Affärsplan för utvecklingen av Yegoryevsk byggnadsstenfyndighet. Karakudyk fältutvecklingsplan Fältutvecklingsplan

Ett oljefält har en ganska lång livscykel. Det kan ta flera decennier från upptäckten av en oljefyndighet till produktionen av den första oljan. Hela processen med att utveckla ett oljefält kan delas in i fem huvudsteg.

SÖKNING OCH UTFORSKNING

1 Upptäckt av oljefält

Olja och gas ligger i bergarter - reservoarer, vanligtvis på betydande djup
För att upptäcka oljeavlagringar i bergformationer görs seismiska undersökningar. Forskning tillåter oss att få bilder av djupa lager av stenar, där erfarna specialister identifierar potentiellt produktiva strukturer
För att säkerställa att det finns olja i de identifierade bergstrukturerna borras prospekteringsbrunnar

2 Utvärdering av oljefältsreserver

När upptäckten av en fyndighet bekräftas byggs en geologisk modell, som är en uppsättning av alla tillgängliga data. Specialprogramvara låter dig visualisera dessa data i 3D. En digital geologisk modell av ett fält behövs för att:

Uppskatta initiala och utvinningsbara olje- (och gasreserver).
Utveckla ett optimalt fältutvecklingsprojekt (antal och placering av brunnar, oljeproduktionsnivåer, etc.)

För en bättre bedömning av reserverna borras utvärderingsbrunnar. Och att borra prospekteringsbrunnar hjälper till att klargöra fyndighetens storlek och struktur.

I detta skede görs en ekonomisk bedömning av genomförbarheten av att utveckla fältet baserat på de prognostiserade nivåerna för oljeproduktionen och de förväntade kostnaderna för dess utveckling. Om de förväntade ekonomiska indikatorerna uppfyller oljebolagets kriterier, börjar det utveckla det.

OLJE- OCH GASPRODUKTION

3 Förberedelse för fältutveckling

För optimal utveckling av oljefältet utvecklas ett utvecklingsprojekt (Technological Development Scheme) och ett fältutvecklingsprojekt. Projekten inkluderar:

Erforderligt antal och placering av brunnar
Det optimala sättet att utveckla ett område
Typer och kostnader för utrustning och faciliteter som krävs
System för uppsamling och behandling av olja
Miljöåtgärder

Utvecklingen av borrteknik och införandet av riktade brunnar i praktiken gör det möjligt att lokalisera brunnshuvuden i så kallade "kluster". En dyna kan ha från två till två dussin brunnar. Klustrarrangemanget av brunnar gör det möjligt att minska påverkan på miljön och optimera kostnaderna för fältutveckling.

4 Olje- och gasproduktion

Perioden under vilken oljereserver kan återvinnas är 15 - 30 år och kan i vissa fall uppgå till 50 år eller mer (för jättefält).

Fältutvecklingsperioden består av flera steg:

Stigande produktionsstadium
Stabilisering av produktionen på högsta nivå (platå)
Fallande produktionsstadium
Sista perioden

Utvecklingen av oljeproduktionsteknologier, genomförande av geologiska och tekniska åtgärder (GTM) och användningen av metoder för förbättrad oljeutvinning (EOR) kan avsevärt förlänga den lönsamma perioden för fältutveckling.

5 Likvidation

När nivån på oljeproduktionen faller under lönsamma nivåer stoppas utvecklingen av fältet och licensen återlämnas till statliga myndigheter.

Det huvudsakliga grafiska dokumentet vid beräkning av reserver är räkneplanen. Beräkningsplaner (Fig. 3) upprättas på basis av en strukturkarta över toppen av produktiva reservoarlager eller närmaste riktmärke som ligger högst 10 m över eller under formationens tak. Yttre och inre konturer plottas på kartan olja- och gasinnehåll, gränser för reservkategorier.

Gränserna och området för beräkning av olje- och gasreserver för varje kategori är målade i en viss färg:

Ris. 3. Ett exempel på en insättningsberäkningsplan.

1 - olja; 2 - vatten: 3 - olja och vatten;

Brunnar: 4 - produktion, 5 - prospektering, 6 - i bevarande, 7 - övergivna, 8 - gav inte inflöde; 9 - isohypsum av ytan av samlare, m;

Konturer av oljeinnehåll: 10 - extern, 11 - intern; 12 - gräns för ersättning av reservoarer med litologiska ytor; 13 kategorier av reserver;

Siffror för brunnar: täljare - brunnsnummer, nämnare - absolut höjd av reservoartaket, m.

Alla brunnar som borrats på datumet för beräkningen av reserverna är också inritade på beräkningsplanen (med en exakt indikation på positionen för brunnhuvudena och de punkter där de skär taket på motsvarande produktiva formation):

Utforskning;

Brytning;

Malpåse i avvaktan på organisationen av fisket;

Pumpning och observation;

De som gav vattenfri olja, olja med vatten, gas, gas med kondensat, gas med kondensat och vatten och vatten;

Testas för närvarande;

Otestad, med egenskaper angivna olja-, gas- och vattenmättnad av reservoarskikt enligt tolkningen av material från geofysiska undersökningar av brunnar;

Likviderad, med angivande av skälen till likvidation;

Avslöjade ett lager bestående av ogenomträngliga stenar.

För testade brunnar anges följande: djup och absoluta märken för taket och basen av reservoaren, absoluta märken för perforeringsintervall, initiala och aktuella oljeflöden, gas och vatten, munstycksdiameter, fördjupning, drifttid, datum för uppkomsten av vattnet och dess andel i de extraherade produkterna. När två eller flera lager testas tillsammans, anges deras index. Debiteringar olja Och gas bör mätas under drift av brunnar på identiska kopplingar.

För produktionsbrunnar ges följande information: datum för idrifttagning, initiala och aktuella flödeshastigheter och reservoartryck, mängd producerad olja, gas, kondensat och vatten, startdatum för bevattning och procentandel av vatteninnehållet i de extraherade produkterna från och med datumet för reservberäkningen. Om det finns ett stort antal brunnar placeras denna information i en tabell på beräkningsplanen eller på bladet som är bifogat till den. Dessutom innehåller beräkningsplanen en tabell som anger värdena för beräkningsparametrarna som accepterats av författarna, de beräknade reserverna, deras kategorier, värdena för parametrarna som antagits av Ryska federationens statliga reservkommitté , det datum då reserverna beräknades.

Vid omräkning av reserver ska gränserna för reservkategorier som godkänts vid den tidigare beräkningen markeras på beräkningsplanerna, liksom brunnar som borrats efter den tidigare reservberäkningen ska markeras.

Beräkningen av reserver av olja, gas, kondensat och de komponenter de innehåller utförs separat för gas, olja,. gas-olja, vatten-olja och gas-olja-vatten zoner efter typer av reservoarer för varje lager av fyndigheten och fältet som helhet med en obligatorisk bedömning av utsikterna för hela fältet.

Reserver av komponenter i olja och gas som är av industriell betydelse beräknas inom gränserna för reservberäkning olja och gas.

Vid beräkning av reserver mäts beräkningsparametrarna i följande enheter: tjocklek i meter; tryck i megapascal (exakt till tiondelar av en enhet); yta i tusentals kvadratmeter; densitet av olja, kondensat och vatten i gram per kubikcentimeter och gas - i kilogram per kubikmeter (exakt till tusendelar av en enhet); porositetskoefficienter och olje- och gasmättnad i bråkdelar av enhet, avrundade till hundradelar; återhämtningsfaktorer olja och kondensat i bråkdelar av en enhet, avrundat till tusendelar.

Reserver av olja, kondensat, etan, propan, butaner, svavel och metaller beräknas i tusentals ton, gas - i miljoner kubikmeter, helium och argon - i tusentals kubikmeter.

Genomsnittliga parametervärden och reservberäkningsresultat presenteras i tabellform.

Departement Utbildning och vetenskap i Republiken Kazakstan

fakulteten för finans och ekonomi

Institutionen för ekonomi och management

D
disciplin: Utvärdering av olje- och gasprojekt

SRS nr 1

Ämne: Utvecklingsplan för det strategiskt viktiga Kashaganfältet på Kaspiska havets sokkel

Avslutad:

3:e året specialpedagog "Ekonomi"

Batyrgalieva Zarina

ID: 08BD03185

Kontrollerade:

Estekova G.B.

Almaty, 2010

Under de senaste 30 åren har trender dykt upp där den globala BNP växer med i genomsnitt 3,3 % per år, medan den globala efterfrågan på olja som huvudkälla för kolväten växer med i genomsnitt 1 % per år. Eftersläpningen i kolvätekonsumtionen från BNP-tillväxt är förknippad med resursbevarandeprocesser, främst i utvecklade länder. Samtidigt ökar utvecklingsländernas andel av BNP-produktion och kolvätekonsumtion ständigt. I detta fall förväntas problemen med kolväteförsörjningen bli alltmer förvärrad.

Den territoriella närheten till så största och dynamiskt utvecklande länder som Ryssland och Kina öppnar för stora möjligheter för export av kazakstanska kolväten. För att säkerställa tillgången till deras marknad är det nödvändigt att utveckla och förbättra systemet med huvudledningar.

Uppskattningar av internationella experter visar att om nuvarande trender fortsätter kommer alla världens beprövade oljereserver bara att räcka i 40-50 år. Tillägget av KSKM petroleumresurser till världens bevisade reserver är en avgörande faktor i globala energistrategier. Kazakstan måste vara redo för en flexibel kombination av strategier för att systematiskt överföra oljeproduktionen till Kaspiska havet och påskynda enskilda lovande projekt. Och ett av de mest lovande projekten är Kashaganfältet.

