Piano di sviluppo per il deposito di Karakudyk. Piano aziendale per lo sviluppo del deposito di pietre da costruzione Egoryevskoye Piano per lo sviluppo del deposito

Il principale documento grafico per il calcolo delle riserve è il piano di conteggio. I piani di stima (Fig. 3) sono redatti sulla base di una mappa strutturale per la sommità degli strati-serbatoi produttivi o del riferimento più vicino situato a non più di 10 m al di sopra o al di sotto della sommità dello strato. I contorni esterni ed interni sono tracciati sulla mappa olio- e contenuto di gas, confini delle categorie di riserve.

I confini e l'area di calcolo delle riserve di petrolio e gas di ciascuna delle categorie sono colorati in un colore specifico:

Riso. 3. Un esempio di piano di giacimento stimato.

1 - olio; 2 - acqua: 3 - olio e acqua;

Pozzi: 4 - produzione, 5 - esplorazione, 6 - fuori servizio, 7 - abbandonato, 8 - nessun afflusso; 9 - isoipso della superficie del collettore, m;

Contorni del cuscinetto d'olio: 10 - esterno, 11 - interno; 12 - confine di sostituzione litologico-facies di invasi; 13-categorie di riserve;

Numeri di pozzo: il numeratore è il numero del pozzo, il denominatore è l'elevazione assoluta della sommità del bacino, m.

Sul piano di calcolo sono inoltre riportati tutti i pozzi perforati alla data di calcolo delle riserve (con l'esatta indicazione della posizione delle teste pozzo, i punti della loro intersezione con la sommità del corrispondente giacimento):

Esplorazione;

Estrazione;

Naftalina in attesa dell'organizzazione della pesca;

Iniezione e osservazione;

Coloro che hanno dato olio anidro, olio con acqua, gas, gas con condensa, gas con condensa e acqua e acqua;

Sotto test;

Non testato, con specifica olio-, gas- e saturazione dell'acqua dei serbatoi - serbatoi secondo l'interpretazione dei materiali degli studi geofisici dei pozzi;

Liquidato, indicando i motivi della liquidazione;

Cucitura rivelata, composta da rocce impermeabili.

Per i pozzi testati sono indicati: profondità e segni assoluti della parte superiore e inferiore del giacimento, segni assoluti degli intervalli di perforazione, tassi di produzione di petrolio iniziali e attuali, gas e acqua, diametro della strozzatura, depressione, durata di funzionamento, data di comparsa dell'acqua e sua percentuale nel prodotto realizzato. Quando due o più strati vengono testati insieme, vengono indicati i loro indici. Addebito olio e gas dovrebbe essere misurato quando i pozzetti operano sulle stesse strozzature.

Per la produzione di pozzi si riportano: data di messa in servizio, portate iniziali e attuali e pressione di giacimento, olio prodotto, gas, condensa e acqua, la data di inizio dell'irrigazione e la percentuale di acqua nel prodotto prodotto alla data di calcolo delle riserve. Con un gran numero di pozzi, questa informazione è posta nella tabella sul piano di calcolo o sul foglio ad esso allegato. Inoltre, il piano di calcolo contiene una tabella che indica i valori dei parametri calcolati adottati dagli autori, le riserve calcolate, le loro categorie, i valori dei parametri adottati con la decisione del Comitato di Stato per le Riserve del Federazione Russa, la data in cui sono state calcolate le riserve.

Nella ristima delle riserve, i piani di stima dovrebbero contenere i confini delle categorie di riserve approvate nel calcolo precedente e dovrebbero essere evidenziati i pozzi perforati dopo il precedente calcolo delle riserve.

Il calcolo delle riserve di petrolio, gas, condensato e dei componenti in esse contenuti viene effettuato separatamente per gas, olio ,. zone gas-olio, acqua-olio e gas-olio-acqua per tipologia di giacimento per ogni falda del giacimento e per il giacimento nel suo complesso con valutazione obbligatoria delle prospettive per l'intero giacimento.

Le riserve dei componenti commercialmente importanti contenuti nel petrolio e nel gas sono calcolate entro i limiti della stima delle riserve olio e gas.

Quando si calcolano le riserve, i parametri calcolati sono misurati nelle seguenti unità: spessore in metri; pressione in megapascal (precisa al decimo di unità); superficie in migliaia di metri quadrati; densità di olio, condensa e acqua in grammi per centimetro cubo e gas - in chilogrammi per metro cubo (preciso al millesimo di unità); coefficienti di porosità e saturazione di petrolio e gas in frazioni di unità, arrotondati ai centesimi; fattori di recupero olio e condensa in frazioni di unità arrotondate ai millesimi più vicini.

Le riserve di petrolio, condensato, etano, propano, butani, zolfo e metalli sono calcolate in migliaia di tonnellate, gas - in milioni di metri cubi, elio e argon - in migliaia di metri cubi.

I valori medi dei parametri e i risultati del calcolo delle riserve sono riportati in forma tabellare.

