Entwicklungsplan für die Lagerstätte Karakudyk. Geschäftsplan für die Erschließung der Bausteinlagerstätte Egoryevskoye Plan für die Erschließung der Lagerstätte

Das wichtigste grafische Dokument bei der Berechnung der Reserven ist der Zählplan. Geschätzte Pläne (Abb. 3) werden auf der Grundlage einer Strukturkarte für die Oberseite der produktiven Reservoirs oder der nächstgelegenen Benchmark erstellt, die sich nicht mehr als 10 m über oder unter der Oberseite der Reservoirs befindet. Die Außen- und Innenkonturen werden auf der Karte eingezeichnet Öl- und Gasgehalt, Grenzen der Reservekategorien.

Die Grenzen und der Berechnungsbereich der Öl- und Gasreserven jeder Kategorie sind in einer bestimmten Farbe eingefärbt:

Reis. 3. Ein Beispiel für einen geschätzten Reservoirplan.

1 - Öl; 2 - Wasser: 3 - Öl und Wasser;

Brunnen: 4 - produzierend, 5 - Exploration, 6 - ausgesetzt, 7 - aufgegeben, 8 - kein Zufluss; 9 - Isohypsum der Kollektoroberfläche, m;

Ölführende Konturen: 10 - außen, 11 - innen; 12 - Grenze des lithologisch-faziesen Ersatzes von Reservoirs; 13-Kategorien von Reserven;

Zahlen für Brunnen: der Zähler ist die Brunnennummer, der Nenner ist die absolute Höhe des Reservoirs, m.

Alle zum Zeitpunkt der Reservenberechnung gebohrten Bohrungen werden auch im Berechnungsplan eingezeichnet (mit genauer Angabe der Position der Bohrlöcher, der Schnittpunkte mit der Oberkante des entsprechenden Reservoirs):

Erkundung;

Bergbau;

Eingemottet bis zur Organisation der Fischerei;

Injektion und Beobachtung;

Diejenigen, die wasserfreies Öl, Öl mit Wasser, Gas, Gas mit Kondensat, Gas mit Kondensat und Wasser und Wasser;

Getestet werden;

Ungetestet, mit Spezifikation Öl-, Gas- und Wassersättigung von Stauseen - Stauseen nach den Daten der Interpretation von Materialien der geophysikalischen Studien von Brunnen;

Liquidiert, unter Angabe der Liquidationsgründe;

Aufgedeckte Naht, bestehend aus undurchlässigen Gesteinen.

Für getestete Bohrlöcher werden folgende Angaben gemacht: Tiefe und absolute Markierungen der Ober- und Unterseite des Reservoirs, absolute Markierungen der Perforationsintervalle, anfängliche und aktuelle Ölförderraten, Gas und Wasser, Durchmesser der Drossel, Unterdruck, Betriebsdauer, Datum des Auftretens von Wasser und dessen Anteil im hergestellten Produkt. Wenn zwei oder mehr Schichten zusammen getestet werden, werden ihre Indizes angezeigt. Lastschrift Öl und Gas sollte gemessen werden, wenn die Brunnen mit den gleichen Drosseln betrieben werden.

Für die Förderung von Bohrlöchern werden folgende Angaben gemacht: Datum der Inbetriebnahme, anfängliche und aktuelle Durchflussmengen und Lagerstättendruck, gefördertes Öl, Gas, Kondensat und Wasser, das Datum des Bewässerungsbeginns und den Wasseranteil im produzierten Produkt zum Zeitpunkt der Reserveberechnung. Bei einer großen Anzahl von Brunnen werden diese Informationen in der Tabelle auf dem Berechnungsplan oder auf dem beigefügten Blatt platziert. Darüber hinaus enthält der Berechnungsplan eine Tabelle mit den Werten der von den Autoren angenommenen Berechnungsparameter, den berechneten Reserven, ihren Kategorien, den Werten der Parameter, die durch die Entscheidung des staatlichen Reserveausschusses der Russischen Föderation angenommen wurden , das Datum, an dem die Reserven berechnet wurden.

Bei der Neuberechnung der Reserven sollten die Schätzpläne die Grenzen der Reservenkategorien enthalten, die bei der vorherigen Berechnung genehmigt wurden, und Bohrungen, die nach der vorherigen Berechnung der Reserven gebohrt wurden, sollten hervorgehoben werden.

Die Berechnung der Reserven an Öl, Gas, Kondensat und den darin enthaltenen Komponenten erfolgt gesondert für Gas, Öl ,. Gas-Öl-, Wasser-Öl- und Gas-Öl-Wasser-Zonen nach Lagerstättentypen für jede Lagerstätte und das gesamte Feld mit einer obligatorischen Bewertung der Aussichten für das gesamte Feld.

Reserven an wirtschaftlich wichtigen Komponenten in Öl und Gas werden im Rahmen der Reservenschätzung berechnet Öl und Gas.

Bei der Berechnung der Reserven werden die berechneten Parameter in den folgenden Einheiten gemessen: Mächtigkeit in Metern; Druck in Megapascal (auf Zehnteleinheiten genau); Fläche in Tausend Quadratmetern; Dichte von Öl, Kondensat und Wasser in Gramm pro Kubikzentimeter und Gas - in Kilogramm pro Kubikmeter (auf Tausendstel einer Einheit genau); Porositätskoeffizienten und Öl- und Gassättigung in Bruchteilen einer Einheit, auf Hundertstel gerundet; Erholungsfaktoren Öl und Kondensat in Bruchteilen einer Einheit, gerundet auf die nächsten Tausendstel.

Die Reserven an Öl, Kondensat, Ethan, Propan, Butan, Schwefel und Metallen werden in Tausend Tonnen berechnet, Gas - in Millionen Kubikmetern, Helium und Argon - in Tausend Kubikmetern.

Durchschnittswerte der Parameter und Ergebnisse der Berechnung der Reserven werden in Tabellenform angegeben.