Kashaganfältet är uppkallat efter en kazakisk poet från 1800-talet född i Mangistau-regionen och är en av världens största upptäckter under de senaste 40 åren. Tillhör Kaspiska olje- och gasprovinsen.

Kashagan-fältet ligger i Kazakstan i Kaspiska havet och täcker en yta på cirka 75 x 45 kilometer. Reservoaren ligger på ett djup av cirka 4 200 meter under havsbotten i norra delen av Kaspiska havet.

Kashagan, som en hög amplitud, revhöjning i det subsalt paleozoiska komplexet i norra Kaspiska havet, upptäcktes genom seismisk utforskning av sovjetiska geofysiker under perioden 1988-1991. om den marina fortsättningen av Karaton-Tengiz landhöjningszon.

Därefter bekräftades det av studier av västerländska geofysiska företag som arbetar på uppdrag av Kazakstans regering. Kashagan-, Korogly- och Nubarmassiven identifierades ursprungligen i sin sammansättning under perioden 1995-1999. fick namnet Kashagan Eastern, Western respektive Southwestern.

Dimensionerna för östra Kashagan längs en sluten isohyps på 5000 m är 40 (10/25) km, area - 930 km², upplyftningsamplitud - 1300 m Den förutspådda OWC utförs på en absolut höjd av 4800 m, höjden på massiv sprucken reservoar når 1100 m, det oljeförande området är 650 km², genomsnittlig oljemättad tjocklek - 550 m.

Västra Kashagan gränsar till östra Kashagan längs en submeridional strukturell scarp, som kan vara associerad med en tektonisk störning. Dimensionerna för revhöjningen längs en sluten stratoisohyps - 5000 m är 40 * 10 km, area - 490 km², amplitud - 900 m. OWC antas vara gemensam för båda höjningarna och utförs på en absolut höjd av 4800 m. , fällhöjd - 700 m, oljeinnehållsområde - 340 km², genomsnittlig oljemättad tjocklek - 350 m.

Sydvästra Kashagan ligger något vid sidan (söder) om huvudmassivet. Upphöjningen längs en sluten stratoisohyps - 5400 m, har dimensioner på 97 km, area - 47 km², amplitud - 500 m. OWC förutsägs på en absolut höjd av 5300 m, oljeförande yta - 33 km², genomsnittlig oljemättad. tjocklek - 200 m.

Kashagans oljereserver sträcker sig brett från 1,5 till 10,5 miljarder ton. Av dessa står den östra för från 1,1 till 8 miljarder ton, den västra - upp till 2,5 miljarder ton och den sydvästra - 150 miljoner ton.

Kashagans geologiska reserver uppskattas till 4,8 miljarder ton olja enligt kazakiska geologer.

Enligt projektoperatören uppgår de totala oljereserverna till 38 miljarder fat eller 6 miljarder ton, varav cirka 10 miljarder fat är utvinningsbara. Kashagan har stora naturgasreserver på mer än 1 biljon. kub meter.

Partnerföretag i Kashagan-projektet: Eni, KMG Kashagan B.V. (ett dotterbolag till Kazmunaigas), Total, ExxonMobil, Royal Dutch Shell har vardera en andel på 16,81 %, ConocoPhillips – 8,4 %, Inpex – 7,56 %.

Projektoperatören utsågs 2001 av partners: Eni, och skapade företaget Agip KCO. Projektdeltagare arbetar med att skapa ett gemensamt operativt bolag, North Caspian Operating Company (NCOC), som kommer att ersätta AgipKCO och ett antal agentbolag som en enda operatör.

Den kazakiska regeringen och det internationella konsortiet för utveckling av projektet i norra Kaspiska havet (inklusive Kashaganfältet) enades om att skjuta upp starten av oljeproduktionen från 2011 till slutet av 2012.

Oljeproduktionsvolymerna i Kashagan bör nå 50 miljoner ton per år i slutet av nästa decennium. Oljeproduktionen i Kashagan, enligt ENI-beräkningar, skulle nå 75 miljoner ton per år 2019. Med Kashagan kommer Kazakstan att hamna i de fem bästa oljeproducenterna i världen.

För att öka oljeutvinningen och minska H3S-halten förbereder konsortiet att använda flera onshore- och offshoreinstallationer i Karabatan för att injicera naturgas i reservoaren, och en oljeledning och en gasledning kommer att byggas till Karabatan.

Utvecklingen av Kashaganfältet i de svåra marina förhållandena i norra Kaspiska havet presenterar en unik kombination av tekniska och försörjningskedjans svårigheter. Dessa utmaningar innebär att säkerställa produktionssäkerhet, teknik, logistik och miljöfrågor, vilket gör detta projekt till ett av de största och mest komplexa industriprojekten i världen.

Fältet kännetecknas av högt reservoartryck på upp till 850 atmosfärer. Högkvalitativ olja -46° API, men med hög gasfaktor, vätesulfid och merkaptanhalt.

Kashagan tillkännagavs sommaren 2000 baserat på resultaten från borrningen av den första brunnen, Vostok-1 (East Kashagan-1). Dess dagliga flödeshastighet var 600 m³ olja och 200 tusen m³ gas. Den andra brunnen (Zapad-1) borrades i västra Kashagan i maj 2001, 40 km från den första. Den visade en daglig flödeshastighet på 540 m3 olja och 215 tusen m3 gas.

För utveckling och bedömning av Kashagan byggdes 2 konstgjorda öar, 6 prospekterings- och 6 utvärderingsbrunnar borrades (Vostok-1, Vostok-2, Vostok-3, Vostok-4, Vostok-5, Zapad-1.

På grund av det grunda vattnet och kalla vintrarna i Norra Kaspiska havet är det inte möjligt att använda traditionell borr- och produktionsteknik, såsom armerade betongkonstruktioner eller jack-up-plattformar installerade på havsbotten.

För att ge skydd mot hårda vinterförhållanden och isrörelser installeras offshore-strukturer på konstgjorda öar. Två typer av öar är tänkta: små "borrande" öar utan personal och stora "öar med tekniska komplex" (ETK) med servicepersonal.

Kolväten kommer att pumpas genom rörledningar från borröarna till ETC. På ETC-öarna kommer det att finnas tekniska installationer för utvinning av vätskefasen (olja och vatten) från rågas, installationer för gasinjektion och energisystem.

I fas I kommer ungefär hälften av den totala volymen gas som produceras att injiceras tillbaka i reservoaren. De återvunna vätskorna och rågasen kommer att tillföras via en rörledning till stranden vid Bolashaks olje- och gasbearbetningsanläggning i Atyrau-regionen, där det planeras att behandla oljan till kommersiell kvalitet. Vissa volymer gas kommer att skickas tillbaka till offshorekomplexet för att användas i kraftgenerering, medan en del av gasen kommer att tillfredsställa liknande behov för onshorekomplexet.

Det finns ett antal tekniska svårigheter i Kashagans utvecklingsstrategi:

Kashagan-reservoaren ligger på ett djup av cirka 4 200 meter under havsbotten och har högt tryck (initial reservoartryck 770 bar). Reservoaren kännetecknas av en hög halt av högsvavlig gas.

Den låga salthalten som orsakas av inflödet av sötvatten från Volga, i kombination med grunt vatten och vintertemperaturer så låga som -30C, resulterar i att norra Kaspiska havet är täckt av is under cirka fem månader om året. Isrörelser och bildning av spår från rörelse av is på havsbotten utgör allvarliga begränsningar för byggnadsarbeten.

Norra Kaspiska havet är ett mycket känsligt ekologiskt område och livsmiljö för en mångfald av flora och fauna, inklusive några sällsynta arter. NCOC ser miljöansvar som en högsta prioritet. Vi arbetar hårt och noggrant för att förebygga och minimera så mycket som möjligt eventuell miljöpåverkan som kan uppstå från vår verksamhet.

Den norra Kaspiska regionen är ett område där tillgången på utrustning som är viktig för projektet är behäftad med vissa svårigheter. Logistiska svårigheter förvärras av restriktioner för tillträde längs vattentransportvägar, såsom Volga-Don-kanalen och Östersjön-Volga vattentransportsystem, som på grund av tjockt istäcke är öppna för navigering endast cirka sex månader om året.

Jag skulle vilja notera exportstrategin för detta projekt. Den nuvarande planen för export av produkter efter färdigställande innebär användning av befintliga rörledningar och järnvägssystem.

Den västra sträckan av CPC-rörledningen (rörledningen från Atyrau till Novorossiysk längs Svarta havets kust), den norra rutten från Atyrau till Samara (anslutning till det ryska Transneft-systemet) och den östra sträckan (Atyrau till Alashankou) ger förbindelser till befintlig exporttransport system.

Den möjliga sydöstra rutten beror på utvecklingen av Kazakstan Caspian Transportation System (KCTS), som skulle kunna transportera olja från West Eskene, där Bolashak-fabriken ligger, till den nya Kuryk-terminalen. Oljan kunde sedan transporteras med tankfartyg till en ny terminal nära Baku, där den skulle pumpas in i rörledningssystemet Baku-Tbilisi-Ceyhan (BTC) eller andra rörledningar för att nå internationella marknader.
Alla möjliga exportvägar undersöks för närvarande.

