План за развитие на находището Каракудик. Бизнес план за разработване на находище на строителния камък в Егорьевское План за развитие на находището

Основният графичен документ при изчисляване на резервите е планът за преброяване. Предполагаемите планове (фиг. 3) са съставени въз основа на структурна карта за върха на продуктивните пластове-резервоари или най-близкия ориентир, разположен на не повече от 10 m над или под върха на пласта. Външният и вътрешният контур са нанесени на картата масло- и съдържание на газ, граници на категориите запаси.

Границите и зоната на изчисляване на запасите от нефт и газ от всяка от категориите са оцветени в определен цвят:

Ориз. 3. Пример за прогнозен план на резервоара.

1 - масло; 2 - вода: 3 - маслои вода;

Кладенци: 4 - произвеждащи, 5 - проучвателни, 6 - мотбарни, 7 - изоставени, 8 - без приток; 9 - изохипсум на колекторната повърхност, m;

Маслени контури: 10 - външни, 11 - вътрешни; 12 - граница на литологично -фациална подмяна на резервоари; 13 категории резерви;

Цифри за кладенци: числителят е номерът на кладенеца, знаменателят е абсолютната кота на върха на резервоара, m.

Всички сондажи, пробити на датата на изчисляване на резервите, също са нанесени в плана за изчисление (с точно посочване на положението на устията на кладенците, точките на тяхното пресичане с върха на съответния резервоар):

Проучване;

Минен;

Мотбал в очакване на организацията на риболова;

Инжектиране и наблюдение;

Тези, които са дали безводно масло, масло с вода, газ, газ с кондензат, газс кондензат и вода и вода;

Тества се;

Не тестван, със спецификация масло-, газ- и водонасищане на резервоари - резервоари според тълкуването на материали от геофизични проучвания на кладенци;

Ликвидиран, като посочва причините за ликвидацията;

Разкрит шев, съставен от непроницаеми скали.

За тествани кладенци са посочени следното: дълбочина и абсолютни марки на горната и долната част на резервоара, абсолютни оценки на интервалите на перфорация, начални и текущи дебити на петрол, гази вода, диаметър на дросела, депресия, продължителност на работа, дата на появяване на водата и нейния процент в произведения продукт. Когато два или повече слоя се тестват заедно, се показват техните индекси. Дебит маслои газтрябва да се измерва, когато кладенците работят на същите дросели.

За добив на кладенци са посочени: дата на въвеждане в експлоатация, начален и текущ дебит и пластово налягане, добив на нефт, газ, кондензат и вода, датата на началото на поливането и процента на водата в произведения продукт към датата на изчисляване на запасите. При голям брой кладенци тази информация се поставя в таблицата на изчислителния план или на прикрепения към него лист. Освен това планът за изчисление съдържа таблица, показваща стойностите на изчислените параметри, приети от авторите, изчислените резерви, техните категории, стойностите на параметрите, приети с решението на Държавния комитет по резервите на Руската федерация, датата, на която са изчислени резервите.

При преизчисляване на резервите, плановете за оценка трябва да съдържат границите на категориите резерви, одобрени при предишното изчисление, а кладенците, пробити след предишното изчисление на резервите, трябва да бъдат подчертани.

Изчисляването на запасите от нефт, газ, кондензат и съдържащите се в тях компоненти се извършва отделно за газ, масло,. газо-нефтени, водно-нефтени и газо-маслено-водни зони по видове резервоари за всеки пласт от находището и находището като цяло със задължителна оценка на перспективите за цялото находище.

Запасите от търговски важни компоненти, съдържащи се в нефт и газ, се изчисляват в границите на прогнозата за запасите маслои газ.

При изчисляване на резервите изчислените параметри се измерват в следните единици: дебелина в метри; налягане в мегапаскали (с точност до десети от единица); площ в хиляди квадратни метра; плътност на масло, кондензат и вода в грамове на кубичен сантиметър, и газ - в килограми на кубичен метър (с точност до хилядни от единицата); коефициенти на порьозност и насищане с нефт и газ в части от единица, закръглени до стотни; фактори за възстановяване маслои конденз на части от единица, закръглена до най -близките хилядни.

Запасите от нефт, кондензат, етан, пропан, бутани, сяра и метали се изчисляват в хиляди тонове, газ - в милиони кубически метри, хелий и аргон - в хиляди кубически метри.

Средните стойности на параметрите и резултатите от изчисляването на резервите са дадени в таблична форма.