L'organizzazione è stata fondata nel dicembre 2005. L'operatore del progetto è KarakudukMunai LLP. Il partner di LUKOIL nel progetto è Sinopec (50%). Lo sviluppo del giacimento viene effettuato in conformità con il contratto di utilizzo del sottosuolo firmato il 18 settembre 1995. Il contratto è valido per 25 anni. Il campo di Karakuduk si trova nella regione di Mangistau, a 360 km dalla città di Aktau. Riserve recuperabili residue di idrocarburi - 11 milioni di tonnellate. Produzione nel 2011 - 1,4 milioni di tonnellate di petrolio (la quota di LUKOIL è di 0,7 milioni di tonnellate) e 150 milioni di metri cubi di gas (la quota di LUKOIL è di 75 milioni di metri cubi). Investimenti dall'inizio del progetto (dal 2006) - più di $ 400 milioni in quota LUKOIL. Il numero totale dei dipendenti è di circa 500 persone, di cui il 97% sono cittadini della Repubblica del Kazakistan. LUKOIL prevede di investire fino a $ 0,1 miliardi nella sua quota nello sviluppo del progetto entro il 2020.

1. INFORMAZIONI GENERALI SUL DEPOSITO

Geograficamente, il campo di Karakuduk si trova nella parte sud-occidentale dell'altopiano di Ustyurt. Amministrativamente appartiene al distretto di Mangistau della regione di Mangystau della Repubblica del Kazakistan.

L'insediamento più vicino è la stazione ferroviaria di Sai-Utes, situata a 60 km a sud-est. La stazione di Beineu si trova a 160 km dal campo. La distanza dal centro regionale di Aktau è di 365 km.

In termini orografici, l'area di lavoro è una pianura desertica. I valori assoluti della superficie in rilievo vanno da +180 m a +200 m L'area di lavoro è caratterizzata da un clima fortemente continentale con estati calde e secche e inverni freddi. Il mese estivo più caldo è luglio con una temperatura massima fino a +45 o C. In inverno, la temperatura minima raggiunge i -30-35 o C. La piovosità media annua è di 100-170 mm. La regione è caratterizzata da forti venti, che si trasformano in tempeste di polvere. In conformità con SNiP 2.01.07.85, l'area del deposito in termini di pressione del vento appartiene all'area III (fino a 15 m / s). In estate prevalgono i venti da NW, in inverno - NW. Il manto nevoso nell'area di lavoro è irregolare. Lo spessore nelle zone pianeggianti più sommerse raggiunge 1-5 m.

La fauna e la flora della regione è povera ed è rappresentata da specie tipiche delle zone semidesertiche. Caratteristica è la vegetazione rara di erbe e arbusti: spine di cammello, assenzio, guazzabuglio. La fauna è rappresentata da roditori, rettili (tartarughe, lucertole, serpenti) e aracnidi.

Non ci sono fonti d'acqua naturali nell'area di lavoro. Attualmente, le fonti di approvvigionamento idrico al campo bevendo acqua L'acqua del Volga dal condotto idrico principale Astrakhan-Mangyshlak viene utilizzata per esigenze tecniche e antincendio, nonché pozzi d'acqua speciali fino a 1100 m di profondità per i sedimenti Albsenomaniani.

La zona di lavoro è praticamente disabitata. 30 km a est del giacimento di Karakuduk passa Ferrovia Stazione Makat - Mangyshlak, lungo la quale sono posati gli oleodotti e gasdotti esistenti Uzen-Atyrau-Samara e Central Asia-Center, nonché la linea elettrica ad alta tensione Beineu-Uzen. Comunicazione tra pesca e insediamenti effettuato su strada.

1. CARATTERISTICHE GEOLOGICHE E FISICHE DEL DEPOSITO

3.1. Caratteristiche della struttura geologica

Caratteristiche litologiche e stratigrafiche della sezione

A seguito delle perforazioni esplorative e produttive nel campo di Karakuduk, è stato scoperto uno strato di depositi meso-cenozoici con uno spessore massimo di 3662 m (pozzo 20), dal Triassico al Neogene-Quaternario compreso.

Di seguito una descrizione della sezione esposta del campo.

Sistema triassico - T. Gli strati terrigeni variegati di età triassica sono rappresentati dall'alternanza di arenarie, siltiti, limoti e argille argillite, colorate in varie tonalità di grigio, dal marrone al grigio-verdastro. Lo spessore minimo penetrato del Triassico si rileva nel pozzo 145 (29 m) e il massimo - nel pozzo 20 (242 m).

Sistema giurassico - J. Con discordanza stratigrafica e angolare, uno strato di depositi giurassici sovrasta le rocce triassiche sottostanti.

La sezione giurassica è presentata nel volume delle sezioni inferiore, media e superiore.

Sezione inferiore - J 1. La sezione del Giurassico inferiore è litologicamente composta da arenarie, siltiti, argille e argille intercalati. Arenaria grigio chiaro con una sfumatura verdastra, a grana fine, scarsamente selezionata, ben cementata. Argille e siltiti sono grigio scuro con una sfumatura verdastra. Pietre fangose ​​grigio scuro con inclusioni ORO. A livello regionale, l'orizzonte Yu-XIII è limitato ai depositi del Giurassico inferiore. Lo spessore dei depositi del Giurassico inferiore varia da 120-127 m.