Detta projekt tar hänsyn till säkerhet och miljöskydd. Sedan bildandet av det första konsortiet 1993 har många miljöskyddsprogram utvecklats och implementerats i oljefältsoperationer på land och till havs. Till exempel engagerade Agip KCO lokala företag för att utföra miljökonsekvensbedömningar (MKB) av dess verksamhet, inklusive konstruktion av land- och offshorestrukturer, stamrörledningar och exportrörledningar på land. Ett program initierades för att finansiera vetenskaplig forskning inom området biologisk mångfald i Kaspiska regionen. Tjugo övervakningsstationer för luftkvalitet byggdes i Atyrau-regionen. Markundersökningar och övervakning av tillståndet för fågel- och sälbestånden genomförs årligen. År 2008 publicerades en karta över miljökänsliga zoner i den norra Kaspiska regionen, skapad bland annat på basis av data som samlats in av konsortiet.

Det finns också problem med omhändertagande av svavel. Kashaganfältet innehåller cirka 52 biljoner kubikfot tillhörande gas, varav mycket kommer att återinjiceras i reservoaren vid offshoreanläggningar för att förbättra oljeutvinningen. Under etapp 1 (pilotutvecklingsstadiet) kommer inte all tillhörande gas att återinjiceras i reservoaren vid offshoreanläggningar. En del av den kommer att skickas till en integrerad olje- och gasbearbetningsanläggning på land, där gasen kommer att avsvavlas, som sedan kommer att användas som bränslegas för att generera el för land- och offshoreverksamhet, medan en del av den kommer att säljas på marknaden som en råvarugas. Fas 1 förväntas producera i genomsnitt 1,1 miljoner ton svavel per år från surgasrening.
Även om konsortiet planerar att sälja hela den producerade volymen svavel kan det finnas behov av tillfällig lagring av svavel. Svavlet som produceras vid Bolashaks olje- och gasbearbetningsanläggning kommer att lagras i stängda förhållanden, isolerade från miljön. Flytande svavel kommer att hällas i förseglade behållare utrustade med sensorer. Före försäljning kommer svavlet att omvandlas till pastelliserad form, vilket kommer att undvika bildning av svaveldamm vid krossning.

Förutom ansvarsfull verksamhet accepterar programdeltagarna socialt och miljömässigt ansvar som kommer att gynna medborgarna i Kazakstan på lång sikt. För att uppfylla dessa skyldigheter krävs ett nära samarbete med statliga och lokala myndigheter, lokalsamhället och initiativgrupper

Under perioden 2006 till 2009. mer än 5,3 miljarder USD spenderades på lokala varor och tjänster. Under 2009 stod lokala varor och tjänster för 35 % av företagets totala kostnader.

Under 2009, under perioden med maximal aktivitet för byggandet av Pilot Development Stage-anläggningar, var mer än 40 000 personer anställda i projektet i Kazakstan. Mer än 80 % av arbetarna var medborgare i Kazakstan - en exceptionell indikator för projekt av denna skala.

Infrastruktur och social påverkansprojekt är viktiga komponenter i NCOC:s företags- och sociala ansvar. Enligt SRPSK går en betydande del av kapitalinvesteringarna i utvecklingen av området till byggandet av sociala infrastrukturanläggningar inom områdena utbildning, hälsovård, idrott och kultur.

Medlen är jämnt fördelade mellan Atyrau- och Mangistau-regionerna, där produktionsverksamhet under SRPSK utförs.

Sedan 1998 har 126 projekt genomförts i nära samarbete med lokala myndigheter, 60 projekt i Atyrau-regionen och 66 i Mangistau-regionen.

Totalt spenderades 78 miljoner US-dollar i Atyrau-regionen och 113 miljoner US-dollar i Mangistau-regionen.

Under 2009 års sponsrings- och välgörenhetsprogram stödde NCOC och Agip KCO dessutom mer än hundra initiativ inom områdena kultur, hälsovård, utbildning och sport. Bland dem finns avancerad utbildning för läkare och lärare, seminarier om interkulturell utbildning och miljökompetens i skolor, inbjudande av ledande ryska kirurger att operera Atyrau-barn, inköp av musikinstrument till en Aktau-skola och inköp av medicinsk utrustning och ambulanser till ett sjukhus i Tupkaragan.

Hälsa och arbetsskydd spelar en viktig roll. Deltagarna i detta projekt kommer att genomföra systematisk riskhantering för att kontinuerligt förbättra systemet för hälsa, arbetskraft och miljöskydd och nå nivån av världsledande inom denna indikator. Allt detta utförs i enlighet med kraven i produktionsdelningsavtalet för norra Kaspiska havet, Kazakisk och internationell lagstiftning, befintliga industristandarder och företagsdirektiv.

Alla deltagare i SRPSK förbinder sig att:

Främja införandet av HSE-principer i företagskulturen, där alla anställda och tjänsteleverantörer har ett delat ansvar för att implementera dessa principer och föregå med gott exempel.

Utveckla system som möjliggör en systematisk bedömning av risker inom HSE-området i alla skeden av företagets verksamhet och för att effektivt kontrollera dessa risker.

Utveckla och certifiera ett HSE-ledningssystem och ständigt informera agentföretag, det auktoriserade organet och alla berörda parter om läget inom HSE-området i syfte att ständigt förbättra.

Välj affärspartners baserat på deras förmåga att uppfylla sina HSE-skyldigheter.

Implementera system och rutiner som möjliggör omedelbar och effektiv reaktion vid oplanerade och oönskade händelser, och se över dem regelbundet.

Öka medvetenheten om det personliga ansvaret för alla anställda i företaget för att förebygga risker för olyckor, skador på hälsa och miljö.

Utför gemensamt arbete med statliga organ i Republiken Kazakstan och alla berörda parter för att utveckla regler och standarder som syftar till att öka säkerhetsnivån för företagets anställda och miljöskydd.

Tillämpa ett konstruktivt förhållningssätt till dess verksamhet, baserat på dialog med intressenter och allmänheten och som syftar till att uppnå erkännande av företagets verksamhet av lokalsamhället genom genomförande av sociala program.

Sponsrings- och filantropiprojekt syftar till att säkerställa ekonomisk hållbarhet och förbättra välbefinnandet, stödja hälsa, utbildning, kultur och kulturarv, idrott och hjälpa låginkomsttagare som är berättigade att få sådant stöd, samt att vara förenliga med NCOC:s strategiska mål för hållbar utveckling. Genomförandet av sponsrings- och välgörenhetsprogrammet anförtros Agip KCO.

Projekten involverar i synnerhet deltagarnas egna bidrag och måste också visa för allmänheten deras långsiktiga hållbarhet. Stöd till politiska eller religiösa organisationer är uteslutet, projekt kan inte skapa orättvisa villkor för marknadskonkurrens eller negativt påverka miljöstabilitet och/eller naturliga ekosystem. Projekt utvecklas vanligtvis av lokala myndigheter, icke-statliga organisationer eller samhällsrepresentanter, men kan också initieras av NCOC eller dess agenter som proaktiva åtgärder för att stödja lokala samhällen.

Referenser:

Statligt program för utvecklingen av Kaspiska havets sektor i Kazakstan

Introduktion

1.4 Information om reserver

1.5.1 Markskydd

Avsnitt 2. Gruvdrift

2.4.1 Borttagningsoperationer

2.4.2 Gruvdrift

2.4.3 Dumpningsarbeten

2.5 Hjälpanläggningar för stenbrott

2.5.1 Dränering och avvattning

2.5.2 Reparation och underhåll av stenbrottsvägar

2.5.3 Reparationsservice

2.5.4 Industri- och allmännyttiga lokaler

Avsnitt 3. Gruvplaner

3.1 Driftsätt och produktivitet i stenbrottet

3.2 Gruvplan

3.3 Lagerförberedelse och återbetalningsplan

3.4 Avskaffande av arbetsschema

3.5 Dumpning fungerar

3.6 Prestandaindikatorer för huvudsaklig gruvutrustning

4 § Borr- och sprängningsverksamhet

Avsnitt 5. Gruvåtervinning

Avsnitt 6. Elförsörjning

Avsnitt 7. Stenbrottstransport

7.1 Allmän information och initiala data

7.2 Beräkning av fordonsproduktivitet och efterfrågan på den

7.3 Stenbrottsvägar

Avsnitt 8. Gruvåtervinning

Avsnitt 9. Reparationsservice

10 §. Beräkning av mineralutvinningsskatt

10 §. Åtgärder för hälsa, säkerhet och industriell sanitet

Avsnitt 12. Produktionskontroll över efterlevnaden av industrisäkerhetskrav på företaget

Lista över ritningar av huvuduppsättningen

Nr. Nr. Namnblad nr. 1. Läge för gruvdriften den 01.11.07, M1: 200012. Tidsplan för rivningsarbeten och dumpning, M1: 2000. 23. Tidsplan för gruvdrift, M1: 200034. Teknisk-geologisk sektion längs linje I-I, M V 1:500, M V 1: 100045. Konsoliderad gruvplan, M1: 200056. Plan över tekniska konstruktioner, M1: 2000 67. Vägens längdprofil, M G 1: 2000, M V 1: 50078. Grundläggande enkelradsdiagram över stenbrotts strömförsörjning89. Pass för gruvdrift i bergen. +33 m med grävmaskin E-2503910. Pass för gruvdrift i bergen. +29 m med grävmaskin E-25031011. Pass för strippningsoperationer med en grävmaskin E-25031112. Pass för strippningsoperationer med bulldozer DZ-171.1-05 1213. Pass för drift av bulldozer DZ-171.1-05 på en soptipp. 1314. Pass för produktion av dumpningsarbete med en bulldozer DZ-171.1-0514

Introduktion

Pilotutvecklingsplanen för 2008 för utvinning av kalksten från Chapaevskoye-fyndigheten (den "oavslutade" södra delen av den södra delen), för RosShchebStroy LLC, upprättades på grundval av kontrakt nr 328/07 och tekniska specifikationer överenskomna av avdelningen för teknologi- och miljöövervakning Rostechnadzor för Saratov-regionen.

