План розробки родовища Каракудик. Бізнес-план розробки Егорьевского родовища будівельного каменю План розробки родовища

Основним графічним документом при підрахунку запасів служить подсчетних план. Подсчетних плани (рис. 3) складаються на основі структурної карти по покрівлі продуктивних пластів-колекторів або найближчого репера, розташованого не більше ніж на 10 м вище або нижче покрівлі пласта. На карту наносяться зовнішній і внутрішній контури нафто- і газоносності, межі категорій запасів.

Межі і площа підрахунку запасів нафти і газу кожної з категорій фарбуються певним кольором:

Мал. 3. Приклад подсчетних плану поклади.

1 - нафту; 2 - вода: 3 - нафтуі вода;

Свердловини: 4 - видобувні, 5 - розвідувальні, 6 - в консервації, 7 - ліквідовані, 8 - що не дали притоку; 9 - ізогіпс поверхні колекторів, м;

Контури нафтоносності: 10 - зовнішній, 11 - внутрішній; 12 - межа литолого-фаціальні заміщення колекторів; 13-категорії запасів;

Цифри у свердловин: чисельник - номер свердловини, знаменник - абсолютна відмітка покрівлі колектора, м.

На подсчетних план також наносяться всі пробурені на дату підрахунку запасів свердловини (з точним зазначенням положення гирл, точок перетину ними покрівлі відповідного продуктивного пласта):

розвідувальні;

видобувні;

Законсервовані в очікуванні організації промислу;

Нагнітальні і наглядові;

Дали сухий нафту, нафту з водою, газ, газ з конденсатом, газз конденсатом і водою і воду;

Знаходяться в випробуванні;

Невипробувані, із зазначенням характеристики нафто-, газо- і водо-насиченості пластів - колекторів за даними інтерпретації матеріалів геофізичних досліджень свердловин;

Ліквідовані, із зазначенням причин ліквідації;

Розкрили пласт, складений непроникними породами.

За випробуваним свердловинах вказуються: глибина і абсолютні позначки покрівлі і підошви колектора, абсолютні позначки інтервалів перфорації, початковий і поточний дебіти нафти, газуі води, діаметр штуцера, депресія, тривалість роботи, дата появи води і її зміст в процентах в видобутої продукції. При спільному випробуванні двох і більше пластів вказують їх індекси. дебіти нафтиі газуповинні бути заміряні при роботі свердловин на однакових штуцерах.

За добувним свердловинах наводяться: дата введення в роботу, початковий і поточний дебіти і пластовий тиск, здобуте кількість нафти, газу, Конденсату і води, дата початку обводнення і вміст води в відсотках в видобутої продукції на дату підрахунку запасів. При великій кількості свердловин ці відомості містяться в таблиці на подсчетних плані або на доданому до нього листі. Крім того, на подсчетних плані дається таблиця із зазначенням вжитих авторами величин подсчетних параметрів, підраховані запаси, їх категорії, величини параметрів, прийняті за рішенням ДКЗ РФ, дата, на яку підраховані запаси.

При повторному підрахунку запасів на подсчетних плани повинні бути нанесені кордони категорій запасів, затверджених при попередньому підрахунку, а також виділені свердловини, пробурені після попереднього підрахунку запасів.

Підрахунок запасів нафти, газу, конденсату і містяться в них компонентів здійснюється окремо для газової, Нафтової ,. газонафтової, водонефтяной і газонефтеводяной зон за типами колекторів для кожного пласта поклади і родовища в цілому з обов'язковою оцінкою перспектив всього родовища.

Запаси містяться в нафті і газі компонентів, що мають промислове значення, підраховуються в межах підрахунку запасів нафтиі газу.

При підрахунку запасів подсчетних параметри вимірюються в наступних одиницях: товщина в метрах; тиск в мегапаскалях (з точністю до десятих часток одиниці); площа в тисячах квадратних метрів; щільність нафти, конденсату та води в грамах на кубічний сантиметр, а газу - в кілограмах на кубічний метр (з точністю до тисячних часток одиниці); коефіцієнти пористості і нафтогазонасиченості в частках одиниці з округленням до сотих часток; коефіцієнти вилучення нафтиі конденсату в частках одиниці з округленням до тисячних часток.

Запаси нафти, конденсату, етану, пропану, бутанов, сірки і металів підраховуються в тисячах тонн, газу - в мільйонах кубічних метрів, гелію і аргону - в тисячах кубічних метрів.

