Plan de desarrollo del depósito Karakudyk. Plan de negocios para el desarrollo del depósito de piedra del edificio Egoryevskoye Plan para el desarrollo del depósito

El principal documento gráfico al calcular las reservas es el plan de recuento. Los planos estimados (Fig. 3) se elaboran sobre la base de un mapa estructural para la parte superior de los embalses productivos o el punto de referencia más cercano ubicado a no más de 10 m por encima o por debajo de la parte superior del embalse. Los contornos exterior e interior se trazan en el mapa petróleo- y contenido de gas, límites de las categorías de reservas.

Los límites y el área de cálculo de las reservas de petróleo y gas de cada categoría están coloreados en un color específico:

Arroz. 3. Un ejemplo de un plan de reservorio estimado.

1 - petróleo; 2 - agua: 3 - petróleo y agua;

Pozos: 4 - producción, 5 - exploración, 6 - suspendidos, 7 - abandonados, 8 - sin afluencia; 9 - isohipses de la superficie del colector, m;

Contornos de los cojinetes de aceite: 10 - externo, 11 - interno; 12 - límite de reemplazo de facies litológica de reservorios; 13 categorías de reservas;

Cifras para pozos: el numerador es el número de pozo, el denominador es la elevación absoluta de la parte superior del yacimiento, m.

Todos los pozos perforados en la fecha de cálculo de reservas también se grafican en el plan de cálculo (con una indicación exacta de la posición de las cabezas de pozo, los puntos de su intersección con la parte superior del reservorio correspondiente):

Exploración;

Minería;

Mothballed pendiente de la organización de la pesquería;

Inyección y observación;

Los que dieron aceite anhidro, aceite con agua, gas, gas con condensado, gas con condensado y agua y agua;

Siendo probado;

Sin probar, con especificación petróleo-, gas- y saturación de agua de reservorios - reservorios de acuerdo con la interpretación de materiales de estudios geofísicos de pozos;

Liquidado, indicando los motivos de la liquidación;

Costura revelada, compuesta por rocas impermeables.

Para los pozos probados, se indica lo siguiente: profundidad y marcas absolutas de la parte superior e inferior del yacimiento, marcas absolutas de los intervalos de disparos, tasas de producción de petróleo iniciales y actuales, gas y agua, diámetro del estrangulador, depresión, duración de la operación, fecha de aparición del agua y su porcentaje en el producto elaborado. Cuando se prueban dos o más capas juntas, se indican sus índices. Débito petróleo y gas debe medirse cuando los pozos están operando con los mismos estranguladores.

Para los pozos productores, se da lo siguiente: fecha de puesta en servicio, caudales iniciales y actuales y presión del yacimiento, petróleo producido, gas, condensado y agua, la fecha de inicio del riego y el porcentaje de agua en el producto elaborado a la fecha de cálculo de las reservas. Con una gran cantidad de pozos, esta información se coloca en la tabla del plan de cálculo o en la hoja adjunta. Además, el plan de cálculo contiene una tabla que indica los valores de los parámetros calculados adoptados por los autores, las reservas calculadas, sus categorías, los valores de los parámetros adoptados por decisión del Comité Estatal de Reservas del Federación de Rusia, fecha en la que se calcularon las reservas.

Al volver a estimar las reservas, los planes de estimación deben contener los límites de las categorías de reservas aprobadas en el cálculo anterior, y se deben resaltar los pozos perforados después del cálculo anterior de reservas.

El cálculo de las reservas de petróleo, gas, condensado y los componentes contenidos en ellos se realiza por separado para gas, petróleo ,. zonas gas-oil, water-oil y gas-oil-water por tipos de reservorios para cada estrato del yacimiento y el campo en su conjunto, con evaluación obligatoria de las perspectivas para todo el campo.

Las reservas de componentes comercialmente importantes contenidos en el petróleo y el gas se calculan dentro de los límites de la estimación de reservas. petróleo y gas.

Al calcular las reservas, los parámetros calculados se miden en las siguientes unidades: espesor en metros; presión en megapascales (con una precisión de décimas de unidad); área en miles de metros cuadrados; densidad de aceite, condensado y agua en gramos por centímetro cúbico, y gas - en kilogramos por metro cúbico (con una precisión de milésimas de unidad); coeficientes de porosidad y de saturación de petróleo y gas en fracciones de una unidad redondeadas a las centésimas más cercanas; factores de recuperacion petróleo y condensado en fracciones de una unidad redondeadas a las milésimas más cercanas.

Las reservas de petróleo, condensado, etano, propano, butanos, azufre y metales se calculan en miles de toneladas, gas - en millones de metros cúbicos, helio y argón - en miles de metros cúbicos.

Los valores medios de los parámetros y los resultados del cálculo de las reservas se dan en forma tabular.

