Plan razvoja ležišta Karakudyk. Poslovni plan razvoja ležišta građevinskog kamena Egoryevskoye Plan razvoja ležišta

Glavni grafički dokument pri izračunavanju rezervi je plan brojanja. Predviđeni planovi (slika 3) izrađuju se na temelju strukturne karte za vrh proizvodnih rezervoara ili najbliže referentne vrijednosti koja se nalazi najviše 10 m iznad ili ispod vrha rezervoara. Vanjske i unutarnje konture iscrtane su na karti ulje- i sadržaj plina, granice kategorija rezervi.

Granice i područje izračunavanja rezervi nafte i plina svake od kategorija obojene su u određenu boju:

Riža. 3. Primjer procijenjenog plana rezervoara.

1 - ulje; 2 - voda: 3 - ulje i vode;

Bunari: 4 - proizvodni, 5 - istražni, 6 - moljac, 7 - napušteni, 8 - bez dotoka; 9 - izohipsum površine kolektora, m;

Konture uljnog ležaja: 10 - vanjske, 11 - unutarnje; 12 - granica litološko -facijalne zamjene rezervoara; 13 kategorija rezervi;

Slike za bušotine: brojnik je broj bušotine, nazivnik je apsolutna visina vrha rezervoara, m.

Sve bušotine izbušene na datum izračuna rezervi također su ucrtane u plan proračuna (s točnom naznakom položaja ušća bušotina, točaka njihova sjecišta s vrhom odgovarajućeg rezervoara):

Istraživanje;

Rudarstvo;

Motbolled do organizacije ribolova;

Injekcija i promatranje;

Oni koji su dali bezvodno ulje, ulje s vodom, plin, plin s kondenzatom, plin s kondenzatom i vodom i vodom;

Testira se;

Netestirano, sa specifikacijama ulje-, plin- i zasićenje vode rezervoara - prema podacima tumačenja materijala geofizičkih studija bušotina;

Likvidiran, s naznakom razloga za likvidaciju;

Otkriveni šav, sastavljen od nepropusnih stijena.

Za ispitane bušotine naznačeno je sljedeće: dubinske i apsolutne oznake na vrhu i dnu ležišta, apsolutne oznake intervala perforacije, početne i trenutne stope proizvodnje nafte, plin i voda, promjer prigušnice, udubljenje, trajanje rada, datum pojavljivanja vode i njezin postotak u proizvedenom proizvodu. Kada se dva ili više slojeva testiraju zajedno, naznačeni su njihovi indeksi. Zaduženje ulje i plin treba mjeriti kada bušotine rade na istim prigušnicama.

Za proizvodnju bušotina navode se: datum puštanja u rad, početni i trenutni protoci i ležišni tlak, proizvedena nafta, plin, kondenzata i vode, datum početka zalijevanja i postotak vode u proizvedenom proizvodu na dan izračuna rezervi. S velikim brojem bušotina, ti se podaci stavljaju u tablicu na proračunskom planu ili na list koji joj je priložen. Osim toga, plan izračuna sadrži tablicu koja prikazuje vrijednosti parametara izračuna koje su usvojili autori, izračunate rezerve, njihove kategorije, vrijednosti parametara usvojenih odlukom Odbora za državne rezerve Ruske Federacije , datum na koji su izračunate rezerve.

Prilikom ponovnog izračuna rezervi, planovi procjene trebaju sadržavati granice kategorija rezervi odobrene u prethodnom izračunu, a bušotine izbušene nakon prethodnog izračuna rezervi treba istaknuti.

Izračun rezervi nafte, plina, kondenzata i komponenti sadržanih u njima provodi se zasebno za plin, ulje ,. zone plin-ulje, voda-ulje i plin-ulje-voda prema vrstama rezervoara za svaki sloj ležišta i polje u cjelini sa obaveznom procjenom izgleda za cijelo polje.

Rezerve komercijalno važnih komponenti sadržanih u nafti i plinu izračunavaju se unutar granica procjene rezervi ulje i plin.

Prilikom izračunavanja rezervi izračunati parametri mjere se u sljedećim jedinicama: debljina u metrima; tlak u megapaskalima (točan do desetinki jedinice); površina u tisućama četvornih metara; gustoća ulja, kondenzata i vode u gramima po kubnom centimetru, a plina - u kilogramima po kubnom metru (točno do tisućinki jedinice); koeficijenti poroznosti i zasićenja naftom i plinom u dijelovima jedinice, zaokruženi na stotine; čimbenici oporavka ulje i kondenzirati u dijelovima jedinice zaokružene na najbliže tisućinke.

Rezerve nafte, kondenzata, etana, propana, butana, sumpora i metala izračunavaju se u tisućama tona, plin - u milijunima kubičnih metara, helijuma i argona - u tisućama kubičnih metara.

Prosječne vrijednosti parametara i rezultati obračuna rezervi dani su u tabličnom obliku.