Организацията е основана през декември 2005 г. Оператор на проекта е LLP KarakudukMunai. Партньор на ЛУКОЙЛ по проекта е Sinopec (50%). Разработването на находището се извършва в съответствие с договора за използване на недра, подписан на 18 септември 1995 г. Договорът е валиден за 25 години. Полето Каракудук се намира в района на Мангистау, на 360 км от град Актау. Оставащи възстановими запаси от въглеводороди - 11 милиона тона. Производство през 2011 г. - 1,4 милиона тона нефт (делът на ЛУКОЙЛ е 0,7 милиона тона) и 150 милиона кубически метра газ (делът на ЛУКОЙЛ е 75 милиона кубически метра). Инвестиции от началото на проекта (от 2006 г.) - над 400 млн. Долара в дял на ЛУКОЙЛ. Общият брой на служителите е около 500 души, от които 97% са граждани на Република Казахстан. ЛУКОЙЛ планира да инвестира до 0,1 млрд. Долара в своя дял в развитието на проекта до 2020 г.

1. ОБЩА ИНФОРМАЦИЯ ЗА ДЕПОЗИТА

Географски полето Каракудук се намира в югозападната част на платото Устюрт. Административно той принадлежи към района Мангистау на региона Мангистау на Република Казахстан.

Най-близкото селище е жп гара Sai-Utes, разположена на 60 км югоизточно. Гара Beineu се намира на 160 км от полето. Разстоянието до областния център на Актау е 365 км.

В орографски план работната зона е пустинна равнина. Абсолютните белези на релефната повърхност варират от +180 м до +200 м. Работната зона се характеризира с рязко континентален климат с горещо сухо лято и студена зима. Най-горещият летен месец е юли с максимална температура до +45 o C. През зимата минималната температура достига -30-35 o C. Средногодишните валежи са 100-170 мм. Районът се характеризира със силни ветрове, превръщащи се в прахови бури. В съответствие с SNiP 2.01.07.85, площта на находището по отношение на налягането на вятъра принадлежи към III зона (до 15 m / s). През лятото преобладават северозападни ветрове, през зимата - северозападни. Снежната покривка в работната зона е неравномерна. Дебелината в най-потопените низини достига 1-5 m.

Фауната и флората на региона са бедни и са представени от видове, характерни за полупустинни зони. Характерна е рядката билкова и храстова растителност: камилски трън, пелин, подиуми. Фауната е представена от гризачи, влечуги (костенурки, гущери, змии) и паякообразни.

В района на работа няма естествени водоизточници. В момента източниците на водоснабдяване на полето пия водаВолжката вода от главния водопровод Астрахан-Мангишлак се използва за технически и противопожарни нужди, както и специални водни кладенци с дълбочина до 1100 м за албсеноманските седименти.

Районът на работа е практически необитаем. На 30 км източно от проходите Каракудук Железопътна линияГара Макат-Мангишлак, по която се полагат действащите нефтопроводи и газопроводи Узен-Атирау-Самара и Централна Азия-Център, както и електропроводът за високо напрежение Бейнеу-Узен. Комуникация между рибарството и селищаизвършва по шосе.

1. ГЕОЛОГИЧНИ И ФИЗИЧНИ ХАРАКТЕРИСТИКИ НА ДЕПОЗИТА

3.1. Характеристики на геоложката структура

Литологични и стратиграфски характеристики на разреза

В резултат на проучване и добив на сондажи в Каракудукското находище беше разкрит слой от мезо-кайнозойски находища с максимална дебелина 3662 м (кладенец 20), от триас до неоген-кватернер включително.

По -долу е дадено описание на открития участък от полето.

Триасова система-Т. Разнообразни теригенни пластове от триасова възраст са представени от редуващи се пясъчници, алевролити, калници и аргилитоподобни глини, оцветени в различни нюанси на сиво, кафяво до зеленикаво-сиво. Минималната проникнала дебелина на триаса е отбелязана в кладенец 145 (29 м), а максималната - в кладенец 20 (242 м).

Юрска система - J. Със стратиграфско и ъглово несъответствие, слой от юрски отлагания надвишава подлежащите триасови скали.

Юрският участък е представен в обема на долния, средния и горния участък.

Долна секция - J 1. Долно -юрският участък е литологично съставен от междуслойни пясъчници, алевролити, глини и кални камъни. Светлосив пясъчник със зеленикав оттенък, финозърнест, слабо сортиран, добре циментиран. Глините и алевролитите са тъмносиви със зеленикав оттенък. Тъмносиви кални камъни с включвания ORO. Регионално хоризонтът Yu-XIII е ограничен до долно-юрските отлагания. Дебелината на долните юрски отлагания варира от 120-127 м.

Среден отдел - J 2. Средната юрска последователност е представена от трите етапа: батонски, байоциански и аленски.

Aalenian Stage - J 2 a. Депозитите от аленската епоха надхвърлят подлежащите със стратиграфско и ъглово несъответствие и са представени от редуващи се пясъчници, глини и по -рядко алевролити. Пясъчниците и алевролитите са оцветени в сиви и светлосиви тонове; глините се характеризират с по -тъмен цвят. В регионалното отношение към този стратиграфски интервал хоризонтите J –XI, J - XII са ограничени. Дебелината е над 100м.

