Plan de dezvoltare pentru zăcământul Karakudyk. Plan de afaceri pentru dezvoltarea depozitului de piatră din clădirea Egoryevskoye Plan pentru dezvoltarea depozitului

Principalul document grafic la calcularea rezervelor este planul de numărare. Planurile estimate (Fig. 3) sunt întocmite pe baza unei hărți structurale pentru vârful rezervoarelor productive sau cel mai apropiat punct de referință situat la cel mult 10 m deasupra sau sub vârful rezervorului. Contururile exterioare și interioare sunt reprezentate pe hartă ulei- și conținutul de gaze, limitele categoriilor de rezerve.

Limitele și aria de calcul a rezervelor de petrol și gaze din fiecare categorie sunt colorate într-o culoare specifică:

Orez. 3. Un exemplu de plan de rezervor estimat.

1 - ulei; 2 - apă: 3 - ulei si apa;

Puțuri: 4 - producătoare, 5 - explorare, 6 - naftalină, 7 - abandonată, 8 - fără intrare; 9 - izoipsul suprafeței colectorului, m;

Contururi cu ulei: 10 - extern, 11 - intern; 12 - limita de înlocuire a rezervoarelor litologic-facies; 13-categorii de rezerve;

Cifre pentru puțuri: numeratorul este numărul puțului, numitorul este cota absolută a vârfului rezervorului, m.

Toate puțurile forate la data calculului rezervelor sunt, de asemenea, reprezentate pe planul de calcul (cu o indicație exactă a poziției capurilor de sondă, punctele intersecției lor cu vârful rezervorului corespunzător):

Explorare;

Minerit;

Mothballed în așteptarea organizării pescăriei;

Injecție și observare;

Cei care au dat ulei anhidru, ulei cu apă, gaz, gaz cu condens, gaz cu condens și apă și apă;

A fi testat;

Netestat, cu specificații ulei-, gaz- și saturația de apă a rezervoarelor - rezervoare conform interpretării materialelor din studiile geofizice ale puțurilor;

Lichidat, indicând motivele lichidării;

Cusătură dezvăluită, compusă din roci impermeabile.

Pentru sondele testate, sunt indicate următoarele: semnele de adâncime și absolute ale vârfului și de jos ale rezervorului, semnele absolute ale intervalelor de perforație, ratele inițiale și actuale de producție a uleiului, gazși apă, diametrul sufocatorului, depresiunea, durata funcționării, data apariției apei și procentul acesteia în produsul produs. Când două sau mai multe straturi sunt testate împreună, indicii lor sunt indicați. Debit uleiși gaz ar trebui să fie măsurată atunci când sondele funcționează pe aceleași bobine.

Pentru producerea puțurilor, sunt date următoarele: data punerii în funcțiune, debitele inițiale și curente și presiunea rezervorului, uleiul produs, gaz, condens și apă, data începerii udării și procentul de apă din produsul produs la data calculării rezervelor. Cu un număr mare de puțuri, aceste informații sunt plasate în tabelul de pe planul de calcul sau pe foaia atașată acestuia. În plus, planul de calcul conține un tabel care indică valorile parametrilor de calcul adoptați de autori, rezervele calculate, categoriile acestora, valorile parametrilor adoptate prin decizia Comitetului de stat pentru rezervele din Federația Rusă, data la care au fost calculate rezervele.

La reestimarea rezervelor, planurile de estimare ar trebui să conțină limitele categoriilor de rezerve aprobate în calculul anterior, iar puțurile forate după calculul anterior al rezervelor ar trebui evidențiate.

Calculul rezervelor de petrol, gaz, condens și componentele conținute în acestea se efectuează separat pentru gaz, ulei,. zonele de motorină, apă-motorină și motorină-apă pe tipuri de rezervoare pentru fiecare strat al zăcământului și câmpului în ansamblu, cu o evaluare obligatorie a perspectivelor pentru întregul câmp.

Rezervele de componente importante din punct de vedere comercial conținute în petrol și gaze sunt calculate în limitele estimărilor rezervelor uleiși gaz.

La calcularea rezervelor, parametrii calculați sunt măsurați în următoarele unități: grosime în metri; presiunea în megapascali (precisă la zecimi de unitate); suprafață în mii de metri pătrați; densitatea petrolului, a condensului și a apei în grame pe centimetru cub și gaz - în kilograme pe metru cub (precisă la miimi de unitate); porozitatea și coeficienții de saturație a petrolului și gazelor în fracțiuni ale unei unități rotunjite la cele mai apropiate sutimi; factorii de recuperare uleiși condensat în fracțiuni ale unei unități rotunjite la cele mai apropiate miimi.

Rezervele de petrol, condens, etan, propan, butani, sulf și metale sunt calculate în mii de tone, gaz - în milioane de metri cubi, heliu și argon - în mii de metri cubi.

Valorile medii ale parametrilor și rezultatele calculului rezervelor sunt date sub formă de tabel.