RosShchebStroy LLC utvecklar den outvecklade delen av den södra delen av Chapaevsky-kalkstensfyndigheten, belägen i Ershovsky-distriktet i Saratov-regionen.

På den norra sidan finns ett stenbrott av Chapaevsky-krossanläggningen (Alliance-Nedra LLC). På den nordvästra sidan finns områden utvunna och delvis återvunna av JSC Ershovsky Stone Quarry (för närvarande LLC SPK Stroydetal).

Licens för rätten att använda underjord SRT-90101-TE daterad 2007-10-04, giltig till 2015-10-05.

Baserat på materialet från omräkningen av balansreserverna i den södra delen av Chapaevskoye-karbonatfyndigheten, utförd av Nerudproekt LLC 2007, är TEKZ-protokollet från kommittén för miljöskydd och naturresursförvaltning i Saratov-regionen nr 27 daterat. Den 25 september 2007 godkände "oexploaterade" reserver i den södra delen av den södra delen, i kvantitet 828,0 tusen kubikmeter. m, kategori A, B, C1

Undergrundstomten har status som gruvtilldelning.

Rätten att använda tomten erhölls från administrationen av Ershovskys kommunala distrikt i Saratov-regionen, brev nr 1429 daterat 2007-08-08.

Det detaljerade projektet för utveckling av fältet är under utveckling.

deponera gruvsten

Grävmaskinen E-2503 (rak spade) används för gruvdrift. För strippningsarbete - bulldozer DZ-171.1 - 05

KrAZ-256 dumper används för transport av stenmassa, överbelastade stenar och avfall från DSZ.

Planerade förluster under 2008 - 0,8 % (0,96 tusen miljoner 3).

Kapacitet, enligt tekniska specifikationer, 120 tusen m 3i en tät kropp exklusive förluster, 120,96 tusen m 3med hänsyn till förluster.

Inget efterbehandlingsarbete är planerat till 2008.

Avsnitt 1. Geologiska och industriella egenskaper hos fyndigheten

1.1 Geologiska egenskaper hos området

Fältområdet är en bred, lätt kuperad slätt som bildar en stor vattendelare mellan floderna Bolshoi Irgiz och Bolshoi Uzen. Områdets allmänna sluttning är nordväst.

Det hydrografiska nätverket representeras av floderna Bolshoi Irgiz med bifloder och floderna Bolshoi Uzen och Maly Uzen. Älvdalarna i området är väl utvecklade. I dem, förutom moderna översvämningsterrasser, observeras tre eller fyra terrasser ovanför översvämningsslätten.

Klimatet i området är kraftigt kontinentalt, med kalla, stabila vintrar och varma somrar. Den genomsnittliga årstemperaturen är 4 0MED.

Mängden nederbörd i den varma perioden är i genomsnitt 350 mm, och i den kalla perioden - 102-122 mm är djupet av jordfrysning 0,5-1,5 m. De rådande vindarna är östliga och sydöstra.

De användbara skikten på arbetsplatsen representeras av karbonatstenar från Orenburg-stadiet i övre karbon.

Huvuddelen av de utforskade kalkstenarna är av den ljusgrå sorten.

Mörkgrå och grå kalkstenar är av underordnad betydelse. Kalkstenar är spruckna, mest spruckna är de övre lagren av kalksten till ett djup av 5 m.

På ett djup av 5-10 meter är sprickbildningen mycket mindre uttalad. Sprickorna utvecklas mestadels längs strölinjer. Vertikala sprickor är mycket mindre vanliga. Baserat på deras utseende, såväl som på grundval av fysikaliska och mekaniska egenskaper och kemiska analyser, är kalkstenarna i denna fyndighet uppdelade i två enheter.

Stenarna i den övre första delen representeras av dolomitiserade kalkstenar, finkristallina, ljusgrå och grå till färgen, på platser med gulaktiga, blåaktiga och violetta nyanser. Tjockleken på den första medlemmens kalksten varierar från 5,35 m till 8,6 m, med ett genomsnitt på 6,97 m.

Den andra delen är separerad från den första av sandigt lerigt material med krossad kalksten. Den andra medlemmens stenar representeras av kalkstenar och svagt dolomitiserade kalkstenar av ljusgrå färg. Tjockleken på den andra delens kalksten varierar från 5,0 m till 11,65 m, med ett genomsnitt på 8,17 m.

I kalkstenarnas tjocklek observeras karstmanifestationer i form av små håligheter fyllda med block av urlakad kalksten, krossad sten, finkornig sand och kalkhaltig lermassa.

Genomsnittlig geologisk del av fältet (uppifrån och ned):

- jordvegetativt lager och lerjord av brungul färg med en tjocklek av 1,2-1,5 m;

- dolomitiserade kalkstenar av grå, ljusgrå färg, på platser med gulaktiga, rosa nyanser, tjocklek 0,53-6,6 m;

- ett lager av sand-lerigt material med krossad kalksten, 0,8-5,3 m tjock;

- kalksten är ljusgrå, mer sällan mörk till färgen, något dolomitiserad, ibland sprucken, 0,65-11,35 m tjock.

1.2 Fältets hydrogeologiska förhållanden

Baserat på hydrogeologiska prospekteringsdata har två akviferer identifierats på fältet, som har stor inverkan på utvecklingen. Dessa akviferer är begränsade till Neogena och Carboniferous sediment. I neogenavlagringar är grundvattnet begränsat till sandig-leriga bergarter och, på grund av den obetydliga fördelningen av de senare i fyndighetens område, är det inte av väsentlig betydelse under utvecklingen.

Kalkstenslagret är förknippat med en akvifer med hög tjocklek, vars vatten cirkulerar genom sprickor och karsthåligheter. Horisonten får näring på grund av infiltrationen av atmosfärisk nederbörd och på grund av bakvattnet i djupt tryckvatten. Denna akvifer finns nästan överallt; höjden av horisonten, beroende på terrängen, sträcker sig från 28,34 m till 29,34 m, i genomsnitt 28,5 m. För att beräkna reserver accepteras höjden på +29,0 m.

1.3 Kvalitativa egenskaper hos mineralet

Fysiska och mekaniska tester utförda under produktionen

geologiska utforskningsarbeten visar kalkstenens höga kvalitetsegenskaper: de är lämpliga för användning för krossad sten och bråtesten.

De huvudsakliga arbetsegenskaperna som kännetecknar kalksten är mekanisk hållfasthet, frostbeständighet, volymetrisk vikt, porositet och vattenabsorption. Alla dessa egenskaper är i viss mån beroende av bergartens kvalitativa och kvantitativa sammansättning, dess struktur, sprickbildning samt bergarternas vittringsgrad.

Enligt resultaten av laboratorietester uppfyller huvuddelen av kalksten i form av styrka kraven i GOST 8287-93.

De övre karbonavlagringarna representeras av starkt dolomitiserade kalkstenar av ljusgrå, gulgrå, grågul färg, täta, medelstarka och starka, svagt sprickade områden längs sprickorna är svagt ferruginiserade.

Dessa fyndigheter utgör de användbara skikten av fyndigheten.

Enligt prospekteringsdata kännetecknas de produktiva skikten av hela det undersökta området av följande kalkstenskvaliteter: kalksten med en styrka på mer än 1000 kg/cm 2, alternera med kalkstenar med en styrka på 331-800 kg/cm 2.

I den nedre delen av de produktiva skikten (i intervallet 30,5-33,5 m) kan kalkstenar av klass "800" och högre, lämpliga för betong av klass "500", spåras.

Kalkstensreserver är godkända för tillverkning av krossad sten som fyllnadsmedel i vanlig och tung betong av kvalitet som inte är lägre än "200", och för tillverkning av ballastlager för järnvägar och motorvägar.

Tabell 1. Kemisk sammansättning av karbonatstenar.

Nr. Nr. Namn Innehåll 1. CaO från 29,56 till 48,98%2. MgO från 14,92 till 21,57 %3. CaCO 3från 53,05 till 87,41 % 4. MgCO 3från 10,51 till 45,81 % 5. SiO 2+AL 2O 3från 0,3 till 4,88 %

Tabell 2. Fysiska och mekaniska parametrar.

Nr. Nr. Namn Innehåll 1. Frostbeständighet MRZ 502. Volymvikt av bergmassa i en tät kropp 2,45 t/m 33. Vattenabsorption 4,3-9,5%4. Porositet 3,0-18,7 %5. Lösningskoefficient 1,456. Raskategori VIII7. Volymvikt av krossad sten 1,32 t/m 38. Styrka 200-2750 kg/cm 39. Krossning av krossad sten "DR-16"10. Utbytet av krossad sten från bergmassan är 0,711. Innehåll av lamell, nålkorn, %11-19

1.3.1 Strålhygienisk bedömning

Enligt resultaten från brunnsloggningsstudier överstiger inte sandens radioaktivitet 14 µR/timme, vilket gör det möjligt att klassificera råvarorna som klass 1-byggnadsmaterial enligt NBR-76, som kan användas utan begränsningar.

1.4 Information om reserver

2007 omräknade Nerudproekt LLC reserverna för den södra delen av Chapaevskoye-fältet i block A-1, B-2. MED 1-3 i licensierade områden av underjordiska användarföretag, såväl som i områden med "ofördelade" (nordöstra delen) och "oexploaterade (södra delen) reserver.

TEKZ-protokollet från kommittén för miljöskydd och naturresursförvaltning i Saratov-regionen nr 27 daterat den 25 september 2007 godkände "outvecklade" reserver i den södra delen av den södra delen, i mängden 828,0 tusen m3 , efter kategorier "A+B+C1", inklusive efter kategorier: " A" - 158,5 tusen m3 , "B" - 87,0 tusen m3 , "Med1 " - 582,5 tusen m3 .