Байос слой - J 2 c. Пясъчниците са сиви и светлосиви, финозърнести, силно циментирани, незърнести, слюдени. Светлосиви, финозърнести алевролити, слюдени, глинести, с включвания от овъглени растителни остатъци. Глините са тъмносиви, черни, на места плътни. Депозитите от тази възраст са свързани с продуктивните хоризонти Yu-VI-Yu-X. Дебелината е около 462м.

Батски слой - J 2 vt. Литологично те са представени от пясъчници, алевролити, вслоени с глини. В долната част на разреза делът на пясъчниците се увеличава с тънки слоеве алевролити и глини. Отложенията на батонския етап са свързани с продуктивните хоризонти Ю-III-Ю-В. Дебелината варира от 114,8 м до 160,7 м.

Горна секция - J 3. Отлаганията на горната юра съответно лежат върху подлежащите и са представени от три етапа: каловиански, оксфордски и волжски. Долната граница е изтеглена по горната част на глинената част, която е ясно проследена във всички кладенци.

Калловски етап - J 3 K. Калловият етап е представен от редуващи се глини, пясъчници и алевролити. Според литологичните особености в състава на етапа се разграничават три члена: горният и средният са глинести с дебелина 20-30 м, а долният е редуване на слоеве от пясъчници и алевролити с прослойки от глина . Продуктивните хоризонти Yu-I и Yu-II са ограничени до долния член на Каловийската сцена. Дебелината варира от 103,2 м до 156 м.

Оксфорд-Волга ниво-J 3 ox-v. Депозитите от оксфордианския етап са представени от глини и мергели с редки слоеве от пясъчници и алевролити, като се наблюдава известна диференциация: долната част е глинеста, горната е мергелова.

Скалите са сиви, светлосиви, понякога тъмносиви и имат зеленикав оттенък.

Участъкът от волжкото време е пласт от глинести варовици с прослойки от доломити, мергели и глини. Варовиците често са счупени и порести, масивни, пясъчни, глинести, с неравномерно счупване и матов блясък. Глините са тинести, сиви, варовити, често с включвания от останки от фауната. Доломитите са сиви, тъмносиви, криптокристални, на места глинести, с неравномерна фрактура и матов блясък. Дебелината на скалите варира от 179 м до 231,3 м.

Кредова система - К. Депозитите на кредовата система са представени в обема на долната и горната част. Разделът беше разделен на нива въз основа на материали за дърводобив и сравнение със съседни зони.

Долна секция - K 1. Долномеловите отлагания се състоят от скали от неокомския суперетап, аптски и албийски етапи.

Неокомска суперетап - K 1 пс. Подлежащите волгийски седименти последователно се припокриват от пластовете на неокомския интервал, който обединява три етапа: валангински, хаутеривски, баремски.

Разрезът е литологично съставен от пясъчници, глини, варовици и доломити. Финозърнести пясъчници, светлосиви, полимиктични, с карбонатен и глинен цимент.

На нивото на хаутеривския интервал участъкът е представен главно от глини, мергели и само най -отгоре е проследен пясъчен хоризонт. Баремовите находища се отличават в разреза с пъстър цвят на скалите и са литологично съставени от глини с прослойки от пясъчници и алевролити. През целия участък на неокомската епоха се наблюдава наличието на единици от тинесто-пясъчни пароди. Дебелината на находищата на неокомската суперетап варира от 523,5 м до 577 м.

Аптийска сцена - K 1 a. Депозитите от тази възраст припокриват подлежащите с ерозия, като имат ясна литологична граница с тях. В долната част участъкът е съставен предимно от глинести скали с редки слоеве от пясъци, пясъчници, алевролити, а в горната част има равномерно редуване на глинести и песъчливи скали. Дебелината варира от 68,7 м до 129,5 м.

Албийска сцена - K 1 al. Разделът се състои от вдлъбнати пясъци, пясъчници и глини. По структурни и текстурни характеристики скалите не се различават от подлежащите. Дебелината варира от 558,5 м до 640 м.

Горна секция - K 2. Горната част е представена от сеномански и туронско-сенонски находища.

Сеномански етап - K 2 s. Сеноманските находища са представени от глини, редуващи се с алевролити и пясъчници. По литологичен вид и състав скалите от тази възраст не се различават от албийските находища. Дебелината варира от 157 м до 204 м.

Туронско-сенонски неразделен комплекс-К 2 t-cn. В дъното на описания комплекс се отличава туронският етап, съставен от глини, пясъчници, варовици, подобни на креда мергели, които са добър ориентир.