La organización fue fundada en diciembre de 2005. El operador del proyecto es KarakudukMunai LLP. El socio de LUKOIL en el proyecto es Sinopec (50%). El desarrollo del depósito se realiza de acuerdo con el contrato de uso del subsuelo firmado el 18 de septiembre de 1995. El contrato tiene una validez de 25 años. El campo Karakuduk se encuentra en la región de Mangistau, a 360 km de la ciudad de Aktau. Reservas remanentes recuperables de hidrocarburos - 11 millones de toneladas. Producción en 2011: 1,4 millones de toneladas de petróleo (la participación de LUKOIL es de 0,7 millones de toneladas) y 150 millones de metros cúbicos de gas (la participación de LUKOIL es de 75 millones de metros cúbicos). Inversiones desde el inicio del proyecto (desde 2006): más de $ 400 millones en participación de LUKOIL. El número total de empleados es de unas 500 personas, de las cuales el 97% son ciudadanos de la República de Kazajstán. LUKOIL planea invertir hasta $ 0.1 mil millones en su participación en el desarrollo del proyecto para 2020.

1. INFORMACIÓN GENERAL DE DEPÓSITO

Geográficamente, el campo Karakuduk está ubicado en la parte suroeste de la meseta de Ustyurt. Administrativamente pertenece al distrito de Mangistau de la región de Mangystau de la República de Kazajstán.

El asentamiento más cercano es la estación de tren de Sai-Utes, ubicada a 60 km al sureste. La estación de Beineu se encuentra a 160 km del campo. La distancia al centro regional de Aktau es de 365 km.

En términos orográficos, el área de trabajo es una llanura desértica. Las elevaciones absolutas de la superficie de relieve varían de +180 ma +200 m La zona de trabajo se caracteriza por un clima continental marcado con veranos calurosos y secos e inviernos fríos. El mes más caluroso del verano es julio con una temperatura máxima de hasta +45 o C. En invierno, la temperatura mínima alcanza los -30-35 o C. La precipitación media anual es de 100-170 mm. La región se caracteriza por fuertes vientos que se convierten en tormentas de polvo. De acuerdo con SNiP 2.01.07.85, el área del campo en términos de presión del viento pertenece al área III (hasta 15 m / s). En verano, prevalecen los vientos del NW, en invierno - NW. La capa de nieve en el área de trabajo es irregular. El espesor en las zonas bajas más sumergidas alcanza los 1-5 m.

La fauna y flora de la región es pobre y está representada por especies típicas de zonas semidesérticas. Es característica la vegetación de hierbas y arbustos raros: espina de camello, ajenjo, mezcolanza. La fauna está representada por roedores, reptiles (tortugas, lagartos, serpientes) y arácnidos.

No existen fuentes de agua naturales en el área de trabajo. Actualmente, las fuentes de abastecimiento de agua al campo agua potable El agua del Volga del conducto principal de agua Astrakhan-Mangyshlak se utiliza para necesidades técnicas y de extinción de incendios, así como pozos de agua especiales de hasta 1100 m de profundidad para los sedimentos albsenomanos.

El área de trabajo está prácticamente deshabitada. 30 km al este del paso del depósito Karakuduk Ferrocarril Estación Makat - Mangyshlak, a lo largo de la cual se colocan los oleoductos y gasoductos operativos Uzen-Atyrau-Samara y Asia Central-Center, así como la línea eléctrica de alto voltaje Beineu-Uzen. Comunicación entre pesquería y asentamientos realizado por carretera.

1. CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS Y FÍSICAS DEL DEPÓSITO

3.1. Características de la estructura geológica.

Características litológicas y estratigráficas del tramo

Como resultado de la perforación de exploración y producción en el campo Karakuduk, se descubrió un estrato de sedimentos Meso-Cenozoicos con un espesor máximo de 3662 m (pozo 20), desde Triásico hasta Neógeno-Cuaternario, inclusive.

A continuación se muestra una descripción de la sección expuesta del campo.

Sistema Triásico - T. Los estratos terrígenos abigarrados de la edad Triásico están representados por areniscas, limolitas, lutitas y arcillas parecidas a lutitas, coloreadas en varios tonos de gris, marrón a gris verdoso. El espesor mínimo penetrado del Triásico se observa en el pozo 145 (29 m) y el máximo, en el pozo 20 (242 m).

Sistema jurásico - J. Con discordancia estratigráfica y angular, un estrato de depósitos jurásicos se superpone a las rocas triásicas subyacentes.

La sección jurásica se presenta en el volumen de las secciones inferior, media y superior.

Sección inferior - J 1. La sección del Jurásico Inferior está compuesta litológicamente por areniscas, limolitas, arcillas y lutitas intercaladas. Arenisca gris claro con tinte verdoso, de grano fino, mal clasificado, bien cementado. Las arcillas y limolitas son de color gris oscuro con un tinte verdoso. Fangolitas gris oscuro con inclusiones ORO. Regionalmente, el horizonte Yu-XIII está confinado a los depósitos del Jurásico Inferior. El espesor de los depósitos del Jurásico Inferior varía de 120 a 127 m.