Organizacija je osnovana u prosincu 2005. Operater projekta je LLP KarakudukMunai. Partner LUKOIL -a u projektu je Sinopec (50%). Razvoj ležišta provodi se u skladu s ugovorom o korištenju površinskog tla koji je potpisan 18. rujna 1995. godine. Ugovor vrijedi 25 godina. Polje Karakuduk nalazi se u regiji Mangistau, 360 km od grada Aktaua. Preostale nadoknadive rezerve ugljikovodika - 11 milijuna tona. Proizvodnja u 2011. - 1,4 milijuna tona nafte (udio LUKOIL -a je 0,7 milijuna tona) i 150 milijuna kubičnih metara plina (udio LUKOIL -a je 75 milijuna kubičnih metara). Ulaganja od početka projekta (od 2006.) - više od 400 milijuna dolara u udjelu LUKOIL -a. Ukupan broj zaposlenih je oko 500 ljudi, od čega su 97% državljani Republike Kazahstan. LUKOIL planira uložiti do 0,1 milijarde dolara u svoj udio u razvoj projekta do 2020. godine.

1. OPĆI PODACI O DEPOZITU

Geografski, polje Karakuduk nalazi se u jugozapadnom dijelu visoravni Ustyurt. Administrativno pripada okrugu Mangistau u regiji Mangystau Republike Kazahstan.

Najbliže naselje je željeznička stanica Sai-Utes, koja se nalazi 60 km jugoistočno. Stanica Beineu nalazi se 160 km od polja. Udaljenost do regionalnog središta Aktaua je 365 km.

U orografskom smislu, radno područje je pustinjska ravnica. Apsolutne visine reljefne površine kreću se od +180 m do +200 m. Radno područje karakterizira oštro kontinentalna klima s vrućim suhim ljetima i hladnim zimama. Najtopliji ljetni mjesec je srpanj s maksimalnom temperaturom do +45 o C. Zimi minimalna temperatura doseže -30-35 o C. Prosječna godišnja količina oborina je 100-170 mm. Regiju karakteriziraju jaki vjetrovi koji se pretvaraju u prašinske oluje. U skladu sa SNiP -om 2.01.07.85, površina naslaga prema tlaku vjetra pripada III području (do 15 m / s). Ljeti prevladavaju SZ vjetrovi, zimi - SZ. Snježni pokrivač na radnom području je neravan. Debljina u najpotopljenijim nizinskim područjima doseže 1-5 m.

Fauna i flora regije je siromašna i predstavljena je vrstama tipičnim za polupustinjske zone. Karakteristična je rijetka vegetacija biljaka i grmlja: devin trn, pelin, mješanac. Faunu predstavljaju glodavci, gmazovi (kornjače, gušteri, zmije) i paučnjaci.

U radnom području nema prirodnih izvora vode. Trenutno su izvori vodoopskrbe na terenu piti vodu Volška voda iz glavnog vodovodnog kanala Astrakhan-Mangyshlak koristi se za tehničke i protupožarne potrebe, kao i posebni bunari za vodu do dubine do 1100 m za albsenomanske sedimente.

Područje rada je praktično nenaseljeno. 30 km istočno od prijevoja ležišta Karakuduk Željeznička pruga Stanica Makat-Mangyshlak, duž koje su položeni radni naftovodi i plinovodi Uzen-Atyrau-Samara i Srednja Azija-Centar, kao i visokonaponski dalekovod Beineu-Uzen. Komunikacija između ribarstva i naselja izvodi cestom.

1. GEOLOŠKE I FIZIČKE KARAKTERISTIKE DEPOZITA

3.1. Karakteristike geološke građe

Litološke i stratigrafske karakteristike presjeka

Kao rezultat istražnih i proizvodnih bušenja na polju Karakuduk otkriven je sloj mezo-kenozojskih naslaga najveće debljine 3662 m (bušotina 20), od trijasa do uključivo neogena-kvartara.

Ispod je opis izloženog dijela polja.

Triasni sustav-T. Šaroliki teritorijalni slojevi trijaske starosti zastupljeni su naizmjeničnim pješčenjacima, alevnjacima, muljevitima i glinama sličnim argilitu, obojenim u različite nijanse sive, smeđe do zelenkasto-sive boje. Minimalna prodirana debljina trijasa zabilježena je u bušotini 145 (29 m), a najveća - u bušotini 20 (242 m).

Jurski sustav - J. Sa stratigrafskom i kutnom neusklađenošću, sloj jurskih naslaga prelazi ispod trijaskih stijena.

Jurski odjeljak predstavljen je u volumenu donjeg, srednjeg i gornjeg dijela.

Donji dio - J 1. Donji jurski odsjek litološki je sastavljen od međusobno slojevitih pješčenjaka, muljeva, glina i muljeva. Svijetlosivi pješčenjak sa zelenkastom bojom, sitnozrnat, slabo sortiran, dobro cementiran. Gline i muljevi su tamnosive boje sa zelenkastom nijansom. Tamno sivi kameni kamen s uključenim ORO. Regionalno gledano, horizont Yu-XIII ograničen je na naslage donje jure. Debljina donje jurske naslage kreće se od 120-127 m.

Srednji odjel - J 2. Srednjojurski niz predstavljen je sa sve tri faze: batonski, bajocijanski i alenski.

Aalenovska pozornica - J 2 a. Naslage alejskog doba prevladavaju ispod njih sa stratigrafskom i kutnom neusklađenošću i predstavljene su naizmjeničnim pješčenjacima, glinama i, rjeđe, alevnjacima. Pješčenjaci i muljevci obojeni su sivim i svijetlosivim tonovima; gline se odlikuju tamnijom bojom. U regionalnom odnosu prema ovom stratigrafskom intervalu, horizonti J –XI, J - XII su ograničeni. Debljina je preko 100m.