По-високо в разреза има седименти от сантонски, кампански, маастрихтински етапи, обединени в сенонския суперетап, представени литологично от дебел пласт от слоести мергели, креда, подобни на креда варовици и карбонатни глини.

Дебелината на находищата на туронско-сенонския комплекс варира от 342 м до 369 м.

Палеогенна система - Р. Палеогенните находища са представени от бели варовици, зеленикаво -мергелни пластове и розови алевролитни глини. Дебелината варира от 498 м до 533 м.

Неоген-четвъртична система-N-Q. Неоген-кватернерните находища са съставени главно от светлосиви, зелени и кафяви карбонатно-глинести скали и варовикови черупки. Горната част на участъка е изпълнена с континентални седименти и конгломерати. Дебелината на находищата варира от 38 м до 68 м.

3.2. Тектоника

Според тектонското зониране находището Каракудук се намира в рамките на Аристанския тектонски етап, който е част от Северно -Устюртската система от корита и повдигания на западната част на Туранската плоча.

Според сеизмичните данни на CDP-3D (2007), извършени от ОАО "Башнефтегеофизика", структурата на Каракудук по отражателния хоризонт III представлява брахиантиклинална гънка с под-ширина, удряща с размери 9х6,5 км по затворения изохипс минус 2195 м, с амплитуда 40 м. Ъглите на падане на крилата се увеличават с дълбочина: в туронската -степен, в долната креда -1-2˚. Структурата по отразяващия хоризонт V е антиклинална гънка, счупена от множество разломи, вероятно някои от тях с нетектоничен характер. Всички основни неизправности, описани по -нататък в текста, са проследени по този хоризонт на отражателя. Суберидионалната гънка се състои от два свода, очертани от изохипсума минус 3440 м, идентифицирани в района на кладенци 260-283-266-172-163-262 и 216-218-215. На изохипса от минус 3480 m, гънката има размери 7,4x 4,9 km и амплитуда 40 m.

Повдигането на структурните карти по хоризонта на производителния хоризонт на Юра има почти изометрична форма, усложнена от поредица от грешки, разделящи структурата на няколко блока. Най -основното нарушение е F 1 смущение на изток, което може да бъде проследено в целия производствен участък и разделя структурата на два блока: централен (I) и източен (II). Блок II се спуска спрямо блок I с увеличаване на амплитудата на изместването от юг на север от 10 на 35 m. Нарушаването на F 1 е косо и се движи от запад на изток с дълбочина. Това нарушение е потвърдено от пробиване на кладенец 191, където липсва част от юрските находища от около 15 м на нивото на продуктивния хоризонт Ю-ИВА.

Нарушение F 2 е извършено в района на кладенци 143, 14 и отрязва централния блок (I) от южния блок (III). Обосновката за извършване на това нарушение беше не само сеизмичната основа, но и резултатите от изпитванията на кладенеца. Например, сред основните кладенци близо до кладенец 143, има кладенец 222, където нефт е получен при изпитване на хоризонта Yu-I, а вода е получена в кладенец 143.

Работно описание

Организацията е основана през декември 2005 г. Оператор на проекта е LLP KarakudukMunai. Партньор на ЛУКОЙЛ по проекта е Sinopec (50%). Разработването на находището се извършва в съответствие с договора за използване на недра, подписан на 18 септември 1995 г. Договорът е валиден за 25 години. Полето Каракудук се намира в района на Мангистау, на 360 км от град Актау. Оставащи възстановими запаси от въглеводороди - 11 милиона тона. Производство през 2011 г. - 1,4 милиона тона нефт (делът на ЛУКОЙЛ е 0,7 милиона тона) и 150 милиона кубически метра газ (делът на ЛУКОЙЛ е 75 милиона кубически метра).

министерство Образование и наука на Република Казахстан

Финансово -икономически факултет

Катедра „Икономика и управление“

д
дисциплина: Оценка на петролни и газови проекти

СРС No1

Тема: План за развитие на стратегически важното находище Кашаган в шелфа на Каспийско море

Изпълнява се:

Специален 3-годишен студент "Икономика"

Батиргалиева Зарина

ID: 08BD03185

Проверено:

Естекова Г.Б.

Алмати, 2010 г.

През последните 30 години имаше тенденции, при които световният БВП нараства средно с 3,3% годишно, докато световното търсене на петрол като основен източник на въглеводороди нараства средно с 1% годишно. Забавянето в потреблението на въглеводороди от растежа на БВП се свързва с процесите на опазване на ресурсите, главно през развити страни... В същото време делът на развиващите се страни в производството на БВП и в потреблението на въглеводороди непрекъснато се увеличава. В този случай се очаква все по -изостряне на проблемите с доставките на въглеводороди.

Териториалната близост на такива най -големи и динамично развиващи се страни като Русия и Китай открива широки перспективи за износа на казахстански въглеводороди. За да се осигури достъп до техния пазар, е необходимо да се разработи и подобри системата на магистралните тръбопроводи.