Der Verein wurde im Dezember 2005 gegründet. Betreiber des Projekts ist KarakudukMunai LLP. Partner von LUKOIL im Projekt ist Sinopec (50%). Die Erschließung der Lagerstätte erfolgt gemäß dem am 18.09.1995 unterzeichneten Baugrundnutzungsvertrag. Der Vertrag ist 25 Jahre gültig. Das Karakuduk-Feld liegt in der Region Mangistau, 360 km von der Stadt Aktau entfernt. Verbleibende förderbare Kohlenwasserstoffreserven - 11 Millionen Tonnen. Produktion im Jahr 2011 - 1,4 Millionen Tonnen Öl (der Anteil von LUKOIL beträgt 0,7 Millionen Tonnen) und 150 Millionen Kubikmeter Gas (der Anteil von LUKOIL beträgt 75 Millionen Kubikmeter). Investitionen seit Beginn des Projekts (seit 2006) - mehr als 400 Millionen US-Dollar im Anteil von LUKOIL. Die Gesamtzahl der Beschäftigten beträgt etwa 500 Personen, von denen 97% Bürger der Republik Kasachstan sind. Bis 2020 will LUKOIL bis zu 0,1 Milliarden US-Dollar in die Entwicklung des Projekts investieren.

Nachgewiesene Öl- und Gasreserven (im Anteil von LUKOIL Overseas)
	Millionen Barrel
	bcf
Öl und Gas	Millionen Barrel n. NS.
Marktfähige Produktion pro Jahr (im Anteil von LUKOIL Overseas)
	Millionen Barrel

Öl und Gas	Millionen Barrel n. NS.
Anteil von LUKOIL Overseas am Projekt *
Projektteilnehmer
Projektbetreiber	Karakudukmunai LLP
Produktionsbrunnenlager
Durchschnittliche tägliche Flussrate von 1 Brunnen
Durchschnittliche tägliche Flussrate von 1 neuen Brunnen

ALLGEMEINE EINZAHLUNGSINFORMATIONEN

Geografisch liegt das Karakuduk-Feld im südwestlichen Teil des Ustjurt-Plateaus. Administrativ gehört es zum Bezirk Mangistau der Region Mangystau der Republik Kasachstan.

Die nächste Siedlung ist der Bahnhof Sai-Utes, der 60 km südöstlich liegt. Der Bahnhof Beineu liegt 160 km vom Feld entfernt. Die Entfernung zum Oberzentrum Aktau beträgt 365 km.

Orographisch gesehen ist das Arbeitsgebiet eine Wüstenebene. Die absoluten Markierungen der Relieffläche reichen von +180 m bis +200 m Das Arbeitsgebiet ist geprägt von einem stark kontinentalen Klima mit heißen trockenen Sommern und kalten Wintern. Der heißeste Sommermonat ist der Juli mit einer Höchsttemperatur von bis zu +45 o C. Im Winter erreicht die Mindesttemperatur -30-35 o C. Die durchschnittliche jährliche Niederschlagsmenge beträgt 100-170 mm. Die Region ist geprägt von starken Winden, die zu Staubstürmen werden. Gemäß SNiP 2.01.07.85 gehört der Bereich des Feldes in Bezug auf den Winddruck zum III-Bereich (bis 15 m / s). Im Sommer herrschen NW-Winde vor, im Winter - NW. Die Schneedecke im Arbeitsbereich ist uneben. Die Mächtigkeit in den am stärksten unter Wasser liegenden tiefliegenden Gebieten erreicht 1-5 m.

Die Fauna und Flora der Region ist arm und wird durch für Halbwüstengebiete typische Arten repräsentiert. Charakteristisch ist die seltene Kräuter- und Strauchvegetation: Kameldorn, Wermut, Sammelsurium. Die Fauna wird durch Nagetiere, Reptilien (Schildkröten, Eidechsen, Schlangen) und Spinnentiere repräsentiert.

Im Arbeitsbereich gibt es keine natürlichen Wasserquellen. Derzeit sind die Quellen der Wasserversorgung des Feldes Wasser trinken Das Wolgawasser aus der Hauptwasserleitung Astrachan-Mangyshlak wird für technische und feuerwehrtechnische Zwecke sowie Spezialbrunnen bis zu 1100 m Tiefe für die albsenomanischen Sedimente verwendet.

Das Arbeitsgebiet ist praktisch unbewohnt. 30 km östlich der Karakuduk-Lagerstättenpässe Eisenbahn Station Makat - Mangyshlak, entlang der die bestehenden Öl- und Gaspipelines Uzen-Atyrau-Samara und Central Asia-Center sowie die Hochspannungsleitung Beineu-Uzen verlegt werden. Kommunikation zwischen Fischerei und Siedlungen auf der Straße durchgeführt.

GEOLOGISCHE UND PHYSIKALISCHE EIGENSCHAFTEN DER LAGERUNG

3.1. Merkmale der geologischen Struktur

Lithologische und stratigraphische Merkmale des Abschnitts

Als Ergebnis von Explorations- und Produktionsbohrungen im Karakuduk-Feld wurde eine Schicht meso-känozoischer Lagerstätten mit einer maximalen Mächtigkeit von 3662 m (Bohrung 20) von der Trias bis einschließlich Neogen-Quartär entdeckt.

Nachfolgend finden Sie eine Beschreibung des exponierten Abschnitts des Felds.

Trias-System - T. Vielfältige terrigene Schichten des Trias-Zeitalters werden durch abwechselnde Sandsteine, Schluffsteine, Tonsteine und tonsteinartige Tone dargestellt, die in verschiedenen Grautönen, braun bis grünlich-grau gefärbt sind. Die minimale durchdrungene Mächtigkeit der Trias wird in Bohrloch 145 (29 m) und das Maximum - in Bohrloch 20 (242 m) festgestellt.

