Utvecklingsplan för Karakudyk -fyndigheten. Affärsplan för utvecklingen av Egoryevskoye byggnadssten deposition Plan för utveckling av fyndigheten

Det huvudsakliga grafiska dokumentet vid beräkning av reserver är räkneplanen. Uppskattade planer (fig. 3) upprättas på grundval av en strukturell karta över toppen av produktiva reservoarer eller närmaste riktmärke som inte ligger mer än 10 m över eller under toppen av reservoaren. De yttre och inre konturerna är ritade på kartan olja- och gasinnehåll, gränser för reserver kategorier.

Gränserna och beräkningsområdet för olje- och gasreserver för varje kategori är färgade i en specifik färg:

Ris. 3. Ett exempel på en uppskattad reservoarplan.

1 - olja; 2 - vatten: 3 - olja och vatten;

Brunnar: 4 - producerande, 5 - prospektering, 6 - malade, 7 - övergivna, 8 - inget inflöde; 9 - isohypsum av kollektorytan, m;

Oljebärande konturer: 10 - utvändigt, 11 - internt; 12 - gränsen för litologisk ansiktsbyte av reservoarer; 13-kategorier av reserver;

Siffror för brunnar: täljaren är brunnens nummer, nämnaren är den absoluta höjden av reservoirtoppen, m.

Alla brunnar som borrats vid beräkningsdatumet är också ritade på beräkningsplanen (med en exakt indikation på brunnarnas position, punkterna för deras skärning med toppen av motsvarande reservoar):

Utforskning;

Brytning;

Mothballed i avvaktan på fiskeorganisationen;

Injektion och observation;

De som gav vattenfri olja, olja med vatten, gas, gas med kondensat, gas med kondensat och vatten och vatten;

Bli prövad;

Otestad, med specifikation olja-, gas- och vattenmättnad i reservoarer - enligt tolkningsdata för material från geofysiska studier av brunnar;

Avvecklad, med angivande av orsakerna till likvidation;

Avslöjad söm, bestående av ogenomträngliga stenar.

För testade brunnar anges följande: djup och absoluta märken på toppen och botten av behållaren, absoluta märken för perforeringsintervall, initiala och aktuella oljeproduktionshastigheter, gas och vatten, drosselns diameter, fördjupning, drifttid, datum för utseendet av vatten och dess procentandel i den producerade produkten. När två eller flera lager testas tillsammans indikeras deras index. Debitera olja och gas bör mätas när brunnarna arbetar på samma drosslar.

För att producera brunnar ges följande: idrifttagningsdatum, initiala och aktuella flödeshastigheter och reservoartryck, olja som produceras, gas, kondensat och vatten, datumet för vattningens början och procentandelen vatten i den producerade produkten från och med datumet för reservberäkningen. Med ett stort antal brunnar placeras denna information i tabellen på beräkningsplanen eller på det blad som bifogas den. Dessutom innehåller beräkningsplanen en tabell som anger värdena för de beräknade parametrarna som antagits av författarna, de beräknade reserverna, deras kategorier, värdena för de parametrar som antagits genom beslutet från statskommittén för reserver för Ryska federationen, det datum då reserverna beräknades.

Vid omvärdering av reserver bör uppskattningsplanerna innehålla gränserna för de reservkategorier som godkänts i föregående beräkning, och brunnar som borrats efter den tidigare beräkningen av reserver bör markeras.

Beräkningen av reserver av olja, gas, kondensat och komponenterna i dem utförs separat för gas, olja ,. gas-olja, vatten-olja och gas-olja-vatten zoner efter typer av reservoarer för varje lager av fyndigheten och fältet som helhet med en obligatorisk bedömning av utsikterna för hela fältet.

Reserver för kommersiellt viktiga komponenter i olja och gas beräknas inom ramen för reservernas uppskattning olja och gas.

Vid beräkning av reserver mäts de beräknade parametrarna i följande enheter: tjocklek i meter; tryck i megapascal (exakt till tiondelar av en enhet); yta i tusentals kvadratmeter; täthet av olja, kondensat och vatten i gram per kubikcentimeter och gas - i kilogram per kubikmeter (exakt till tusendelar av en enhet); porositetskoefficienter och olje- och gasmättnad i fraktioner av en enhet, avrundade till hundradelar; återhämtningsfaktorer olja och kondensat i fraktioner av en enhet avrundad till närmaste tusendelar.

Reserverna av olja, kondensat, etan, propan, butaner, svavel och metaller beräknas i tusentals ton, gas - i miljoner kubikmeter, helium och argon - i tusentals kubikmeter.

Medelvärden för parametrar och resultat för beräkning av reserver anges i tabellform.