Оценките на международни експерти показват, че ако настоящите тенденции продължат, всички доказани световни запаси от нефт ще издържат само 40-50 години. Добавянето на петролните ресурси на KSCM към доказаните световни запаси е определящ фактор в глобалните енергийни стратегии. Казахстан трябва да бъде готов за гъвкава комбинация от стратегии за системно прехвърляне на добива на петрол в Каспийско море и принуждаване на определени обещаващи проекти. И един от най -обещаващите проекти е находището Кашаган.

Кръстен на казахския поет от 19 век, роден в региона Мангистау, полето Кашаган е едно от най -големите открития в света през последните 40 години. Принадлежи към Каспийската петролна и газова провинция.

Полето Кашаган се намира в казахстанския сектор на Каспийско море и обхваща площ от приблизително 75 х 45 километра. Резервоарът се намира на дълбочина от около 4200 метра под морското дъно в северната част на Каспийско море.

Кашаган, като високо амплитудно издигане на риф в подсоления палеозойски комплекс на Северно Каспийско море, е открит чрез проучване на сеизмични работи от съветските геофизици в периода 1988-1991 г. на морското продължение на Каратон-Тенгизската зона на повдигания.

Впоследствие това беше потвърдено от проучвания на западни геофизични компании, поръчани от правителството на Казахстан. Масивите Кашаган, Корогли и Нубар, първоначално идентифицирани в структурата си в периода 1995-1999 г. са наречени съответно Кашаган на изток, запад и югозапад.

Размерите на Източен Кашаган по затворения изохипс - 5000 м са 40 (10/25) км, площ - 930 км², амплитуда на повдигане - 1300 м км², средната дебелина, наситена с нефт, е 550 м.

Западният Кашаган граничи с Източния Кашаган по субмеридионален структурен участък, който вероятно е свързан с тектонска дислокация. Размерите на издигането на рифа по затворения стратоизохипс - 5000 м са 40 * 10 км, площта е 490 км², амплитудата е 900 м., Средната наситена с масло дебелина е 350 м.

Югозападният Кашаган се намира малко встрани (на юг) от основния масив. Повдигането по затворения стратоизохипс - 5400 м е с размер 97 км, площта е 47 км², амплитудата е 500 м. OWC се прогнозира на абсолютна височина от 5300 м, нефтоносната площ е 33 км², средната дебелината наситена с масло е 200 m.

Запасите от нефт на Кашаган варират в широки граници от 1,5 до 10,5 милиарда тона. От тях източните представляват 1,1 до 8 милиарда тона, западните - до 2,5 милиарда тона, а югозападните - 150 милиона тона.

Според казахските геолози геоложките запаси на Кашаган се оценяват на 4,8 милиарда тона нефт.

Според оператора на проекта общите запаси от нефт са 38 милиарда барела или 6 милиарда тона, от които около 10 милиарда барела са възстановими. Кашаган има големи запаси от природен газ над 1 трилион. дете метри.

Компании партньори в проекта Kashagan: Eni, KMG Kashagan B.V. (дъщерно дружество на Kazmunaigaz), Total, ExxonMobil, Royal Dutch Shell имат по 16,81%дял, ConocoPhillips - 8,4%, Inpex - 7,56%.

Операторът на проекта е назначен през 2001 г. от партньори: Eni и е създадена компанията Agip KCO. Участниците в проекта работят по създаването на съвместна оперативна компания North Caspian Operating Company (NCOC), която ще замени AgipKCO и редица компании агенти в ролята на един оператор.

Казахстанското правителство и международният консорциум за разработване на проекта за Северно Каспийско море (включително находището Кашаган) се договориха да отложат началото на производството на петрол от 2011 г. до края на 2012 г.

Добивът на петрол в Кашаган трябва да достигне 50 милиона тона годишно до края на следващото десетилетие. Добивът на нефт в Кашаган, според оценките на ENI, през 2019 г. трябва да достигне 75 милиона тона годишно. С Кашаган Казахстан ще влезе в Топ 5 на световните производители на петрол.

За да се увеличи извличането на нефт и да се намали съдържанието на H3S, консорциумът се подготвя да използва няколко наземни и морски инсталации в Карабатан за инжектиране на природен газ в резервоара, ще бъде изграден нефтопровод и газопровод с Карабатан.

Развитието на полето Кашаган в суровата офшорна среда на Северно Каспийско море представлява уникална комбинация от технологични предизвикателства и предизвикателства във веригата на доставки. Тези трудности са свързани с гарантиране на безопасността на производството, решаване на инженерни, логистични и екологични проблеми, което прави този проект един от най -големите и сложни индустриални проекти в света.