Organizația a fost fondată în decembrie 2005. Operatorul proiectului este KarakudukMunai LLP. Partenerul LUKOIL în proiect este Sinopec (50%). Dezvoltarea depozitului se efectuează în conformitate cu contractul de utilizare a subsolului semnat la 18 septembrie 1995. Contractul este valabil 25 de ani. Câmpul Karakuduk este situat în regiunea Mangistau, la 360 km de orașul Aktau. Rezerve de hidrocarburi recuperabile rămase - 11 milioane de tone. Producție în 2011 - 1,4 milioane de tone de petrol (cota LUKOIL este de 0,7 milioane de tone) și 150 de milioane de metri cubi de gaz (cota LUKOIL este de 75 de milioane de metri cubi). Investiții de la începutul proiectului (din 2006) - peste 400 de milioane de dolari în cota LUKOIL. Numărul total de angajați este de aproximativ 500 de persoane, dintre care 97% sunt cetățeni ai Republicii Kazahstan. LUKOIL intenționează să investească până la 0,1 miliarde de dolari în cota sa în dezvoltarea proiectului până în 2020.

1. INFORMAȚII GENERALE DE DEPOZIT

Din punct de vedere geografic, câmpul Karakuduk este situat în partea de sud-vest a platoului Ustyurt. Administrativ aparține districtului Mangistau din regiunea Mangystau din Republica Kazahstan.

Cea mai apropiată așezare este gara Sai-Utes, situată la 60 km spre sud-est. Stația Beineu este situată la 160 km de teren. Distanța până la centrul regional Aktau este de 365 km.

În termeni orografici, zona de lucru este o câmpie deșertică. Cotele absolute ale suprafeței de relief variază de la +180 m la +200 m. Zona de lucru este caracterizată de un climat continental puternic, cu veri calde și uscate și ierni reci. Cea mai fierbinte lună de vară este iulie, cu o temperatură maximă de până la +45 o C. În timpul iernii, temperatura minimă atinge -30-35 o C. Precipitațiile medii anuale sunt de 100-170 mm. Regiunea este caracterizată de vânturi puternice, transformându-se în furtuni de praf. În conformitate cu SNiP 2.01.07.85, aria depozitului în ceea ce privește presiunea vântului aparține zonei III (până la 15 m / s). Vara, vântul NW predomină, iarna - NW. Stratul de zăpadă din zona de lucru este inegal. Grosimea în cele mai scufundate zone joase ajunge la 1-5 m.

Fauna și flora din regiune sunt sărace și sunt reprezentate de specii tipice pentru zonele semi-deșertice. Vegetația rară din plante și arbuști este caracteristică: spin de cămilă, pelin, amestec. Fauna este reprezentată de rozătoare, reptile (țestoase, șopârle, șerpi) și arahnide.

Nu există surse naturale de apă în zona de lucru. În prezent, sursele de alimentare cu apă a câmpului bând apă Apa Volga de la conducta principală de apă Astrakhan-Mangyshlak este utilizată pentru nevoi tehnice și de stingere a incendiilor, precum și fântâni speciale de apă de până la 1100 m adâncime pentru sedimentele albsenomaniene.

Zona de lucru este practic nelocuită. La 30 km la est de depozitul Karakuduk Calea ferata Stația Makat - Mangyshlak, de-a lungul căreia sunt așezate conductele de petrol și gaze existente Uzen-Atyrau-Samara și Asia Centrală, precum și linia electrică de înaltă tensiune Beineu-Uzen. Comunicare între pescuit și așezări efectuate pe drum.

1. CARACTERISTICI GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE DEPOZITULUI

3.1. Caracteristicile structurii geologice

Caracteristicile litologice și stratigrafice ale secțiunii

Ca rezultat al forajului de explorare și producție la câmpul Karakuduk, a fost descoperit un strat de depozite mezo-cenozoice cu o grosime maximă de 3662 m (sondă 20), de la triasic la neogen-cuaternar inclusiv.

Mai jos este o descriere a secțiunii expuse a câmpului.

Sistem triasic - T. Straturile terigene variate de vârstă triasică sunt reprezentate de gresii alternante, siltstone, nămoluri și argile asemănătoare argilitului, colorate în diferite nuanțe de gri, maro până la gri-verzui. Grosimea minimă pătrunsă a triasicului este notată în puțul 145 (29 m) și maximul - în puțul 20 (242 m).

Sistem jurasic - J. Cu neconformitate stratigrafică și unghiulară, un strat de depozite jurasice stă la baza rocilor triasice subiacente.

Secțiunea Jurasic este prezentată în volumul secțiunilor inferioară, mijlocie și superioară.

Secțiunea inferioară - J 1. Secțiunea jurasică inferioară este compusă litologic din gresii intercalate, siltstone, argile și nămoluri. Gresie gri deschis, cu o nuanță verzuie, cu granulație fină, slab sortată, bine cimentată. Argilele și pietrele de nămol sunt de culoare gri închis, cu o nuanță verzuie. Pietre de noroi gri închis cu incluziuni ORO. La nivel regional, orizontul Yu-XIII este limitat la zăcămintele jurasice inferioare. Grosimea depozitelor jurasice inferioare variază între 120-127m.

Departamentul de mijloc - J 2. Secvența Jurasicului Mijlociu este reprezentată de toate cele trei etape: Bathonian, Bajocian și Aalenian.

Etapa Aaleniană - J 2 a. Depozitele din epoca Aaleniană se suprapun pe cele subiacente cu neconformitate stratigrafică și unghiulară și sunt reprezentate de gresii alternante, argile și, mai rar, siltstone. Gresiile și silturile sunt colorate în tonuri de gri și gri deschis; argilele se caracterizează printr-o culoare mai închisă. În relația regională cu acest interval stratigrafic, orizonturile J –XI, J - XII sunt limitate. Grosimea este de peste 100m.