Organisationen grundades i december 2005. Operatören av projektet är KarakudukMunai LLP. LUKOILs partner i projektet är Sinopec (50%). Utvecklingen av depositionen utförs i enlighet med avtalet om användning av underjordiska tjänster som undertecknades den 18 september 1995. Kontraktet gäller i 25 år. Karakuduk -fältet ligger i Mangistau -regionen, 360 km från staden Aktau. Återstående kolvätereserver - 11 miljoner ton. Produktion 2011 - 1,4 miljoner ton olja (LUKOILs andel är 0,7 miljoner ton) och 150 miljoner kubikmeter gas (LUKOILs andel är 75 miljoner kubikmeter). Investeringar sedan projektets början (sedan 2006) - mer än 400 miljoner dollar i LUKOILs andel. Det totala antalet anställda är cirka 500 personer, varav 97% är medborgare i Republiken Kazakstan. LUKOIL planerar att investera upp till 0,1 miljarder dollar i sin andel i utvecklingen av projektet år 2020.

Bevisade olje- och gasreserver (i andel av LUKOIL Overseas)
	miljoner fat
	bcf
Olja och gas	miljoner fat n. NS.
Säljbar produktion per år (i andel av LUKOIL Overseas)
	miljoner fat

Olja och gas	miljoner fat n. NS.
Andel av LUKOIL Overseas i projektet *
Projektdeltagare
Projektoperatör	Karakudukmunai LLP
Produktion väl lager
Genomsnittligt dagligt flöde på 1 brunn
Genomsnittligt dagligt flöde på 1 ny brunn

ALLMÄN INLÄGGNINGSINFORMATION

Geografiskt ligger Karakuduk -fältet i den sydvästra delen av Ustyurt -platån. Administrativt tillhör det Mangistau -distriktet i Mangystau -regionen i Republiken Kazakstan.

Den närmaste bosättningen är järnvägsstationen Sai-Utes, som ligger 60 km sydost. Beineu station ligger 160 km från fältet. Avståndet till Aktaus regionala centrum är 365 km.

I orografiska termer är arbetsområdet en öken slätt. Reliefytans absoluta kännetecken sträcker sig från +180 m till +200 m. Arbetsområdet kännetecknas av ett starkt kontinentalt klimat med varma torra somrar och kalla vintrar. Den varmaste sommarmånaden är juli med en högsta temperatur på upp till +45 o C. På vintern når minimitemperaturen -30-35 o C. Den genomsnittliga årliga nederbörden är 100-170 mm. Regionen kännetecknas av starka vindar, som förvandlas till dammstormar. I överensstämmelse med SNiP 2.01.07.85 tillhör arealen av fyndigheten vad gäller vindtryck III -området (upp till 15 m / s). På sommaren råder NV -vindar, på vintern - NV. Snötäcket i arbetsområdet är ojämnt. Tjockleken i de mest nedsänkta låglänta områdena når 1-5 m.

Fauna och flora i regionen är fattiga och representeras av arter som är typiska för halvökenzoner. Sällsynt ört- och buskevegetation är karakteristisk: kameltörn, malört, hodgepodge. Faunan representeras av gnagare, reptiler (sköldpaddor, ödlor, ormar) och spindeldjur.

Det finns inga naturliga vattenkällor inom arbetsområdet. För närvarande är källorna till vattenförsörjning till fältet dricker vatten Volgavattnet från Astrakhan-Mangyshlaks huvudvattenledning används för tekniska och brandbekämpande behov, samt speciella vattenbrunnar upp till 1100 m djupa för de Albsenomanska sedimenten.

Arbetsområdet är praktiskt taget obebott. 30 km öster om Karakuduk -fyndet passerar Järnväg Makat-Mangyshlak-stationen, längs vilken olje- och gasledningarna Uzen-Atyrau-Samara och Centralasien-Center, liksom högspänningsledningen Beineu-Uzen läggs. Kommunikation mellan fiske och avräkningar utförs på väg.

GEOLOGISKA OCH FYSISKA EGENSKAPER FÖR INSÄTTNINGEN

3.1. Egenskaper hos den geologiska strukturen

Litologiska och stratigrafiska egenskaper hos sektionen

Som ett resultat av prospekterings- och produktionsborrningar vid Karakuduk-fältet avslöjades ett lager av meso-cenozoiska fyndigheter med en maximal tjocklek på 3662 m (brunn 20), från Triassic till Neogene-Quaternary inklusive.

Nedan finns en beskrivning av den exponerade delen av fältet.

Triassystem-T. Variegated terrigenous strata of Triassic age representeras av alternerande sandstenar, siltstenar, lerstenar och argillitliknande leror, färgade i olika nyanser av grått, brunt till gröngrått. Triasens minsta penetrerade tjocklek noteras i brunn 145 (29 m) och den maximala - i brunn 20 (242 m).

Jurassic system - J. Med stratigrafisk och kantig avvikelse ligger ett lager av juraavlagringar över de underliggande triassiska bergarterna.

Jurassic -sektionen presenteras i volymen av de nedre, mellersta och övre sektionerna.

Nedre sektionen - J 1. Nedre Jurassic -sektionen består litologiskt av inbäddade sandstenar, siltstenar, leror och lerstenar. Ljusgrå sandsten med grönaktig nyans, finkornig, dåligt sorterad, väl cementerad. Leror och siltstenar är mörkgrå med en grönaktig nyans. Mörkgrå lerstenar med ORO -inneslutningar. Regionalt är Yu-XIII-horisonten begränsad till de nedre jura-fyndigheterna. Tjockleken på de nedre jura-fyndigheterna varierar från 120-127m.