Enligt bilaga 1 till licensserien SRT nr 90101 TE, inkluderar balansräkningen för RosShchebStroy LLC "obebyggda reserver i den södra delen av platsen i kategorierna A + B + C 1till ett belopp av 828 tusen m3 , inklusive efter kategori: " A" - 158,5 tusen m3 , "B" - 87,0 tusen m3 , "Med1 " - 582,5 tusen m3 .

1.4.1 Industrireserver och mineralförluster 2008

Under 2008 är det planerat att utvinna kalksten i mängden 120,0 tusen m 3.

Klass I-förluster - allmänna karriärförluster, frånvarande.

Klass II förluster - operativa förluster:

grupp 1- det finns inga förluster i massivet (i sidorna, i basen, på ställen för utklämning och i komplexa konfigurationer av avsättningen).

grupp 2- förluster avskilda från mineralmassivet (vid utgrävning tillsammans med omgivande berg, transport, under borrning och sprängning):

-under transport - 0,3 % (ONTP 18-85, tabell 2.13):

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

-under borr- och sprängningsoperationer 0,5 % (ONTP 18-85, tabell 2.13):

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

De totala förlusterna för stenbrottet 2008 kommer att vara:

V i allmänhet =0,6+0,36=0,96 tusen m 3 (0,8 %).

Balansreserver som är föremål för inlösen kommer att vara:

tusen m 3+0,96 tusen m 3=120,96 tusen m 3

Indikatorer för fullständig utvinning och förluster av mineralråvaror 2008

Tabell 3

IndikatorerPlanerade balansreserver föremål för inlösen, tusen miljoner 3120,96Förluster, totalt % 0,8Återvinning av reserver från undergrunden, %99,2Återvinning (produktion), tusen m 3120Totala förluster av mineralråvaror, Totalt (tusen miljoner m 3): 0,96inklusive per grupper: Allmänna stenbrottsförluster 1:a klass - Operativa förluster 2:a klass, TOTALT, (tusen m 3) varav: 0,96 1) förluster i massivet (totalt) - - i sidorna - 2) förluster av mineraler separerade från massivet (totalt): --vid utgrävning med överbelastade bergarter- - under transport, på platser för lastning och lossning 0,36 - under sprängning operationer 0.6

1.5 Skydd av undergrund och naturmiljö från de skadliga effekterna av gruvdrift

1.5.1 Markskydd

Vid utveckling av ett stenbrott är det nödvändigt att vägledas av licensen för rätten att använda undergrund, geologisk dokumentation, protokollet för godkännande av reserver i TEKZ (TKZ), projektet för utveckling och återvinning av fyndigheten, samt kraven i följande regulatoriska dokument:

Ø Ryska federationens federala lag "On Subsoil" med ändringar och tillägg nr 27-FZ daterad 03.03.95, nr 20-FZ daterad 01.02.2000, nr 52-FZ daterad 05.14.01, nr 49-FZ daterad 15.04 06, nr 173-FZ daterad 25 oktober 2006;

Ø "Regler för skydd av undergrund" (PB 07-601-03), godkänd. Resolution av Rysslands Gosgortekhnadzor nr 71 daterad 06.06.2003;

Ø Ryska federationens federala lag "Om industriell säkerhet för farliga produktionsanläggningar" nr 116-FZ daterad 07.21.99, med tillägg och ändringar nr 45-FZ daterad 05.09.2005;

Ø "Branschanvisningar för bestämning och redovisning av förluster av icke-metalliska byggnadsmaterial vid gruvdrift", VNIINerud, 1974;

Ø "Instruktioner för lantmätares redovisning av gruvvolymer under dagbrottsbrytning", godkänd av resolutionen från Rysslands statliga gruvdrift och tekniska övervakning av den 06.06.2003 nr 74.

Vid utveckling av en fyndighet är markanvändaren skyldig att säkerställa:

överensstämmelse med lagkrav, såväl som vederbörligen godkända standarder (normer, regler) för tekniken för att utföra arbete relaterat till användningen av underjorden och under primär bearbetning av mineralråvaror;

-överensstämmelse med kraven i tekniska projekt, planer och system för utveckling av gruvdrift, undvikande av överskottsförluster, utspädning och selektiv brytning av mineraltillgångar;

-upprätthålla geologisk, kartläggning och annan dokumentation i processen av alla typer av underjordsanvändning och dess säkerhet;

-inlämning av geologisk information till den federala och motsvarande territoriella fonder för geologisk information;

-bringa tomter och andra naturföremål som störs under användningen av underjorden till ett tillstånd som är lämpligt för deras fortsatta användning;

-genomföra en proaktiv geologisk undersökning av undergrunden, tillhandahålla en tillförlitlig bedömning av mineralreserver eller egenskaperna hos undergrundsplatsen som är avsedd för användning;

-säkerställa den mest fullständiga utvinningen från undergrunden av reserver av de huvudsakliga och samtidigt förekommande mineralerna;

-tillförlitlig redovisning av de huvudsakliga och samtidigt förekommande mineralreserverna som utvinns och lämnas kvar i underjorden;

-skydd av mineralavlagringar från översvämningar;

-vattning, bränder och andra faktorer som minskar kvaliteten på mineraler och det industriella värdet av fyndigheter eller komplicerar deras utveckling;

-förhindrande av otillåten utveckling av områden där mineralfyndigheter förekommer och efterlevnad av det fastställda förfarandet för att använda dessa områden för andra ändamål;

-förhindra ackumulering av industri- och hushållsavfall i fältutvecklingsområdet.

Under 2008 kommer åtgärder för skydd av undergrunden att säkerställa strikt efterlevnad av gruvmätningstjänsten och teknisk övervakning av stenbrottet med parametrarna för systemet och tekniken för fyndighetsutveckling, och genomförandet av åtgärder för att skydda miljön från de skadliga effekterna av gruvdrift.

För att skydda den atmosfäriska poolen, under torrperioden, bevattna stenbrottsvägar.

Förbjud dränering av spilloljor på stenbrottsområdet och förhindra avfallsdeponier på området för gruvdrift och marktilldelning av företaget.

Efter återvinning av områdena (fyllning av bördiga lagret) sås de återställda områdena med gräs och överlämnas enligt lagen på föreskrivet sätt.

1.5.2 Miljöskydd

Jorden, jordens tarmar, vatten, flora och fauna, som delar av den naturliga miljön, är riksegendomen.

Alla företag, organisationer och institutioner är skyldiga att strikt följa reglerna för miljöskydd, för att förhindra förorening eller förstörelse av delar av den naturliga miljön, att införa i produktionen mer modern teknik, maskiner, material, vars användning minskar föroreningar, buller, vibrationer etc.

Vid överträdelse av kraven i miljölagstiftningen bär de ansvariga för skadorna administrativt, ekonomiskt och straffrättsligt ansvar.

Skador på naturen ersätts av organisationer eller enskilda medborgare.

Tjänstemän åläggs administrativt böter för skador på jordbruksmark och annan mark, förorening av industriavfall, misskötsel av mark, underlåtenhet att genomföra obligatoriska åtgärder för att förbättra marken och skydda marken från vind, vattenerosion och andra processer som försämrar markens tillstånd , tidig återkomst av ockuperade landområden och andra kränkningar.

Minskad dammförorening i den naturliga miljön under lastning och lossning bör uppnås genom att minska höjden på lastning och lossning och använda bevattning.

Vid utförande av strippnings- och gruvarbete på vägar bör dammborttagning utföras (med en bevattningsmaskin).

Överbelastade bergarter ska placeras i de områden som avses i utvecklingsprojektet (separat - ORS och andra bergarter).

För att förhindra vatten- och vinderosion bör ytan av långtidsdeponier sås med gräs. Vid drift av maskiner och fordon bör föroreningsnivåerna inte överstiga de fastställda högsta tillåtna koncentrationerna av skadliga ämnen för luft, vatten, mark, samt sanitära standarder och säkerhetskrav under arbete.

Minimal luftförorening av avgaser uppnås genom snabb justering av bränsletillförseln och insprutningssystemet (minst en gång i kvartalet).

Vid drift av mekanismer är det nödvändigt att övervaka efterlevnaden av den tillåtna ljudnivån.

Tankning av bilar och traktorer med bränsle och oljor ska utföras på stationära bensinstationer. Tankning av fordon med begränsad rörlighet (grävmaskiner etc.) utförs av bensinstationer. I samtliga fall ska påfyllning endast göras med slangar som har ventiler vid utloppet. Det är inte tillåtet att använda öppna behållare för att fylla hinkar och andra behållare. Stenbrottet ska organisera insamlingen av använda och ersättningsoljor. Det är förbjudet att dränera på jordtäcket eller botten av stenbrottet.

Stenbrottet måste uppfylla de fastställda högsta tillåtna koncentrationerna (MPC).

MPE-mätningar bör göras två gånger per år.

1.6. Geologisk lantmäteritjänst

I enlighet med artikel 24 i Ryska federationens lag "Om undergrund" är ett av huvudkraven för att säkerställa ett säkert genomförande av arbete relaterat till användning av underjord genomförandet av en uppsättning geologiska, undersökningar och andra observationer som är tillräckliga för att säkerställa den normala tekniska cykeln av arbete och prognoser av farliga situationer, snabb identifiering och markering av farliga zoner på gruvplaner. I enlighet med artikel 22 i denna lag är markanvändaren skyldig att säkerställa upprätthållandet av geologisk, kartläggning och annan dokumentation i processen för alla typer av markanvändning och dess säkerhet.