Середні значення параметрів і результати підрахунку запасів наводяться в табличній формі.

Дата заснування організації - грудень 2005 року. Оператор проекту - ТОВ «КаракудукМунай». Партнером ЛУКОЙЛа за проектом є Sinopec (50%). Розробка родовища здійснюється відповідно до контракту на користування надрами, підписаним 18.09.1995. Термін дії контракту - 25 років. Родовище Каракудук розташоване в Мангістауської області, в 360 км від м Актау. Залишкові запаси вуглеводнів - 11 млн. Тонн. Видобуток в 2011 році - 1,4 млн. Тонн нафти (частка ЛУКОЙЛа - 0,7 млн. Тонн) і 150 млн. Кубометрів газу (частка ЛУКОЙЛа - 75 млн. Кубометрів). Інвестиції з початку проекту (c 2006) - більше 400 млн. Доларів в частці ЛУКОЙЛа. Загальна чисельність працівників - близько 500 осіб, з них громадяни Республіки Казахстан - 97%. У розвиток проекту ЛУКОЙЛ планує вкласти в своїй частці до 0,1 млрд. Дол. До 2020 року.

Доведені запаси нафти і газу (в частці «ЛУКОЙЛ Оверсіз»)
	млн бар.
	млрд фут3
Нафта і газ	млн бар. н. е.
Товарна видобуток за рік (в частці «ЛУКОЙЛ Оверсіз»)
	млн бар.

Нафта і газ	млн бар. н. е.
Частка «ЛУКОЙЛ Оверсіз» в проекті *
Участники проекту
оператор проекту	ТОВ «Каракудукмунай»
Експлуатаційний фонд видобувних свердловин
Cреднесуточний дебіт 1 свердловини
Середньодобовий дебіт 1 нової свердловини

Загальні відомості про РОДОВИЩІ

У географічному відношенні родовище Каракудук розташоване в південно-західній частині плато Устюрт. Адміністративно відноситься до Мангістауської району Мангистауской області Республіки Казахстан.

Найближчим населеним пунктом є залізнична станція Сай-Утес, розташована в 60 км на південний схід. У 160 км від родовища знаходяться станція Бейнеу. Відстань до обласного центру Актау 365 км.

У орографическом плані район робіт є пустельну рівнину. Абсолютні позначки поверхні рельєфу коливаються в межах від +180 м до +200 м. Район робіт характеризується різко континентальним кліматом з жарким сухим літом і холодною зимою. Найбільш жаркий місяць літа - липень з максимальною температурою до +45 о С. В зимовий період мінімальна температура досягає -30-35 о С. Середньорічна кількість опадів 100-170 мм. Для району характерні сильні вітри, що переходять в пилові бурі. У відповідність до СниП 2.01.07.85 район родовища по вітровому тиску відноситься до III району (до 15 м / с). Влітку переважають вітри З-З напряму, взимку - С-В. Сніговий покрив на території робіт нерівномірний. Товщина в найбільш завантажених низинних ділянках сягає 1-5 м.

Тваринний та рослинний світ району бідний і представлений видами, типовими для зон напівпустель. Характерна рідкісна трав'яна і чагарникова рослинність: верблюжа колючка, полин, солянка. Тваринний світ представлений гризунами, плазунами (черепахи, ящірки, змії) і павукоподібні.

Природних вододжерел в районі робіт немає. В даний час джерелами водопостачання родовища питної води, На технічні потреби і потреби пожежогасіння є волзький вода з магістрального водоводу «Астрахань-Мангишлак», а також спеціальні водозабірні свердловини глибиною до 1100 м. На альбсеноманскіе відкладення.

Район робіт є практично незаселеним. У 30 км на схід від від родовища Каракудук проходить Залізна дорогаМакат - ст.Мангишлак, уздовж якої прокладені діючі нафто і газопроводи Узень-Атирау - Самара і «Середня Азія-Центр», а також високовольтна лінія електропередач Бейнеу - Узень. Сполучення між промислом і населеними пунктамиздійснюється автотранспортом.

Геолого-ФІЗИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОДОВИЩА

3.1. Характеристика геологічної будови

Литолого-стратиграфическая характеристика розрізу

В результаті пошуково-розвідувального та експлуатаційного буріння на родовищі Каракудук розкрита товща мезо-кайнозойських відкладень з максимальною товщиною 3662 м (свердловина 20), починаючи тріасовий і закінчуючи неоген-четвертинними включно.