Mellanavdelningen - J 2. Mellanjurasekvensen representeras av alla tre stadierna: Bathonian, Bajocian och Aalenian.

Aalenian Stage - J 2 a. Insättningar i den aaleniska åldern ligger över de underliggande med stratigrafisk och kantig avvikelse och representeras av alternerande sandstenar, leror och, mer sällan, siltstenar. Sandstenar och siltstenar är färgade i grå och ljusgrå toner; leror kännetecknas av en mörkare färg. I den regionala relationen till detta stratigrafiska intervall begränsas horisonterna J –XI, J - XII. Tjockleken är över 100m.

Bayos -nivå - J 2 c. Sandstenarna är gråa och ljusgråa, finkorniga, starkt cementerade, inte korniga, micaceous. Ljusgrå, finkorniga siltstenar, glansiga, leriga, med inneslutningar av förkolnade växtrester. Leror är mörkgrå, svarta, täta på sina ställen. Fyndigheterna i denna ålder är förknippade med produktivhorisonterna Yu-VI-Yu-X. Tjockleken är ca 462m.

Bathsky -scen - J 2 vt. Litologiskt representeras de av sandstenar, siltstenar, inbäddade med leror. I den nedre delen av sektionen ökar andelen sandstenar med tunna lager av siltstenar och leror. Fyndigheterna på det Bathonian-scenen är förknippade med produktivhorisonterna Yu-III-Yu-V. Tjockleken varierar från 114,8 m till 160,7 m.

Övre sektion - J 3. Överjuras fyndigheter ligger på motsvarande sätt på de underliggande och representeras av tre steg: Callovian, Oxfordian och Volga. Den nedre gränsen dras längs toppen av lerdelen, vilket tydligt spåras i alla brunnar.

Callovian -scenen - J 3 K. Callovian -scenen representeras av alternerande leror, sandstenar och siltstenar. Enligt litologiska särdrag skiljer sig tre medlemmar i scenens sammansättning: de övre och mellersta är leriga med en tjocklek på 20-30 m, och den nedre är en växling av sandsten och siltstensbäddar med lerskikt. De produktiva horisonterna Yu-I och Yu-II är begränsade till den nedre delen av Callovian-scenen. Tjockleken varierar från 103,2 m till 156 m.

Oxford-Volga-nivå-J 3 ox-v. Sedimenten på den Oxfordianska scenen representeras av leror och merglar med sällsynta mellanlager av sandstenar och siltstenar, medan viss differentiering observeras: den nedre delen är lerig, den övre delen är marmor.

Stenarna är grå, ljusgrå, ibland mörkgrå och har en grönaktig nyans.

Delen av Volgatiden är ett lager av leriga kalkstenar med mellanlägg av dolomiter, merglar och leror. Kalkstenar är ofta frakturerade och porösa, massiva, sandiga, leriga, med en ojämn fraktur och en matt glans. Leror är siltiga, gråa, kalkrika, ofta med inneslutningar av fauna. Dolomiterna är grå, mörkgrå, kryptokristallina, på sina platser leriga, med en ojämn fraktur och en matt glans. Stenens tjocklek varierar från 179 m till 231,3 m.

Krita -systemet - K. Inlåning av Krita -systemet presenteras i volymen av de nedre och övre sektionerna. Sektionen indelades i nivåer baserat på brunnloggar och jämfördes med angränsande områden.

Nedre sektionen - K 1. De nedre krittfyndigheterna består av stenar från de neokomiska stadierna, Aptian och Albian.

Neocomian superstage - K 1 ps. De underliggande Volgian -sedimenten överlagras konsekvent av skikten i det neokomiska intervallet, som förenar tre steg: Valanginian, Hauterivian, Barremian.

Avsnittet är litologiskt sammansatt av sandstenar, leror, kalkstenar och dolomiter. Sandstenar är finkorniga, ljusgråa, polymiktiska, med karbonat och lercement.

På nivån för Hauterivian -intervallet representeras sektionen huvudsakligen av leror, merglar, och bara på toppen spåras en sandhorisont. De barremiska fyndigheterna utmärks i sektionen av stenarnas brokiga färg och är litologiskt sammansatta av leror med mellanlager av sandstenar och siltstenar. Under hela delen av den neokomiska åldern observeras närvaron av enheter av siltig-sandiga paroder. Tjockleken på avlagringarna på den neokomiska översteget varierar från 523,5 m till 577 m.

Aptian Stage - K 1 a. Insättningar i denna ålder överlappar de underliggande med erosion, med en tydlig litologisk gräns med dem. I den nedre delen består sektionen huvudsakligen av leriga stenar med sällsynta mellanlager av sand, sandstenar, siltstenar och i den övre delen en enhetlig omväxling av lera och sandiga stenar. Tjockleken varierar från 68,7 m till 129,5 m.