Departamento intermedio - J 2. La secuencia del Jurásico Medio está representada por las tres etapas: batoniana, bajociana y aalena.

Estadio Aalenio - J 2 a. Los depósitos de la época Aaleniana se superponen a los subyacentes con discordancia estratigráfica y angular y están representados por areniscas, arcillas y, más raramente, limolitas alternadas. Las areniscas y limolitas están coloreadas en tonos grises y gris claro; las arcillas se caracterizan por un color más oscuro. En la relación regional con este intervalo estratigráfico, los horizontes J –XI, J - XII están confinados. El espesor es de más de 100 m.

Nivel Bayos - J 2 c. Las areniscas son grises y gris claro, de grano fino, fuertemente cementadas, no granuladas, micáceas. Limolitas gris claro, de grano fino, micáceas, arcillosas, con inclusiones de restos vegetales carbonizados. Las arcillas son de color gris oscuro, negras, densas en algunos lugares. Los depósitos de esta edad están asociados con los horizontes productivos Yu-VI-Yu-X. El grosor es de unos 462 m.

Etapa de Bathsky - J 2 vt. Litológicamente, están representados por areniscas, limolitas, intercaladas con arcillas. En la parte inferior del tramo, la proporción de areniscas aumenta con finas capas de limolitas y arcillas. Los depósitos de la etapa batónica están asociados con los horizontes productivos Yu-III-Yu-V. El espesor varía de 114,8 ma 160,7 m.

Sección superior - J 3. Los depósitos del Jurásico Superior se encuentran conformadamente sobre los subyacentes y están representados por tres etapas: Calloviano, Oxfordiano y Volgiano. El límite inferior se dibuja a lo largo de la parte superior del miembro de arcilla, que se traza claramente en todos los pozos.

Etapa Calloviana - J 3 K. La Etapa Calloviana está representada por arcillas, areniscas y limolitas alternas. Según características litológicas, se distinguen tres miembros en la composición del escenario: los superiores y medios son arcillosos con un espesor de 20-30 m, y el inferior es una alternancia de lechos de arenisca y limolita con intercalaciones de arcilla. Los horizontes productivos Yu-I y Yu-II se limitan al miembro inferior del estadio Calloviano. El espesor varía de 103,2 ma 156 m.

Nivel Oxford-Volga - J 3 ox-v. Los depósitos de la etapa oxfordiana están representados por arcillas y margas con raras capas intermedias de areniscas y limolitas, mientras que se observa alguna diferenciación: la parte inferior es arcillosa, la superior es margosa.

Las rocas son grises, gris claro, a veces gris oscuro y tienen un tinte verdoso.

La sección del tiempo del Volga es un estrato de calizas arcillosas con capas intermedias de dolomías, margas y arcillas. Las calizas a menudo están fracturadas y son porosas, masivas, arenosas, arcillosas, con una fractura irregular y un brillo mate. Las arcillas son limosas, grises, calcáreas, a menudo con inclusiones de restos de fauna. Las dolomitas son grises, gris oscuro, criptocristalinas, arcillosas en algunos lugares, con una fractura irregular y un brillo mate. El espesor de las rocas varía de 179 a 231,3 m.

Sistema Cretácico - K. Los depósitos del sistema Cretácico se presentan en el volumen de las secciones inferior y superior. La sección se subdividió en niveles según los materiales de tala y la comparación con las áreas adyacentes.

Sección inferior - K 1. Los depósitos del Cretácico Inferior están compuestos por rocas de la superestapa neocomiana, las etapas Aptiana y Albiana.

Superescenario neocomiano - K 1 ps. Los sedimentos Volgianos subyacentes están constantemente superpuestos por los estratos del intervalo Neocomiano, que une tres etapas: Valanginiano, Hauteriviano, Barremiano.

El tramo está compuesto litológicamente por areniscas, arcillas, calizas y dolomitas. Las areniscas son de grano fino, gris claro, polimícticas, con carbonato y cemento arcilloso.

A nivel del intervalo Hauteriviano, la sección está representada principalmente por arcillas, margas, y solo en la parte superior se traza el horizonte de arena. Los yacimientos de Barrem se distinguen en la sección por el color abigarrado de las rocas y están compuestos litológicamente por arcillas con intercalaciones de areniscas y limolitas. A lo largo de la sección de la era neocomiana, se observa la presencia de miembros de parodias limoso-arenosas. El espesor de los depósitos de la superetapa neocomiana varía de 523,5 ma 577 m.

Etapa Aptiana - K 1 a. Los yacimientos de esta edad se superponen a los subyacentes con erosión, teniendo un claro límite litológico con ellos. En la parte inferior, el tramo está compuesto principalmente por rocas arcillosas con raras capas intermedias de arenas, areniscas, limolitas, y en la parte superior, hay una alternancia uniforme de rocas arcillosas y arenosas. El espesor varía de 68,7 ma 129,5 m.