Reparto medio - J 2. La sequenza del Giurassico medio è rappresentata da tutte e tre le fasi: Bathonian, Bajocian e Aalenian.

Stadio di Aalenia - J 2 a. Depositi di età aaleniana sovrastano quelli sottostanti con discordanza stratigrafica e angolare e sono rappresentati dall'alternanza di arenarie, argille e, più raramente, siltiti. Le arenarie e le siltiti sono colorate nei toni del grigio e del grigio chiaro; le argille sono caratterizzate da un colore più scuro. Nella relazione regionale a questo intervallo stratigrafico, gli orizzonti J –XI, J – XII sono confinati. Lo spessore è di oltre 100 m.

Livello Bayos - J 2 c. Le arenarie sono di colore grigio e grigio chiaro, a grana fine, fortemente cementate, non granulose, micacee. Siltiti di colore grigio chiaro, a grana fine, micacei, argillosi, con inclusioni di resti vegetali carbonizzati. Le argille sono grigio scuro, nere, dense in alcuni punti. I depositi di questa età sono associati agli orizzonti produttivi Yu-VI-Yu-X. Lo spessore è di circa 462 m.

Stadio Bathsky - J 2 vt. Litologicamente sono rappresentati da arenarie, siltiti, intercalati con argille. Nella parte inferiore della sezione, la proporzione di arenarie aumenta con strati sottili di siltiti e argille. I depositi dello stadio batoniano sono associati agli orizzonti produttivi Yu-III-Yu-V. Lo spessore varia da 114,8 m a 160,7 m.

Sezione superiore - J 3. I depositi del Giurassico superiore giacciono conformabile su quelli sottostanti e sono rappresentati da tre stadi: Calloviano, Oxfordiano e Volga. Il limite inferiore è tracciato lungo la sommità dell'elemento in argilla, che è chiaramente tracciato in tutti i pozzi.

Stadio Calloviano - J 3 K. Lo Stadio Calloviano è rappresentato dall'alternanza di argille, arenarie e siltiti. Secondo le caratteristiche litologiche, nella composizione del palcoscenico si distinguono tre membri: quelli superiori e medi sono argillosi con uno spessore di 20-30 m, e quello inferiore è un'alternanza di strati di arenarie e siltiti con intercalari di argilla . Gli orizzonti produttivi Yu-I e Yu-II sono confinati al membro inferiore dello Stadio Calloviano. Lo spessore varia da 103,2 m a 156 m.

Livello Oxford-Volga - J 3 buoi-v. I sedimenti dello stadio oxfordiano sono rappresentati da argille e marne con rari intercalari di arenarie e siltiti, mentre si osserva una certa differenziazione: la parte inferiore è argillosa, la parte superiore è marnosa.

Le rocce sono grigie, grigio chiaro, a volte grigio scuro e hanno una tinta verdastra.

La sezione del tempo del Volga è uno strato di calcari argillosi con intercalari di dolomie, marne e argille. I calcari sono spesso fratturati e porosi, massicci, sabbiosi, argillosi, con frattura irregolare e lucentezza opaca. Le argille sono limose, grigie, calcaree, spesso con inclusioni di resti faunistici. Le Dolomiti sono grigie, grigio scuro, criptocristalline, a tratti argillose, con frattura irregolare e lucentezza opaca. Lo spessore delle rocce varia da 179 m a 231,3 m.

Sistema cretaceo - K. I depositi del sistema cretaceo sono presentati nel volume delle sezioni inferiore e superiore. La sezione è stata suddivisa in livelli basati su tronchi di pozzo e confrontati con aree adiacenti.

Sezione inferiore - K 1. I depositi del Cretaceo inferiore sono composti da rocce del superstadio Neocomiano, Aptiano e Albiano.

Superstage neocomiano - K 1 ps. I sedimenti volgiani sottostanti sono costantemente ricoperti dagli strati dell'intervallo neocomiano, che unisce tre stadi: valanginiano, hauteriviano, barremiano.

La sezione è litologicamente composta da arenarie, argille, calcari e dolomie. Le arenarie sono a grana fine, grigio chiaro, polimittiche, con carbonato e cemento argilloso.

A livello dell'intervallo hauteriviano, la sezione è rappresentata principalmente da argille, marne, e solo in alto è tracciato un orizzonte sabbioso. I depositi barremiani si distinguono nella sezione per il colore variegato delle rocce e sono litologicamente composti da argille con intercalari di arenarie e siltiti. Per tutto il tratto di età neocomiana si osserva la presenza di unità di parods limoso-sabbiose. Lo spessore dei depositi del superstadio neocomiano varia da 523,5 m a 577 m.

Fase Aptiana - K 1 a. I depositi di questa età si sovrappongono a quelli sottostanti con l'erosione, avendo con essi un chiaro confine litologico. Nella parte inferiore la sezione è composta prevalentemente da rocce argillose con rari intercalari di sabbie, arenarie, siltiti, e nella parte superiore si ha un'alternanza uniforme di rocce argillose e sabbiose. Lo spessore varia da 68,7 m a 129,5 m.