Bayos sloj - J 2 c. Pješčenjaci su sivi i svijetlosivi, sitnozrnati, snažno cementirani, nisu zrnati, sljudnati. Svijetlosivi, sitnozrnati alevnici, sljudnati, glinoviti, s dodacima ugljenisanih biljnih ostataka. Gline su tamnosive, crne, mjestimice guste. Naslage ovog doba povezane su s produktivnim horizontima Yu-VI-Yu-X. Debljina je oko 462m.

Pozornica Bathsky - J 2 vt. Litološki su zastupljeni pješčenjacima, alevnjacima, prošaranim glinama. U donjem dijelu presjeka udio pješčenjaka raste s tankim slojevima alevnjaka i gline. Naslage batonske etape povezane su s produktivnim horizontima Yu-III-Yu-V. Debljina varira od 114,8 m do 160,7 m.

Gornji dio - J 3. Naslage gornje jure skladno leže na temeljima i predstavljene su s tri stupnja: kalovskim, oksfordskim i volgijskim. Donja granica je povučena uz vrh glinenog člana, koji se jasno ocrtava u svim bušotinama.

Callovian Stage - J 3 K. Callovian Stage predstavljen je naizmjeničnim glinama, pješčenjacima i muljevima. Prema litološkim značajkama u sastavu etape razlikuju se tri člana: gornji i srednji - glina debljine 20-30 m, te donji - naizmjenični slojevi pješčenjaka i alevnjaka s glinenim slojevima. Produktivni horizonti Yu-I i Yu-II ograničeni su na niže članove kalonske pozornice. Debljina se kreće od 103,2m do 156m.

Oxford-Volga tier-J 3 ox-v. Sedimenti oksfordskog stadija predstavljeni su glinama i laporcima s rijetkim slojevima pješčenjaka i mulja, dok se uočava određena diferencijacija: donji dio je glinast, gornji je laporast.

Stijene su sive, svijetlo sive, ponekad tamnosive i imaju zelenkastu nijansu.

Dio Volškog vremena je sloj glinovitih vapnenaca s međuslojevima dolomita, laporaca i glina. Kamenci su često lomljeni i porozni, masivni, pjeskoviti, glinoviti, s neravnomjernim prijelomom i mat sjajem. Glina je muljevita, siva, vapnenasta, često s ostacima faune. Dolomiti su sivi, tamno sivi, kriptokristalni, mjestimično glinoviti, s neravnomjernim prijelomom i mat sjajem. Debljina stijena kreće se od 179m do 231,3m.

Kredni sustav - K. Naslage krednog sustava prikazane su u volumenu donjeg i gornjeg dijela. Odjeljak je podijeljen u slojeve na temelju dnevnika bunara i uspoređen sa susjednim područjima.

Donji dio - K 1. Naslage donje krede sastavljene su od stijena neokomske nadrazine, aptijske i albijske faze.

Neokomijska superrazina - K 1 ps. Podložni volški sedimenti dosljedno su prekriveni slojevima neokomskog intervala, koji ujedinjuje tri stupnja: valanginijski, hauterivski, baremski.

Dionica je litološki sastavljena od pješčenjaka, glina, vapnenaca i dolomita. Sitnozrnati pješčenjaci, svijetlosivi, polimiktomni, s karbonatnim i glinenim cementom.

Na razini hauterivskog intervala presjek je uglavnom predstavljen glinama, laporcima, a tek pri vrhu je ocrtan pješčani horizont. Barremske naslage se u presjeku razlikuju po šarolikoj boji stijena i litološki su sastavljene od glina s međuslojevima pješčenjaka i alevnjaka. U cijelom odjeljku neokomijskog doba uočava se prisutnost pripadnika muljevito-pjeskovitih parodija. Debljina naslaga neokomske superrazine kreće se od 523,5 m do 577 m.

Aptijska pozornica - K 1 a. Naslage ove dobi preklapaju temeljne s erozijom, imajući jasnu litološku granicu s njima. U donjem dijelu presjek je sastavljen uglavnom od glinovitih stijena s rijetkim međuslojevima pijeska, pješčenjaka, mulja, a u gornjem dijelu jednolikog izmjenjivanja glinenih i pjeskovitih stijena. Debljina varira od 68,7 m do 129,5 m.

Albijska pozornica - K 1 al. Odjeljak se sastoji od međuslojnog pijeska, pješčenjaka i gline. Što se tiče strukturnih i teksturalnih značajki, stijene se ne razlikuju od donjih. Debljina varira od 558,5 m do 640 m.

Gornji dio - K 2. Gornji dio predstavljaju cenomanske i turonsko-senonske naslage.

Cenomanijski stadij - K 2 s. Cenomanijske naslage predstavljene su glinama koje se izmjenjuju s muljevima i pješčenjacima. Litološkim izgledom i sastavom stijene ovog doba ne razlikuju se od albijskih naslaga. Debljina se kreće od 157m do 204m.

Turonsko-senonski nepodijeljeni kompleks-K 2 t-cn. U dnu opisanog kompleksa izdvaja se turonski stadij sastavljen od glina, pješčenjaka, vapnenaca, lapora sličnih kredi, koji su dobro mjerilo.

Više na presjeku nalaze se sedimenti santonijskog, kampanjskog i mastrihtijskog stadija, ujedinjeni u senonskoj superstadi, litološki predstavljeni debelim slojem međuprostornih lapora, kredom, vapnencima nalik kredi i karbonatnim glinama.