Estadio Albiano - K 1 al. La sección consta de arenas, areniscas y arcillas intercaladas. En términos de características estructurales y de textura, las rocas no difieren de las de abajo. El espesor varía de 558,5 ma 640 m.

Sección superior - K 2. La parte superior está representada por depósitos cenomanianos y turonianos-senonianos.

Etapa cenomaniana - K 2 s. Los depósitos cenomanianos están representados por arcillas que se alternan con limolitas y areniscas. En términos de apariencia y composición litológica, las rocas de esta edad no se diferencian de los depósitos del Albiano. El espesor varía de 157 a 204 m.

Complejo indiviso Turoniano-Senoniano - К 2 t-cn. En el fondo del complejo descrito se distingue la etapa turoniana, compuesta por arcillas, areniscas, calizas, margas tiza, que son un buen referente.

Más arriba en la sección, hay sedimentos de los estadios santoniano, campaniano, maastrichtiano, unidos en el superetapa senoniano, representados litológicamente por un grueso estrato de margas intercaladas, cretas, calizas tiza y arcillas carbonatadas.

El espesor de los depósitos del complejo Turoniano-Senoniano varía de 342 a 369 m.

Sistema Paleógeno - R. Los depósitos del Paleógeno están representados por calizas blancas, estratos de marga verdosa y arcillas limolitas rosadas. El espesor varía de 498 ma 533 m.

Sistema neógeno-cuaternario - N-Q. Los depósitos neógeno-cuaternarios están compuestos principalmente por rocas de arcilla carbonatada de color gris claro, verde y marrón y rocas de concha de piedra caliza. La parte superior de la sección está llena de sedimentos y conglomerados continentales. El espesor de los depósitos varía de 38 a 68 m.

3.2. Tectónica

De acuerdo con la zonificación tectónica, el depósito de Karakuduk se encuentra dentro de la etapa tectónica de Arystan, que forma parte del sistema de vaguadas y elevaciones del norte de Ustyurt de la parte occidental de la placa de Turan.

De acuerdo con los datos sísmicos de CDP-3D (2007) realizados por OJSC Bashneftegeofizika, la estructura Karakuduk a lo largo del horizonte reflectante III es un pliegue braquianticlinal de rumbo sub-latitudinal con dimensiones de 9x6.5 km a lo largo de una isohipsa cerrada de menos 2195 m, con una amplitud de 40 m. Los ángulos de incidencia de las alas aumentan con la profundidad: en el Turoniano - un grado, en el Cretácico Inferior -1-2˚. La estructura a lo largo del horizonte reflectante V es un pliegue anticlinal roto por numerosas fallas, posiblemente algunas de ellas de naturaleza no tectónica. Todas las fallas importantes que se describen más adelante en el texto se trazan a lo largo de este horizonte reflectante. El pliegue sumergible consta de dos bóvedas, delimitadas por el isohypsum menos 3440 m, identificadas en el área de los pozos 260-283-266-172-163-262 y 216-218-215. En la isohipsa de menos 3480 m, el pliegue tiene unas dimensiones de 7,4 x 4,9 km y una amplitud de 40 m.

La elevación de los mapas estructurales a lo largo de los horizontes productivos jurásicos tiene una forma casi isométrica, complicada por una serie de fallas que dividen la estructura en varios bloques. La perturbación más básica es la perturbación F 1 en el este, que se puede rastrear a lo largo de la sección de producción, y divide la estructura en dos bloques: central (I) y este (II). El bloque II se baja con relación al bloque I con un aumento en la amplitud del desplazamiento de sur a norte de 10 a 35 m. La violación de F 1 es oblicua y se mueve de oeste a este con profundidad. Esta violación fue confirmada por la perforación del pozo 191, donde parte de los depósitos jurásicos de unos 15 m al nivel del horizonte productivo Yu-IVA está ausente.

La violación F 2 se llevó a cabo en el área de los pozos 143, 14 y separa el bloque central (I) del bloque sur (III). La razón de esta violación no fue solo la base sísmica, sino también los resultados de las pruebas de pozos. Por ejemplo, de entre los pozos base cerca del pozo 143, está el pozo 222, donde se obtuvo petróleo durante la prueba del horizonte Yu-I, y agua en el pozo 143.

Descripción del trabajo

La organización fue fundada en diciembre de 2005. El operador del proyecto es KarakudukMunai LLP. El socio de LUKOIL en el proyecto es Sinopec (50%). El desarrollo del depósito se realiza de acuerdo con el contrato de uso del subsuelo firmado el 18 de septiembre de 1995. El contrato tiene una validez de 25 años. El campo Karakuduk se encuentra en la región de Mangistau, a 360 km de la ciudad de Aktau. Reservas de hidrocarburos recuperables restantes: 11 millones de toneladas. Producción en 2011: 1,4 millones de toneladas de petróleo (la participación de LUKOIL es de 0,7 millones de toneladas) y 150 millones de metros cúbicos de gas (la participación de LUKOIL es de 75 millones de metros cúbicos).