I enlighet med punkt 40 i artikel 17 i federal lag nr 128-FZ av 08.08.2001 "Om licensiering av vissa typer av verksamhet" utförs lantmäteriarbeten på grundval av en licens. Licensiering utförs av Federal Service for Environmental, Technological and Nuclear Supervision (nedan kallad Rostechnadzor) i enlighet med "Föreskrifter om Federal Service for Environmental, Technological and Nuclear Supervision" (klausul 5.3.2.15 från regeringen för Ryska federationen den 30 juli 2004 nr 401)

Gruvmätningsunderhåll av stenbrottet utförs i enlighet med "Regler om geologiska och besiktningsmässiga tillhandahållande av industriell säkerhet och skydd av underjorden" RD-07-408-01, godkänd av resolutionen från Rysslands statliga gruv- och tekniska övervakning nr. 18 den 22 maj 2001; Ryska federationens lag "On Subsoil" nr 27-FZ daterad 03.03.1995; "Om införande av ändringar och tillägg till Ryska federationens lag "Om undergrund" med ändringar och tillägg daterad 01/02/2000 nr 20-FZ, daterad 2006-10-25 nr 173-FZ; Federal lag daterad 07/ 02/1997 nr 116 - Federal lag "On Industrial Safety of HPFs" med ändringar och tillägg daterad 08.22.2004 nr 122-FZ, daterad 05.09.2005 nr 45-FZ "Instruktioner för att utföra gruvmätningsarbeten", godkänd av Resolution från den statliga gruvdriften och tekniska övervakningen av Ryssland nr. 73 daterad 06.06.2003, "Instruktioner för lantmätares redovisning av gruvvolymer under dagbrottsbrytning", godkänd av den statliga gruv- och tekniska övervakningen av Ryssland nr 74 daterad 06.06. 2003.

1.Lantmäteritjänstens verksamhet bestäms av bestämmelserna om lantmäteritjänsten, godkända och överenskomna av organisationen på föreskrivet sätt.

Lantmäteritjänsten utför:

filmning av gruvdrift och jordens yta;

sammanställning och uppdatering av undersökningsdokumentation;

redovisning och motivering av gruvvolymer;

överföring till naturen av geometriska delar av gruvprojekt, konstruktion av byggnader och strukturer, gränser för säker gruvdrift, barriärer och säkerhetspelare, gränser för gruvtilldelning;

periodisk övervakning av överensstämmelse med de etablerade förhållandena mellan de geometriska delarna av byggnader, strukturer och gruvdrift under utveckling;

organisera och genomföra observationer med instrument för stabilitet av avsatser, stenbrottssidor och soptippar;

kontroll över uppfyllelsen vid stenbrottet av kraven i projekt och planer för utveckling av gruvdrift för rationell användning och skydd av undergrunden, över aktualiteten och effektiviteten av genomförandet av åtgärder som säkerställer åtgärder för att skydda gruvdrift, byggnader, strukturer och naturliga föremål från påverkan av arbete relaterat till användningen av undergrunden, säkerhet för liv och hälsa för arbetare och befolkningen;

acceptans av lantmäteri och topografisk-geodetiska arbeten utförda av entreprenörer, tekniska rapporter om utfört arbete och material (originalplaner, mätloggar, beräkningsblad, kataloger över koordinater och höjder).

Vid användning av undergrundsresurser förs en bok med lantmäteriinstruktioner, i vilken arbetare i lantmäteritjänstregistret identifierade avvikelser från konstruktionsdokumentationen för gruvdrift och nödvändiga varningar om frågor inom deras kompetens.

För att säkerställa skyddet av undergrunden och säkerheten vid arbete i samband med användning av undergrund, utförs besiktningsinstruktioner av de tjänstemän som de är riktade till.

Gruvmätningsarbeten utförs i enlighet med fastställda krav på säker gruvdrift.

Vid utförande av lantmäteriarbete säkerställs mätningarnas och beräkningarnas fullständighet och noggrannhet, tillräcklig för en rationell användning och skydd av undergrunden och ett säkert genomförande av gruvdrift.

Upprätthållande av grafisk dokumentation för gruvdrift, både för objekt som undersöks på jordens yta och för gruvdrift inom en separat fyndighet, utförs i ett enda system av koordinater och höjder.

En viss lista över lantmäteriarbeten utförs under ett separat kontrakt av det specialiserade företaget LLC Nerudproekt, som verkar på grundval av en licens för lantmäteriarbeten nr 58-PM-000248 (O) daterad 27 mars 2003.

I arbetet ingår:

utveckling av det befintliga undersökningsnätverket (om nödvändigt) och skapandet av det erforderliga antalet ganska exakt definierade undersökningspunkter för undersökningsstödsnätverkets motivering fastställs av särskilda referenspunkter (centra);

bestämning av punkter i undersökningsnätverk i förhållande till de närmaste punkterna i undersökningsreferensnätverk utförs med ett fel som inte överstiger 0,4 mm på planen i den accepterade undersökningsskalan och 0,2 m på höjden;

filmningsnätverket vid stenbrottet är säkrat av långsiktiga bevarandecenter och centra för tillfällig användning;

den planerade positionen för punkterna i stenbrottsundersökningsnätverket bestäms av geodetiska korsningar, läggningen av teodolitgångar, fogläggningen av gångar och den polära metoden, med hjälp av undersökningsstödnätet som utgångspunkter punkternas höjder bestäms av; teknisk och trigonometrisk utjämning.

När du skapar nätverk använder Nerudproekt LLC den elektroniska totalstationen Sokkia Set 600, som ger den nödvändiga mätnoggrannheten.

Bearbetning av lantmäterimått och upprättande av grafisk dokumentation sker med hjälp av datateknik.

Alla typer av lantmäteriarbeten utförs i enlighet med kraven i "Instruktioner för utförande av lantmäteriarbete" RD 07-603-03 (avsnitt I, II, III och paragraf 385-416, 428-434).

1.7 Operativ spaning

Det finns inga planer på att genomföra operativ prospektering under 2008.

Avsnitt 2. Gruvdrift

2.1 Huvudinriktningar för utvecklingen av gruvverksamheten under 2008

Under 2008 planeras att utveckla den södra delen av platsen längs reservatsberäkningsgränsen.

Den genomsnittliga tjockleken på bergarterna är 5 m.

Höjden på gruvavsatsen överstiger inte 12,0 m, bashöjden är +29,0 m (till fältutbyggnadens nedre tekniska gräns, som är 1 m över medelgrundvattennivån).

2.2 Öppnande och förberedelse för exploatering av nya horisonter

Fyndigheten öppnades av en permanent inre ingångsgrav. Utvecklingen av användbara skikt utförs av en produktionshorisont.

Det finns inga planer på att bryta ny mark under 2008.

2.3 Utvecklingssystem och dess parametrar

Pilotutvecklingsplanen för stenbrottet antog ett kontinuerligt transportutvecklingssystem med en enkelsidig strippnings- och gruvfront, med intern dumpning. Detta system säkerställer den säkraste och mest ekonomiska utvinningen av mineraler. Metoden att utvinna mineraler är kontinuerlig.

Mineralet representeras av kalkstenar, vars volymetriska massa är 2,5 t/m 3. Berghållfasthetskoefficient enligt M.M Protodyakonov - VI, sprickkategori - III.

På grund av svårigheten att utveckla, hör kalkstenar till berggrupper VI - VII enligt SNiP - 5-82. Lösningskoefficient - 1,5.

Den lilla tjockleken på fyndigheten förutbestämde valet av ett tekniskt schema med den mest manövrerbara gruv- och transportutrustningen för cyklisk handling: en grävmaskin - fordon, både för strippning och gruvdrift.

Utvecklingen av mineraltillgångar utförs med direktlastning med en E-2503 grävmaskin, med en skopkapacitet på 2,5 m 3in i KrAZ-256 dumper, efter preliminär lossning av kalksten genom explosion.

På grund av den låga tjockleken av jord-vegetationsskiktet (SVL) utvecklas det senare med en DZ-171.01-05 bulldozer och samlas in i schakt för vidare användning vid restaurering av störda marker.

Utvecklingen av överbelastade stenar utförs av en E-2503-grävmaskin med lastning i KrAZ-256-dumprar och transport till en intern soptipp belägen i stenbrottet.

2.3.1 Utvecklingssystemelement

Utvecklingen av kalksten utförs med hjälp av en gruvavsats, vars höjd inte överstiger höjden för grävmaskinens grävning längs det sprängda massivet (högst 9,0 m), och höjden på gruvavsatsen längs pelaren inte överstiger 12,0 m.

Grävmaskinens bredd är 10,8 m. Vilovinkeln för gruvdriftsbänken antas vara 80 0, icke-arbetande - 75 0. Minsta längd på arbetsfronten för en grävmaskin är 130,0 m.

Bredden på arbetsplattformen för en grävmaskin bestäms genom beräkning (bilaga nr 2, NTP, 77):

A. För lösa och mjuka stenar med en avsatshöjd på upp till 8 m:

Sh r = A + P n +P O + P b + P O

där: A - bredden på grävmaskinens stopp E - 2503 (A = 1,5 R h.u.) , 10,8 m (tabell 11.1);

P n - vägbanans bredd för KrAZ-256, 8,0 m (tabell 11.2),

P O - axelns bredd på upplandet, 1,5 m (tabell 11.2);

P b - säkerhetslistbredd, 1,1 m

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

H - höjden på den underliggande gruvavsatsen, 12 m;

φ , a - vinklar för stabila och arbetande sluttningar av den underliggande kanten, 75 0, 800

P 0- trottoarkantens bredd på nedströmssidan, med hänsyn till brickans och staketets struktur, 4,5 m (tabell 11.2);

Sh r = 10,8+8,0+1,5+ 1,1+4,5= 25,9 m, vi tar 26m.