Nivelul Bayos - J 2 c. Gresiile sunt gri și gri deschis, cu granulație fină, puternic cimentate, nu granuloase, micacee. Siltstone de culoare gri deschis, cu granulație fină, micacee, argiloase, cu incluziuni de resturi de plante carbonizate. Argilele sunt gri închis, negru, dens pe alocuri. Depozitele din această epocă sunt asociate cu orizonturile productive Yu-VI-Yu-X. Grosimea este de aproximativ 462m.

Etapa Bathsky - J 2 vt. Litologic, ele sunt reprezentate de gresii, pietre de nămol, întrețesute cu argile. În partea de jos a secțiunii, proporția de gresii crește odată cu straturile subțiri de nămoluri și argile. Depozitele din stadiul batonian sunt asociate cu orizonturile productive Yu-III-Yu-V. Grosimea variază de la 114,8m la 160,7m.

Secțiunea superioară - J 3. Zăcămintele jurasicului superior se află în mod corespunzător pe cele subiacente și sunt reprezentate de trei etape: Callovian, Oxfordian și Volga. Limita inferioară este trasată de-a lungul vârfului elementului de lut, care este clar urmărit în toate puțurile.

Etapa Calloviană - J 3 K. Etapa Calloviană este reprezentată de argile, gresii și nămoluri alternante. Conform caracteristicilor litologice, trei membri se disting în compoziția scenei: cele superioare și mijlocii sunt argiloase cu grosimea de 20-30 m, iar cel inferior este o alternanță de straturi de gresii și siltstones cu straturi de argilă. . Orizonturile productive Yu-I și Yu-II sunt limitate la membrul inferior al scenei Callovian. Grosimea variază de la 103,2m la 156m.

Nivelul Oxford-Volga - J 3 ox-v. Sedimentele din stadiul Oxfordian sunt reprezentate de argile și marne cu straturi rare de gresii și silturi, în timp ce se observă o diferențiere: partea inferioară este argiloasă, partea superioară este marnoasă.

Rocile sunt gri, gri deschis, uneori gri închis și au o nuanță verzuie.

Secțiunea timpului Volga este un strat de calcare argiloase cu straturi intermediare de dolomiți, marne și argile. Calcarele sunt adesea fracturate și poroase, masive, nisipoase, argiloase, cu o fractură inegală și un luciu mat. Argilele sunt argiloase, cenușii, calcaroase, adesea cu incluziuni de resturi de faună. Dolomiții sunt gri, gri închis, criptocristalin, argilos pe alocuri, cu o fractură neuniformă și un luciu mat. Grosimea rocilor variază de la 179m la 231,3m.

Sistemul Cretacic - K. Depozitele sistemului Cretacic sunt prezentate în volumul secțiunilor inferioare și superioare. Secțiunea a fost împărțită în niveluri pe baza jurnalelor de puț și comparată cu zonele adiacente.

Secțiunea inferioară - K 1. Zăcămintele Cretacicului inferior sunt compuse din roci din stadiile superetapei neocomiene, aptiene și albiene.

Superstadiul neocomian - K 1 ps. Sedimentele volgiene de bază sunt în mod constant acoperite de straturile intervalului neocomian, care unește trei etape: valanginian, hauterivian, barremian.

Secțiunea este compusă litologic din gresii, argile, calcare și dolomiți. Gresii cu granulație fină, gri deschis, polimictic, cu carbonat și ciment argilos.

La nivelul intervalului hauterivian, secțiunea este reprezentată în principal de argile, marne și doar în partea de sus este trasat un orizont de nisip. Zăcămintele barremiene se disting în secțiune prin culoarea pestriță a rocilor și sunt compuse litologic din argile cu straturi intermediare de gresii și nămoluri. De-a lungul secțiunii epocii neocomiene, se observă prezența membrilor parodilor siloși-nisipoși. Grosimea depozitelor superstadiului neocomian variază de la 523,5 m la 577 m.

Etapa Aptiană - K 1 a. Depozitele din această vârstă se suprapun cu cele erosive pe cele subiacente, având o limită litologică clară cu ele. În partea inferioară, secțiunea este compusă în principal din roci argiloase, cu straturi rare de nisipuri, gresii, nămoluri, iar în partea superioară există o alternanță uniformă de roci argiloase și nisipoase. Grosimea variază de la 68,7 m la 129,5 m.

Etapa Albian - K 1 al. Secțiunea este formată din nisipuri, gresii și argile intercalate. În ceea ce privește trăsăturile structurale și texturale, rocile nu diferă de cele subiacente. Grosimea variază de la 558,5 m la 640 m.

Secțiunea superioară - K 2. Secțiunea superioară este reprezentată de zăcăminte cenomaniene și turonian-senoniene.

Etapa cenomaniană - K 2 s. Zăcămintele cenomaniene sunt reprezentate de argile care alternează cu nămoluri și gresii. În ceea ce privește aspectul și compoziția litologică, rocile din această epocă nu diferă de depozitele albiene. Grosimea variază de la 157m la 204m.