Jura-System - J. Mit stratigraphischer und kantiger Diskrepanz liegt eine Schicht von Jura-Ablagerungen über den darunter liegenden Trias-Gesteinen.

Der Jura-Abschnitt wird im Volumen des unteren, mittleren und oberen Abschnitts dargestellt.

Unterer Abschnitt - J 1. Der Unterjura-Abschnitt besteht lithologisch aus eingelagerten Sandsteinen, Schluffsteinen, Tonen und Tonsteinen. Hellgrauer Sandstein mit grünlicher Tönung, feinkörnig, schlecht sortiert, gut zementiert. Tone und Schluffsteine sind dunkelgrau mit einer grünlichen Tönung. Dunkelgraue Tonsteine mit ORO-Einschlüssen. Regional beschränkt sich der Yu-XIII-Horizont auf die Ablagerungen des Unterjura. Die Mächtigkeit der Ablagerungen des Unterjura liegt zwischen 120 und 127 m.

Mittelabteilung - J 2. Die Abfolge des Mittleren Juras wird durch alle drei Stufen repräsentiert: Bathonium, Bajocian und Aalenium.

Aalenische Etappe - J 2 a. Ablagerungen des Aaleniums überlagern die darunter liegenden mit stratigraphischen und kantigen Diskrepanzen und werden durch abwechselnde Sandsteine, Tone und seltener Schluffsteine repräsentiert. Sandsteine und Schluffsteine sind in Grau- und Hellgrautönen eingefärbt, Tone zeichnen sich durch eine dunklere Farbe aus. Im regionalen Bezug zu diesem stratigraphischen Intervall sind die Horizonte J – XI, J – XII eingeschränkt. Die Dicke beträgt über 100m.

Bayos-Stufe - J 2 c. Die Sandsteine sind grau und hellgrau, feinkörnig, stark zementiert, nicht körnig, glimmerig. Hellgraue, feinkörnige Schluffsteine, glimmerig, tonig, mit Einschlüssen von verkohlten Pflanzenresten. Tone sind dunkelgrau, schwarz, stellenweise dicht. Die Ablagerungen dieses Zeitalters sind mit den Produktionshorizonten Yu-VI-Yu-X verbunden. Die Dicke beträgt etwa 462 m.

Bathsky-Stufe - J 2 vt. Lithologisch werden sie durch Sandsteine, Schluffsteine, die mit Tonen eingebettet sind, dargestellt. Im unteren Teil des Abschnitts nimmt der Sandsteinanteil mit dünnen Schichten von Schluffsteinen und Tonen zu. Die Ablagerungen der Bathonischen Stufe sind mit den Produktionshorizonten Yu-III-Yu-V verbunden. Die Dicke variiert von 114,8 m bis 160,7 m.

Oberteil - J 3. Die Ablagerungen des Oberjura liegen konform auf den darunter liegenden und werden durch drei Stufen repräsentiert: Callovian, Oxfordian und Volgian. Die untere Grenze wird entlang der Oberseite des Tonelements gezogen, die in allen Brunnen deutlich verfolgt wird.

Callovian Stage - J 3 K. Die Callovian Stage wird durch abwechselnde Ton-, Sand- und Schluffsteine repräsentiert. Nach den lithologischen Merkmalen werden in der Zusammensetzung der Stufe drei Mitglieder unterschieden: der obere und mittlere - Ton mit einer Dicke von 20-30 m und der untere - abwechselnde Schichten aus Sandsteinen und Schluffsteinen mit Tonzwischenschichten. Die produktiven Horizonte Yu-I und Yu-II sind auf das untere Glied der Callovischen Stufe beschränkt. Die Mächtigkeit reicht von 103,2 m bis 156 m.

Oxford-Wolga-Stufe - J 3 ox-v. Sedimente des Oxford-Stadiums werden durch Tone und Mergel mit seltenen Zwischenschichten aus Sandsteinen und Schluffsteinen repräsentiert, wobei eine gewisse Differenzierung zu beobachten ist: der untere Teil ist tonhaltig, der obere Teil ist Mergel.

Die Felsen sind grau, hellgrau, manchmal dunkelgrau und haben eine grünliche Tönung.

Der Abschnitt der Wolgazeit ist eine Schicht aus tonigen Kalksteinen mit Zwischenschichten aus Dolomiten, Mergeln und Tonen. Kalksteine sind oft gebrochen und porös, massiv, sandig, tonig, mit einem ungleichmäßigen Bruch und einem matten Glanz. Tone sind schluffig, grau, kalkhaltig, oft mit Einschlüssen von Faunaresten. Dolomiten sind grau, dunkelgrau, kryptokristallin, stellenweise tonig, mit ungleichmäßigem Bruch und mattem Glanz. Die Dicke der Felsen reicht von 179 m bis 231,3 m.

Kreidesystem - K. Ablagerungen des Kreidesystems sind im Volumen des unteren und oberen Abschnitts dargestellt. Der Abschnitt wurde auf der Grundlage des Holzmaterials und des Vergleichs mit angrenzenden Gebieten in Ebenen unterteilt.

Unterer Abschnitt - K 1. Die Ablagerungen der Unterkreide bestehen aus Gesteinen der neokomischen Superstufe, des Aptiums und des Albiums.

Neokomische Superbühne - K 1 ps. Die darunter liegenden volgischen Sedimente werden durchgängig von den Schichten des neokomischen Intervalls überlagert, das drei Stufen vereint: Valanginium, Hauterivium, Barremium.

Der Abschnitt besteht lithologisch aus Sandsteinen, Tonen, Kalksteinen und Dolomiten. Feinkörniger Sandstein, hellgrau, polymiktisch, mit Karbonat und Tonzement.