B. För stenar:

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

B - bredd på kollapsen av det sprängda berget, m;

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

A 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

A 1- bredd på borrstoppet, 11,1 m; M - partiell camberbredd, 20,76 m; Po - axelns bredd på upplandssidan, 1,5 m; Pp - vägbanans bredd, 8,0 m; Av 1- trottoarkantens bredd på nedströmssidan, 4,5 m; Pb - säkerhetslistens bredd (kollapsprisma), 0,4 m i höjd med den underliggande gruvavsatsen H = 4 m

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

(Shr = 31,0 m - på den nedre horisonten)

Den minsta bredden på arbetsplattformen för bulldozer DZ-171.1-05 kommer att vara lika med:

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

var: L - bulldozer längd 4,12 m (pass);

L cx - fri slaglängd 4,88 m;

P b - säkerhetslist bredd, 4,0 m

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

P V - säkerhetsschakt bredd, 2,0 m

Tabell 4

Utvecklingssystemparametrar.

Namn på indikatorerEnhet. ändra Böjer i överbelastning till normal PRS-lera Höjd på avsatser 0.28.04 ÷ 12.0 Sulahöjd - 45.029.0 - 33.0 Bredd på arbetsplattformar 9.026.031.0 - 47.0 Bredd på transportbarm 15.014.014.0 Bredd på säkerhetsbarm 1.51.10 - 0.4 Lutningsgrad: avsatsvinkel. - arbetar 5580 - stabilt 4075 Bredd på öppningen för grävmaskiner - 10.812.0 Bredd på bergras efter explosioner - 19.93 - 31.86 Vinkel på tippavsatsens lutning: gr. - working4545- - stabil3838-Lutningsvinkel på stenbrottssidan vid avbetalning av gruvdrift. --45

2.4 Teknik och organisation av gruvdrift

Den befintliga tekniken och strukturen för komplex mekanisering av fyndighetsutveckling antas i enlighet med gruvdrift och tekniska förhållanden för en given fyndighet.

Transportkommunikationssystemet valdes med hänsyn till terrängen, i enlighet med gruvförhållandena vid stenbrottet. Utfarter till stenbrottet accepteras med mötande trafik av lastade och tomma fordon.

2.4.1 Borttagningsoperationer

Överbelastade bergarter på fältet representeras av finkornig lerig sand med lera mellanskikt, finkornig sand och sandig lera, och deluviala lerjordar.

Mörjordarna är täckta av ett jordvegetativt lager 0,2 m tjockt.

Tjockleken på bergarterna i det utvecklade området varierar från 2,5 till 8,0 m.

Enligt dess fysikaliska och mekaniska egenskaper tillhör mjuk överbelastning den 2:a kategorin av stenar enligt svårighetsgraden för utgrävning (ENB-79) och till den 1-2:a gruppen av stenar enligt SNiP 1V-2-82.

PRS krattas av en DZ-171.1-05 bulldozer in i ett schakt i den södra delen av platsen längs gränsen för reservberäkning.

Därefter kommer det jordvegetativa lagret att användas för efterbehandlingsarbeten.

Den sandig-leriga beläggningen avlägsnas av en E-2503-grävmaskin och lastas in i ett KrAZ-256-fordon och placerar den på en intern soptipp. Den genomsnittliga skiftvolymen för schaktnings- och lastarbeten på övergods är 274 m 3i sin helhet.

Den totala volymen av strippning för 2008 kommer att vara 82,3 tusen. m 3, inklusive ORS - 3,3 tusen m 3.

Den förskjutna överbelastningen på tipparna jämnas ut med en DZ-171.1-05 bulldozer.

6.1. Standarderna i detta avsnitt innehåller de grundläggande kraven för utformningen av översiktsplanen och brandsäkerhet för designade och rekonstruerade byggnader och strukturer inom oljeindustrin, och individuella krav anges i de relevanta avsnitten av dessa standarder.

Utöver de regulatoriska kraven i dessa standarder, vid design av brandskydd av anläggningar, är det nödvändigt att vägledas av följande dokument:

"Masterplaner för industriföretag";
"Brandsäkerhetsnormer för utformning av byggnader och strukturer";
"Industribyggnader för industriföretag";
"Gasförsörjning. Interna och externa enheter";
"Industriföretags strukturer";
"Hjälpbyggnader och lokaler för industriföretag";
"Regler för konstruktion av elektriska installationer (PUE)";
"Vattenförsörjning. Externa nätverk och strukturer";
"Lager för olja och petroleumprodukter";
"Huvudledningar";
"Bilserviceföretag";
"Sanitära standarder för design av industriföretag."

a) KRAV PÅ MASTERPLANEN

6.2. Det är nödvändigt att utveckla ett schema för fältets översiktsplan baserat på data från det tekniska schemat (projektet) för utvecklingen av oljefältet, med hänsyn till oljeindustrins utvecklingsscheman och platsen för produktivkrafterna i ekonomiska regioner och fackliga republiker.

6.3. Den allmänna planen för fältet är upprättad på kartor över markanvändare, vanligtvis i en skala av 1:25000, med hänsyn till kraven i grunderna för land, vatten och annan lagstiftning i Sovjetunionen och fackliga republiker, i två steg:

preliminär - som en del av stödmaterialet för handlingen att välja platser och rutter;
slutlig - efter godkännande av handlingen att välja platser och rutter på föreskrivet sätt, med hänsyn till kommentarer från alla markanvändare.

6.4. Översiktsplanen bör sörja för placering på fältets territorium av brunnshuvuden för olja, gas, injektion och andra enstaka brunnar, brunnkluster, bensinstationer, boosterpumpstationer, styrsystem, UPS, pumpstationer, VRP, kompressorstationer , transformatorstationer och andra anläggningar, såväl som teknisk kommunikation (vägar, olje- och gasledningar, vattenledningar, kraftledningar, kommunikationer, telemekanik, katodiskt skydd, etc.), tillhandahåller tekniska och produktionsprocesser för insamling och transport av oljekällor produkter, med hänsyn tagen till de befintliga transportförbindelserna inom området för kapaciteten hos den centrala bearbetningsanläggningen, oljeraffinaderiet, gasbearbetningsanläggningen, raffinaderiet, riktningen för extern transport av olja, gas och vatten, försörjningskällor för el, värme, vatten, luft etc.

6.5. När du utvecklar ett översiktsplandiagram är det nödvändigt att överväga:

brigad och fältform för att organisera exploateringen av fält i enlighet med "Regler om oljeproduktionsbrigaden ..." från ministeriet för oljeindustri;
möjlighet till expansion och återuppbyggnad av tekniska system;
utföra tekniska åtgärder för att intensifiera produktionsprocesser för olje- och gasproduktion, insamling och transport.

6.6. Översiktsplanen för företag, anläggningar, byggnader och strukturer för fältutveckling bör utformas i enlighet med kraven i standarderna "Masterplaner för industriföretag" och andra som anges i den allmänna delen av detta avsnitt, samt kraven i dessa Standarder.

Planeringsbeslut i översiktsplanen måste utvecklas med hänsyn till den tekniska zonindelningen av installationer, block, byggnader och strukturer.

Placeringen av produktions- och hjälpbyggnader och konstruktioner i zoner måste göras i enlighet med deras funktionella och tekniska syfte och med hänsyn till deras explosions-, explosions- och brandrisker.

6.7. Tillgång till och på plats järnvägar och vägar till objekt, byggnader och strukturer bör utformas i enlighet med kraven i standarderna "1520 mm spårvidd järnvägar", "Highways", "Instruktioner för design av motorvägar för oljefält i västra Sibirien" av oljeindustriministeriet.

6.8. Dimensionerna på platser för konstruktion av företag, byggnader och strukturer bestäms av villkoren för placering av tekniska strukturer, hjälpstrukturer och verktyg, med hänsyn till kraven för brandsäkerhet och sanitära standarder.

Byggnadstätheten för företag och enskilda objekt måste motsvara de värden som anges i standarderna "Master Plans of Industrial Enterprises". Områdena för olje- och gaskällor måste accepteras i enlighet med "Land Allocation Standards for Oil and Gas Wells" från ministeriet för petroleumsindustri.

Bredden på landremsan för konstruktion av linjära strukturer bör inte vara mer än specificerad: i "Landsallokeringsnormer för huvudrörledningar", "Landfördelningsnormer för kommunikationslinjer", "Landfördelningsnormer för elektriska nät med spänning 0,4 - 500 kV", "Normal marktilldelning för motorvägar."

6.9. CPS-platser, produktionsservicebaser (PSB), NGDU, UBR, URB, baser för tekniska transportavdelningar (UTD) och specialutrustning, rör- och verktygsbaser och andra byggnader och strukturer för hjälpändamål för service av oljefältet (CDNG, helikopterplattor, etc.), såväl som rotationsläger kan placeras både på fältets territorium och utanför det.

6.10. Vid lokalisering av företag, anläggningar, byggnader och strukturer för oljeproduktion på kustsektioner av floder och andra vattendrag bör planeringsmärkena för byggarbetsplatser tas minst 0,5 m över den beräknade högsta vattenhorisonten, med hänsyn till bakvattnet och lutningen av vattendraget med sannolikheten att överskrida den:

för strukturer där produktionsprocessen är direkt relaterad till utvinning av olja från undergrunden (olje- och gasbrunnar, mätinstallationer) - en gång vart 25:e år;
för centrala pumpstationer, boosterstationer, gaskompressorstationer, separationsanläggningar, oljereningsverk, oljepumpstationer, pumpstationer och elstationer - en gång vart 50:e år.