Ministerio Educación y ciencia de la República de Kazajstán

Facultad de Economía y Finanzas

Departamento de Economía y Gestión

D
disciplina: Evaluación de proyectos de petróleo y gas

SRS No. 1

Tema: Plan de desarrollo para el campo Kashagan de importancia estratégica en la plataforma del Mar Caspio

Realizado:

Especial para estudiantes de 3 años "Economía"

Batyrgalieva Zarina

ID: 08BD03185

Comprobado:

Estekova G.B.

Almaty, 2010

Durante los últimos 30 años, ha habido tendencias en las que el PIB mundial está creciendo en un promedio de 3.3% por año, mientras que la demanda mundial de petróleo como la principal fuente de hidrocarburos está creciendo en un promedio de 1% por año. El rezago en el consumo de hidrocarburos frente al crecimiento del PIB está asociado a procesos de conservación de recursos, principalmente en países desarrollados... Al mismo tiempo, la participación de los países en desarrollo en la producción del PIB y en el consumo de hidrocarburos aumenta constantemente. En este caso, se espera una exacerbación creciente de los problemas de suministro de hidrocarburos.

La proximidad territorial de países tan grandes y con un desarrollo dinámico como Rusia y China abre amplias perspectivas para la exportación de hidrocarburos kazajos. Para garantizar el acceso a su mercado, es necesario desarrollar y mejorar el sistema de tuberías troncales.

Las evaluaciones de expertos internacionales muestran que si continúan las tendencias actuales, todas las reservas probadas de petróleo del mundo solo durarán entre 40 y 50 años. La adición de los recursos petroleros de KSCM a las reservas probadas del mundo es un factor definitorio en las estrategias energéticas globales. Kazajstán debería estar preparado para una combinación flexible de estrategias para la transferencia sistemática de la producción de petróleo al Mar Caspio y forzar ciertos proyectos prometedores. Y uno de los proyectos más prometedores es el campo Kashagan.

El campo de Kashagan, que lleva el nombre de un poeta kazajo del siglo XIX que nació en la región de Mangistau, es uno de los descubrimientos más grandes del mundo en los últimos 40 años. Pertenece a la provincia de petróleo y gas del Caspio.

El campo Kashagan está ubicado en el sector kazajo del Mar Caspio y cubre un área de aproximadamente 75 x 45 kilómetros. El embalse se encuentra a una profundidad de unos 4.200 metros por debajo del lecho marino en la parte norte del mar Caspio.

Kashagan, como un levantamiento de arrecifes de gran amplitud en el complejo Paleozoico subsal del Mar Caspio Norte, fue descubierto mediante trabajos de prospección sísmica por geofísicos soviéticos en el período 1988-1991. sobre el mar continuación de la zona de levantamientos Karaton-Tengiz.

Posteriormente, fue confirmado por estudios de empresas geofísicas occidentales encargados por el gobierno de Kazajstán. Los macizos de Kashagan, Koroglu y Nubar, originalmente identificados en su estructura en el período 1995-1999. recibió los nombres Kashagan East, West y South-West, respectivamente.

Las dimensiones de East Kashagan a lo largo de la isohipse cerrada - 5000 m son 40 (10/25) km, área - 930 km², amplitud de elevación - 1300 m km², el espesor medio saturado de petróleo es 550 m.

Kashagan Western limita con el este de Kashagan a lo largo de una escarpa estructural sumergida, que posiblemente esté asociada con la dislocación tectónica. Las dimensiones de la elevación del arrecife a lo largo del estratoisohipse cerrado - 5000 m son 40 * 10 km, el área es 490 km², la amplitud es 900 m., El espesor promedio saturado de petróleo es 350 m.

El suroeste de Kashagan se encuentra algo al lado (sur) del macizo principal. El levantamiento a lo largo del estratoisohipse cerrado - 5400 m tiene dimensiones de 97 km, área - 47 km², amplitud - 500 m. OWC se predice en una marca absoluta de 5300 m, área de petróleo - 33 km², espesor medio saturado de petróleo - 200 m.

Las reservas de petróleo de Kashagan varían ampliamente de 1,5 a 10,5 mil millones de toneladas. De estos, el Este representa de 1.1 a 8 mil millones de toneladas, el Oeste, hasta 2.5 mil millones de toneladas, y el Sudoeste, 150 millones de toneladas.

Las reservas geológicas de Kashagan se estiman en 4.800 millones de toneladas de petróleo según los geólogos kazajos.

