore varia da 120 a 127 m.

Sezione centrale – J 2. La sequenza del Giurassico medio è rappresentata da tutti e tre gli stadi: Bathoniano, Bajociano e Aaleniano.

Stadio Aaleniano - J 2 a. I sedimenti di età aaleniana sovrastano quelli sottostanti con discordanza stratigrafica e angolari e sono rappresentati dall'alternanza di arenarie, argille e, meno comunemente, siltiti. Le arenarie e i siltiti sono colorati in toni grigi e le argille sono caratterizzate da un colore più scuro; A livello regionale, gli orizzonti Yu–XI, Yu–XII sono confinati in questo intervallo stratigrafico. Lo spessore è superiore a 100 m.

Stadio bajociano - J 2° secolo. Le arenarie sono di colore grigio e grigio chiaro, a grana fine, fortemente cementate, non calcaree, micacee. Le siltiti sono di colore grigio chiaro, a grana fine, micacee, argillose, con inclusioni di resti vegetali carbonizzati. Le argille sono grigio scuro, nere e dense in alcuni punti. Gli orizzonti produttivi Yu-VI-Yu-X sono confinati ai depositi di questa età. Lo spessore è di circa 462 m.

Stadio Bathoniano - J 2 bt. Litologicamente sono rappresentati da arenarie, siltiti, intercalati ad argille. Nella parte inferiore della sezione aumenta la proporzione delle arenarie con sottili strati di siltiti e argille. Gli orizzonti produttivi Yu-III-Yu-V sono confinati ai sedimenti dello stadio Bathoniano. Lo spessore varia da 114,8 m a 160,7 m.

Sezione superiore - J 3. I depositi del Giurassico superiore si sovrappongono opportunamente a quelli sottostanti e sono rappresentati da tre stadi: Calloviano, Oxfordiano e Volgiano. Il limite inferiore è tracciato lungo il tetto del pacco di argilla, chiaramente visibile in tutti i pozzi.

Stadio Calloviano - J 3 k Lo stadio Calloviano è rappresentato da intercalare di argille, arenarie e siltiti. In base alle caratteristiche litologiche del palcoscenico si distinguono tre membri: quello superiore e medio sono argillosi con uno spessore di 20-30 m, e quello inferiore è un'alternanza di strati di arenaria e siltite con intercalari di argilla. Gli orizzonti produttivi Yu-I e Yu-II sono confinati al membro inferiore dello stadio calloviano. Lo spessore varia da 103,2 ma 156 m.

Stadio Oxfordiano-Volgiano – J 3 ox-v. I depositi dello stadio Oxfordiano sono rappresentati da argille e marne con rari intercalari di arenarie e siltiti, e si osserva qualche differenziazione: la parte inferiore è argillosa, la parte superiore è marnosa.

Le rocce sono grigie, grigio chiaro, a volte grigio scuro e hanno una tinta verdastra.

La sezione volgiana è una sequenza di calcari argillosi con intercalari di dolomie, marne e argille. I calcari sono spesso fessurati e porosi, massicci, sabbiosi, argillosi, con fratture irregolari e lucentezza opaca. Le argille sono limose, grigie, calcaree, spesso con inclusioni di resti faunistici. Le Dolomiti sono grigie, grigio scuro, criptocristalline, a tratti argillose, con fratture irregolari e lucentezza opaca. Lo spessore delle rocce varia da 179 ma 231,3 m.

Sistema Cretaceo - K. I depositi del sistema Cretaceo sono rappresentati nel volume delle sezioni inferiore e superiore. La sezione è stata suddivisa in livelli utilizzando materiali di taglio e confronto con aree limitrofe.

Sezione inferiore – K 1. I depositi del Cretaceo inferiore sono costituiti da rocce del sovrastadio Neocomiano, Aptiano e Albiano.

Superstage neocomiano – K 1 ps. I sedimenti volgiani sottostanti sono opportunamente ricoperti dall'intervallo neocomiano, che unisce tre stadi: Valanginiano, Hauteriviano, Barremiano.

La sezione è litologicamente composta da arenarie, argille, calcari e dolomie. Le arenarie sono a grana fine, di colore grigio chiaro, polimitiche, con cemento carbonatico e argilloso.

A livello dell'intervallo Hauteriviano la sezione è rappresentata prevalentemente da argille e marne, e solo in alto è tracciabile un orizzonte sabbioso. I depositi barremiani si distinguono nella sezione per il colore variegato delle rocce e sono litologicamente composti da argille con intercalati di arenarie e siltiti. In tutta la sezione neocomiana si osserva la presenza di unità di rocce limo-sabbiose. Lo spessore dei sedimenti sovrastage neocomiani varia da 523,5 m a 577 m.

Stadio Aptiano – K 1 a. I sedimenti di questa età si sovrappongono a quelli sottostanti con erosione, avendo con essi un chiaro confine litologico. Nella parte inferiore la sezione è composta in prevalenza da rocce argillose con rari intercalari di sabbie, arenarie e siltiti, mentre nella parte superiore vi è un'uniforme alternanza di rocce argillose e sabbiose. Lo spessore varia da 68,7 m a 129,5 m.