Нижче дається характеристика розкритого розрізу родовища.

Тріасова система - Т. пестроцветних теригенно товща тріасового віку представлена переслаиванием пісковиків, алевролітів, аргілітів і аргиллітоподібної глин, пофарбованих у різні відтінки сірого, коричневого до зеленувато-сірого кольору. Мінімальна розкрита товщина тріасу відзначається в свердловині 145 (29м) і максимальна - в свердловині 20 (242 м).

Юрская система - J. З стратиграфическим і кутовим незгодою на підстилаючих породах тріасу залягає товща юрських відкладень.

Розріз юри представлений в обсязі нижнього, середнього і верхнього відділів.

Нижній відділ - J 1. Нижнеюрских розріз в літологічному щодо складний переслаиванием пісковиків, алевролітів, глин і аргілітів. Пісковик світло-сірий з зеленуватим відтінком, дрібнозернистий, погано відсортованого, міцно зцементований. Глини і алевроліти темно-сірі з зеленуватим відтінком. Аргіліти темно-сірі з включеннями ОРО. У регіональному відношенні до відкладів нижньої юри приурочений горизонт Ю-XIII. Товщина нижнеюрских відкладень коливається в межах 120-127м.

Середній відділ - J 2. Среднеюрских товща представлена всіма трьома ярусами: Батським, байосского і Ааленський.

Ааленський ярус - J 2 a. Відкладення Ааленський віку залягають на нижележащих зі стратиграфическим і кутовим незгодою і представлені чергуванням пісковиків, глин і рідше алевролітів. Пісковики і алевроліти пофарбовані в сірі і світло-сірі тони, для глин характерна більш темне забарвлення. У регіональному відношенні до даного стратиграфическому інтервалу приурочені горизонти Ю -XI, Ю-XII. Товщина складає більше 100м.

Байоський ярус - J 2 ст. Пісковики сірі і світло-сірі, дрібнозернисті, міцно зцементовані, неізвестковістимі, слюдістие. Алевроліти світло-сірі, тонкозернисті, слюдістие, глинисті, з включеннями обвуглених рослинних залишків. Глини темно-сірі, чорні, місцями щільні. До відкладень цього віку приурочені продуктивні горизонти Ю-VI- Ю-X. Товщина складає близько 462м.

Батський ярус - J 2 Вt. Літологічних вони представлені пісковиками, алевролітами, перешаровуються з глинами. У нижній частині розрізу частка пісковиків зростає з малопотужними прошарками алевролітів і глин. До відкладень батского ярусу приурочені продуктивні горизонти Ю-III- Ю-V. Товщина змінюється від 114,8м до 160,7м.

Верхній відділ - J 3. Відкладення верхньої юри згідно залягають на нижележащих і представлені трьома ярусами: келловейского, оксфордським і волзьких. Нижня межа проводиться по покрівлі глинистої пачки, яка чітко простежується у всіх свердловинах.

Келовейський ярус - J 3 к. Келовейський ярус представлений переслаиванием глин, пісковиків і алевролітів. За литологическим особливостям в складі ярусу виділяються три пачки: верхня і середня - глинисті з товщиною 20-30м, а нижня - чергування пластів пісковиків і алевролітів з пропластками глин. До нижньої пачці келловейского ярусу приурочені продуктивні горизонти Ю-I і Ю-II. Товщина коливається від 103,2м до 156м.

Оксфордський-волзький яруси - J 3 ox-v. Відкладення оксфордського ярусу представлені глинами і мергелями з рідкісними прошарками пісковиків і алевролітів, при цьому спостерігається деяка диференціація: нижня частина - глиниста, верхня - мергелистих.

Породи сірі, світло-сірі, іноді темно-сірі, мають зеленуватий відтінок.

Розріз волзького часу являє собою товщу глинистих вапняків з прошарками доломітів, мергелів і глин. Вапняки часто тріщинуваті і пористі, масивні, піщанисті, глинисті, з нерівним зламом і матовим блиском. Глини алеврітістие, сірі, ізвестковістие, часто з включеннями залишків фауни. Доломіти сірі, темно-сірі, скритокрісталліческіе, місцями глинисті, з нерівним зламом і матовим блиском. Товщина порід коливається від 179м до 231,3м.