Complex turonian-senonian nedivizat - К 2 t-cn. În partea de jos a complexului descris, se distinge etapa turoniană, compusă din argile, gresii, calcare, marne asemănătoare cretei, care reprezintă un bun punct de reper.

Mai sus în secțiune, există sedimente ale stadiilor santonian, campanian, maastrichtian, unite în superstadiul senonian, reprezentate litologic printr-un strat gros de marne interconectate, cretă, calcare asemănătoare cretei și argile carbonatate.

Grosimea depozitelor complexului turonian-senonian variază de la 342m la 369m.

Sistemul paleogen - R. Depozitele paleogene sunt reprezentate de calcare albe, straturi marno-verzui și argile de silt roz. Grosimea variază de la 498m la 533m.

Sistem neogen-cuaternar - N-Q. Depozitele neogene-cuaternare sunt compuse în principal din roci gri deschis, verzi și maronii carbonat-argiloase și roci calcaroase - scoice. Partea superioară a secțiunii este umplută cu sedimente și conglomerate continentale. Grosimea depozitelor variază de la 38 m la 68 m.

3.2. Tectonica

Conform zonării tectonice, câmpul Karakuduk este situat în stadiul tectonic Arystan, care face parte din sistemul Ustyurt de Nord de jgheaburi și ridicări ale părții de vest a plăcii Turan.

Conform datelor seismice ale CDP-3D (2007) efectuate de OJSC Bashneftegeofizika, structura Karakuduk de-a lungul orizontului III reflectant este un pli brahianticlinal de lovire sub-latitudinală cu dimensiuni de 9x6,5 km de-a lungul unei izoipse închise de minus 2195 m, cu o amplitudine de 40 m. Unghiurile de incidență ale aripilor cresc cu adâncimea: în Turonian - un grad, în Cretacicul inferior -1-2˚. Structura de-a lungul orizontului reflectant V este un pliu anticlinal rupt de numeroase defecte, posibil unele dintre ele de natură non-tectonică. Toate defecțiunile majore descrise mai departe în text sunt urmărite de-a lungul acestui orizont reflectant. Pliul submeridional este format din două bolți, conturate de izoips minus 3440 m, identificate în zona puțurilor 260-283-266-172-163-262 și 216-218-215. Pe izoipsa de minus 3480 m, pliul are dimensiuni 7,4x 4,9 km și o amplitudine de 40 m.

Ridicarea pe hărți structurale de-a lungul orizonturilor productive jurasice are o formă aproape izometrică, complicată de o serie de defecte care împart structura în mai multe blocuri. Cea mai de bază perturbare este perturbarea F 1 din est, care poate fi urmărită în întreaga secțiune de producție și împarte structura în două blocuri: central (I) și est (II). Blocul II este coborât în ​​raport cu blocul I cu o creștere a amplitudinii deplasării de la sud la nord de la 10 la 35 m. Încălcarea F1 este oblică și se deplasează de la vest la est cu adâncimea. Această încălcare a fost confirmată prin forarea puțului 191, unde o parte din depozitele jurasice de aproximativ 15 m la nivelul orizontului productiv Yu-IVA este absentă.

Încălcarea F 2 a fost efectuată în zona sondelor 143, 14 și întrerupe blocul central (I) de blocul sudic (III). Rațiunea acestei încălcări nu a fost doar baza seismică, ci și rezultatele testării bine. De exemplu, dintre fântânile de bază din apropierea fântânii 143 se află fântâna 222, în care s-a obținut petrol în timpul testării orizontului Yu-I și apă în fântâna 143.

Descrierea muncii

Organizația a fost fondată în decembrie 2005. Operatorul proiectului este KarakudukMunai LLP. Partenerul LUKOIL în proiect este Sinopec (50%). Dezvoltarea depozitului se realizează în conformitate cu contractul de utilizare a subsolului semnat la 18 septembrie 1995. Contractul este valabil 25 de ani. Câmpul Karakuduk este situat în regiunea Mangistau, la 360 km de orașul Aktau. Rezerve de hidrocarburi recuperabile rămase - 11 milioane de tone. Producție în 2011 - 1,4 milioane de tone de petrol (cota LUKOIL este de 0,7 milioane de tone) și 150 de milioane de metri cubi de gaz (cota LUKOIL este de 75 de milioane de metri cubi).

Minister Educația și știința Republicii Kazahstan

Facultatea de Finanțe și Economie

Departamentul de Economie și Management

D
disciplina: Evaluarea proiectelor de petrol și gaze

SRS nr

Subiect: Plan de dezvoltare pentru câmpul Kashagan, important din punct de vedere strategic, pe raftul Mării Caspice

Efectuat:

Student special de 3 ani "Economie"

Batyrgalieva Zarina

ID: 08BD03185

Verificat:

Estekova G.B.

Almaty, 2010

În ultimii 30 de ani, au existat tendințe în care PIB-ul mondial crește în medie cu 3,3% pe an, în timp ce cererea mondială de petrol ca sursă principală de hidrocarburi crește cu o medie de 1% pe an. Decalajul în consumul de hidrocarburi din creșterea PIB este asociat proceselor de conservare a resurselor, în principal în țările dezvoltate... În același timp, ponderea țărilor în curs de dezvoltare în producția de PIB și în consumul de hidrocarburi este în continuă creștere. În acest caz, se așteaptă o exacerbare crescândă a problemelor de aprovizionare cu hidrocarburi.