Palcoscenico Albiano – K 1 al. La sezione è costituita da sabbie, arenarie e argille intercalate. Le caratteristiche strutturali e tessiturali delle rocce non differiscono da quelle sottostanti. Lo spessore varia da 558,5 m a 640 m.

Sezione superiore – K 2. La sezione superiore è rappresentata dai depositi Cenomaniano e Turoniano-Senoniano.

Stadio Cenomaniano – K 2 s. I depositi della fase cenomaniana sono rappresentati da argille alternate a siltiti e arenarie. Nell'aspetto litologico e nella composizione, le rocce di questa età non differiscono dai depositi albiani. Lo spessore varia da 157 a 204 m.

Complesso indiviso Turoniano-Senoniano – K 2 t-cn. Alla base del complesso descritto è presente uno stadio turoniano composto da argille, arenarie, calcari e marne gessose, che costituiscono un buon punto di riferimento.

Più in alto nella sezione si trovano depositi degli stadi Santoniano, Campano e Maastrichtiano, riuniti nel sovrastadio Senoniano, rappresentato litologicamente da uno spesso strato di marne intercalate, gessi, calcari gessosi e argille carbonatiche.

Lo spessore dei sedimenti del complesso Turoniano-Senoniano varia da 342 m a 369 m.

Sistema Paleogene - I depositi del R. Paleogene sono rappresentati da calcari bianchi, strati marnosi verdastri e argille siltite rosa. Lo spessore varia da 498 m a 533 m.

Sistemi Neogene-Quaternari – N-Q. I depositi neogene-quaternari sono composti prevalentemente da rocce carbonatico-argillose di colore grigio chiaro, verde e marrone e rocce calcaree-conchiglie. La parte superiore della sezione è costituita da sedimenti e conglomerati continentali. Lo spessore dei sedimenti varia da 38 m a 68 m.

3.2. Tettonica

Secondo la zonizzazione tettonica, il campo Karakuduk si trova all'interno dello stadio tettonico di Arystanov, che fa parte del sistema di depressioni e sollevamenti di North Ustyurt della parte occidentale della placca Turan

Secondo i materiali del lavoro di esplorazione sismica MOGT-3D (2007), condotto da JSC Bashneftegeofizika, la struttura Karakuduk lungo l'orizzonte riflettente III è una piega brachianticlinale di impatto sublatitudinale con dimensioni di 9x6,5 km lungo un'isoipse chiusa meno 2195 m, con un'ampiezza di 40 m. Gli angoli di incidenza delle ali aumentano con la profondità: nel Turoniano - frazioni di grado, nel Cretaceo inferiore -1-2˚. La struttura lungo il riflettore V rappresenta una piega anticlinale, rotta da numerose faglie, forse alcune di natura non tettonica. Tutte le principali faglie descritte più avanti nel testo possono essere ricondotte lungo questo orizzonte riflettente. La piega d'impatto submeridionale è costituita da due archi, delineati da un isoipsum meno 3440 m, individuati nella zona dei pozzi 260-283-266-172-163-262 e 216-218-215. Lungo l'isoipsum meno 3480 m, la piega ha dimensioni di 7,4 x 4,9 km ed un'ampiezza di 40 m.

Il sollevamento sulle mappe strutturali lungo gli orizzonti produttivi giurassici ha una forma quasi isometrica, complicata da una serie di faglie che dividono la struttura in più blocchi. La faglia più elementare è la faglia F 1 a est, che può essere rintracciata in tutta la sezione produttiva e divide la struttura in due blocchi: centrale (I) e orientale (II). Il blocco II viene abbassato rispetto al blocco I con un aumento dell'ampiezza dello spostamento da sud a nord da 10 a 35 m. La faglia F1 è inclinata e si sposta con la profondità da ovest a est. Tale violazione è stata confermata dalla perforazione del pozzo 191, dove manca parte dei sedimenti giurassici per circa 15 m a livello dell'orizzonte produttivo Yu-IVA.

La perturbazione F 2 è stata effettuata nella zona dei pozzi 143, 14 e separa il blocco centrale (I) dal blocco sud (III). La giustificazione per effettuare questa violazione non era solo la base sismica, ma anche i risultati delle prove sui pozzi. Ad esempio, tra i pozzi di base, accanto al pozzo 143 c'è il pozzo 222, dove è stato ottenuto il petrolio durante il test dell'orizzonte Yu-I e l'acqua nel pozzo 143.

Descrizione del lavoro

L'organizzazione è stata fondata nel dicembre 2005. L'operatore del progetto è KarakudukMunai LLP. Il partner di LUKOIL nel progetto è Sinopec (50%). Lo sviluppo del deposito viene effettuato in conformità al contratto di utilizzo del sottosuolo firmato il 18 settembre 1995. La durata del contratto è di 25 anni. Il giacimento Karakuduk si trova nella regione di Mangistau, a 360 km da Aktau. Riserve residue di idrocarburi recuperabili – 11 milioni di tonnellate. Produzione nel 2011 – 1,4 milioni di tonnellate di petrolio (quota LUKOIL – 0,7 milioni di tonnellate) e 150 milioni di metri cubi di gas (quota LUKOIL – 75 milioni di metri cubi).