Крейдова система - К. Відкладення крейдяний системи представлені в обсязі нижнього і верхнього відділів. Розчленування розрізу на яруси вироблено по каротажних матеріалів і зіставленням з сусідніми площами.

Нижній відділ - К1. Ніжнемеловиє відкладення складені породами неокомських над'яруса, аптского і альбского ярусів.

Неокомских над'ярус - До 1 пс. На подстилающих волзьких відкладеннях згідно залягає товща неокомських інтервалу, що об'єднує три яруси: Валанжинський, готерівского, барремскій.

Розріз в літологічному щодо складений пісковиками, глинами, вапняками і доломітами. Пісковики дрібнозернисті, світло-сірі, поліміктовие, з карбонатних і глинистих цементом.

На рівні готеривского інтервалу розріз в основному представлений глинами, мергелями і тільки вгорі простежується горизонт пісків. Барремского відкладення виділяються в розрізі по пестроцветной забарвленням порід і литологически складені глинами з прошарками пісковиків і алевролітів. По всьому розрізу неокомських віку спостерігається наявність пачок алеврито-піщаних народ. Товщина відкладів неокомських над'яруса коливається від 523,5м до 577м.

Аптскій ярус - До 1 а. Відкладення даного віку перекривають нижележащие з розмивом, маючи з ними чітку ЛІТОЛОГІЧНИХ кордон. У нижній частині розріз складний переважно глинистими породами з рідкими прошарками пісків, пісковиків, алевролітів, а у верхній - рівномірним чергуванням глинистих і піщаних порід. Товщина змінюється від 68,7 м до 129,5м.

Альбскій ярус - До 1 al. Розріз складається з переслаивания пісків, пісковиків і глин. За структурно-текстур породи не відрізняються від нижчих. Товщина змінюється від 558,5 м до 640 м.

Верхній відділ - До 2. Верхній відділ представлений відкладеннями сеномана і турон-сенонов.

Сеноманский ярус - До 2 s. Відкладення сеноманського ярусу представлені глинами, що чергуються з алевролітами і пісковиками. За литологическому вигляду і складу породи даного віку не відрізняються від альбскіх відкладень. Товщина коливається від 157м до 204 м.

Турон-сенонского нерозчленованої комплекс - До 2 t-cn. У низах описуваного комплексу виділяється туронского ярус, складений глинами, пісковиками, вапняками, крейдоподібні мергелями, які є хорошим репером.

Вище по розрізу залягають відкладення сантонского, кампанского, Маастрихтського ярусів, об'єднані в сенонского над'ярус, представлені в літологічному щодо потужної товщею перешаровуються мергелів, крейди, крейдоподібні вапняків і карбонатних глин.

Товщина відкладів турон-сенонского комплексу варіює від 342м до 369м.

Палеогеновая система - Р. Палеогенові відкладення представлені білими вапняками, зеленувато-мергельної товщею і рожевими алевролітів глинами. Товщина змінюється від 498м до 533 м.

Неоген-четвертичная системи - N-Q. Неоген-четвертинні відкладення складені переважно карбонатно-глинистими породами світло-сірого, зеленого і бурого кольору і вапняками - черепашниками. Верхня частина розрізу виконана континентальними опадами і конгломератами. Товщина відкладів варіює від 38 м до 68 м.

3.2. тектоніка

Згідно тектонічному районування родовище Каракудук розташоване в межах Аристановской тектонічної ступені, яка входить до складу Північно-Устюртському системи прогинів і підняттів західній частині Туранської плити

За матеріалами сейсморозвідувальних робіт МОГТ-3Д (2007р.), Проведених ВАТ «Башнефтегеофізіка», структура Каракудук по відбиває горизонту III представляє брахиантіклінальниє складку субширотного простягання розмірами 9х6.5км по замкнутій Изогипс мінус 2195м, з амплітудою 40м. Кути падіння крил з глибиною збільшуються: у туроне- частки градуса, в нижньому крейди -1-2˚. Структура по відбиває горизонту V являє антиклінальну складку, розбиту численними порушеннями, можливо, деякі з них нетектонічні характеру. Всі основні розломи, описувані далі по тексту, простежуються у даній відбиває горизонту. Складка субмеридионального простягання складається з двох склепінь, оконтуренних ізогіпс мінус 3440м, виявлених в районі свердловин 260-283-266-172-163-262 і 216-218-215. За Изогипс мінус 3480м складка має розміри 7.4х 4.9км і амплітуду 40м.