Apropierea teritorială a unor țări în curs de dezvoltare atât de mari și dinamice precum Rusia și China deschide perspective largi pentru exportul de hidrocarburi kazahstani. Pentru a asigura accesul pe piața lor, este necesar să se dezvolte și să se îmbunătățească sistemul de conducte trunchi.

Evaluările experților internaționali arată că, dacă tendințele actuale vor continua, toate rezervele de petrol dovedite din lume vor dura doar 40-50 de ani. Adăugarea resurselor petroliere KSCM la rezervele dovedite ale lumii este un factor definitoriu în strategiile energetice globale. Kazahstanul ar trebui să fie pregătit pentru o combinație flexibilă de strategii pentru transferul sistematic al producției de petrol în Marea Caspică și forțarea anumitor proiecte promițătoare. Și unul dintre cele mai promițătoare proiecte este câmpul Kashagan.

Numit după un poet kazah din secolul al XIX-lea care sa născut în regiunea Mangistau, câmpul Kashagan este una dintre cele mai mari descoperiri din lume din ultimii 40 de ani. Aparține provinciei caspice de petrol și gaze.

Câmpul Kashagan este situat în sectorul kazah din Marea Caspică și acoperă o suprafață de aproximativ 75 x 45 de kilometri. Rezervorul se află la o adâncime de aproximativ 4.200 de metri sub fundul mării în partea de nord a Mării Caspice.

Kashagan, ca ridicare de recif de mare amplitudine, în complexul paleozoic subsaltic al Mării Caspice de Nord, a fost descoperit prin prospectarea lucrărilor seismice ale geofizicienilor sovietici în perioada 1988-1991. pe continuarea pe mare a zonei de ridicare Karaton-Tengiz.

Ulterior, aceasta a fost confirmată de studiile realizate de companiile geofizice occidentale comandate de guvernul din Kazahstan. Masivele Kashagan, Koroghly și Nubar, identificate inițial în structura sa în perioada 1995-1999. a primit numele Kashagan Est, Vest și, respectiv, Sud-Vest.

Dimensiunile Estului Kashagan de-a lungul unei izoipse închise - 5000 m sunt 40 (10/25) km, suprafață - 930 km², amplitudine ridicată - 1300 m. Km², grosimea medie saturată cu ulei este de 550 m.

Kashagan se învecinează cu Kashagan de Est de-a lungul unei scarpe structurale submeridionale, care este posibil asociată cu luxația tectonică. Dimensiunile ridicării recifului de-a lungul stratoisohipsei închise - 5000 m sunt 40 * 10 km, aria este de 490 km², amplitudinea este de 900 m., Grosimea medie saturată cu ulei este de 350 m.

Sud-vestul Kashagan este situat oarecum în partea (sudică) a masivului principal. Ridicarea de-a lungul stratoisohipsei închise - 5400 m are 97 km, suprafața este de 47 km², amplitudinea este de 500 m. grosimea saturată de ulei este de 200 m.

Rezervele de petrol ale lui Kashagan variază foarte mult de la 1,5 la 10,5 miliarde de tone. Dintre acestea, estul reprezintă 1,1 până la 8 miliarde de tone, cel occidental - până la 2,5 miliarde de tone, iar sud-vestul - 150 de milioane de tone.

Rezervele geologice din Kashagan sunt estimate la 4,8 miliarde de tone de petrol, potrivit geologilor kazahi.

Potrivit operatorului proiectului, rezervele totale de petrol sunt de 38 miliarde de barili sau 6 miliarde de tone, din care aproximativ 10 miliarde de barili sunt recuperabile. Kashagan are rezerve mari de gaze naturale de peste 1 trilion. pui. metri.

Companiile partenere din proiectul Kashagan: Eni, KMG Kashagan B.V. (o filială a Kazmunaigaz), Total, ExxonMobil, Royal Dutch Shell au fiecare o participație de 16,81%, ConocoPhillips - 8,4%, Inpex - 7,56%.

Operatorul de proiect a fost numit în 2001 de către parteneri: Eni și a creat compania Agip KCO. Participanții la proiect lucrează la crearea unei companii de operare comună North Caspian Operating Company (NCOC), care va înlocui AgipKCO și o serie de companii de agenți ca un singur operator.

Guvernul kazah și consorțiul internațional pentru dezvoltarea proiectului nord-caspic (inclusiv câmpul Kashagan) au convenit să amâne începutul producției de petrol din 2011 până la sfârșitul anului 2012.

Producția de petrol la Kashagan ar trebui să ajungă la 50 de milioane de tone pe an până la sfârșitul următorului deceniu. Producția de petrol la Kashagan, conform estimărilor ENI, în 2019 ar trebui să ajungă la 75 de milioane de tone pe an. Odată cu Kashagan, Kazahstanul va intra în Top 5 al producătorilor de petrol din lume.

Pentru a crește recuperarea petrolului și a reduce conținutul de H3S, consorțiul se pregătește să utilizeze mai multe instalații terestre și offshore în Karabatan pentru a injecta gaze naturale în rezervor, vor fi construite o conductă de petrol și o conductă de gaz cu Karabatan.