Según el operador del proyecto, las reservas totales de petróleo son de 38 mil millones de barriles o 6 mil millones de toneladas, de las cuales alrededor de 10 mil millones de barriles son recuperables. Kashagan tiene grandes reservas de gas natural de más de 1 billón. cachorro. metros.

Compañías asociadas en el proyecto Kashagan: Eni, KMG Kashagan B.V. (una subsidiaria de Kazmunaigaz), Total, ExxonMobil, Royal Dutch Shell tienen cada una una participación del 16,81%, ConocoPhillips - 8,4%, Inpex - 7,56%.

El operador del proyecto fue designado en 2001 por los socios: Eni, y se creó la empresa Agip KCO. Los participantes del proyecto están trabajando en la creación de una compañía de operación conjunta North Caspian Operating Company (NCOC), que reemplazará a AgipKCO y a varias compañías de agentes como un solo operador.

El gobierno de Kazajstán y el consorcio internacional para el desarrollo del proyecto del norte del Caspio (incluido el campo Kashagan) acordaron posponer el inicio de la producción de petróleo desde 2011 hasta finales de 2012.

La producción de petróleo en Kashagan debería alcanzar los 50 millones de toneladas por año a finales de la próxima década. La producción de petróleo en Kashagan, según estimaciones de ENI, en 2019 debería alcanzar los 75 millones de toneladas por año. Con Kashagan, Kazajstán entrará en el Top 5 de los productores de petróleo del mundo.

Con el fin de aumentar la recuperación de petróleo y reducir el contenido de H3S, el consorcio se está preparando para utilizar varias instalaciones en tierra y mar adentro en Karabatan para inyectar gas natural en el yacimiento, se construirá un oleoducto y un gasoducto con Karabatan.

El desarrollo del campo Kashagan en el duro entorno costero del norte del Caspio presenta una combinación única de desafíos tecnológicos y de la cadena de suministro. Estas dificultades están asociadas a garantizar la seguridad de la producción, solucionar problemas de ingeniería, logística y medioambientales, lo que convierte a este proyecto en uno de los proyectos industriales más grandes y complejos del mundo.

El campo se caracteriza por una alta presión de yacimiento de hasta 850 atmósferas. Aceite de alta calidad -46 ° API, pero con alto contenido de GOR, sulfuro de hidrógeno y mercaptano.

Kashagan se anunció en el verano de 2000 tras los resultados de la perforación del primer pozo Vostok-1 (East Kashagan-1). Su caudal diario fue de 600 m³ de petróleo y 200 mil m³ de gas. El segundo pozo (West-1) se perforó en West Kashagan en mayo de 2001, a 40 km del primero. Mostró un caudal diario de 540 metros cúbicos de petróleo y 215 mil metros cúbicos de gas.

Para el desarrollo y evaluación de Kashagan, se construyeron 2 islas artificiales, se perforaron 6 pozos de exploración y 6 de evaluación (Vostok-1, Vostok-2, Vostok-3, Vostok-4, Vostok-5, West-1.

Debido a las aguas poco profundas y los fríos inviernos en el norte del Caspio, no es posible el uso de tecnologías tradicionales de perforación y producción, como estructuras de hormigón armado o plataformas autoelevables instaladas en el lecho marino.

Para brindar protección contra las duras condiciones invernales y los movimientos del hielo, las estructuras marinas se instalan en islas artificiales. Se prevén dos tipos de islas: pequeñas islas de "perforación" sin personal y grandes "islas con complejos tecnológicos" (ETC) con personal de mantenimiento.

Los hidrocarburos se bombearán a través de tuberías desde las islas de perforación hasta el ETC. Las islas ETC albergarán unidades de proceso para la recuperación de la fase líquida (petróleo y agua) de gas crudo, unidades de inyección de gas y sistemas de energía.

En la Fase I, aproximadamente la mitad del gas total producido se volverá a inyectar al reservorio. Los fluidos recuperados y el gas crudo se canalizarán a la costa en la planta de Bolashak en la región de Atyrau, donde se planea preparar el petróleo a calidad comercial. Parte del gas se enviará de regreso a la instalación en alta mar para su uso en la generación de energía, mientras que parte del gas satisfará necesidades similares de la instalación en tierra.

Hay una serie de dificultades técnicas en la estrategia de desarrollo de Kashagan:

El embalse de Kashagan se encuentra a una profundidad de unos 4.200 metros por debajo del lecho marino y tiene alta presión(presión inicial del depósito 770 bar). El yacimiento se caracteriza por un mayor contenido de gas ácido.


El bajo nivel de salinidad causado por la afluencia de agua dulce del Volga, combinado con aguas poco profundas y temperaturas invernales de hasta -30 ° C, hace que el norte del Caspio esté cubierto de hielo durante unos cinco meses al año. El movimiento del hielo y los surcos por el movimiento del hielo en el lecho marino representan serias limitaciones para las actividades de construcción.