Stadio Albiano - K 1 al. La sezione è costituita da sabbie intercalati, arenarie e argille. In termini di caratteristiche strutturali e materiche, le rocce non differiscono da quelle sottostanti. Lo spessore varia da 558,5 m a 640 m.

Sezione superiore - K 2. La parte superiore è rappresentata da depositi Cenomaniani e Turoniano-Senonici.

Palco cenomaniano - K 2 s. I depositi cenomaniani sono rappresentati da argille alternate a siltiti e arenarie. Per aspetto e composizione litologica, le rocce di questa età non differiscono dai depositi albiani. Lo spessore varia da 157m a 204m.

Complesso indiviso turoniano-senoniano - К 2 t-cn. In fondo al complesso descritto si distingue la fase turoniana, composta da argille, arenarie, calcari, marne gessose, che costituiscono un buon punto di riferimento.

Più in alto nella sezione, si trovano sedimenti degli stadi santoniano, campano, maastrichtiano, uniti nel superstadio senonico, rappresentato litologicamente da uno spesso strato di marne intercalate, gesso, calcari gessosi e argille carbonatiche.

Lo spessore dei depositi del complesso turoniano-senonico varia da 342 m a 369 m.

Sistema Paleogene - I depositi di R. Paleogene sono rappresentati da calcari bianchi, strati marnosi verdastri e argille siltite rosate. Lo spessore varia da 498m a 533m.

Sistema Neogene-Quaternario - N-Q. I depositi neogene-quaternari sono composti principalmente da rocce carbonato-argillose grigio chiaro, verdi e marroni e calcari - rocce conchiglie. La parte superiore della sezione è piena di sedimenti continentali e conglomerati. Lo spessore dei depositi varia da 38 m a 68 m.

3.2. Tettonica

Secondo la zonizzazione tettonica, il deposito di Karakuduk si trova all'interno dello stadio tettonico di Arystan, che fa parte del sistema di depressioni e sollevamenti del Nord Ustyurt della parte occidentale della placca del Turan.

Secondo i dati sismici di CDP-3D (2007), realizzati da OJSC "Bashneftegeofizika", la struttura Karakuduk lungo l'orizzonte riflettente III è una piega brachianticlinale di impatto sub-latitudinale con dimensioni di 9x6,5 km lungo l'isohypse chiuso meno 2195 m, con un'ampiezza di 40 m. Gli angoli di incidenza delle ali aumentano con la profondità: nel Turoniano - un grado, nel Cretaceo inferiore -1-2˚. La struttura lungo l'orizzonte riflettente V è una piega anticlinale interrotta da numerose faglie, forse alcune di natura non tettonica. Tutti i principali difetti descritti più avanti nel testo sono tracciati lungo questo orizzonte riflettore. La piega sommersa è costituita da due volte, delineate dall'isoipso meno 3440 m, individuate nell'area dei pozzi 260-283-266-172-163-262 e 216-218-215. Sull'isohypse di meno 3480 m, la piega ha dimensioni 7,4 x 4,9 km e un'ampiezza di 40 m.

Il sollevamento sulle mappe strutturali lungo gli orizzonti produttivi giurassici ha una forma quasi isometrica, complicata da una serie di faglie che dividono la struttura in più blocchi. Il disturbo più elementare è il disturbo F 1 a est, rintracciabile in tutta la sezione produttiva, e divide la struttura in due blocchi: centrale (I) e orientale (II). Il blocco II si abbassa rispetto al blocco I con un aumento dell'ampiezza dello spostamento da sud a nord da 10 a 35 m. La violazione di F 1 è obliqua e si sposta da ovest a est con la profondità. Tale violazione è stata confermata dalla perforazione del pozzo 191, dove è assente parte dei depositi giurassici di circa 15 m a livello dell'orizzonte produttivo Yu-IVA.

La violazione F 2 è stata effettuata nell'area dei pozzi 143, 14 e taglia il blocco centrale (I) dal blocco meridionale (III). La motivazione di questa violazione non era solo la base sismica, ma anche i risultati dei test sui pozzi. Ad esempio, tra i pozzi di base vicino al pozzo 143, c'è il pozzo 222, dove è stato ottenuto petrolio durante i test dell'orizzonte Yu-I e l'acqua nel pozzo 143.