Albian Stage - K 1 al. Sektionen består av inbäddad sand, sandstenar och leror. När det gäller strukturella och strukturella egenskaper skiljer sig stenarna inte från dem nedan. Tjockleken varierar från 558,5 m till 640 m.

Övre sektion - K 2. Den övre delen representeras av cenomanska och turonisk-senoniska insättningar.

Cenomansk scen - K 2 s. Cenomanska fyndigheter representeras av leror som växlar med siltstenar och sandstenar. När det gäller litologiskt utseende och sammansättning skiljer sig stenarna i denna ålder inte från de albiska fyndigheterna. Tjockleken varierar från 157 m till 204 m.

Turonisk-senoniskt odelat komplex-К 2 t-cn. I botten av det beskrivna komplexet utmärks det turoniska scenen, bestående av leror, sandstenar, kalkstenar, kritliknande merglar, som är ett bra riktmärke.

Högre i sektionen finns sediment från de santoniska, campanska, maastrichtiska stadierna, förenade i den senoniska överstadiet, litologiskt representerade av ett tjockt lager av inbäddade merglar, krita, kalkliknande kalkstenar och karbonatlera.

Tjockleken på avlagringarna i det turonisk-senoniska komplexet varierar från 342 m till 369 m.

Paleogensystem - R. Paleogenavlagringar representeras av vita kalkstenar, grönaktiga myrlager och rosa siltstensleror. Tjockleken varierar från 498 m till 533 m.

Neogenskvartärt system-N-Q. Neogen-kvartära fyndigheter består huvudsakligen av ljusgrå, gröna och bruna karbonatlera och kalkstenskal. Den övre delen av sektionen är fylld med kontinentala sediment och konglomerat. Tjockleken på avlagringarna varierar från 38 m till 68 m.

3.2. Tektonik

Enligt tektonisk zonindelning är Karakuduk -fyndigheten belägen inom det tektoniska stadiet i Arystan, som är en del av det norra Ustyurt -systemet med tråg och upphöjningar av den västra delen av Turan -plattan.

Enligt de seismiska uppgifterna från CDP-3D (2007) utförd av OJSC Bashneftegeofizika, är Karakuduk-strukturen längs reflekterande horisont III en brachyanticlinal vikning av sub-latitudinella slag med dimensioner på 9x6,5 km längs en sluten isohypse på minus 2195 m, med en amplitud på 40 m. Vinklarnas infallsvinklar ökar med djupet: i turoniska -en grad, i nedre kriten -1-2˚. Strukturen längs den reflekterande horisonten V är en antiklinalveck som bryts av många fel, möjligen några av dem av icke-tektonisk natur. Alla större fel som beskrivs vidare i texten spåras längs denna reflekterande horisont. Den nedsänkta vikningen består av två bågar, skisserade av isohypsum minus 3440 m, som finns i brunnarnas område 260-283-266-172-163-262 och 216-218-215. På isohypsen på minus 3480 m har vikningen mått 7,4x 4,9 km och en amplitud på 40 m.

Upphöjningen på strukturella kartor längs Jurassic produktiva horisonter har en nästan isometrisk form, komplicerad av en rad fel som delar strukturen i flera block. Den mest grundläggande störningen är störningen F 1 i öst, som kan spåras genom hela produktionsdelen, och delar strukturen i två block: central (I) och östra (II). Block II sänks relativt block I med en ökning av förskjutningsamplituden från söder till norr från 10 till 35 m. Kränkning av F 1 är snett och rör sig från väst till öst med djup. Denna överträdelse bekräftades genom borrning av brunn 191, där en del av Jurassic-fyndigheterna på cirka 15 m vid Yu-IVA-produktivhorisonten är frånvarande.

Överträdelse F 2 utfördes i brunnarna 143, 14 och skär av det centrala blocket (I) från det södra blocket (III). Motiveringen för denna kränkning var inte bara den seismiska grunden, utan också resultaten av brunnprovning. Till exempel, bland basbrunnarna nära brunn 143 finns brunn 222, där olja erhölls under testning av Yu-I-horisonten och vatten i brunn 143.

Arbets Beskrivning

Departement Utbildning och vetenskap i Republiken Kazakstan

Finans- och ekonomifakulteten

Institutionen för ekonomi och management

D
disciplin: Utvärdering av olje- och gasprojekt

SRS nr 1

Tema: Utvecklingsplan för det strategiskt viktiga Kashagan -fältet på hyllan i Kaspiska havet

Genomförde:

3-årig student special "Ekonomi"

Batyrgalieva Zarina

ID: 08BD03185

Kontrollerade:

Estekova G.B.

Almaty, 2010

Under de senaste 30 åren har det funnits trender där världens BNP växer med i genomsnitt 3,3% per år, medan världens efterfrågan på olja som huvudkälla för kolväten växer med i genomsnitt 1% per år. Fördröjningen i kolvätekonsumtionen från BNP -tillväxten är förknippad med resursbevarande processer, främst i utvecklade länder... Samtidigt ökar utvecklingsländernas andel i produktionen av BNP och i förbrukningen av kolväten ständigt. I detta fall förväntas en ökande förvärring av problemen med tillförsel av kolväten.