El Caspio Norte es una zona ecológica muy sensible y un hábitat para una variedad de flora y fauna, incluidas algunas especies raras. La responsabilidad medioambiental es nuestra máxima prioridad para NCOC. Trabajamos de manera constante y enérgica para prevenir y minimizar cualquier impacto ambiental que pueda surgir de nuestras operaciones.

La región del Caspio Norte es un área donde el suministro de equipos importantes para el proyecto está asociado con ciertas dificultades. Las dificultades logísticas se ven agravadas por las restricciones de acceso por rutas de transporte acuático, como el canal Volga-Don y el sistema de transporte acuático Mar Báltico-Volga, que, debido a la pesada capa de hielo, están abiertos a la navegación solo unos seis meses al año.

Me gustaría señalar la estrategia de exportación de este proyecto. El plan existente para la exportación de la producción posterior al campo prevé el uso de los sistemas de tuberías y ferrocarriles existentes.

La ruta occidental del oleoducto CPC (oleoducto de Atyrau a Novorossiysk a lo largo de la costa del Mar Negro), la ruta norte de Atyrau a Samara (que conecta con el sistema ruso Transneft) y la ruta este (Atyrau a Alashankou) proporcionan conexiones con el transporte de exportación existente. sistemas.

Una posible ruta hacia el sureste depende del desarrollo del Sistema de Transporte Caspio de Kazajstán (KCTS), que podría bombear petróleo desde Eskene West, donde se encuentra la planta de Bolashak, hasta la nueva terminal de Kuryk. Luego, el petróleo puede ser transportado en camión cisterna a una nueva terminal cerca de Bakú, donde se bombearía al sistema de oleoductos Bakú-Tbilisi-Ceyhan (BTC) u otros oleoductos para ingresar a los mercados internacionales.
Actualmente se están explorando todas las posibles rutas de exportación.

Este proyecto tiene en cuenta la seguridad y la protección del medio ambiente. Desde la formación del primer consorcio en 1993, se han desarrollado e implementado muchos programas de protección ambiental durante las operaciones de yacimientos petrolíferos en tierra y mar. Por ejemplo, Agip KCO contrató a empresas locales para que llevaran a cabo una evaluación de impacto ambiental (EIA) para sus actividades, incluida la construcción de instalaciones en tierra y mar adentro, tuberías troncales y tuberías de exportación en tierra. Se inició un programa para financiar la investigación científica en el campo de la diversidad biológica en la región del Caspio. Se construyeron veinte estaciones de monitoreo de la calidad del aire en la región de Atyrau. La investigación del suelo y el seguimiento del estado de la población de aves y focas se realizan anualmente. En 2008, se publicó un mapa de las áreas ambientalmente sensibles de la región del Caspio Norte, creado, entre otras cosas, sobre la base de los datos recopilados por el consorcio.

También existen problemas con la utilización de azufre. El campo de Kashagan contiene alrededor de 52 billones de pies cúbicos de gas asociado, la mayoría de los cuales serán reinyectados en instalaciones costa afuera para mejorar la recuperación de petróleo. En la Fase 1 (Fase de desarrollo piloto), no todo el gas asociado se reinyectará en el depósito en las instalaciones costa afuera. Parte de ella se enviará a una unidad de procesamiento de petróleo y gas en tierra, donde se llevará a cabo el proceso de desulfuración del gas, que luego se utilizará como gas combustible para generar electricidad para operaciones en tierra y mar, mientras que parte se venderá en el mercado como gas comercial. La Fase 1 planea producir un promedio de 1,1 millones de toneladas de azufre por año a partir de la purificación de gases ácidos.
Aunque el consorcio planea vender todo el volumen de azufre producido, puede ser necesario almacenar temporalmente el azufre. El azufre producido en la planta de Bolashak se almacenará en condiciones cerradas, aislado del medio ambiente. El azufre líquido se verterá en contenedores sellados equipados con sensores. El azufre se convertirá en una forma de pastel antes de su comercialización para evitar la formación de polvo de azufre durante la trituración.

Además de un enfoque responsable de la conducción de las operaciones de producción, los participantes del programa asumen obligaciones sociales y ambientales, cuyo cumplimiento beneficiará a los ciudadanos de Kazajstán a largo plazo. El cumplimiento de estas obligaciones requiere una estrecha cooperación con las autoridades estatales y locales, con la comunidad local y los grupos de iniciativa.

En el período de 2006 a 2009. se gastaron más de 5.300 millones de dólares en la compra de bienes y servicios locales. En 2009, los pagos por bienes y servicios locales representaron el 35% de los gastos totales de la empresa.

En 2009, durante el período de máxima actividad en la construcción de instalaciones de la Etapa de Desarrollo Piloto, más de 40.000 personas fueron empleadas en el proyecto en Kazajstán. Más del 80% de los trabajadores eran ciudadanos de Kazajstán, una cifra excepcional para proyectos de esta escala.