Auf der Ebene des Hauterivian-Intervalls wird der Abschnitt hauptsächlich durch Tone und Mergel repräsentiert, und nur oben ist der Sandhorizont nachgezeichnet. Die Barremia-Lagerstätten zeichnen sich im Abschnitt durch die bunte Farbe der Gesteine aus und bestehen lithologisch aus Tonen mit Zwischenschichten aus Sand- und Schluffsteinen. Während des gesamten Abschnitts des Neokomian-Zeitalters wird das Vorhandensein von Einheiten von schluffig-sandigen Paroden beobachtet. Die Mächtigkeit der Ablagerungen der Neocomian-Superstufe reicht von 523,5 m bis 577 m.

Aptian-Stadium - K 1 a. Ablagerungen dieses Alters überlappen die darunter liegenden durch Erosion und haben eine klare lithologische Grenze. Im unteren Teil besteht der Abschnitt hauptsächlich aus tonigen Gesteinen mit seltenen Zwischenschichten aus Sanden, Sandsteinen, Schluffsteinen, und im oberen Teil gibt es einen gleichmäßigen Wechsel von tonigen und sandigen Gesteinen. Die Mächtigkeit variiert von 68,7 m bis 129,5 m.

Albisches Stadium - K 1 al. Der Abschnitt besteht aus zwischengelagerten Sanden, Sandsteinen und Tonen. In Bezug auf strukturelle und strukturelle Merkmale unterscheiden sich die Gesteine nicht von den darunter liegenden. Die Mächtigkeit variiert von 558,5 m bis 640 m.

Oberteil - K 2. Der obere Abschnitt wird durch cenomanische und turonisch-senonische Lagerstätten repräsentiert.

Cenomanische Stufe - K 2 s. Cenomanische Lagerstätten werden durch Tone im Wechsel mit Schluffsteinen und Sandsteinen repräsentiert. In lithologischer Erscheinung und Zusammensetzung unterscheiden sich die Gesteine dieser Zeit nicht von den albischen Ablagerungen. Die Dicke reicht von 157m bis 204m.

Turonisch-senonischer ungeteilter Komplex - К 2 t-cn. Am Fuße des beschriebenen Komplexes wird die Turon-Stufe unterschieden, die aus Tonen, Sandsteinen, Kalksteinen und kreideartigen Mergeln besteht, die ein guter Maßstab sind.

Weiter oben im Abschnitt befinden sich Sedimente der santonischen, kampanischen und Maastricht-Stadien, die in der senonischen Oberstufe vereint sind und lithologisch durch eine dicke Schicht aus eingelagerten Mergeln, Kreide, kreideartigen Kalksteinen und karbonatischen Tonen repräsentiert werden.

Die Mächtigkeit der Ablagerungen des turonisch-senonischen Komplexes variiert zwischen 342 m und 369 m.

Paläogenes System - R. Paläogene Lagerstätten werden durch weiße Kalksteine, grünliche Mergelschichten und rosa Siltstone-Tone repräsentiert. Die Mächtigkeit variiert von 498 m bis 533 m.

Neogen-Quaternäres System - N-Q. Neogen-quartäre Lagerstätten bestehen hauptsächlich aus hellgrauen, grünen und braunen Karbonat-Ton-Gesteinen und Kalkstein-Muschel-Gesteinen. Der obere Teil des Abschnitts ist mit kontinentalen Sedimenten und Konglomeraten gefüllt. Die Mächtigkeit der Ablagerungen variiert zwischen 38 m und 68 m.

3.2. Tektonik

Gemäß der tektonischen Zonierung befindet sich die Lagerstätte Karakuduk innerhalb der tektonischen Phase von Arystan, die Teil des Nord-Ustjurt-Systems von Trögen und Erhebungen des westlichen Teils der Turan-Platte ist.

Nach den seismischen Daten von CDP-3D (2007), die von OJSC Bashneftegeofizika durchgeführt wurden, ist die Karakuduk-Struktur entlang des reflektierenden Horizonts III eine brachyantikline Falte mit einem sublatitudinalen Streichen mit Abmessungen von 9 x 6,5 km entlang einer geschlossenen Isohypse von minus 2195 m. mit einer Amplitude von 40 m. Die Einfallswinkel der Flügel nehmen mit der Tiefe zu: im Turon - ein Grad, in der Unterkreide -1-2˚. Die Struktur entlang des reflektierenden Horizonts V ist eine antiklinale Falte, die von zahlreichen Verwerfungen unterbrochen wird, von denen einige möglicherweise nicht tektonischer Natur sind. Entlang dieses Reflektorhorizonts werden alle im Text weiter beschriebenen größeren Verwerfungen verfolgt. Die Unterwasserfalte besteht aus zwei Gewölben, die vom Isohypsum minus 3440 m umrissen werden und im Bereich der Brunnen 260-283-266-172-163-262 und 216-218-215 identifiziert werden. Entlang der Isohypse minus 3480 m hat die Falte Abmessungen von 7,4 x 4,9 km und eine Amplitude von 40 m.

Die Erhebung auf Strukturkarten entlang der jurassischen Produktionshorizonte hat eine fast isometrische Form, die durch eine Reihe von Verwerfungen kompliziert wird, die die Struktur in mehrere Blöcke unterteilen. Die grundlegendste Störung ist die Störung F 1 im Osten, die im gesamten Produktionsabschnitt verfolgt werden kann und die Struktur in zwei Blöcke unterteilt: Zentral (I) und Ost (II). Block II wird gegenüber Block I abgesenkt, wobei die Amplitude der Verschiebung von Süden nach Norden von 10 auf 35 m zunimmt. Die Verletzung von F 1 ist schräg und bewegt sich mit der Tiefe von West nach Ost. Diese Verletzung wurde durch Bohrloch 191 bestätigt, wo ein Teil der Jurassic-Lagerstätten von etwa 15 m in Höhe des Yu-IVA-Produktionshorizonts fehlt.