Підняття на структурних картах по юрським продуктивним обріїв має майже ізометричний форми, ускладнену серією розривних порушень, що поділяють структуру на кілька блоків. Самим основним порушенням є порушення F 1 на сході, який простежується по всьому продуктивному розрізу, і ділить структуру на два блоки: центральний (I) і східний (II). Блок II опущений щодо блоку I зі збільшенням амплітуди зміщення з півдня на північ від 10 до 35м. Порушення F 1 похилого характеру і з глибиною зміщується із заходу на схід. Дане порушення підтверджено бурінням свердловини 191, де частина юрських відкладень порядку 15м на рівні продуктивного горизонту Ю-IVА відсутня.

Порушення F 2 проведено в районі свердловин 143, 14 і відсікає центральний блок (I) від південного блоку (III). Обгрунтуванням для проведення даного порушення послужила не тільки сейсмічна основа, але і результати випробування свердловин. Наприклад, з числа базових свердловин поруч зі свердловиною 143 знаходиться свердловина 222, де при випробуванні горизонту Ю-I отримана нафту, а в свердловині 143 - вода.

Опис роботи

Міністерство Освіти і Науки Республіки Казахстан

Фінансово-Економічний Факультет

Кафедра Економіки та Менеджменту

Д
ісціпліна: Оцінка нафтогазових проектів

СРС №1

Тема: План освоєння стратегічно важливого родовища Кашаган на шельфі Каспійського моря

виконала:

Студентка 3-курсу спец. «Економіка»

Батиргаліева Заріна

ID: 08BD03185

перевірила:

Естекова Г.Б.

Алмати, 2010 р

За останні 30 років склалися тенденції, при яких світовий ВВП зростає в середньому на 3,3% на рік, тоді як світовий попит на нафту як основне джерело вуглеводнів зростає в середньому на 1% на рік. Відставання споживання вуглеводнів від зростання ВВП пов'язане з процесами ресурсозбереження, головним чином в розвинених країнах. Разом з тим безперервно підвищується питома вага країн, що розвиваються у виробництві ВВП і в споживанні вуглеводнів. В такому випадку передбачається все більше загострення проблем постачання вуглеводнями.

Територіальна близькість таких найбільших і динамічно розвиваються країн, як Росія, Китай, відкриває широкі перспективи для експорту казахстанських вуглеводнів. Для забезпечення виходу на їх ринок необхідно розвивати і вдосконалювати систему магістральних трубопроводів.

Оцінки міжнародних експертів показують, що при збереженні сучасних тенденцій всіх світових розвіданих запасів нафти вистачить лише на 40-50 років. Додавання нафтових ресурсів КСКМ до світових розвіданих запасів є визначальним фактором в глобальних енергетичних стратегіях. Казахстан має бути готовий до гнучкого поєднання стратегій планомірного перенесення нафтовидобутку в акваторію Каспію і форсування окремих перспективних проектів. І одним з найбільш перспективних проектів є родовище Кашаган.

Назване на честь казахського поета 19 століття, який народився в Мангістауської області, родовище Кашаган є одним з найбільших світових відкриттів за останні 40 років. Відноситься до Прикаспійської нафтогазоносної провінції.

Родовище Кашаган розташоване в казахстанському секторі Каспійського моря і займає площу на поверхні приблизно 75 х 45 кілометрів. Колектор залягає на глибині близько 4 200 м нижче дна моря на Північній частині Каспійського моря.

Кашаган, як високоамплітудні, рифогених підняття в подсолевом палеозойском комплексі Північного Каспію було виявлено пошуковими сейсмічними роботами радянськими геофізики в період 1988-1991 рр. на морському продовженні Каратон-Тенгізського зони підняттів.

Згодом воно було підтверджено дослідженнями західних геофізичних компаній, що працювали на замовлення уряду Казахстан. Спочатку виділені в його складі масиви Кашаган, Кероглу і Нубар в період 1995-1999 рр. отримали назви Кашаган Східний, Західний і Південно-Західний відповідно.

Розміри Східного Кашагана по замкнутій Изогипс - 5000 м складають 40 (10/25) км, площа - 930 км², амплітуда підняття - 1300 м. Прогнозований ВНК проводиться на абсолютній відмітці 4800 м, висота масивного тріщини резервуара досягає 1100 м, площа нафтоносності - 650 км², середня нефтенасищенная товщина - 550 м.