Descrizione del lavoro

L'organizzazione è stata fondata nel dicembre 2005. L'operatore del progetto è KarakudukMunai LLP. Il partner di LUKOIL nel progetto è Sinopec (50%). Lo sviluppo del giacimento viene effettuato in conformità con il contratto di utilizzo del sottosuolo firmato il 18 settembre 1995. Il contratto è valido per 25 anni. Il campo di Karakuduk si trova nella regione di Mangistau, a 360 km dalla città di Aktau. Riserve recuperabili residue di idrocarburi - 11 milioni di tonnellate. Produzione nel 2011 - 1,4 milioni di tonnellate di petrolio (la quota di LUKOIL è di 0,7 milioni di tonnellate) e 150 milioni di metri cubi di gas (la quota di LUKOIL è di 75 milioni di metri cubi).

ministero Educazione e Scienza della Repubblica del Kazakistan

Facoltà di Economia e Finanza

Dipartimento di Economia e Management

D
disciplina: Valutazione di progetti di petrolio e gas

SRS n. 1

Tema: Piano di sviluppo del giacimento di Kashagan, di importanza strategica sulla piattaforma del Mar Caspio

Eseguita:

Speciale studenti di 3 anni "Economia"

Batyrgalieva Zarina

ID: 08BD03185

Controllato:

Estekova G.B.

Almaty, 2010

Negli ultimi 30 anni, ci sono state tendenze in cui il PIL mondiale cresce in media del 3,3% all'anno, mentre la domanda mondiale di petrolio come principale fonte di idrocarburi cresce in media dell'1% all'anno. Il ritardo nel consumo di idrocarburi rispetto alla crescita del PIL è associato a processi di conservazione delle risorse, principalmente in paesi sviluppati... Allo stesso tempo, la quota dei paesi in via di sviluppo nella produzione del PIL e nel consumo di idrocarburi è in costante aumento. In questo caso è previsto un inasprimento crescente dei problemi di approvvigionamento di idrocarburi.

La vicinanza territoriale di paesi più grandi e in via di sviluppo dinamico come Russia e Cina apre ampie prospettive per l'esportazione di idrocarburi kazaki. Per garantire l'accesso al loro mercato, è necessario sviluppare e migliorare il sistema di condotte principali.

Le stime di esperti internazionali mostrano che se le tendenze attuali continueranno, tutte le riserve accertate di petrolio del mondo dureranno solo 40-50 anni. L'aggiunta delle risorse petrolifere di KSCM alle riserve accertate mondiali è un fattore determinante nelle strategie energetiche globali. Il Kazakistan dovrebbe essere pronto per una combinazione flessibile di strategie per il trasferimento sistematico della produzione di petrolio nel Mar Caspio e la forzatura di alcuni progetti promettenti. E uno dei progetti più promettenti è il campo di Kashagan.

Il campo di Kashagan, che prende il nome da un poeta kazako del XIX secolo nato nella regione di Mangistau, è una delle più grandi scoperte al mondo negli ultimi 40 anni. Appartiene alla provincia petrolifera e del gas del Caspio.

Il giacimento di Kashagan si trova nel settore kazako del Mar Caspio e copre un'area di circa 75 x 45 chilometri. Il bacino si trova ad una profondità di circa 4.200 metri sotto il fondale marino nella parte settentrionale del Mar Caspio.

Kashagan, come un sollevamento della barriera corallina di grande ampiezza nel complesso paleozoico subsale del Mar Caspio settentrionale, è stato scoperto mediante prospezioni sismiche di geofisici sovietici nel periodo 1988-1991. sulla prosecuzione marittima della zona di elevazione Karaton-Tengiz.

Successivamente, è stato confermato da studi di società geofisiche occidentali commissionati dal governo del Kazakistan. I massicci Kashagan, Korogly e Nubar, originariamente individuati nella sua struttura nel periodo 1995-1999. furono chiamati rispettivamente Kashagan Est, Ovest e Sud-Ovest.

Le dimensioni di East Kashagan lungo un'isohypse chiusa - 5000 m sono 40 (10/25) km, area - 930 km², ampiezza di sollevamento - 1300 m. km², lo spessore medio saturo di olio è 550 m.

Kashagan occidentale confina con il Kashagan orientale lungo una scarpata strutturale submeridionale, che è probabilmente associata a dislocazione tettonica. Le dimensioni del sollevamento della barriera corallina lungo lo stratoisohypse chiuso - 5000 m sono 40 * 10 km, l'area è 490 km², l'ampiezza è 900 m. , lo spessore medio saturo di olio è 350 m.

Il Kashagan sudoccidentale si trova un po' a lato (a sud) del massiccio principale. Il sollevamento lungo lo stratoisohypse chiuso - 5400 m ha una dimensione di 97 km, l'area è di 47 km², l'ampiezza è di 500 m. L'OWC è previsto a un'altitudine assoluta di 5300 m, l'area petrolifera è di 33 km², la media lo spessore saturato d'olio è di 200 m.

Le riserve di petrolio di Kashagan variano ampiamente da 1,5 a 10,5 miliardi di tonnellate. Di questi, l'est rappresenta da 1,1 a 8 miliardi di tonnellate, l'ovest - fino a 2,5 miliardi di tonnellate e il sud-ovest - 150 milioni di tonnellate.

Le riserve geologiche di Kashagan sono stimate in 4,8 miliardi di tonnellate di petrolio secondo i geologi kazaki.

Secondo il gestore del progetto, le riserve petrolifere totali sono 38 miliardi di barili o 6 miliardi di tonnellate, di cui circa 10 miliardi recuperabili. Kashagan ha grandi riserve di gas naturale di oltre 1 trilione. cucciolo. metri.