Die Verletzung F 2 wurde im Bereich der Brunnen 143, 14 ausgeführt und schneidet den Mittelblock (I) vom Südblock (III) ab. Der Grund für diese Verletzung waren nicht nur die seismischen Grundlagen, sondern auch die Ergebnisse der Bohrlochtests. Unter den Basisbohrungen in der Nähe von Bohrloch 143 befindet sich beispielsweise Bohrloch 222, wo Öl während der Tests des Yu-I-Horizonts gewonnen wurde, und Wasser in Bohrloch 143.

Arbeitsbeschreibung

Ministerium Bildung und Wissenschaft der Republik Kasachstan

Fakultät für Finanz- und Wirtschaftswissenschaften

Institut für Volkswirtschaftslehre und Management

D
Disziplin: Bewertung von Öl- und Gasprojekten

SRS Nr. 1

Thema: Entwicklungsplan für das strategisch wichtige Kashagan-Feld auf dem Schelf des Kaspischen Meeres

Durchgeführt:

3-Jahres-Studenten-Special "Wirtschaft"

Batyrgaljewa Zarina

ID: 08BD03185

Geprüft:

Estekova G. B.

Almaty, 2010

In den letzten 30 Jahren gab es Trends, bei denen das weltweite BIP um durchschnittlich 3,3 % pro Jahr wächst, während die weltweite Nachfrage nach Öl als Hauptquelle für Kohlenwasserstoffe um durchschnittlich 1 % pro Jahr wächst. Die Verzögerung des Kohlenwasserstoffverbrauchs vom BIP-Wachstum hängt mit Ressourcenschonungsprozessen zusammen, hauptsächlich in Industrieländer... Gleichzeitig nimmt der Anteil der Entwicklungsländer an der Produktion des BIP und am Verbrauch von Kohlenwasserstoffen stetig zu. Dabei wird eine zunehmende Verschärfung der Versorgungsprobleme mit Kohlenwasserstoffen erwartet.

Die räumliche Nähe der größten und sich dynamisch entwickelnden Länder wie Russland und China eröffnet breite Perspektiven für den Export von kasachischen Kohlenwasserstoffen. Um den Zugang zu ihrem Markt zu gewährleisten, ist es notwendig, das Fernleitungssystem weiterzuentwickeln und zu verbessern.

Schätzungen internationaler Experten zeigen, dass alle nachgewiesenen Ölreserven der Welt bei Fortsetzung des aktuellen Trends nur 40-50 Jahre reichen werden. Die Hinzufügung der Erdölressourcen von KSCM zu den nachgewiesenen Reserven der Welt ist ein entscheidender Faktor in globalen Energiestrategien. Kasachstan sollte bereit sein für eine flexible Kombination von Strategien zur systematischen Verlagerung der Ölförderung in das Kaspische Meer und zur Durchsetzung bestimmter vielversprechender Projekte. Und eines der vielversprechendsten Projekte ist das Feld Kashagan.

Benannt nach einem kasachischen Dichter aus dem 19. Jahrhundert, der in der Region Mangistau geboren wurde, ist das Kashagan-Feld eine der weltweit größten Entdeckungen der letzten 40 Jahre. Gehört zur kaspischen Öl- und Gasprovinz.

Das Kashagan-Feld liegt im kasachischen Sektor des Kaspischen Meeres und umfasst eine Fläche von ca. 75 x 45 Kilometern. Der Stausee liegt in einer Tiefe von etwa 4.200 Metern unter dem Meeresboden im nördlichen Teil des Kaspischen Meeres.

Kashagan als Riffanhebung mit hoher Amplitude im paläozoischen Komplex des Nordkaspischen Meeres wurde durch die Erkundung seismischer Arbeiten von sowjetischen Geophysikern im Zeitraum 1988-1991 entdeckt. auf dem Meer die Fortsetzung der Hebungszone Karaton-Tengiz.

Später wurde dies durch von der kasachischen Regierung in Auftrag gegebene Studien westlicher geophysikalischer Unternehmen bestätigt. Die Kashagan-, Korogly- und Nubar-Massive, die ursprünglich in ihrer Struktur im Zeitraum 1995-1999 identifiziert wurden. erhielt die Namen Kashagan East, West und South-West.

Die Dimensionen von East Kashagan entlang einer geschlossenen Isohypse - 5000 m betragen 40 (10/25) km, Fläche - 930 km², Hebungsamplitude - 1300 m km², die durchschnittliche ölgesättigte Mächtigkeit beträgt 550 m.

Kashagan Western grenzt an Eastern Kashagan entlang einer submeridionalen strukturellen Steilküste, die möglicherweise mit einer tektonischen Dislokation verbunden ist. Die Abmessungen des Riffauftriebs entlang der geschlossenen Stratoisohypse - 5000 m betragen 40 * 10 km, die Fläche beträgt 490 km², die Amplitude beträgt 900 m, die durchschnittliche ölgesättigte Dicke beträgt 350 m.

Der südwestliche Kashagan liegt etwas abseits (südlich) des Hauptmassivs. Die Hebung entlang der geschlossenen Stratoisohypse - 5400 m ist 97 km groß, die Fläche beträgt 47 km², die Amplitude beträgt 500 m Die OWC wird auf einer absoluten Höhe von 5300 m vorhergesagt, die ölführende Fläche beträgt 33 km², der Durchschnitt ölgesättigte Mächtigkeit beträgt 200 m.

Die Ölreserven von Kashagan variieren stark zwischen 1,5 und 10,5 Milliarden Tonnen. Davon entfallen 1,1 bis 8 Milliarden Tonnen auf den Osten, bis zu 2,5 Milliarden Tonnen auf den Westen und 150 Millionen Tonnen auf den Südwesten.

Die geologischen Reserven von Kashagan werden laut kasachischen Geologen auf 4,8 Milliarden Tonnen Öl geschätzt.

Die gesamten Ölreserven betragen nach Angaben des Projektbetreibers 38 Milliarden Barrel oder 6 Milliarden Tonnen, von denen etwa 10 Milliarden Barrel förderbar sind. Kashagan verfügt über große Erdgasreserven von über einer Billion. Jungtier. Meter.