Debljina naslaga turonsko-senonskog kompleksa varira od 342m do 369m.

Paleogeni sustav - R. Paleogenske naslage zastupljene su bijelim vapnencima, zelenkastim laporovitim naslagama i ružičastim muljevitim glinama. Debljina varira od 498m do 533m.

Neogen-kvartarni sustav-N-Q. Neogen-kvartarne naslage sastavljene su uglavnom od svijetlosivih, zelenih i smeđih karbonatno-glinenih stijena i vapnenačkih ljuski. Gornji dio presjeka ispunjen je kontinentalnim sedimentima i konglomeratima. Debljina naslaga varira od 38 m do 68 m.

3.2. Tektonika

Prema tektonskom zoniranju, polje Karakuduk nalazi se unutar aritenske tektonske faze, koja je dio sjeverno -ustjurtskog sustava korita i uzdizanja zapadnog dijela Turanske ploče.

Prema seizmičkim podacima CDP-3D (2007.), koje je izvršilo OJSC "Bashneftegeofizika", struktura Karakuduk uz reflektirajući horizont III brahianticiklinalan je prelom pod-širine dimenzija 9x6,5 km duž zatvorene izohipse minus 2195 m, s amplitudom od 40 m. Upadni kutovi krila povećavaju se s dubinom: u Turonu -za stupanj, u Donjoj Kredi -1-2˚. Struktura uz reflektirajući horizont V je antiklinalni nabor prelomljen brojnim rasjedima, vjerojatno nekim od njih netektonske prirode. Duž ovog reflektirajućeg horizonta prate se sve veće greške opisane dalje u tekstu. Submeridionalni nabor sastoji se od dva luka, ocrtana izohipsom minus 3440 m, identificiranih u području bušotina 260-283-266-172-163-262 i 216-218-215. Na izohipsi od minus 3480 m, nabor ima dimenzije 7,4x 4,9 km i amplitudu 40 m.

Uzdizanje na strukturnim kartama duž proizvodnih horizonta iz doba Jure ima gotovo izometrijski oblik, kompliciran nizom rasjeda koji dijele strukturu na nekoliko blokova. Najosnovniji poremećaj je poremećaj F 1 na istoku, koji se može pratiti u cijelom proizvodnom odjeljku, a dijeli strukturu na dva bloka: središnji (I) i istočni (II). Blok II spušten je u odnosu na blok I s povećanjem amplitude pomaka od juga prema sjeveru s 10 na 35 m. Kršenje F 1 je koso i pomiče se sa zapada prema istoku s dubinom. Ovo kršenje potvrđeno je bušenjem bušotine 191, gdje nema dijela jurskih naslaga od oko 15 m na razini produktivnog horizonta Yu-IVA.

Kršenje F 2 provedeno je u području bušotina 143, 14 i odsijeca središnji blok (I) od južnog bloka (III). Obrazloženje za provođenje ovog kršenja nije samo seizmička osnova, već i rezultati ispitivanja bušotina. Na primjer, među baznim bušotinama pored bušotine 143 nalazi se bušotina 222, gdje je nafta dobivena tijekom ispitivanja horizonta Yu-I, a voda u bušotini 143.

Opis Posla

Organizacija je osnovana u prosincu 2005. Operater projekta je LLP KarakudukMunai. Partner LUKOIL -a u projektu je Sinopec (50%). Razrada ležišta provodi se u skladu s ugovorom o korištenju podzemlja potpisanim 18. rujna 1995. godine. Ugovor vrijedi 25 godina. Polje Karakuduk nalazi se u regiji Mangistau, 360 km od grada Aktaua. Preostale nadoknadive rezerve ugljikovodika - 11 milijuna tona. Proizvodnja u 2011. - 1,4 milijuna tona nafte (udio LUKOIL -a je 0,7 milijuna tona) i 150 milijuna kubičnih metara plina (udio LUKOIL -a je 75 milijuna kubičnih metara).

Ministarstvo Obrazovanje i znanost Republike Kazahstan

Financijski i ekonomski fakultet

Odjel za ekonomiju i menadžment

D
disciplina: Vrednovanje projekata nafte i plina

SRS broj 1

Tema: Razvojni plan za strateški važno polje Kašagan na koritu Kaspijskog mora

Izvedena:

Specijalni student 3 godine "Ekonomija"

Batyrgalieva Zarina

ID: 08BD03185

Provjereno:

Estekova G.B.

Almati, 2010

U posljednjih 30 godina postoje trendovi u kojima svjetski BDP raste u prosjeku za 3,3% godišnje, dok svjetska potražnja za naftom kao glavnim izvorom ugljikovodika raste u prosjeku za 1% godišnje. Zaostajanje u potrošnji ugljikovodika iz rasta BDP -a povezano je s procesima očuvanja resursa, uglavnom u razvijene zemlje... Istodobno, udio zemalja u razvoju u proizvodnji BDP -a i potrošnji ugljikovodika stalno se povećava. U ovom slučaju očekuje se sve veće pogoršanje problema opskrbe ugljikovodicima.

Teritorijalna blizina najvećih i dinamično razvijajućih zemalja poput Rusije i Kine otvara široke izglede za izvoz kazahstanskih ugljikovodika. Kako bi se osigurao pristup njihovom tržištu, potrebno je razviti i unaprijediti sustav magistralnih cjevovoda.