Den territoriella närheten till sådana största och dynamiskt utvecklingsländer som Ryssland och Kina öppnar stora utsikter för export av kasakstanska kolväten. För att säkerställa tillgång till deras marknad är det nödvändigt att utveckla och förbättra systemet med stamledningar.

Uppskattningar av internationella experter visar att om dagens trender fortsätter kommer alla världens beprövade oljereserver bara att vara i 40-50 år. Tillägget av KSCM: s petroleumresurser till världens beprövade reserver är en avgörande faktor i globala energistrategier. Kazakstan bör vara redo för en flexibel kombination av strategier för systematisk överföring av oljeproduktion till Kaspiska havet och tvinga fram vissa lovande projekt. Och ett av de mest lovande projekten är Kashagan -fältet.

Kashagan -fältet är uppkallat efter en kasakisk poet från 1800 -talet som föddes i Mangistau -regionen och är en av världens största upptäckter under de senaste 40 åren. Tillhör den kaspiska olje- och gasprovinsen.

Kashagan -fältet ligger i den kazakiska sektorn vid Kaspiska havet och täcker ett område på cirka 75 x 45 kilometer. Reservoaren ligger på cirka 4 200 meters djup under havsbotten i den norra delen av Kaspiska havet.

Kashagan, som en hög amplitud, revhöjning i det paleozoiska komplexet i Nordkaspiska havet, upptäcktes genom prospektering av seismiska verk av sovjetiska geofysiker under perioden 1988-1991. om havets fortsättning av höjden i Karaton-Tengiz.

Därefter bekräftades det av studier av västerländska geofysiska företag på uppdrag av Kazakstans regering. Kashagan-, Koroglu- och Nubar-massiven, som ursprungligen identifierades i sin struktur under perioden 1995-1999. fick namnen Kashagan East, West respektive South-West, respektive.

Dimensionerna på East Kashagan längs den stängda isohypsen - 5000 m är 40 (10/25) km, yta - 930 km², höjningsamplitud - 1300 m km², den genomsnittliga oljemättade tjockleken är 550 m.

Kashagan västra gränsar till östra Kashagan längs en nedsänkt strukturell skarp, som möjligen är förknippad med tektonisk dislokation. Revhöjningens dimensioner längs den slutna stratoisohypsen - 5000 m är 40 * 10 km, området är 490 km², amplituden är 900 m., Den genomsnittliga oljemättade tjockleken är 350 m.

Sydvästra Kashagan ligger något på sidan (söder) av huvudmassivet. Höjningen längs den slutna stratoisohypsen - 5400 m har dimensioner på 97 km, yta - 47 km², amplitud - 500 m. OWC förutspås med ett absolut märke på 5300 m, oljebärande område - 33 km², genomsnittlig oljemättad tjocklek - 200 m.

Kashagans oljereserver varierar kraftigt från 1,5 till 10,5 miljarder ton. Av dessa står öst för 1,1 till 8 miljarder ton, den västra - upp till 2,5 miljarder ton och sydvästra - 150 miljoner ton.

Kashagans geologiska reserver uppskattas till 4,8 miljarder ton olja enligt kazakiska geologer.

Enligt projektoperatören är de totala oljereserverna 38 miljarder fat eller 6 miljarder ton, varav cirka 10 miljarder fat är återvinningsbara. Kashagan har stora naturgasreserver på mer än 1 biljon. Valp. meter.

Partnerföretag i Kashagan -projektet: Eni, KMG Kashagan B.V. (ett dotterbolag till Kazmunaigaz), Total, ExxonMobil, Royal Dutch Shell har en andel på 16,81%, ConocoPhillips - 8,4%, Inpex - 7,56%.

Projektoperatören utsågs 2001 av partners: Eni och skapade Agip KCO -företaget. Projektdeltagarna arbetar med att skapa ett gemensamt driftbolag North Caspian Operating Company (NCOC), som kommer att ersätta AgipKCO och ett antal agentföretag som en enda operatör.

Den kazakiska regeringen och det internationella konsortiet för utvecklingen av det nordkaspiska projektet (inklusive Kashagan -fältet) enades om att skjuta upp starten av oljeproduktionen från 2011 till slutet av 2012.

Oljeproduktionen i Kashagan bör nå 50 miljoner ton per år i slutet av det kommande decenniet. Enligt ENI: s uppskattningar bör oljeproduktionen i Kashagan 2019 uppgå till 75 miljoner ton per år. Med Kashagan kommer Kazakstan att komma in på topp 5 av världens oljeproducenter.

För att öka oljeutvinningen och minska H3S -innehållet förbereder konsortiet att använda flera installationer på land och till havs i Karabatan för att injicera naturgas i reservoaren, en oljeledning och en gasledning med Karabatan kommer att byggas.