Le aziende partner del progetto Kashagan: Eni, KMG Kashagan B.V. (una controllata di Kazmunaigaz), Total, ExxonMobil, Royal Dutch Shell hanno ciascuna una quota del 16,81%, ConocoPhillips - 8,4%, Inpex - 7,56%.

L'operatore del progetto è stato nominato nel 2001 dai partner: Eni, ed è stata creata la società Agip KCO. I partecipanti al progetto stanno lavorando alla creazione di una società operativa congiunta North Caspian Operating Company (NCOC), che sostituirà AgipKCO e alcune società di agenti nel ruolo di un unico operatore.

Il governo kazako e il consorzio internazionale per lo sviluppo del progetto North Caspian (incluso il giacimento di Kashagan) hanno concordato di posticipare l'inizio della produzione di petrolio dal 2011 alla fine del 2012.

La produzione di petrolio a Kashagan dovrebbe raggiungere i 50 milioni di tonnellate all'anno entro la fine del prossimo decennio. La produzione di petrolio a Kashagan, secondo le stime Eni, nel 2019 dovrebbe raggiungere i 75 milioni di tonnellate all'anno. Con Kashagan il Kazakistan entrerà nella Top 5 dei produttori mondiali di petrolio.

Al fine di aumentare il recupero del petrolio e ridurre il contenuto di H3S, il consorzio si sta preparando a utilizzare diversi impianti onshore e offshore a Karabatan per iniettare gas naturale nel giacimento, saranno costruiti un oleodotto e un gasdotto con Karabatan.

Lo sviluppo del giacimento di Kashagan nel duro ambiente offshore del Caspio settentrionale presenta una combinazione unica di sfide tecnologiche e della catena di approvvigionamento. Queste difficoltà sono associate a garantire la sicurezza della produzione, risolvere problemi ingegneristici, logistici e ambientali, il che rende questo progetto uno dei progetti industriali più grandi e complessi al mondo.

Il campo è caratterizzato da un'elevata pressione di giacimento fino a 850 atmosfere. Olio di alta qualità -46°API, ma con un alto contenuto di GOR, idrogeno solforato e mercaptano.

Kashagan è stato annunciato nell'estate del 2000 in seguito ai risultati della perforazione del primo pozzo Vostok-1 (East Kashagan-1). La sua portata giornaliera era di 600 m³ di petrolio e 200 mila m³ di gas. Il secondo pozzo (West-1) è stato perforato a West Kashagan nel maggio 2001, a 40 km dal primo. Ha mostrato una portata giornaliera di 540 metri cubi di petrolio e 215mila metri cubi di gas.

Per lo sviluppo e la valutazione di Kashagan sono state costruite 2 isole artificiali, sono stati perforati 6 pozzi di esplorazione e 6 pozzi di valutazione (Vostok-1, Vostok-2, Vostok-3, Vostok-4, Vostok-5, West-1.

A causa dei bassi fondali e dei freddi inverni del Caspio settentrionale, non è possibile utilizzare le tradizionali tecnologie di perforazione e produzione come strutture in cemento armato o piattaforme jack-up installate sul fondo del mare.

Per fornire protezione dalle rigide condizioni invernali e dai movimenti del ghiaccio, le strutture offshore sono installate su isole artificiali. Sono previste due tipologie di isole: piccole isole "di perforazione" senza personale e grandi "isole con complessi tecnologici" (ETC) con personale di manutenzione.

Gli idrocarburi saranno pompati attraverso condotte dalle isole di perforazione all'ETC. Le isole ETC ospiteranno unità di processo per il recupero della fase liquida (olio e acqua) dal gas grezzo, unità di iniezione del gas e sistemi di alimentazione.

Nella Fase I circa la metà del gas totale prodotto sarà reiniettato in giacimento. I fluidi recuperati e il gas grezzo saranno convogliati a riva presso l'impianto di Bolashak nella regione di Atyrau, dove si prevede di preparare il petrolio alla qualità commerciale. Parte del gas sarà rimandato all'impianto offshore per l'utilizzo nella generazione di energia, mentre parte del gas soddisferà esigenze simili dell'impianto onshore.

Ci sono una serie di difficoltà tecniche nella strategia di sviluppo di Kashagan:

Il bacino idrico di Kashagan si trova a una profondità di circa 4.200 metri sotto il fondo del mare e ha alta pressione(pressione iniziale del serbatoio 770 bar). Il giacimento è caratterizzato da un aumento del contenuto di gas acido.


Il basso livello di salinità causato dall'afflusso di acqua dolce dal Volga, combinato con acque poco profonde e temperature invernali fino a -30°C, fa sì che il Caspio settentrionale sia coperto di ghiaccio per circa cinque mesi all'anno. Il movimento del ghiaccio e il solco del movimento del ghiaccio sul fondo del mare rappresentano gravi vincoli alle attività di costruzione.

Il Caspio settentrionale è una zona ecologica molto sensibile e un habitat per una varietà di flora e fauna, comprese alcune specie rare. La responsabilità ambientale è la nostra massima priorità per NCOC. Lavoriamo con costanza e fermezza per prevenire e ridurre al minimo l'impatto ambientale che potrebbe derivare dalle nostre operazioni.