Procjene međunarodnih stručnjaka pokazuju da će, ako se trenutni trendovi nastave, sve dokazane svjetske rezerve nafte izdržati samo 40-50 godina. Dodavanje naftnih resursa KSCM -a svjetskim dokazanim rezervama odlučujući je faktor u globalnim energetskim strategijama. Kazahstan bi trebao biti spreman za fleksibilnu kombinaciju strategija za sustavni prijenos proizvodnje nafte na Kaspijsko more i forsiranje određenih obećavajućih projekata. Jedan od najperspektivnijih projekata je polje Kašagan.

Nazvano po kazahstanskom pjesniku iz 19. stoljeća koji je rođen u regiji Mangistau, polje Kashagan jedno je od najvećih svjetskih otkrića u posljednjih 40 godina. Pripada Kaspijskoj provinciji nafte i plina.

Polje Kashagan nalazi se u kazahstanskom sektoru Kaspijskog mora i prostire se na površini od približno 75 x 45 kilometara. Rezervoar leži na dubini od oko 4200 metara ispod morskog dna u sjevernom dijelu Kaspijskog mora.

Kashagan, kao uzdizanje grebena velike amplitude u podslanom paleozojskom kompleksu Sjevernog Kaspijskog mora, otkriveno je prospekcijom seizmičkih radova sovjetskih geofizičara u razdoblju 1988.-1991. na moru nastavak zone uzdizanja Karaton-Tengiz.

Kasnije su to potvrdile studije zapadnih geofizičkih tvrtki koje je naručila vlada Kazahstana. Masivi Kashagan, Korogly i Nubar, izvorno identificirani u svojoj strukturi u razdoblju 1995.-1999. dobili su ime Kashagan East, West i South-West.

Dimenzije istočnog Kašagana duž zatvorene izohipse - 5000 m su 40 (10/25) km, površina - 930 km², amplituda uzdizanja - 1300 m. Km², prosječna debljina zasićena uljem je 550 m.

Zapadni Kašagan graniči s istočnim Kašaganom uz submeridionalnu strukturnu plohu, koja je vjerojatno povezana s tektonskom dislokacijom. Dimenzije uzdizanja grebena uz zatvorenu stratoizoizozu - 5000 m su 40 * 10 km, površina je 490 km², amplituda je 900 m., Prosječna debljina zasićena uljem je 350 m.

Jugozapadni Kašagan nalazi se nešto sa strane (južno) od glavnog masiva. Uzdizanje uz zatvorenu stratoizohipsu - 5400 m ima dimenzije 97 km, površinu - 47 km², amplitudu - 500 m. Predviđa se OWC na apsolutnoj oznaci od 5300 m, površina s uljem - 33 km², prosječna debljina zasićena uljem - 200 m.

Kašaganove rezerve nafte uvelike variraju od 1,5 do 10,5 milijardi tona. Od toga, istok čini 1,1 do 8 milijardi tona, zapadni - do 2,5 milijardi tona, a jugozapadni - 150 milijuna tona.

Geološke rezerve Kashagana procjenjuju se na 4,8 milijardi tona nafte prema podacima kazahstanskih geologa.

Prema operateru projekta, ukupne rezerve nafte iznose 38 milijardi barela ili 6 milijardi tona, od čega se može obnoviti oko 10 milijardi barela. Kashagan ima velike rezerve prirodnog plina preko 1 bilijuna. mladunče. metara.

Partnerske tvrtke u projektu Kashagan: Eni, KMG Kashagan B.V. (podružnica Kazmunaigaza), Total, ExxonMobil, Royal Dutch Shell imaju po 16,81%udjela, ConocoPhillips - 8,4%, Inpex - 7,56%.

Operatora projekta imenovali su 2001. partneri: Eni i osnovana je tvrtka Agip KCO. Sudionici projekta rade na stvaranju zajedničke operativne tvrtke North Caspian Operating Company (NCOC), koja će zamijeniti AgipKCO i niz posredničkih kompanija kao jednog operatora.

Kazahstanska vlada i međunarodni konzorcij za razvoj projekta Sjeverni Kaspij (uključujući polje Kashagan) složili su se odgoditi početak proizvodnje nafte od 2011. do kraja 2012. godine.

Proizvodnja nafte u Kashaganu trebala bi doseći 50 milijuna tona godišnje do kraja sljedećeg desetljeća. Proizvodnja nafte u Kashaganu, prema procjenama ENI -a, u 2019. trebala bi doseći 75 milijuna tona godišnje. S Kašaganom će Kazahstan ući u prvih 5 svjetskih proizvođača nafte.

Kako bi se povećala oporaba nafte i smanjio sadržaj H3S, konzorcij se priprema za korištenje nekoliko kopnenih i obalnih instalacija u Karabatanu za ubrizgavanje prirodnog plina u ležište, bit će izgrađen naftovod i plinovod s Karabatanom.

Razvoj polja Kashagan u surovom moru Sjevernog Kaspijskog mora predstavlja jedinstvenu kombinaciju tehnoloških izazova i izazova u lancu opskrbe. Te su poteškoće povezane sa osiguravanjem sigurnosti proizvodnje, rješavanjem inženjerskih, logističkih i ekoloških problema, što ovaj projekt čini jednim od najvećih i najsloženijih industrijskih projekata u svijetu.