Utvecklingen av Kashagan -fältet i den tuffa offshore -miljön i norra Kaspian presenterar en unik kombination av tekniska utmaningar och leveranskedja. Dessa svårigheter är förknippade med att säkerställa produktionssäkerhet, lösa teknik, logistik och miljöproblem, vilket gör detta projekt till ett av de största och mest komplexa industriprojekten i världen.

Fältet kännetecknas av högt reservoartryck upp till 850 atmosfärer. Högkvalitativ olja -46 ° API, men med hög GOR-, vätesulfid- och merkaptanhalt.

Kashagan tillkännagavs sommaren 2000 efter resultaten av borrningen av den första brunnen Vostok-1 (East Kashagan-1). Dess dagliga flödeshastighet var 600 m³ olja och 200 tusen m³ gas. Den andra brunnen (West-1) borrades i West Kashagan i maj 2001, 40 km från den första. Den visade en daglig flödeshastighet på 540 kubikmeter olja och 215 tusen kubikmeter gas.

För utveckling och bedömning av Kashagan byggdes 2 konstgjorda öar, 6 prospekterings- och 6 utvärderingsbrunnar borrades (Vostok-1, Vostok-2, Vostok-3, Vostok-4, Vostok-5, West-1.

På grund av det grunda vattnet och kalla vintrar i norra Kaspian är det inte möjligt att använda traditionella borr- och produktionstekniker som armerade betongkonstruktioner eller jack-up-plattformar installerade på havsbotten.

För att ge skydd mot hårda vinterförhållanden och isrörelser installeras havsstrukturer på konstgjorda öar. Två typer av öar planeras: små "borrande" öar utan personal och stora "öar med tekniska komplex" (ETC) med underhållspersonal.

Kolväten kommer att pumpas genom rörledningar från borröarna till ETC. ETC -öarna kommer att rymma processenheter för återvinning av vätskefasen (olja och vatten) från rågas, gasinjektionsenheter och kraftsystem.

I fas I injiceras ungefär hälften av den totala gasen som produceras tillbaka i behållaren. De återvunna vätskor och rå gas kommer att ledas till stranden vid Bolashak -fabriken i Atyrau -regionen, där det är planerat att förbereda oljan till kommersiell kvalitet. En del av gasen kommer att skickas tillbaka till offshore -komplexet för användning vid elproduktion, medan en del av gasen kommer att möta liknande behov hos landkomplexet.

Det finns ett antal tekniska svårigheter i utvecklingsstrategin för Kashagan:

Kashagan -reservoaren ligger på cirka 4 200 meters djup under havsbotten och har högt tryck(initialt reservoartryck 770 bar). Reservoaren kännetecknas av ett ökat innehåll av sur gas.

Den låga salthalten som orsakas av tillströmningen av sötvatten från Volga, i kombination med grunt vatten och vintertemperaturer ner till -30C, resulterar i att Nordkaspian täcks av is i cirka fem månader om året. Isrörelse och furor från isrörelser på havsbotten utgör allvarliga begränsningar för byggverksamheten.

Nordkaspian är en mycket känslig ekologisk zon och livsmiljö för en mängd olika flora och fauna, inklusive några sällsynta arter. Miljöansvar är vår högsta prioritet för NCOC. Vi arbetar ständigt och kraftfullt för att förebygga och minimera miljöpåverkan som kan uppstå från vår verksamhet.

Nordkaspiska regionen är ett område där tillgången på utrustning som är viktig för projektet är förknippad med vissa svårigheter. Logistiska svårigheter förvärras av restriktioner för tillträde till vattentransportvägar, till exempel Volga-Don-kanalen och Östersjö-Volga vattentransportsystem, som på grund av kraftigt isskydd endast är öppna för navigering i cirka sex månader om året.

Jag vill notera detta projekts exportstrategi. Den befintliga planen för export av efterfältsproduktion möjliggör användning av befintliga rörlednings- och järnvägssystem.

Den västra rutten för CPC -rörledningen (rörledning från Atyrau till Novorossiysk längs Svarta havets kust), den norra rutten från Atyrau till Samara (anslutning till det ryska Transneft -systemet) och den östra rutten (Atyrau till Alashankou) ger anslutningar till befintlig exporttransport system.

En möjlig sydöstra rutt beror på utvecklingen av Kazakstan Caspian Transportation System (KCTS), som kan pumpa olja från Eskene West, där Bolashak -fabriken ligger, till den nya Kuryk -terminalen. Oljan kan sedan transporteras med tankfartyg till en ny terminal nära Baku, där den skulle pumpas in i Baku-Tbilisi-Ceyhan (BTC) rörsystem eller andra rörledningar för att komma in på internationella marknader.
Alla möjliga exportvägar undersöks för närvarande.