Dezvoltarea câmpului Kashagan în mediul offshore dur al nordului Caspiei prezintă o combinație unică de provocări tehnologice și ale lanțului de aprovizionare. Aceste dificultăți sunt asociate cu asigurarea siguranței producției, rezolvarea problemelor de inginerie, logistică și mediu, ceea ce face din acest proiect unul dintre cele mai mari și mai complexe proiecte industriale din lume.

Câmpul este caracterizat de o presiune ridicată a rezervorului de până la 850 de atmosfere. Ulei de înaltă calitate -46 ° API, dar cu un conținut ridicat de GOR, hidrogen sulfurat și mercaptan.

Kashagan a fost anunțat în vara anului 2000, în urma rezultatelor forării primului puț Vostok-1 (East Kashagan-1). Debitul său zilnic a fost de 600 m³ petrol și 200 mii m³ gaz. Al doilea puț (West-1) a fost forat în West Kashagan în mai 2001, la 40 km de primul. A arătat un debit zilnic de 540 de metri cubi de petrol și 215 de mii de metri cubi de gaz.

Pentru dezvoltarea și evaluarea Kashagan, au fost construite 2 insule artificiale, au fost forate 6 sonde de explorare și 6 de evaluare (Vostok-1, Vostok-2, Vostok-3, Vostok-4, Vostok-5, West-1.

Datorită apelor puțin adânci și a iernilor reci din nordul Mării Caspice, utilizarea tehnologiilor tradiționale de forare și producție, cum ar fi structurile din beton armat sau platformele de ridicare instalate pe fundul mării, nu este posibilă.

Pentru a oferi protecție împotriva condițiilor dure de iarnă și a mișcărilor de gheață, structurile offshore sunt instalate pe insulele artificiale. Sunt avute în vedere două tipuri de insule: insule mici „de foraj” fără personal și „insule mari cu complexe tehnologice” (ETC) cu personal de întreținere.

Hidrocarburile vor fi pompate prin conducte de la insulele de foraj la ETC. Insulele ETC vor adăposti unități de proces pentru recuperarea fazei lichide (petrol și apă) din gazul brut, unitățile de injecție a gazelor și sistemele de alimentare.

În faza I, aproximativ jumătate din gazul total produs va fi injectat înapoi în rezervor. Fluidele recuperate și gazul brut vor fi conduse la țărm la uzina Bolashak din regiunea Atyrau, unde se planifică pregătirea petrolului la calitate comercială. O parte din gaz va fi trimisă înapoi la instalația offshore pentru a fi utilizată în generarea de energie electrică, în timp ce o parte din gaz va satisface nevoile similare ale instalației terestre.

Există o serie de dificultăți tehnice în strategia de dezvoltare a Kashagan:

Rezervorul Kashagan se află la o adâncime de aproximativ 4.200 de metri sub fundul mării și are presiune ridicata(presiunea inițială a rezervorului 770 bar). Rezervorul se caracterizează printr-un conținut crescut de gaz acru.


Nivelul scăzut de salinitate cauzat de afluxul de apă proaspătă din Volga, combinat cu apă de mică adâncime și temperaturi de iarnă până la -30 ° C, are ca rezultat acoperirea cu gheață a nordului Caspiei timp de aproximativ cinci luni pe an. Mișcarea de gheață și brazdarea din mișcarea de gheață pe fundul mării reprezintă constrângeri serioase asupra activităților de construcție.

Nordul Caspicului este o zonă ecologică foarte sensibilă și habitat pentru o varietate de floră și faună, inclusiv unele specii rare. Responsabilitatea față de mediu este prioritatea noastră principală pentru NCOC. Lucrăm constant și energic pentru a preveni și minimiza orice impact asupra mediului care poate apărea din operațiunile noastre.

Regiunea Caspiei de Nord este o zonă în care furnizarea de echipamente importante pentru proiect este asociată cu anumite dificultăți. Dificultățile logistice sunt agravate de restricțiile de acces pe căile de transport pe apă, cum ar fi Canalul Volga-Don și sistemul de transport pe apă Marea Baltică-Volga, care, datorită stratului mare de gheață, sunt deschise pentru navigație doar timp de aproximativ șase luni pe an.

Aș dori să observ strategia de export a acestui proiect. Planul existent pentru exportul producției post-câmp prevede utilizarea sistemelor de conducte și feroviare existente.

Traseul vestic al conductei CPC (conductă de la Atyrau la Novorossiysk de-a lungul coastei Mării Negre), ruta nordică de la Atyrau la Samara (conectarea la sistemul rus Transneft) și ruta estică (Atyrau la Alashankou) asigură conexiuni cu transportul de export existent sisteme.

O posibilă rută de sud-est depinde de dezvoltarea sistemului de transport caspic din Kazahstan (KCTS), care ar putea pompa petrol din Eskene West, unde se află uzina Bolashak, către noul terminal Kuryk. Petrolul poate fi apoi transportat cu cisterna la un nou terminal lângă Baku, unde ar fi pompat în sistemul de conducte Baku-Tbilisi-Ceyhan (BTC) sau alte conducte pentru a intra pe piețele internaționale.
În prezent sunt explorate toate rutele de export posibile.