6.11. Utbyggnadsanläggningar för oljefält bör placeras från angränsande företag på de avstånd som anges i tabell 19, med hänsyn tagen till möjligheten till samarbete med dessa företag vid byggandet av allmännyttiga nät och motorvägar.

6.12. Vid utveckling av en översiktsplan för företag, byggnader och strukturer för fältutveckling, måste avstånden från tekniska installationer och strukturer till ställverk, transformatorstationer, instrumenterings- och styrenheter och operatörsrum bestämmas i enlighet med kraven i PUE-76, avsnitt VII, med hänsyn till densiteten av brännbar gas i förhållande till luftdensiteten bestämd teknisk beräkning i projektet.

6.13. De kortaste avstånden mellan byggnader och strukturer i oljefältsutbyggnadsanläggningar bör tas enligt tabell. 20, och från byggnader och strukturer till underjordiska olje- och gasledningar - enligt tabell. 21.

6.14. De kortaste avstånden mellan byggnader och strukturer belägna på centralstationen bör tas enligt tabell. 22.

6.15. Avståndet från oljefällor, sedimenteringsdammar och andra strukturer i avloppssystemet till hjälp- och industribyggnader och strukturer som inte är relaterade till underhåll av reningsanläggningar bör tas enligt tabell. 22.

De kortaste avstånden mellan byggnader och avloppssystem bör tas enligt tabell. 23.

6.16. De kortaste avstånden från lagerbyggnader, skjul av öppna ytor för förvaring av cylindrar med syre, acetylen, kväve och klor till byggnader och konstruktioner med produktionskategori A, B, C, E bör vara minst 50 m, till övriga produktions- och hjälpbyggnader bör inte vara mindre:

när antalet cylindrar är mindre än 400 st. - 20 m;
med antalet cylindrar från 400 till 1200 st. - 25 m.

Den totala kapaciteten hos lager för förvaring av cylindrar bör inte överstiga 1200 enheter, inklusive högst 400 cylindrar fyllda med brandfarliga gaser.

Anmärkningar: 1. Det angivna antalet flaskor anges för en cylinder med en kapacitet på 50 liter med en mindre cylindervolym, en omräkning måste göras.

2. Gemensam förvaring av brandfarliga gasflaskor och syrgasflaskor är inte tillåtet.

6.17. Avstånd från elduppvärmningsanordningar (ugnar för uppvärmning av olja, petroleumprodukter, gas, vatten och anhydrid), placerade utanför byggnaden, till andra tekniska anordningar, byggnader och strukturer i verkstaden eller installationen som inkluderar ugnen, samt till överfarter, med undantag för tekniska rörledningar som förbinder eldvärmeanordningar med andra tekniska anordningar får inte vara mindre än de som anges i tabellen. 24.

6.18. Avstånden som anges i tabellerna bestäms av:

a) mellan produktions-, bruks- och hjälpbyggnader, installationer, tankar och utrustning - i det fria mellan ytterväggar eller strukturkonstruktioner (exklusive metalltrappor);

b) för tekniska ställningar och rörledningar som läggs utan ställningar - till den yttersta rörledningen;

c) för järnvägsspår på plats - till axeln för närmaste järnvägsspår;

d) för vägar på plats - till kanten av vägbanan;

e) för flareinstallationer - upp till flarepipans axel;

f) vid rekonstruktion av befintliga företag eller tekniska installationer, om det är omöjligt att strikt följa tekniska villkor utan stora materialkostnader, i samförstånd med den organisation som godkänner projektet, tillåts avvikelser i form av luckor inom gränserna på upp till 10%.

6.19. Det rekommenderas att placera externa tekniska installationer på sidan av industribyggnadens tomma vägg.

Vid placering av öppna installationer med produktionskategori A, B, E på båda sidor av byggnaden som de är anslutna till (eller en installation mellan två byggnader), måste de placeras på ett avstånd av minst 8 m från den - med en tom vägg, minst 12 m - med en vägg med fönsteröppningar, oavsett vilken yta som upptas av byggnader och installationer. Den andra installationen eller byggnaden måste placeras med hänsyn till kraven i avsnitt 2.90.

Det är tillåtet att placera en övergång för denna installations rörledningar mellan utomhusinstallationen och byggnaden.

6.20. Avståndet från industribyggnader till nöd- eller dräneringstankar tas som för teknisk utrustning utanför byggnaden.

6.21. En marknödtank (dränerings-) avsedd för avtappning av brandfarliga vätskor och gaser från ugnar bör inhägnas med en brandsäker vägg eller invallning minst 0,5 m hög och placeras på ett avstånd av minst 15 m från ugnsplatsen.

Den underjordiska nödtanken (dränering) måste placeras på ett avstånd av minst 9 m från ugnsplatsen, separat eller tillsammans med andra dräneringstankar (på samma plats).

6.22. Territorierna för centrala bearbetningsstationer, oljebehandlingsanläggningar, tankgårdar, lager för brandfarliga vätskor och gasvätskor, CPS, UPS och KS måste ha ett 2 m högt staket med en 4,5 m bred grind.

Avståndet från staketet till anläggningar med produktionsanläggningar av kategori A, B, C och E ska vara minst 5 m.

På utsidan längs gränsen till oljebehandlingsanläggningen, tankanläggningar och lager av brandfarliga vätskor och brandfarliga vätskor bör en 10 m bred remsa anordnas, fri från marknät.

6.23. Området runt boosterpumpens fakkelrör ska inhägnas med en 0,7 m hög jordvall med en radie på 15 m.

Området runt fakkelschaktet av boosterstationens tekniska strukturer med en höjd av 30 m eller mer måste inhägnas med ett 1,6 m högt staket av taggtråd.

Avståndet från fakkelschaktet till staketet, såväl som mellan fakkelschakten, bör tas enligt de termiska tekniska beräkningsdata, men inte mindre än 30 m.

Området runt ljuset för gasutsläpp vid kompressorstationer, brunnkluster och enstaka gasbrunnar är inte inhägnat.

6.24. Det är inte tillåtet att placera gaskondensatbehållare (separatorer, brandsläckare och annan utrustning), liksom konstruktion av brunnar, gropar och andra urtag inom stängslet av området runt fakkeln.

6,25. Ovanjordsdragning av gasledningar från installationer till fakkelröret bör utföras på brandsäkra stöd.

6,26. Territoriet för mynningarna av en enda brunn eller ett kluster av brunnar bör inhägnas med en jordvall 1 m hög med en kantbredd på toppen av vallen på 0,5 m.

6,27. En brunnklusterplats med fler än 8 brunnar måste ha minst två ingångar placerade i olika ändar längs sin långsida.

6,28. Ett öppet dräneringssystem bör utformas vid anläggningsplatser. På tomter som inte upptas av byggnader och strukturer bör den naturliga topografin bevaras och vertikal planering bör tillhandahållas endast i de fall det är nödvändigt att dränera ytvatten och anlägga allmännyttiga nät.

6,29. För landskapsområden med öppna tekniska installationer bör endast gräsmattor utformas.

6.30. Tekniska nätverk och kommunikationer på plats bör utformas som ett enda system med placering i avsedda tekniska remsor (korridorer).

6,31. Metoden för att lägga försörjningsnät (jord, ovan eller under jord) bör beaktas i de relevanta avsnitten i dessa standarder.

6,32. Det är tillåtet att lägga gasledningar, oljeledningar, oljeproduktrörledningar och inhibitorrörledningar i ett dike. Avstånden mellan dem bör tas baserat på villkoren för installation, reparation och underhåll.

Avstånden mellan processrörledningar som läggs i marken och byggnader och strukturer bestäms av villkoren för enkel installation, drift och reparation av rörledningar.

6,33. Avståndet från platsen för vattenintag (mottagningsbrunnar) från reservoarer måste vara minst:

till byggnader med I och II grad av brandmotstånd - 10 m;
till byggnader med III, IV och V grader av brandmotstånd och till öppna lager av brännbara material - 30 m;
till byggnader och strukturer med produktionskategori A, B, C, E för brandfara - 20 m;
till tankar med brandfarliga vätskor - 40 m;
till tankar med brandfarliga vätskor och flytande brandfarliga gaser - 60 m.

6,34. Mottagningsbrunnar för reservoarer och brunnar med brandposter bör placeras på ett avstånd av högst 2 m från sidorna av motorvägar, och om de är belägna på ett avstånd av mer än 2 m, bör de ha ingångar till dem med en yta på minst 12x12 m.

6,35. Brandtankar eller reservoarer bör placeras på ett sådant sätt att de tjänar föremål som befinner sig inom radien av:

om det finns bilpumpar - 200 m;
om det finns motorpumpar - 100 - 150 m, beroende på typ av motorpump.

För att öka serviceradien är det tillåtet att lägga döda rörledningar från tankar eller reservoarer med en längd på högst 200 m och med hänsyn till kraven i avsnitt 6.58 i dessa standarder.

6,36. Vägar på platserna för centrala uppsamlings- och behandlingsställen för olja, gas och vatten bör utformas med axlar höjda över det intilliggande territoriets plana yta med minst 0,3 m. Om detta krav inte kan uppfyllas, bör vägar utformas i en sådan sätt att utspillda oljeprodukter inte kan komma på vägen (installation av diken etc.).

6,37. Inom gränserna för på plats motorvägar är det tillåtet att lägga brandsläckningsvattenförsörjningsnät, kommunikationer, larm, utomhusbelysning och elkablar.