Detta projekt tar hänsyn till säkerhet och miljöskydd. Sedan bildandet av det första konsortiet 1993 har många miljöskyddsprogram utvecklats och implementerats vid oljefältverksamhet på land och till havs. Till exempel engagerade Agip KCO lokala företag för att utföra en miljökonsekvensanalys (MKB) för sin verksamhet, inklusive byggandet av anläggningar på land och till havs, stamledningar och exportledningar på land. Ett program inleddes för att finansiera vetenskaplig forskning inom biologisk mångfald i den kaspiska regionen. Tjugo luftkvalitetsövervakningsstationer byggdes i Atyrau -regionen. Jordforskning och övervakning av tillståndet i fågel- och sälbeståndet utförs årligen. År 2008 publicerades en karta över de miljökänsliga områdena i den norra kaspiska regionen, som bland annat skapades på grundval av data som samlats in av konsortiet.

Det finns också problem med svavelanvändning. Kashagan-fältet innehåller cirka 52 biljoner kubikfot associerad gas, varav de flesta kommer att injiceras på offshore-anläggningar för att förbättra oljeutvinningen. I fas 1 (pilotutvecklingsfas) kommer inte all associerad gas att injiceras i reservoaren vid anläggningar till havs. En del av den kommer att skickas till en olje- och gasbehandlingsenhet på land, där gasavsvavlingsprocessen kommer att äga rum, som sedan kommer att användas som bränslegas för att generera el för land- och offshoreverksamhet, medan en del av den kommer att säljas på marknaden som kommersiell gas. Fas 1 planerar att producera i genomsnitt 1,1 miljoner ton svavel per år från surgasrening.
Även om konsortiet planerar att sälja hela den producerade svavelvolymen kan det bli nödvändigt att tillfälligt lagra svavel. Svavel som produceras vid anläggningen i Bolashak kommer att lagras i slutna förhållanden, isolerade från miljön. Flytande svavel kommer att hällas i slutna behållare utrustade med sensorer. Svavel kommer att omvandlas till en pastellform före marknadsföring för att undvika att svaveldamm bildas under krossning.

Förutom ett ansvarsfullt tillvägagångssätt för produktionsverksamheten, deltar programdeltagarna i sociala och miljömässiga skyldigheter, vars uppfyllelse kommer att gynna Kazakstans medborgare på lång sikt. För att uppfylla dessa skyldigheter krävs ett nära samarbete med statliga och lokala myndigheter, med lokalsamhället och initiativgrupper.

Under perioden 2006 till 2009. mer än 5,3 miljarder dollar spenderades på att köpa lokala varor och tjänster. Under 2009 stod betalningar för lokala varor och tjänster för 35% av företagets totala kostnader.

Under 2009, under perioden med maximal aktivitet vid byggandet av anläggningar i pilotutvecklingsstadiet, var mer än 40 000 personer anställda i projektet i Kazakstan. Mer än 80% av arbetarna var medborgare i Kazakstan - en exceptionell siffra för projekt av denna skala.

Infrastrukturprojekt och social betydelseär viktiga komponenter i NCOC: s företags- och sociala ansvar. Enligt NCSPSA går en betydande del av investeringen i utvecklingen av fältet till byggandet av sociala infrastrukturanläggningar inom utbildning, hälsovård, sport och kultur. Medlen fördelas jämnt mellan Atyrau- och Mangistau -regionerna, där produktionsoperationer utförs på SPSSK.

Sedan 1998 har 126 projekt genomförts i nära samarbete med lokala myndigheter, 60 projekt i Atyrau -regionen och 66 i Mangistau -regionen. Totalt spenderades 78 miljoner dollar i Atyrau -regionen och 113 miljoner dollar - i Mangistau -regionen.

Dessutom har NCOC och Agip KCO under 2009 sponsrings- och filantropiprogrammet stött mer än 100 kultur-, hälso-, utbildnings- och idrottsinitiativ. Bland dem - avancerad utbildning av läkare och lärare, seminarier om interkulturell utbildning och miljökompetens i skolor, inbjudande ledande ryska kirurger att operera Atyrau -barn, köpa musikinstrument till Aktau -skolan och köpa medicinsk utrustning och ambulanser för sjukhuset i Tupkaragan.

Arbetshälsa och säkerhet spelar en viktig roll. Deltagarna i detta projekt kommer att genomföra systematisk riskhantering för att kontinuerligt förbättra hälso-, säkerhets- och miljösystemet och nå nivån för världsledare i denna indikator. Allt detta utförs i enlighet med kraven i produktionsdelningsavtalet för Nordkaspiska havet, Kazakstan och internationell lagstiftning, befintliga branschstandarder och företagsdirektiv.

Alla deltagare i SPSPS åtar sig:

Utföra sina aktiviteter och säkerställa hälsa och säkerhet för alla anställda som är direkt eller indirekt involverade i dessa aktiviteter, miljön där deras produktionsverksamhet bedrivs, samt företagets tillgångar.

Hantera konsortiets verksamhet och relaterade risker i enlighet med kraven i North Caspian Production Sharing Agreement, Kazakh och internationell lagstiftning, och tillämpa de bästa befintliga branschstandarderna i de frågor som inte kan regleras av lagar och förordningar.

Främja integrationen av HSE -principer i företagets kultur, där alla arbetare och tjänsteleverantörer har ett gemensamt ansvar att genomföra dessa principer och föregå med gott exempel.