Полето се характеризира с високо резервоарно налягане до 850 атмосфери. Висококачествено масло -46 ° API, но с високо съдържание на GOR, сероводород и меркаптан.

Кашаган беше обявен през лятото на 2000 г. след резултатите от пробиването на първия кладенец Восток-1 (Източен Кашаган-1). Дневният му дебит беше 600 м³ петрол и 200 хиляди м³ газ. Вторият кладенец (Запад-1) е пробит в Западен Кашаган през май 2001 г., на 40 км от първия. Той показа дневен дебит от 540 кубически метра петрол и 215 хиляди кубически метра газ.

За развитието и оценката на Кашаган са построени 2 изкуствени острова, пробити са 6 проучвателни и 6 оценителни кладенци (Восток-1, Восток-2, Восток-3, Восток-4, Восток-5, Запад-1.

Поради плитките води и студените зими в Северно Каспийско море не е възможно използването на традиционни сондажни и производствени технологии, като стоманобетонни конструкции или крикове, монтирани на морското дъно.

За да се осигури защита от сурови зимни условия и движение на лед, на изкуствени острови се монтират морски конструкции. Предвиждат се два типа острови: малки „пробивни“ острови без персонал и големи „острови с технологични комплекси“ (ETC) с обслужващ персонал.

Въглеводородите ще се изпомпват през тръбопроводи от сондажните острови до ETC. Островите на ETC ще разполагат с технологични блокове за възстановяване на течната фаза (нефт и вода) от суров газ, блокове за инжектиране на газ и енергийни системи.

Във фаза I приблизително половината от общия произведен газ ще бъде инжектиран обратно в резервоара. Възстановените течности и суров газ ще бъдат транспортирани до брега в завода в Болашак в региона на Атирау, където се планира да се подготви петролът до търговско качество. Част от газа ще бъде изпратен обратно в морското съоръжение за използване в производството на електроенергия, докато част от газа ще задоволи подобни нужди на съоръжението на сушата.

В стратегията за развитие на Кашаган има редица технически трудности:

Язовир Кашаган се намира на дълбочина от около 4200 метра под морското дъно и има високо налягане(първоначално налягане в резервоара 770 бара). Резервоарът се характеризира с повишено съдържание на кисел газ.


Ниското ниво на соленост, причинено от притока на прясна вода от Волга, в съчетание с плитки води и зимни температури до -30C, води до това, че Северно Каспийско море е покрито с лед за около пет месеца в годината. Движението на лед и браздата от движението на лед по морското дъно създават сериозни ограничения за строителните работи.

Северният Каспий е много чувствителна екологична зона и местообитание за разнообразие от флора и фауна, включително някои редки видове. Екологичната отговорност е нашият основен приоритет за НКОК. Ние работим стабилно и енергично, за да предотвратим и сведем до минимум всяко въздействие върху околната среда, което може да възникне от нашите операции.

Регионът на Северен Каспий е област, където доставките на оборудване, важно за проекта, са свързани с определени трудности. Логистичните затруднения се задълбочават от ограниченията за достъп по водни транспортни маршрути, като Волго-Донския канал и воднотранспортната система Балтийско море-Волга, които поради тежката ледена покривка са отворени за плаване само за около шест месеца в годината.

Бих искал да отбележа експортната стратегия на този проект. Съществуващият план за износ на продукция след полето предвижда използването на съществуващи тръбопроводни и железопътни системи.

Западният маршрут на тръбопровода CPC (тръбопровод от Атирау до Новоросийск по Черноморието), северният маршрут от Атирау до Самара (свързващ се с руската система Транснефт) и източният маршрут (Атирау до Алашанкоу) осигуряват връзки към съществуващия износен транспорт системи.

Възможен югоизточен маршрут зависи от развитието на казахстанската Каспийска транспортна система (KCTS), която може да изпомпва нефт от Ескене Запад, където се намира заводът в Болашак, до новия терминал Курик. След това петролът може да бъде транспортиран с танкери до нов терминал близо до Баку, където ще бъде изпомпван в тръбопроводната система Баку-Тбилиси-Джейхан (BTC) или други тръбопроводи, за да навлезе на международните пазари.
В момента се проучват всички възможни експортни маршрути.

Този проект взема предвид безопасността и опазването на околната среда. От създаването на първия консорциум през 1993 г., много програми за опазване на околната среда са разработени и внедрени по време на операциите на сушата и в морето. Например, Agip KCO ангажира местните компании да извършат оценка на въздействието върху околната среда (ОВОС) за своите дейности, включително изграждането на сухопътни и морски съоръжения, магистрални тръбопроводи и сухопътни износни тръбопроводи. Инициирана е програма за финансиране на научни изследвания в областта на биологичното разнообразие в Каспийския регион. Двадесет станции за мониторинг на качеството на въздуха са построени в района на Атирау. Проучванията на почвата и мониторингът на състоянието на популацията на птици и тюлени се извършват ежегодно. През 2008 г. беше публикувана карта на чувствителните към околната среда райони на Северно Каспийско море, създадена, наред с други неща, въз основа на данните, събрани от консорциума.