Acest proiect ia în considerare siguranța și protecția mediului. De la formarea primului consorțiu în 1993, multe programe de protecție a mediului au fost dezvoltate și puse în aplicare în timpul operațiunilor de teren petrolier offshore și offshore. De exemplu, Agip KCO a angajat companiile locale să efectueze o evaluare a impactului asupra mediului (EIA) pentru activitățile sale, inclusiv construcția de instalații onshore și offshore, conducte trunchi și conducte de export onshore. A fost inițiat un program pentru finanțarea cercetării științifice în domeniul diversității biologice în regiunea Caspică. Douăzeci de stații de monitorizare a calității aerului au fost construite în regiunea Atyrau. Cercetarea solului și monitorizarea stării populației de păsări și foci se efectuează anual. În 2008, a fost publicată o hartă a zonelor sensibile din punct de vedere ecologic din regiunea nord-caspică, creată, printre altele, pe baza datelor colectate de consorțiu.

Există, de asemenea, probleme cu utilizarea sulfului. Câmpul Kashagan conține aproximativ 52 de miliarde de metri cubi de gaz asociat, dintre care majoritatea vor fi reinjectate în instalațiile offshore pentru a îmbunătăți recuperarea petrolului. În faza 1 (faza de dezvoltare pilot), nu toate gazele asociate vor fi reinjectate în rezervor la instalațiile offshore. O parte din aceasta va fi trimisă către o unitate de procesare a petrolului și a gazelor de pe uscat, unde va avea loc procesul de desulfurare a gazului, care va fi apoi utilizat ca combustibil gazos pentru a genera electricitate pentru operațiunile de pe uscat și offshore, în timp ce o parte din acesta va fi vândută pe piață ca gaz comercial. Faza 1 intenționează să producă în medie 1,1 milioane de tone de sulf pe an din purificarea gazelor acide.
Deși consorțiul intenționează să vândă întregul volum de sulf produs, poate fi necesar să se stocheze temporar sulful. Sulful produs la uzina Bolashak va fi depozitat în condiții închise, izolat de mediu. Sulful lichid va fi turnat în recipiente sigilate echipate cu senzori. Sulful va fi transformat într-o formă pastelată înainte de comercializare pentru a evita formarea de praf de sulf în timpul zdrobirii.

Pe lângă o abordare responsabilă a desfășurării operațiunilor de producție, participanții la program își asumă obligații sociale și de mediu, a căror îndeplinire va aduce beneficii cetățenilor din Kazahstan pe termen lung. Îndeplinirea acestor obligații necesită o cooperare strânsă cu autoritățile de stat și locale, cu comunitatea locală și grupurile de inițiativă.

În perioada 2006-2009. peste 5,3 miliarde de dolari SUA au fost cheltuiți pentru achiziționarea de bunuri și servicii locale. În 2009, plățile pentru bunuri și servicii locale au reprezentat 35% din cheltuielile totale ale companiei.

În 2009, în perioada de activitate maximă în construcția de facilități pentru etapa pilot de dezvoltare, peste 40.000 de persoane au fost angajate în proiect în Kazahstan. Peste 80% dintre lucrători erau cetățeni ai Kazahstanului - o cifră excepțională pentru proiectele de această scară.

Proiecte de infrastructură și semnificație socială sunt componente esențiale ale responsabilității corporative și sociale a NCOC. Potrivit NCSPSA, o parte semnificativă a investiției în dezvoltarea domeniului este cheltuită pentru construirea de infrastructuri sociale în domeniul educației, îngrijirii sănătății, sportului și culturii. Fondurile sunt distribuite uniform între regiunile Atyrau și Mangistau, unde se desfășoară operațiuni de producție pe SPSSK.

Din 1998, 126 de proiecte au fost implementate în strânsă cooperare cu autoritățile locale, 60 de proiecte în regiunea Atyrau și 66 în regiunea Mangistau. Un total de 78 milioane USD a fost cheltuit în regiunea Atyrau și 113 milioane USD - în regiunea Mangistau.

În plus, în cadrul Programului de sponsorizare și filantropie din 2009, NCOC și Agip KCO au sprijinit peste 100 de inițiative culturale, de sănătate, educație și sport. Printre acestea se numără pregătirea avansată a medicilor și profesorilor, seminarii privind educația interculturală și alfabetizarea mediului în școli, invitarea chirurgilor ruși de frunte să opereze copiii Atyrau, cumpărarea instrumentelor muzicale pentru școala Aktau și achiziționarea de echipamente medicale și ambulanțe pentru un spital din Tupkaragan.

Sănătatea și siguranța la locul de muncă joacă un rol important. Participanții la acest proiect vor efectua un management sistematic al riscurilor pentru a îmbunătăți continuu sistemul de sănătate, siguranță și protecție a mediului și pentru a atinge nivelul liderilor mondiali în acest indicator. Toate acestea se desfășoară în conformitate cu cerințele Acordului de partajare a producției pentru Marea Caspică de Nord, legislația kazahstană și internațională, standardele industriale existente și directivele corporative.

Toți participanții la SPSPS se angajează:

Efectuați activitățile lor, asigurând sănătatea și siguranța tuturor angajaților implicați direct sau indirect în aceste activități, mediul în care se desfășoară operațiunile lor de producție, precum și activele companiei.

Gestionați activitățile consorțiului și riscurile aferente în conformitate cu cerințele Acordului de partajare a producției nord-caspice, cu legislația kazahă și internațională și aplicați cele mai bune standarde industriale existente în acele chestiuni care nu pot fi reglementate de legi și reglementări.