Utveckla system som möjliggör en systematisk bedömning av HSE -risker i alla skeden av företagets verksamhet och effektivt kontrollera dessa risker.

Utveckla, genomföra certifiering av HSE -ledningssystemet och informera kontinuerligt agenterna, det auktoriserade organet, alla berörda parter om det senaste inom HSE -området för att ständigt förbättra.

Välj affärspartners baserat på deras förmåga att uppfylla sina HSE -skyldigheter.

Implementera system och förfaranden som möjliggör ett omedelbart och effektivt svar på oplanerade och oönskade händelser, och utföra deras regelbundna granskning.

Öka medvetenheten om det personliga ansvaret för alla anställda i företaget när det gäller att förebygga risker för olyckor, hälsoskador och miljö.

Utför gemensamt arbete med statliga organ i Republiken Kazakstan och alla berörda parter för att utveckla regelverk och standarder som syftar till att öka säkerheten för företagsanställda och skydda miljön.

Tillämpa ett konstruktivt tillvägagångssätt i sin verksamhet baserat på dialog med intressenter och allmänheten och som syftar till att uppnå erkännande av företagets verksamhet av lokalsamhället genom implementering av sociala program.

Sponsrings- och filantropiprojekt syftar till att främja ekonomisk hållbarhet och välfärd, stödja hälso- och sjukvård, utbildning, kultur och kulturarv, sport och hjälpa kvalificerade låginkomsttagare och anpassa sig till NCOC: s strategiska mål om hållbar utveckling. Agip KCO ansvarar för genomförandet av sponsrings- och välgörenhetsprogrammet.

Framför allt innebär projekt egna bidrag från deltagarna själva och måste också visa allmänheten deras långsiktiga hållbarhet. Stöd från politiska eller religiösa organisationer är uteslutet, projekt kan inte skapa orättvisa förutsättningar för marknadskonkurrens, negativt påverka miljöstabilitet och / eller naturliga ekosystem. Projekt utvecklas vanligtvis av lokala myndigheter, icke -statliga organisationer eller samhällsrepresentanter, men kan också initieras av NCOC eller dess agenter som proaktiva åtgärder för att stödja lokalsamhällen.

Bibliografi:

Statligt program för utvecklingen av den kazakiska sektorn vid Kaspiska havet

Skicka ditt bra arbete i kunskapsbasen är enkel. Använd formuläret nedan

Studenter, doktorander, unga forskare som använder kunskapsbasen i sina studier och arbete kommer att vara mycket tacksamma för dig.

Liknande dokument

Kännetecken för ett tryckeri och dess utvecklingsstrategi. Beskrivning av produkter. Organisationsplan. Produktionsplan... Beräkning av produktionskapacitet. Beräkning av programmet för produktion och försäljning av produkter. Investeringsplan.

affärsplan, tillagd 15/09/2008

generella egenskaper verksamhet inom JSC "Gurman", dess mål och strategi, definition av uppdraget. Företagets produkter och deras konkurrenskraft på marknaden. Utveckling av en marknads- och produktionsplan, en juridisk plan, genomförande av ett investeringsprogram.

affärsplan, tillagd 29/04/2009

Egenskaper för företagets koncept, tillverkade produkter och deras konsumenter. Affärsutvecklingsstrategi. Organisation av produktion i företaget, former för deltagande i det, organisationsstruktur förvaltning. Analys av byggmaterialmarknaden.

affärsplan, tillagd 2014-07-11

Affärsplanstruktur: CV, produktion, organisations-, marknadsförings-, ekonomiska planer. Karakteristisk byggföretag, analys av dess verksamhet. Marknadsanalys av takarbeten, marknadsföringsplan för främjande av ljudisoleringsskivor.

affärsplan, tillagd 23/02/2009

Marknadsundersökningar av elektriska varor i Neftekamsk, trender inom konstruktion och reparation. Marknadsföringsstrategi lagra "Light", en plan för material och tekniskt och personalstöd. Utvärdering av projektets effektivitet, datorstöd.

avhandling, tillagd 2014-09-22

Övervägande av förfarandet för utveckling och genomförande av företagsutvecklingsstrategin. Analys av den externa miljöens faktoriska påverkan på organisationen. Utvärdering av lösningsalternativ för att bestämma önskad utvecklingsriktning och upprätta en arbetsplan.

term paper, tillagd 2014-10-31

Analys av planeringssystemet som den huvudsakliga ledningsfunktionen. Teoretisk grund affärsplanutveckling: marknadsanalys, produktionsplanering, marknadsstrategi, riskbedömning. Finansiell plan och praxis att genomföra en affärsplan på företaget.

avhandling, tillagd 23/04/2009

Utvecklingsmål och funktioner i affärsplanen. Affärsplanens sammansättning. Livscykel varor. Säkerställa företagets konkurrenskraft och dess produkter. Att välja en strategi för företagskonkurrens. Marknadsbedömning. Marknadsförings- och produktionsplan. Juridisk plan.

term paper, tillagd 2011-12-20