Proyectos de infraestructura y significado social son componentes esenciales de la responsabilidad social y corporativa de NCOC. Según la NCSPSA, una parte importante de la inversión en el desarrollo del campo se destina a la construcción de instalaciones de infraestructura social en el campo de la educación, la salud, el deporte y la cultura. Los fondos se distribuyen uniformemente entre las regiones de Atyrau y Mangistau, donde las operaciones de producción se llevan a cabo en el SPSSK.

Desde 1998, se han ejecutado 126 proyectos en estrecha cooperación con las autoridades locales, 60 proyectos en la región de Atyrau y 66 en la región de Mangistau. Se gastó un total de 78 millones de dólares en la región de Atyrau y 113 millones de dólares en la región de Mangistau.

Además, en el marco del Programa de Patrocinio y Filantropía de 2009, NCOC y Agip KCO han apoyado más de 100 iniciativas culturales, de salud, educativas y deportivas. Entre ellos se encuentran la capacitación avanzada de médicos y maestros, seminarios sobre educación intercultural y alfabetización ambiental en las escuelas, invitar a destacados cirujanos rusos a operar a niños de Atyrau, comprar instrumentos musicales para la escuela de Aktau y comprar equipos médicos y ambulancias para el hospital de Tupkaragan.

La salud y seguridad ocupacional juega un papel importante. Los participantes de este proyecto realizarán una gestión sistemática de riesgos con el fin de mejorar continuamente el sistema de salud, seguridad y medio ambiente y alcanzar el nivel de líderes mundiales en este indicador. Todo esto se lleva a cabo de acuerdo con los requisitos del Acuerdo de Producción Compartida para el Mar Caspio Norte, Kazajstán y la legislación internacional, los estándares industriales existentes y las directivas corporativas.

Todos los participantes del SPSPS se comprometen:

Realizar sus actividades, velando por la salud y seguridad de todos los empleados directa o indirectamente involucrados en estas actividades, el entorno en el que se desarrollan sus operaciones productivas, así como los activos de la empresa.

Administrar las actividades del consorcio y los riesgos relacionados de acuerdo con los requisitos del Acuerdo de participación en la producción del Caspio Norte, la legislación kazaja e internacional, y aplicar los mejores estándares de la industria existentes en aquellos asuntos que no pueden ser regulados por leyes y regulaciones.

Promover la integración de los principios de HSE en la cultura de la empresa, donde todos los trabajadores y proveedores de servicios tienen la responsabilidad conjunta de implementar estos principios y predicar con el ejemplo.

Desarrollar sistemas que permitan una evaluación sistemática de los riesgos de HSE en todas las etapas de las actividades de la empresa y controlar de manera efectiva estos riesgos.

Desarrollar, realizar la certificación del sistema de gestión de HSE e informar continuamente a los Agentes, al Organismo Autorizado, a todas las partes interesadas sobre el estado del arte en el campo de HSE con el fin de mejorar continuamente.

Seleccione socios comerciales en función de su capacidad para cumplir con sus obligaciones de HSE.

Implementar sistemas y procedimientos que permitan una respuesta inmediata y efectiva ante eventos no planificados e indeseables, y realizar su revisión periódica.

Aumentar el nivel de conciencia de la responsabilidad personal de todos los empleados de la empresa en materia de prevención de los riesgos de accidentes, daños a la salud y al medio ambiente.

Llevar a cabo un trabajo conjunto con los organismos estatales de la República de Kazajstán y todas las partes interesadas con el fin de desarrollar regulaciones y normas destinadas a aumentar el nivel de seguridad de los empleados de la empresa y proteger el medio ambiente.

Aplicar un enfoque constructivo en sus actividades basado en el diálogo con los grupos de interés y la ciudadanía y orientado a lograr el reconocimiento de las actividades de la empresa por parte de la comunidad local a través de la implementación de programas sociales.

Los proyectos de patrocinio y filantropía tienen como objetivo promover la sostenibilidad económica y el bienestar, apoyar la atención médica, la educación, la cultura y el patrimonio cultural, los deportes y ayudar a las personas elegibles de bajos ingresos, y alinearse con los objetivos estratégicos de desarrollo sostenible de NCOC. Agip KCO es responsable de la implementación del programa de patrocinio y caridad.

En particular, los proyectos involucran sus propias contribuciones de los propios participantes y también deben demostrar al público su sostenibilidad a largo plazo. Se excluye el apoyo de organizaciones políticas o religiosas, los proyectos no pueden crear condiciones injustas para la competencia en el mercado, afectar negativamente la estabilidad ambiental y / o los ecosistemas naturales. Los proyectos suelen ser desarrollados por autoridades locales, ONG o representantes de la comunidad, pero también pueden ser iniciados por NCOC o sus Agentes como medidas proactivas para apoyar a las comunidades locales.

Bibliografía:

Programa estatal para el desarrollo del sector kazajo del Mar Caspio

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