Съществуват и проблеми с оползотворяването на сярата. Полето Кашаган съдържа около 52 трилиона кубически фута свързан газ, повечето от които ще бъдат инжектирани отново в морски съоръжения за подобряване на добива на нефт. Във фаза 1 (фаза на пилотно разработване) не всички съпътстващи газове ще бъдат инжектирани отново в резервоара на морски съоръжения. Част от него ще бъде изпратена в сухопътно предприятие за преработка на нефт и газ, където ще се осъществи процесът на десулфуриране на газ, който след това ще се използва като горивен газ за генериране на електроенергия за операции на сушата и в морето, докато част от него ще се продава на пазарът като търговски газ. Фаза 1 планира да произвежда средно 1,1 милиона тона сяра годишно от пречистване на кисел газ.
Въпреки че консорциумът планира да продаде целия обем произведена сяра, може да се наложи временно съхранение на сярата. Сярата, произведена в завода в Болашак, ще се съхранява в затворени условия, изолирани от околната среда. Течната сяра ще се излива в запечатани контейнери, оборудвани със сензори. Сярата ще бъде превърната в пастелна форма преди пускането на пазара, за да се избегне образуването на сярен прах по време на раздробяването.

В допълнение към отговорен подход към провеждането на производствени операции, участниците в програмата поемат социални и екологични задължения, изпълнението на които ще бъде от полза за гражданите на Казахстан в дългосрочен план. Изпълнението на тези задължения изисква тясно сътрудничество с държавните и местните власти, с местната общност и инициативни групи.

В периода от 2006 до 2009г. повече от 5,3 милиарда щатски долара бяха изразходвани за закупуване на местни стоки и услуги. През 2009 г. плащанията за местни стоки и услуги представляват 35% от общите разходи на компанията.

През 2009 г., в периода на максимална активност в изграждането на съоръжения на Пилотния етап на развитие, в проекта в Казахстан бяха заети над 40 000 души. Повече от 80% от работниците са граждани на Казахстан - изключителна цифра за проекти от този мащаб.

Инфраструктурни проекти и социално значениеса основни компоненти на корпоративната и социалната отговорност на НКОК. Според NCSPSA значителна част от инвестициите в развитието на областта се изразходват за изграждане на обекти на социалната инфраструктура в областта на образованието, здравеопазването, спорта и културата. Средствата са равномерно разпределени между регионите Атирау и Мангистау, където производствените операции се извършват на SPSSK.

От 1998 г. 126 проекта са изпълнени в тясно сътрудничество с местните власти, 60 проекта в региона на Атирау и 66 в района на Мангистау. Общо 78 милиона щатски долара са изразходвани в региона на Атирау и 113 милиона щатски долара - в региона на Мангистау.

Освен това, в рамките на програмата за спонсорство и филантропия за 2009 г., NCOC и Agip KCO подкрепиха повече от 100 културни, здравни, образователни и спортни инициативи. Сред тях са повишаване на квалификацията на лекари и учители, семинари за междукултурно образование и екологична грамотност в училищата, покана на водещи руски хирурзи да оперират деца в Атирау, закупуване на музикални инструменти за училището в Актау и закупуване на медицинско оборудване и линейки за болница в Тупкараган.

Здравето и безопасността на труда играят важна роля. Участниците в този проект ще извършват системно управление на риска с цел непрекъснато подобряване на системата за здраве, безопасност и опазване на околната среда и достигане на нивото на световни лидери по този показател. Всичко това се извършва в съответствие с изискванията на Споразумението за споделяне на производството за Северно Каспийско море, казахстанското и международното законодателство, съществуващите индустриални стандарти и корпоративните директиви.

Всички участници в SPSPS се задължават:

Извършвайте дейностите си, като гарантирате здравето и безопасността на всички служители, пряко или косвено участващи в тези дейности, средата, в която се извършват техните производствени операции, както и активите на компанията.

Управлявайте дейностите на консорциума и свързаните с тях рискове в съответствие с изискванията на Споразумението за споделяне на производството в Северно Каспийско море, казахстанското и международното законодателство и прилагайте най -добрите съществуващи индустриални стандарти по онези въпроси, които не могат да бъдат регулирани от закони и подзаконови актове.

Насърчаване на интегрирането на принципите на HSE в културата на компанията, където всички работници и доставчици на услуги имат обща отговорност за прилагането тези принципии дайте пример.

Разработване на системи, които дават възможност за системна оценка на рисковете от ЗБОС на всички етапи от дейността на компанията и ефективно контролиране на тези рискове.