Polje karakterizira visoki ležišni tlak do 850 atmosfera. Visokokvalitetno API -46 ° API, ali s visokim udjelom GOR -a, sumporovodika i merkaptana.

Kashagan je najavljen u ljeto 2000. godine nakon rezultata bušenja prve bušotine Vostok-1 (East Kashagan-1). Dnevni protok bio je 600 m³ nafte i 200 tisuća m³ plina. Druga bušotina (West-1) izbušena je u West Kashaganu u svibnju 2001., 40 km od prve. Pokazao je dnevni protok od 540 kubičnih metara nafte i 215 tisuća kubičnih metara plina.

Za razvoj i procjenu Kashagana izgrađena su 2 umjetna otoka, izbušeno je 6 istražnih i 6 procjenjivačkih bušotina (Vostok-1, Vostok-2, Vostok-3, Vostok-4, Vostok-5, Zapad-1.

Zbog plitkih voda i hladnih zima na sjevernom Kaspijskom moru, upotreba tradicionalnih tehnologija bušenja i proizvodnje, poput armiranobetonskih konstrukcija ili podiznih platformi instaliranih na morskom dnu, nije moguća.

Kako bi se osigurala zaštita od oštrih zimskih uvjeta i kretanja leda, na umjetnim otocima postavljaju se obalne strukture. Predviđene su dvije vrste otoka: mali "bušaći" otoci bez osoblja i veliki "otoci s tehnološkim kompleksima" (ETC) s osobljem za održavanje.

Ugljikovodici će se pumpati kroz cjevovode od otoka za bušenje do ETC. Na otocima ETC bit će smještene procesne jedinice za oporabu tekuće faze (nafte i vode) iz sirovog plina, jedinice za ubrizgavanje plina i energetski sustavi.

U I. fazi, otprilike polovica ukupnog proizvedenog plina bit će ubrizgana natrag u ležište. Oporavljene tekućine i sirovi plin bit će dovedeni do obale tvornice Bolashak u regiji Atyrau, gdje se planira pripremiti naftu komercijalne kvalitete. Dio plina bit će poslan natrag u postrojenje na moru za uporabu u proizvodnji energije, dok će dio plina zadovoljiti slične potrebe postrojenja na kopnu.

U strategiji razvoja Kashagana postoje brojne tehničke poteškoće:

Rezervoar Kashagan leži na dubini od oko 4200 metara ispod morskog dna i ima visokotlačni(početni tlak u ležištu 770 bar). Rezervoar karakterizira povećan sadržaj kiselog plina.


Niska razina slanosti uzrokovana dotokom slatke vode s Volge, u kombinaciji s plitkom vodom i temperaturama do -30C zimi, dovodi do činjenice da je Sjeverni Kaspij prekriven ledom oko pet mjeseci godišnje. Kretanje leda i brazda od kretanja leda na morskom dnu predstavljaju ozbiljna ograničenja u građevinskim aktivnostima.

Sjeverni Kaspij je vrlo osjetljiva ekološka zona i stanište za različite flore i faune, uključujući i neke rijetke vrste. Odgovornost za okoliš naš je glavni prioritet za NCOC. Radimo stalno i energično na sprječavanju i minimiziranju bilo kakvog utjecaja na okoliš koji bi mogao nastati iz našeg poslovanja.

Regija Sjeverni Kaspij područje je u kojem je opskrba opremom važnom za projekt povezana s određenim poteškoćama. Logističke poteškoće pogoršavaju ograničenja pristupa vodenim prometnim pravcima, poput kanala Volga-Don i vodenog prometnog sustava Baltičko more-Volga, koji su zbog velikog ledenog pokrivača otvoreni za plovidbu samo oko šest mjeseci godišnje.

Želio bih istaknuti izvoznu strategiju ovog projekta. Postojeći plan izvoza proizvodnje nakon polja predviđa upotrebu postojećih cjevovodnih i željezničkih sustava.

Zapadna ruta CPC cjevovoda (cjevovod od Atyraua do Novorosijska uz obalu Crnog mora), sjeverna ruta od Atyraua do Samara (povezivanje s ruskim sustavom Transneft) i istočna ruta (Atyrau do Alashankou) omogućuju veze s postojećim izvoznim prijevozom sustava.

Moguća jugoistočna ruta ovisi o razvoju Kazahstanskog kaspijskog prometnog sustava (KCTS), koji bi mogao pumpati naftu iz Eskene West, gdje se nalazi tvornica Bolashak, do novog terminala Kuryk. Nafta se tada može transportirati tankerima do novog terminala u blizini Bakua, gdje bi se upumpavala u cjevovodni sustav Baku-Tbilisi-Ceyhan (BTC) ili druge cjevovode za ulazak na međunarodna tržišta.
Trenutno se istražuju svi mogući izvozni putevi.

Ovaj projekt uzima u obzir sigurnost i zaštitu okoliša. Od formiranja prvog konzorcija 1993., mnogi programi zaštite okoliša razvijeni su i provedeni tijekom kopnenih i priobalnih naftnih polja. Na primjer, Agip KCO angažirao je lokalne tvrtke da provedu procjenu utjecaja na okoliš (EIA) za svoje aktivnosti, uključujući izgradnju objekata na kopnu i na moru, cjevovoda i izvoznih cjevovoda na kopnu. Pokrenut je program za financiranje znanstvenih istraživanja u području biološke raznolikosti u kaspijskoj regiji. U regiji Atyrau izgrađeno je dvadeset stanica za nadzor kvalitete zraka. Istraživanja tla i praćenje stanja populacije ptica i tuljana provode se godišnje. Godine 2008. objavljena je karta ekološki osjetljivih područja regije Sjeverni Kaspij, nastala, između ostalog, na temelju podataka koje je prikupio konzorcij.