Partnerunternehmen im Kashagan-Projekt: Eni, KMG Kashagan B.V. (eine Tochtergesellschaft von Kazmunaigaz), Total, ExxonMobil, Royal Dutch Shell halten jeweils 16,81 % der Anteile, ConocoPhillips - 8,4 %, Inpex - 7,56 %.

Der Projektbetreiber wurde 2001 von Partnern ernannt: Eni, und die Firma Agip KCO wurde gegründet. Die Projektteilnehmer arbeiten an der Schaffung einer gemeinsamen Betriebsgesellschaft North Caspian Operating Company (NCOC), die AgipKCO und eine Reihe von Agentengesellschaften in der Rolle eines einzigen Betreibers ablösen wird.

Die kasachische Regierung und das internationale Konsortium zur Erschließung des Nordkaspischen Projekts (einschließlich des Kashagan-Feldes) haben vereinbart, den Beginn der Ölförderung von 2011 auf Ende 2012 zu verschieben.

Die Ölproduktion in Kashagan soll bis zum Ende des nächsten Jahrzehnts 50 Millionen Tonnen pro Jahr erreichen. Die Ölproduktion in Kashagan soll laut ENI-Schätzungen im Jahr 2019 75 Millionen Tonnen pro Jahr erreichen. Mit Kashagan steigt Kasachstan in die Top 5 der weltweiten Ölproduzenten ein.

Um die Ölförderung zu erhöhen und den H3S-Gehalt zu reduzieren, bereitet das Konsortium den Einsatz mehrerer Onshore- und Offshore-Installationen in Karabatan zur Injektion von Erdgas in die Lagerstätte vor, eine Ölpipeline und eine Gaspipeline mit Karabatan werden gebaut.

Die Erschließung des Kashagan-Feldes in der rauen Offshore-Umgebung des Nordkaspischen Meeres stellt eine einzigartige Kombination aus technologischen und Lieferkettenherausforderungen dar. Diese Schwierigkeiten sind mit der Gewährleistung der Produktionssicherheit, der Lösung von Engineering-, Logistik- und Umweltproblemen verbunden, was dieses Projekt zu einem der größten und komplexesten Industrieprojekte der Welt macht.

Das Feld zeichnet sich durch einen hohen Lagerstättendruck von bis zu 850 Atmosphären aus. Hochwertiges Öl -46° API, jedoch mit hohem GOR-, Schwefelwasserstoff- und Mercaptangehalt.

Kashagan wurde im Sommer 2000 nach den Ergebnissen der ersten Bohrung Vostok-1 (East Kashagan-1) angekündigt. Der tägliche Durchsatz betrug 600 m³ Öl und 200.000 m³ Gas. Die zweite Bohrung (West-1) wurde im Mai 2001 in West Kashagan gebohrt, 40 km von der ersten entfernt. Es zeigte eine tägliche Durchflussmenge von 540 Kubikmeter Öl und 215 Tausend Kubikmeter Gas.

Für die Erschließung und Bewertung von Kashagan wurden 2 künstliche Inseln gebaut, 6 Explorations- und 6 Bewertungsbohrungen gebohrt (Vostok-1, Vostok-2, Vostok-3, Vostok-4, Vostok-5, West-1.

Aufgrund des seichten Wassers und der kalten Winter im Nordkaspischen Meer ist der Einsatz traditioneller Bohr- und Fördertechniken wie Stahlbetonkonstruktionen oder auf dem Meeresboden installierte Jack-up-Plattformen nicht möglich.

Zum Schutz vor harten Winterbedingungen und Eisbewegungen werden Offshore-Bauwerke auf künstlichen Inseln installiert. Es sind zwei Arten von Inseln vorgesehen: kleine "Bohrinseln" ohne Personal und große "Inseln mit technologischen Komplexen" (ETC) mit Wartungspersonal.

Kohlenwasserstoffe werden durch Pipelines von den Bohrinseln zum ETC gepumpt. Auf den ETC-Inseln werden Prozesseinheiten zur Rückgewinnung der Flüssigphase (Öl und Wasser) aus Rohgas, Gasinjektionseinheiten und Kraftwerke untergebracht.

In Phase I wird etwa die Hälfte des insgesamt geförderten Gases wieder in die Lagerstätte injiziert. Die gewonnenen Flüssigkeiten und das Rohgas werden zum Ufer des Bolashak-Werks in der Region Atyrau geleitet, wo das Öl auf kommerzielle Qualität aufbereitet werden soll. Ein Teil des Gases wird zur Verwendung in der Stromerzeugung an die Offshore-Anlage zurückgeleitet, während ein anderer Teil des Gases den ähnlichen Bedarf der Onshore-Anlage decken wird.

Es gibt eine Reihe technischer Schwierigkeiten in der Entwicklungsstrategie von Kashagan:

Der Kashagan-Stausee liegt in einer Tiefe von etwa 4.200 Metern unter dem Meeresboden und hat Hoher Drück(Anfangsspeicherdruck 770 bar). Die Lagerstätte zeichnet sich durch einen erhöhten Gehalt an Sauergas aus.

Der niedrige Salzgehalt durch den Zufluss von Süßwasser aus der Wolga, kombiniert mit Flachwasser und Wintertemperaturen von bis zu -30 °C, führt dazu, dass das Nordkaspische Meer etwa fünf Monate im Jahr mit Eis bedeckt ist. Eisbewegungen und Furchen durch Eisbewegungen auf dem Meeresboden stellen ernsthafte Einschränkungen für die Bautätigkeit dar.

Das Nordkaspische Meer ist eine sehr sensible ökologische Zone und Lebensraum für eine Vielzahl von Flora und Fauna, einschließlich einiger seltener Arten. Umweltverantwortung hat für NCOC oberste Priorität. Wir arbeiten stetig und energisch daran, jegliche Umweltauswirkungen, die durch unsere Geschäftstätigkeit entstehen können, zu verhindern und zu minimieren.