Разработване, извършване на сертифициране на системата за управление на ОЗБОС и непрекъснато информиране на Агентите, Упълномощения орган, всички заинтересовани страни за състоянието на техниката в областта на ЗБОС с цел непрекъснато усъвършенстване.

Изберете бизнес партньори въз основа на способността им да изпълняват задълженията си по ЗБУТ.

Прилагайте системи и процедури, които позволяват незабавен и ефективен отговор на непланирани и нежелани събития, и извършвайте редовния им преглед.

Повишаване нивото на осведоменост за личната отговорност на всички служители на компанията по въпроси за предотвратяване на рисковете от злополуки, увреждане на здравето и околната среда.

Извършвайте съвместна работа с държавните органи на Република Казахстан и всички заинтересовани страни с цел разработване на разпоредби и стандарти, насочени към повишаване нивото на безопасност на служителите на компанията и опазване на околната среда.

Прилагат конструктивен подход в дейността си, основан на диалог със заинтересованите страни и обществеността и насочен към постигане на признание на дейността на компанията от местната общност чрез изпълнение на социални програми.

Проектите за спонсорство и филантропия имат за цел да насърчат икономическата устойчивост и благосъстояние, да подкрепят здравеопазването, образованието, културата и културното наследство, спорта и да помогнат на хората с ниски доходи, отговарящи на условията, и да се приведат в съответствие със стратегическите цели на NCOC за устойчиво развитие. Agip KCO отговаря за изпълнението на програмата за спонсорство и благотворителност.

По-специално, проектите включват техен собствен принос от самите участници и също така трябва да демонстрират на обществеността своята дългосрочна устойчивост. Подкрепата на политически или религиозни организации е изключена, проектите не могат да създадат нелоялни условия за пазарна конкуренция, да повлияят негативно на екологичната стабилност и / или естествените екосистеми. Проектите обикновено се разработват от местни власти, неправителствени организации или представители на общността, но могат да бъдат инициирани от НКОК или нейните агенти като проактивни мерки за подкрепа на местните общности.

Библиография:

Държавна програма за развитие на казахстанския сектор на Каспийско море

Изпратете вашата добра работа в базата знания е проста. Използвайте формата по -долу

Студенти, аспиранти, млади учени, които използват базата знания в обучението и работата си, ще ви бъдат много благодарни.

Подобни документи

Характеристики на печатницата и нейната стратегия за развитие. Описание на продуктите. Организационен план. Производствен план... Изчисляване на производствения капацитет. Изчисляване на програмата за производство и продажба на продукти. Инвестиционен план.

бизнес план, добавен на 15.09.2008 г.


основни характеристикидейността на АД "Гурман", нейните цели и стратегия, определяне на мисията. Продуктите на компанията и тяхната конкурентоспособност на пазара. Разработване на маркетингов и производствен план, правен план, изпълнение на инвестиционна програма.

бизнес план, добавен на 29.04.2009 г.


Характеристики на концепцията за предприятието, произвежданите продукти и техните потребители. Стратегия за развитие на бизнеса. Организация на производството в предприятието, форми на участие в него, организационна структурауправление. Анализ на пазара на строителни материали.

бизнес план, добавен на 07.07.2014 г.


Структура на бизнес план: автобиографични, производствени, организационни, маркетингови, финансови планове. Характеристика строителна компания, анализ на дейността му. Пазарен анализ на покривни работи, маркетингов план за популяризиране на звукоизолационни плоскости.

бизнес план, добавен на 23.02.2009 г.


Пазарни проучвания на електрически стоки в Нефтекамск, тенденции в областта на строителството и ремонта. Маркетингова стратегиямагазин "Light", план за материално -техническа поддръжка и персонал. Оценка на ефективността на проекта, неговата компютърна поддръжка.

дипломна работа, добавена на 22.09.2014 г.


Разглеждане на процедурата за разработване и прилагане на стратегията за развитие на предприятието. Анализ на факторното въздействие на външната среда върху организацията. Оценка на вариантите на решение за определяне на предпочитаната посока на развитие и изготвяне на работен план.

курсова работа, добавена на 31.10.2014 г.


Анализ на системата за планиране като основна управленска функция. Теоретична основаразработване на бизнес план: анализ на пазара, планиране на производството, маркетингова стратегия, оценка на риска. Финансов плани практиката на прилагане на бизнес план в предприятието.

дипломна работа, добавена на 23.04.2009г


Цели за развитие и характеристики на бизнес плана. Съставът на бизнес плана. Кръговат на животастоки. Осигуряване на конкурентоспособността на компанията и нейните продукти. Избор на стратегия за корпоративна конкуренция. Оценка на пазара. Маркетинг и производствен план. Правен план.

курсова работа, добавена на 20.12.2011 г.