Također postoje problemi s iskorištavanjem sumpora. Polje Kashagan sadrži oko 52 bilijuna kubičnih stopa pridruženog plina, od kojih će se većina ponovno ubrizgati u postrojenja na moru kako bi se poboljšala oporaba nafte. U fazi 1 (faza razvoja pilota) neće se sav pridruženi plin ponovno ubrizgati u ležište na moru. Dio će biti poslan u kopnenu jedinicu za preradu nafte i plina, gdje će se odvijati proces odsumporavanja plina, koji će se zatim koristiti kao gorivo za proizvodnju električne energije za operacije na kopnu i na moru, dok će se dio prodavati na tržište kao komercijalni plin. Faza 1 planira proizvesti prosječno 1,1 milijun tona sumpora godišnje pročišćavanjem kiselog plina.
Iako konzorcij planira prodati cijeli volumen proizvedenog sumpora, možda će biti potrebno privremeno skladištenje sumpora. Sumpor proizveden u tvornici Bolashak skladištit će se u zatvorenim uvjetima, izoliran od okoliša. Tekući sumpor će se sipati u zatvorene posude opremljene senzorima. Sumpor će se prije stavljanja u promet pretvoriti u pastelni oblik kako bi se izbjeglo stvaranje sumporaste prašine tijekom drobljenja.

Osim odgovornog pristupa vođenju proizvodnih operacija, sudionici programa preuzimaju društvene i ekološke obveze, čije će ispunjenje dugoročno koristiti građanima Kazahstana. Ispunjavanje ovih obveza zahtijeva blisku suradnju s državnim i lokalnim vlastima, s lokalnom zajednicom i inicijativnim skupinama.

U razdoblju od 2006. do 2009. godine. više od 5,3 milijardi američkih dolara potrošeno je na kupnju domaće robe i usluga. U 2009. godini plaćanja za lokalnu robu i usluge činile su 35% ukupnih troškova tvrtke.

U 2009. godini, tijekom razdoblja maksimalnih aktivnosti u izgradnji objekata Pilot razvojne faze, u projektu je u Kazahstanu zaposleno više od 40.000 ljudi. Više od 80% radnika bili su državljani Kazahstana - izuzetna brojka za projekte ovog obima.

Infrastrukturni projekti i društveni značaj su bitne sastavnice korporativne i društvene odgovornosti NCOC -a. Prema NCSPSA -i, značajan dio ulaganja u razvoj polja troši se na izgradnju objekata društvene infrastrukture u području obrazovanja, zdravstva, sporta i kulture. Sredstva su ravnomjerno raspoređena između regija Atyrau i Mangistau, gdje se proizvodne operacije izvode na SPSS -u.

Od 1998. godine, 126 projekata je provedeno u bliskoj suradnji s lokalnim vlastima, 60 projekata u regiji Atyrau i 66 u regiji Mangistau. U regiji Atyrau potrošeno je ukupno 78 milijuna USD, a u regiji Mangistau 113 milijuna USD.

Osim toga, u okviru programa sponzorstva i filantropije za 2009., NCOC i Agip KCO podržali su više od 100 kulturnih, zdravstvenih, obrazovnih i sportskih inicijativa. Među njima su napredna izobrazba liječnika i učitelja, seminari o međukulturnom obrazovanju i ekološkoj pismenosti u školama, pozivanje vodećih ruskih kirurga da operiraju djecu iz Atyraua, kupnja glazbenih instrumenata za školu u Aktauu te kupnja medicinske opreme i ambulanti za bolnicu u Tupkaraganu.

Zdravlje i sigurnost na radu igraju važnu ulogu. Sudionici ovog projekta provodit će sustavno upravljanje rizicima kako bi kontinuirano poboljšavali sustav zdravlja, sigurnosti i zaštite okoliša te dosegli razinu svjetskih lidera u ovom pokazatelju. Sve se to provodi u skladu sa zahtjevima Sporazuma o podjeli proizvodnje za Sjeverno Kaspijsko more, kazahstanskim i međunarodnim zakonodavstvom, postojećim industrijskim standardima i korporativnim direktivama.

Svi sudionici SPSPS -a obvezuju se:

Provode svoje aktivnosti, osiguravajući zdravlje i sigurnost svih zaposlenika koji su izravno ili neizravno uključeni u te aktivnosti, okruženje u kojem se obavljaju njihove proizvodne operacije, kao i imovinu tvrtke.

Upravljajte aktivnostima konzorcija i povezanim rizicima u skladu sa zahtjevima Sporazuma o podjeli proizvodnje Sjevernog Kaspijskog mora, kazahstanskim i međunarodnim zakonodavstvom i primjenjujte najbolje postojeće industrijske standarde u onim pitanjima koja se ne mogu regulirati zakonima i propisima.

Promicati integraciju načela HSE -a u kulturu tvrtke, gdje svi radnici i pružatelji usluga imaju zajedničku odgovornost za provedbu ovih načela i voditi primjerom.