Die nordkaspische Region ist ein Gebiet, in dem die Lieferung von für das Projekt wichtigen Ausrüstungsgegenständen mit gewissen Schwierigkeiten verbunden ist. Die logistischen Schwierigkeiten werden durch die Zugangsbeschränkungen auf den Wassertransportrouten wie dem Wolga-Don-Kanal und dem Ostsee-Wolga-Wassertransportsystem verschärft, die aufgrund der starken Eisbedeckung nur für etwa sechs Monate im Jahr für die Schifffahrt geöffnet sind.

Ich möchte die Exportstrategie dieses Projekts anmerken. Der bestehende Plan für den Export der Nachfeldproduktion sieht die Nutzung bestehender Pipeline- und Bahnsysteme vor.

Die Westroute der CPC-Pipeline (Pipeline von Atyrau nach Novorossiysk entlang der Schwarzmeerküste), die Nordroute von Atyrau nach Samara (Anschluss an das russische Transneft-System) und die Ostroute (Atyrau nach Alashankou) bieten Anschluss an bestehende Exporttransporte Systeme.

Eine mögliche südöstliche Route hängt von der Entwicklung des Kasachischen Kaspischen Transportsystems (KCTS) ab, das Öl von Eskene West, wo sich das Werk Bolashak befindet, zum neuen Terminal von Kuryk pumpen könnte. Das Öl kann dann per Tanker zu einem neuen Terminal in der Nähe von Baku transportiert werden, wo es in das Pipelinesystem Baku-Tiflis-Ceyhan (BTC) oder andere Pipelines gepumpt wird, um internationale Märkte zu erschließen.
Alle möglichen Exportrouten werden derzeit sondiert.

Dieses Projekt berücksichtigt Sicherheit und Umweltschutz. Seit der Bildung des ersten Konsortiums im Jahr 1993 wurden viele Umweltschutzprogramme entwickelt und bei Onshore- und Offshore-Ölfeldoperationen umgesetzt. Agip KCO beauftragte beispielsweise lokale Unternehmen mit der Durchführung einer Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) für ihre Aktivitäten, einschließlich des Baus von Onshore- und Offshore-Anlagen, Trunkpipelines und Onshore-Exportpipelines. Es wurde ein Programm zur Förderung der wissenschaftlichen Forschung im Bereich der biologischen Vielfalt in der kaspischen Region initiiert. In der Region Atyrau wurden 20 Stationen zur Überwachung der Luftqualität errichtet. Jährlich werden Bodenuntersuchungen und ein Monitoring des Bestandes von Vögeln und Robben durchgeführt. Im Jahr 2008 wurde eine Karte der umweltsensiblen Gebiete der Nordkaspischen Region veröffentlicht, die unter anderem auf der Grundlage der vom Konsortium gesammelten Daten erstellt wurde.

Auch bei der Schwefelverwertung gibt es Probleme. Das Kashagan-Feld enthält etwa 52 Billionen Kubikfuß an Begleitgas, von dem der größte Teil in Offshore-Anlagen erneut injiziert wird, um die Ölförderung zu verbessern. In Phase 1 (Pilotentwicklungsphase) wird nicht das gesamte Begleitgas bei Offshore-Anlagen wieder in die Lagerstätte eingespeist. Ein Teil davon wird an eine Onshore-Öl- und Gasaufbereitungsanlage geschickt, wo der Gasentschwefelungsprozess stattfindet, der dann als Brenngas zur Stromerzeugung für Onshore- und Offshore-Betriebe verwendet wird, während ein Teil davon auf dem als kommerzielles Gas vermarkten. In Phase 1 sollen durchschnittlich 1,1 Millionen Tonnen Schwefel pro Jahr aus der Sauergasreinigung gewonnen werden.
Obwohl das Konsortium beabsichtigt, die gesamte produzierte Schwefelmenge zu verkaufen, kann eine Zwischenlagerung des Schwefels erforderlich werden. Der im Werk Bolashak produzierte Schwefel wird unter geschlossenen Bedingungen, isoliert von der Umwelt, gelagert. Flüssiger Schwefel wird in versiegelte Behälter gefüllt, die mit Sensoren ausgestattet sind. Schwefel wird vor der Vermarktung in eine Pastellform umgewandelt, um die Bildung von Schwefelstaub beim Zerkleinern zu vermeiden.

Neben einem verantwortungsvollen Umgang mit dem Produktionsbetrieb übernehmen die Programmteilnehmer soziale und ökologische Verpflichtungen, deren Erfüllung den Bürgern Kasachstans langfristig zugute kommt. Die Erfüllung dieser Verpflichtungen erfordert eine enge Zusammenarbeit mit staatlichen und lokalen Behörden, mit der lokalen Gemeinschaft und Initiativgruppen.

Im Zeitraum von 2006 bis 2009. mehr als 5,3 Milliarden US-Dollar wurden für den Einkauf lokaler Waren und Dienstleistungen ausgegeben. Im Jahr 2009 machten Zahlungen für lokale Waren und Dienstleistungen 35 % der Gesamtausgaben des Unternehmens aus.

Im Jahr 2009, während der maximalen Aktivität beim Bau von Einrichtungen der Pilotentwicklungsphase, waren in Kasachstan mehr als 40.000 Menschen im Projekt beschäftigt. Mehr als 80 % der Arbeiter waren Bürger Kasachstans – eine außergewöhnliche Zahl für Projekte dieser Größenordnung.

Infrastrukturprojekte und gesellschaftliche Bedeutung sind wesentliche Bestandteile der unternehmerischen und sozialen Verantwortung von NCOC. Ein erheblicher Teil der Investitionen in die Entwicklung des Bereichs wird laut NCSPSA in den Bau sozialer Infrastruktureinrichtungen in den Bereichen Bildung, Gesundheit, Sport und Kultur investiert. Die Mittel werden gleichmäßig auf die Regionen Atyrau und Mangistau verteilt, wo die Produktion auf der SPSSK erfolgt.