La regione del Caspio settentrionale è un'area in cui la fornitura di attrezzature importanti per il progetto è associata a determinate difficoltà. Le difficoltà logistiche sono aggravate dalle restrizioni all'accesso tramite vie di trasporto acqueo, come il canale Volga-Don e il sistema di trasporto marittimo Mar Baltico-Volga, che, a causa della pesante copertura di ghiaccio, sono aperte alla navigazione solo per circa sei mesi all'anno.

Vorrei sottolineare la strategia di esportazione di questo progetto. Il piano esistente per l'esportazione della produzione post-campo prevede l'utilizzo di condotte e sistemi ferroviari esistenti.

Il percorso occidentale del gasdotto CPC (oleodotto da Atyrau a Novorossiysk lungo la costa del Mar Nero), il percorso settentrionale da Atyrau a Samara (collegamento al sistema russo Transneft) e il percorso orientale (da Atyrau ad Alashankou) forniscono collegamenti al trasporto di esportazione esistente sistemi.

Una possibile rotta sud-orientale dipende dallo sviluppo del Kazakhstan Caspian Transportation System (KCTS), che potrebbe pompare petrolio da Eskene West, dove si trova l'impianto di Bolashak, al nuovo terminal di Kuryk. Il petrolio può quindi essere trasportato in cisterna a un nuovo terminal vicino a Baku, dove verrebbe pompato nel sistema di oleodotti Baku-Tbilisi-Ceyhan (BTC) o in altri oleodotti per entrare nei mercati internazionali.
Tutte le possibili rotte di esportazione sono attualmente allo studio.

Questo progetto tiene conto della sicurezza e della tutela dell'ambiente. Dalla formazione del primo consorzio nel 1993, molti programmi di protezione ambientale sono stati sviluppati e implementati durante le operazioni nei giacimenti petroliferi onshore e offshore. Ad esempio, Agip KCO ha incaricato le aziende locali di effettuare una valutazione dell'impatto ambientale (VIA) per le sue attività, compresa la costruzione di strutture onshore e offshore, condotte per condotte e condotte per l'esportazione a terra. È stato avviato un programma per finanziare la ricerca scientifica nel campo della diversità biologica nella regione del Caspio. Nella regione di Atyrau sono state costruite venti stazioni di monitoraggio della qualità dell'aria. La ricerca del suolo e il monitoraggio dello stato della popolazione di uccelli e foche vengono effettuati annualmente. Nel 2008 è stata pubblicata una mappa delle aree sensibili dal punto di vista ambientale della regione del Caspio settentrionale, realizzata, tra l'altro, sulla base dei dati raccolti dal consorzio.

Ci sono anche problemi con l'utilizzo dello zolfo. Il giacimento di Kashagan contiene circa 52 trilioni di piedi cubi di gas associato, la maggior parte del quale sarà reiniettata in strutture offshore per migliorare il recupero del petrolio. Nella Fase 1 (Fase di Sviluppo Pilota), non tutto il gas associato sarà reiniettato nel giacimento presso gli impianti offshore. Una parte sarà inviata a un'unità di trattamento del petrolio e del gas onshore, dove avverrà il processo di desolforazione del gas, che verrà poi utilizzato come gas combustibile per generare energia elettrica per le operazioni onshore e offshore, mentre una parte sarà venduta sul mercato come gas commerciale. La fase 1 prevede di produrre una media di 1,1 milioni di tonnellate di zolfo all'anno dalla purificazione del gas acido.
Sebbene il consorzio preveda di vendere l'intero volume di zolfo prodotto, potrebbe essere necessario stoccare temporaneamente lo zolfo. Lo zolfo prodotto nello stabilimento di Bolashak sarà immagazzinato in condizioni chiuse, isolate dall'ambiente. Lo zolfo liquido sarà versato in contenitori sigillati dotati di sensori. Lo zolfo sarà convertito in una forma pastello prima della commercializzazione per evitare la formazione di polvere di zolfo durante la frantumazione.

Oltre a un approccio responsabile alla conduzione delle operazioni di produzione, i partecipanti al programma assumono obblighi sociali e ambientali, il cui adempimento andrà a beneficio dei cittadini del Kazakistan a lungo termine. L'adempimento di questi obblighi richiede una stretta collaborazione con le autorità statali e locali, con la comunità locale e i gruppi di iniziativa.

Nel periodo dal 2006 al 2009. più di 5,3 miliardi di dollari sono stati spesi per l'acquisto di beni e servizi locali. Nel 2009, i pagamenti per beni e servizi locali hanno rappresentato il 35% delle spese totali dell'azienda.

Nel 2009, durante il periodo di massima attività nella costruzione di strutture della Fase di Sviluppo Pilota, sono state impiegate nel progetto più di 40.000 persone in Kazakistan. Più dell'80% dei lavoratori erano cittadini del Kazakistan, una cifra eccezionale per progetti di questa portata.