Promovarea integrării principiilor HSE în cultura companiei, unde toți lucrătorii și furnizorii de servicii au responsabilitatea comună de implementare aceste principiiși conduce prin exemplu.

Elaborați sisteme care să permită o evaluare sistematică a riscurilor HSE în toate etapele activităților companiei și să controlați eficient aceste riscuri.

Dezvoltarea, efectuarea certificării sistemului de management HSE și informarea continuă a agenților, a organismului autorizat, a tuturor părților interesate cu privire la stadiul tehnicii în domeniul HSE pentru a se îmbunătăți continuu.

Selectați parteneri de afaceri pe baza capacității lor de a-și îndeplini obligațiile HSE.

Implementați sisteme și proceduri care permit un răspuns imediat și eficient la evenimente neplanificate și nedorite și efectuați revizuirea lor regulată.

Creșteți nivelul de conștientizare a responsabilității personale a tuturor angajaților companiei în probleme de prevenire a riscurilor de accidente, daune pentru sănătate și mediu.

Efectuați lucrări comune cu organele de stat din Republica Kazahstan și toate părțile interesate pentru a elabora reglementări și standarde care vizează creșterea nivelului de siguranță al angajaților companiei și protejarea mediului.

Aplică o abordare constructivă în activitățile lor, bazată pe dialogul cu părțile interesate și cu publicul și care vizează obținerea recunoașterii activităților companiei de către comunitatea locală prin implementarea programelor sociale.

Proiectele de sponsorizare și filantropie urmăresc să promoveze sustenabilitatea și bunăstarea economică, să sprijine îngrijirea sănătății, educația, cultura și moștenirea culturală, sportul și să ajute persoanele eligibile cu venituri mici și să se alinieze obiectivelor strategice ale NCOC de dezvoltare durabilă. Agip KCO este responsabil pentru implementarea programului de sponsorizare și caritate.

În special, proiectele implică propriile contribuții ale participanților și trebuie, de asemenea, să demonstreze publicului sustenabilitatea lor pe termen lung. Sprijinul organizațiilor politice sau religioase este exclus, proiectele nu pot crea condiții neloiale pentru concurența pe piață, pot afecta negativ stabilitatea mediului și / sau ecosistemele naturale. Proiectele sunt de obicei dezvoltate de autoritățile locale, ONG-uri sau reprezentanți ai comunității, dar pot fi inițiate și de NCOC sau de agenții săi ca măsuri proactive de sprijinire a comunităților locale.

Bibliografie:

Program de stat pentru dezvoltarea sectorului kazah din Marea Caspică

Trimite-ți munca bună în baza de cunoștințe este simplu. Folosiți formularul de mai jos

Studenții, studenții absolvenți, tinerii oameni de știință care folosesc baza de cunoștințe în studiile și munca lor vă vor fi foarte recunoscători.

Documente similare

Caracteristicile unei companii tipografice și strategia de dezvoltare a acesteia. Descrierea produselor. Plan organizatoric. Plan de productie... Calculul capacității de producție. Calculul programului pentru producția și vânzarea de produse. Plan de investiții.

plan de afaceri, adăugat 15.09.2008


caracteristici generale activitățile SA „Gurman”, obiectivele și strategia acestuia, definirea misiunii. Produsele companiei și competitivitatea acestora pe piață. Elaborarea unui plan de marketing și producție, un plan legal, implementarea unui program de investiții.

plan de afaceri, adăugat 29.04.2009


Caracteristicile conceptului de întreprindere, produse fabricate și consumatorii acestora. Strategia de dezvoltare a afacerii. Organizarea producției la întreprindere, forme de participare la aceasta, structura organizationala management. Analiza pieței materialelor de construcție.

plan de afaceri, adăugat la 11/07/2014


Structura planului de afaceri: CV, producție, organizațional, marketing, planuri financiare. Caracteristică companie de constructii, analiza activităților sale. Analiza pieței lucrărilor de acoperiș, planul de marketing pentru promovarea plăcilor izolante fonice.

plan de afaceri, adăugat 23.02.2009


Cercetare de piață a produselor electrice în Neftekamsk, tendințe în domeniul construcțiilor și reparațiilor. Strategie de marketing depozitați „Light”, un plan pentru suport material și tehnic și personal. Evaluarea eficacității proiectului, suportul computerizat al acestuia.

teză, adăugată 22.09.2014


Luarea în considerare a procedurii pentru dezvoltarea și implementarea strategiei de dezvoltare a întreprinderii. Analiza impactului factorial al mediului extern asupra organizației. Evaluarea opțiunilor soluției pentru a determina direcția preferată de dezvoltare și elaborarea unui plan de lucru.

hârtie pe termen adăugată la 31.10.2014


Analiza sistemului de planificare ca funcție principală de management. Baza teoretica dezvoltarea planului de afaceri: analiza pieței, planificarea producției, strategia de marketing, evaluarea riscurilor. Plan financiarși practica implementării unui plan de afaceri la întreprindere.

teză, adăugată 23.04.2009


Obiective de dezvoltare și caracteristici ale planului de afaceri. Componența planului de afaceri. Ciclu de viață bunuri. Asigurarea competitivității companiei și a produselor sale. Alegerea unei strategii pentru concurența întreprinderii. Evaluarea pietei. Plan de marketing și producție. Plan juridic.

hârtie de termen, adăugată 20.12.2011