Seit 1998 wurden 126 Projekte in enger Zusammenarbeit mit lokalen Behörden umgesetzt, 60 Projekte in der Region Atyrau und 66 in der Region Mangistau. Insgesamt wurden 78 Millionen US-Dollar in der Region Atyrau und 113 Millionen US-Dollar in der Region Mangistau ausgegeben.

Darüber hinaus haben NCOC und Agip KCO im Rahmen des Sponsorship and Philanthropy Program 2009 mehr als 100 Kultur-, Gesundheits-, Bildungs- und Sportinitiativen unterstützt. Darunter sind Fortbildungen von Ärzten und Lehrern, Seminare zur interkulturellen Bildung und Umweltkompetenz in Schulen, die Einladung führender russischer Chirurgen zur Operation von Atyrau-Kindern, der Kauf von Musikinstrumenten für die Aktau-Schule und der Kauf von medizinischen Geräten und Krankenwagen für ein Krankenhaus in Tupkaragan.

Arbeitssicherheit und Gesundheitsschutz spielen eine wichtige Rolle. Die Teilnehmer dieses Projekts werden ein systematisches Risikomanagement betreiben, um das Gesundheits-, Sicherheits- und Umweltsystem kontinuierlich zu verbessern und bei diesem Indikator weltweit führend zu sein. All dies erfolgt in Übereinstimmung mit den Anforderungen des Production Sharing Agreement für das Nordkaspische Meer, Kasachstan und internationaler Gesetzgebung, bestehender Industriestandards und Unternehmensrichtlinien.

Alle Teilnehmer des SPSPS verpflichten sich:

Durchführung ihrer Tätigkeiten unter Gewährleistung der Gesundheit und Sicherheit aller direkt oder indirekt an diesen Tätigkeiten beteiligten Mitarbeiter, der Umgebung, in der ihre Produktionstätigkeiten durchgeführt werden, sowie der Vermögenswerte des Unternehmens.

Verwalten Sie die Aktivitäten des Konsortiums und die damit verbundenen Risiken in Übereinstimmung mit den Anforderungen des Nordkaspischen Produktionsteilungsabkommens, der kasachischen und internationalen Gesetzgebung und wenden Sie die besten bestehenden Industriestandards in Angelegenheiten an, die nicht durch Gesetze und Vorschriften geregelt werden können.

Förderung der Integration von HSE-Prinzipien in die Unternehmenskultur, in der alle Mitarbeiter und Dienstleister eine gemeinsame Verantwortung für die Umsetzung tragen diese Prinzipien und mit gutem Beispiel vorangehen.

Entwickeln Sie Systeme, die eine systematische Bewertung von HSE-Risiken in allen Phasen der Unternehmenstätigkeit ermöglichen und diese Risiken effektiv steuern.

Entwickeln, zertifizieren Sie das HSE-Managementsystem und informieren Sie die Agenten, die Autorisierte Stelle, alle interessierten Parteien ständig über den Stand der Technik im Bereich HSE, um sich kontinuierlich zu verbessern.

Wählen Sie Geschäftspartner nach ihrer Fähigkeit aus, ihre HSE-Verpflichtungen zu erfüllen.

Implementieren Sie Systeme und Verfahren, um schnell und effizient auf ungeplante und unerwünschte Ereignisse zu reagieren, und überprüfen Sie diese regelmäßig.

Sensibilisierung für die Eigenverantwortung aller Mitarbeiter des Unternehmens bei der Vermeidung von Unfall-, Gesundheits- und Umweltrisiken.

Durchführung gemeinsamer Arbeit mit staatlichen Stellen der Republik Kasachstan und allen interessierten Parteien, um Vorschriften und Standards zu entwickeln, die darauf abzielen, das Sicherheitsniveau der Mitarbeiter des Unternehmens zu erhöhen und die Umwelt zu schützen.

Wenden Sie bei ihren Aktivitäten einen konstruktiven Ansatz an, der auf dem Dialog mit den Interessengruppen und der Öffentlichkeit basiert und darauf abzielt, durch die Umsetzung von Sozialprogrammen die Anerkennung der Aktivitäten des Unternehmens durch die lokale Gemeinschaft zu erreichen.

Sponsoring- und Philanthropie-Projekte zielen darauf ab, wirtschaftliche Nachhaltigkeit und Wohlfahrt zu fördern, Gesundheitsversorgung, Bildung, Kultur und Kulturerbe, Sport zu unterstützen und anspruchsberechtigten Menschen mit niedrigem Einkommen zu helfen und sich an den strategischen Zielen des NCOC einer nachhaltigen Entwicklung auszurichten. Agip KCO ist für die Umsetzung des Sponsoring- und Charity-Programms verantwortlich.

Projekte beinhalten insbesondere eigene Beiträge der Teilnehmer selbst und müssen auch der Öffentlichkeit ihre langfristige Nachhaltigkeit demonstrieren. Die Unterstützung durch politische oder religiöse Organisationen ist ausgeschlossen, Projekte dürfen keine unfairen Bedingungen für den Marktwettbewerb schaffen, die Umweltstabilität und / oder natürliche Ökosysteme beeinträchtigen. Projekte werden in der Regel von lokalen Behörden, NGOs oder Gemeindevertretern entwickelt, können aber auch vom NCOC oder seinen Agenten als proaktive Maßnahmen zur Unterstützung lokaler Gemeinden initiiert werden.

Referenzliste:

Staatliches Programm zur Entwicklung des kasachischen Sektors des Kaspischen Meeres

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Entwicklungsplan für die Lagerstätte Karakudyk. Geschäftsplan für die Erschließung der Bausteinlagerstätte Egoryevskoye Plan für die Erschließung der Lagerstätte

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