Progetti infrastrutturali e significato sociale sono componenti essenziali della responsabilità aziendale e sociale di NCOC. Secondo la NCSPSA, una parte significativa dell'investimento nello sviluppo del campo viene spesa per la costruzione di infrastrutture sociali nel campo dell'istruzione, dell'assistenza sanitaria, dello sport e della cultura. I fondi sono equamente distribuiti tra le regioni di Atyrau e Mangistau, dove le operazioni di produzione vengono svolte sul SPSS.

Dal 1998, 126 progetti sono stati realizzati in stretta collaborazione con le autorità locali, 60 progetti nell'oblast di Atyrau e 66 nell'oblast di Mangistau. Un totale di 78 milioni di dollari è stato speso nella regione di Atyrau e 113 milioni di dollari nella regione di Mangistau.

Inoltre, nell'ambito del Programma di sponsorizzazione e filantropia 2009, NCOC e Agip KCO hanno sostenuto più di 100 iniziative culturali, sanitarie, educative e sportive. Tra questi ci sono la formazione avanzata di medici e insegnanti, seminari sull'educazione interculturale e l'alfabetizzazione ambientale nelle scuole, l'invito di importanti chirurghi russi a operare sui bambini di Atyrau, l'acquisto di strumenti musicali per la scuola di Aktau e l'acquisto di attrezzature mediche e ambulanze per un ospedale di Tupkaragan.

La salute e la sicurezza sul lavoro svolgono un ruolo importante. I partecipanti a questo progetto effettueranno una gestione sistematica del rischio al fine di migliorare continuamente il sistema di salute, sicurezza e ambiente e raggiungere il livello dei leader mondiali in questo indicatore. Tutto questo viene eseguito in conformità con i requisiti dell'Accordo di condivisione della produzione per il Mar Caspio settentrionale, il Kazakistan e la legislazione internazionale, gli standard di settore esistenti e le direttive aziendali.

Tutti i partecipanti all'SPSPS si impegnano a:

Svolgere le proprie attività, garantendo la salute e la sicurezza di tutti i dipendenti direttamente o indirettamente coinvolti in tali attività, dell'ambiente in cui si svolgono le proprie attività produttive, nonché dei beni aziendali.

Gestire le attività del consorzio e i relativi rischi in conformità con i requisiti del North Caspian Production Sharing Agreement, la legislazione kazaka e internazionale e applicare i migliori standard di settore esistenti in quelle materie che non possono essere regolate da leggi e regolamenti.

Promuovere l'integrazione dei principi HSE nella cultura dell'azienda, dove tutti i lavoratori e i fornitori di servizi hanno una responsabilità congiunta da attuare questi principi e dare l'esempio.

Sviluppare sistemi che consentano una valutazione sistematica dei rischi HSE in tutte le fasi delle attività dell'azienda e controllare efficacemente questi rischi.

Sviluppare, eseguire la certificazione del sistema di gestione HSE e informare costantemente gli Agenti, l'Organismo Autorizzato, tutte le parti interessate sullo stato dell'arte nel campo dell'HSE al fine di migliorare continuamente.

Seleziona i partner commerciali in base alla loro capacità di soddisfare i loro obblighi HSE.

Implementare sistemi e procedure che consentano una risposta immediata ed efficace a eventi non pianificati e indesiderati, ed effettuarne la revisione periodica.

Aumentare il livello di consapevolezza della responsabilità personale di tutti i dipendenti dell'azienda in materia di prevenzione dei rischi di incidenti, danni alla salute e all'ambiente.

Svolgere un lavoro congiunto con gli organi statali della Repubblica del Kazakistan e tutte le parti interessate al fine di sviluppare regolamenti e standard volti ad aumentare il livello di sicurezza dei dipendenti dell'azienda e proteggere l'ambiente.

Applicare un approccio costruttivo nelle proprie attività basato sul dialogo con gli stakeholder e il pubblico e finalizzato al riconoscimento delle attività dell'azienda da parte della comunità locale attraverso l'attuazione di programmi sociali.

I progetti di sponsorizzazione e filantropia mirano a promuovere la sostenibilità economica e il benessere, sostenere l'assistenza sanitaria, l'istruzione, la cultura e il patrimonio culturale, lo sport e aiutare le persone a basso reddito ammissibili e allinearsi agli obiettivi strategici di sviluppo sostenibile di NCOC. Agip KCO è responsabile dell'implementazione del programma di sponsorizzazione e beneficenza.

In particolare, i progetti comportano il proprio contributo da parte dei partecipanti stessi, e devono anche dimostrare al pubblico la loro sostenibilità a lungo termine. È escluso il sostegno di organizzazioni politiche o religiose, i progetti non possono creare condizioni sleali per la concorrenza di mercato, incidere negativamente sulla stabilità ambientale e/o sugli ecosistemi naturali. I progetti sono generalmente sviluppati da autorità locali, ONG o rappresentanti della comunità, ma possono anche essere avviati da NCOC o dai suoi agenti come misure proattive per supportare le comunità locali.

Bibliografia:

Programma statale per lo sviluppo del settore kazako del Mar Caspio

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