Razviti sustave koji omogućuju sustavnu procjenu rizika HSE -a u svim fazama aktivnosti tvrtke i učinkovito kontrolirati te rizike.

Razvijati, provoditi certifikaciju sustava upravljanja HSE -om i stalno informirati Agente, Ovlašteno tijelo, sve zainteresirane strane o stanju u području HSE -a kako bi se kontinuirano poboljšavali.

Birajte poslovne partnere na temelju njihove sposobnosti da ispune svoje obveze u području HSE -a.

Provedite sustave i postupke za brzo i učinkovito reagiranje na neplanirane i neželjene događaje te ih redovito provjeravajte.

Podignite razinu svijesti o osobnoj odgovornosti svih zaposlenika tvrtke u pitanjima sprječavanja rizika od nesreća, štete po zdravlje i okoliš.

Obaviti zajednički rad s državnim tijelima Republike Kazahstan i svim zainteresiranim stranama u cilju razvoja propisa i standarda usmjerenih na povećanje razine sigurnosti zaposlenika tvrtke i zaštitu okoliša.

Primjenjuju konstruktivan pristup u svojim aktivnostima koji se temelji na dijalogu s dionicima i javnošću te ima za cilj postići prepoznavanje aktivnosti tvrtke od strane lokalne zajednice kroz provedbu socijalnih programa.

Sponzorski i filantropski projekti imaju za cilj promicanje gospodarske održivosti i dobrobiti, potporu zdravstvu, obrazovanju, kulturi i kulturnoj baštini, sportu te pomoć prihvatljivim osobama s niskim prihodima te usklađivanje sa strateškim ciljevima održivog razvoja NCOC-a. Agip KCO odgovoran je za provedbu sponzorskog i dobrotvornog programa.

Konkretno, projekti uključuju vlastite doprinose samih sudionika, a moraju i pokazati javnosti svoju dugoročnu održivost. Potpora političkih ili vjerskih organizacija isključena je, projekti ne mogu stvoriti nepoštene uvjete za tržišno natjecanje, negativno utjecati na stabilnost okoliša i / ili prirodne ekosustave. Projekte obično razvijaju lokalne vlasti, nevladine organizacije ili predstavnici zajednice, ali ih također mogu pokrenuti NCOC ili njegovi zastupnici kao proaktivne mjere za podršku lokalnim zajednicama.

Bibliografija:

Državni program razvoja kazahstanskog sektora Kaspijskog mora

Pošaljite svoj dobar rad u bazu znanja je jednostavno. Koristite donji obrazac

Studenti, diplomirani studenti, mladi znanstvenici koji koriste bazu znanja u studiju i radu bit će vam jako zahvalni.

Slični dokumenti

Karakteristike tiskarskog poduzeća i njegova razvojna strategija. Opis proizvoda. Organizacijski plan. Plan proizvodnje... Proračun proizvodnih kapaciteta. Izračun programa proizvodnje i prodaje proizvoda. Plan ulaganja.

poslovni plan, dodan 15.09.2008


opće karakteristike aktivnosti dd "Gurman", njegovi ciljevi i strategija, definicija misije. Proizvodi tvrtke i njihova konkurentnost na tržištu. Izrada marketinškog i proizvodnog plana, pravnog plana, provedba investicijskog programa.

poslovni plan, dodan 29.04.2009


Karakteristike koncepta poduzeća, proizvedenih proizvoda i njihovih potrošača. Strategija razvoja poslovanja. Organizacija proizvodnje u poduzeću, oblici sudjelovanja u njemu, organizacijska struktura upravljanje. Analiza tržišta građevinskog materijala.

poslovni plan, dodan 07.11.2014


Struktura poslovnog plana: životopisni, proizvodni, organizacijski, marketinški, financijski planovi. Karakteristično građevinska tvrtka, analiza njegovih aktivnosti. Analiza tržišta krovnih radova, marketinški plan za promicanje ploča za zvučnu izolaciju.

poslovni plan, dodan 23.02.2009


Istraživanje tržišta električne robe u Neftekamsku, trendovi na području izgradnje i popravaka. Marketinška strategija trgovina "Light", plan materijalno -tehničke podrške i popunjavanja osoblja. Vrednovanje učinkovitosti projekta, njegova računalna podrška.

diplomski rad, dodan 22.09.2014


Razmatranje postupka razvoja i provedbe strategije razvoja poduzeća. Analiza faktorskog utjecaja vanjskog okruženja na organizaciju. Procjena mogućnosti rješenja za određivanje željenog smjera razvoja i izrada plana rada.

seminarski rad dodan 31.10.2014


Analiza sustava planiranja kao glavne upravljačke funkcije. Teorijske osnove razvoj poslovnog plana: analiza tržišta, planiranje proizvodnje, marketinška strategija, procjena rizika. Financijski plan te praksu provedbe poslovnog plana u poduzeću.

diplomski rad, dodan 23.04.2009


Razvojni ciljevi i značajke poslovnog plana. Sastav poslovnog plana. Životni ciklus roba. Osiguravanje konkurentnosti tvrtke i njezinih proizvoda. Odabir strategije za natjecanje poduzeća. Procjena tržišta. Plan marketinga i proizvodnje. Pravni plan.

seminarski rad, dodan 20.12.2011