Кашаган Західний межує зі Східним Кашагане по субмеридиональном структурному уступу, який можливо, пов'язаний з тектонічним порушенням. Розміри рифогенними підняття по замкнутій стратоізогіпсе - 5000 м складають 40 * 10 км, площа - 490 км², амплітуда - 900 м. ВНК приймається загальними для обох підняттів і проведений на абсолютній відмітці 4800 м, висота пастки - 700 м, площа нефтеного - 340 км² , середня нефтенасищенная товщина - 350 м.

Південно-Західний Кашаган розташований трохи осторонь (на південь) від основного масиву. Підняття по замкнутій стратоізогіпсе - 5400 м має розміри 97 км, площа - 47 км², амплітуда - 500 м. ВНК прогнозується на абсолютній відмітці 5300 м, площа нафтоносності - 33 км², середня нефтенасищенная товщина - 200 м.

Запаси нафти Кашагана коливаються в широких межах 1,5 - 10,5 млрд. Тонн. З них на Східний доводиться від 1,1 до 8 млрд. Тонн, на Західний - до 2,5 млрд. Тонн і на Південно-Західний - 150 млн. Тонн.

Геологічні запаси Кашагана оцінюються в 4,8 млрд. Тонн нафти за даними казахстанських геологів.

За даними оператора проекту загальні нафтові запаси становлять 38 млрд. Барелів або 6 млрд. Тонн, з них добуваються - близько 10 млрд. Барелів ,. У Кашагане є великі запаси природного газу більше 1 трлн. куб. метрів.

Компанії-партнери по проекту «Кашаган»: Eni, KMG Kashagan B.V. (дочірнє підприємство Казмунайгаза), Total, ExxonMobil, Royal Dutch Shell мають по 16,81% частки участі, ConocoPhillips - 8,4%, Inpex - 7,56%.

Оператором проекту призначений в 2001 році партнерами: Eni, і створили компанію Аджип ККО. Учасники проекту працюють над створенням спільної операційної компанії North Caspian Operating Company (NCOC), яка замінить в ролі єдиного оператора компанію AgipKCO і ряду компанії-агентів.

Казахстанське уряд і міжнародний консорціум з розробки Північно-Каспійського проекту (включаючи родовище Кашаган) погодили перенос початку видобутку нафти з 2011 р на кінець 2012 р

Обсяги видобутку нафти на Кашагане повинні скласти до 50 млн. Тонн на рік до кінця наступного десятиліття. Видобуток нафти на Кашагане, за розрахунками ENI, в 2019 року має досягти 75 млн. Тонн на рік. З Кашагане Казахстан увійде в Тор-5 світових нафтовидобувальників.

З метою підвищення нафтовіддачі і зменшення вмісту H3S консорціум готується задіяти кілька сухопутних і морських установок в Карабатане для закачування природного газу в продуктивний пласт, буде побудований нафтопровід і газопровід з Карабатаном.

Освоєння родовища Кашаган в суворих морських умовах Північного Каспію є унікальним поєднанням технологічних складнощів і труднощів в системі постачання. Ці складності пов'язані із забезпеченням безпеки виробництва, рішенням інженерно-технічних, логістичних та екологічних завдань, що робить даний проект одним з найбільших і найскладніших галузевих проектів в світі.

Родовище характеризується високим пластовим тиском до 850 атмосфер. Нафта високоякісна -46 ° API, але з високим газовим фактором, вмістом сірководню і меркаптанoв.

Про Кашагане було оголошено влітку 2000 року за результатами буріння першої свердловини Восток-1 (Східний Кашаган-1). Її добовий дебіт склав 600 м³ нафти і 200 тис. М³ газу. Друга свердловина (Захід-1) була пробурена на Західному Кашагане в травні 2001 року в 40 км від першої. Вона показала добовий дебіт в 540 м3 нафти і 215 тис. М³ газу.

Для освоєння і оцінки Кашагана побудовано 2 штучних острова, пробурено 6 розвідувальних, 6 оціночних свердловин (Схід-1, Схід-2, Восток-3, Восток-4, Восток-5, Захід-1.

Через мілководдя і холодної зими на Північному Каспії використання традиційних технологій буріння і видобутку, таких як залізобетонні конструкції або самопіднімальні платформи, що встановлюються на дні моря, не представляється можливим.

Для забезпечення захисту від суворих зимових умов і зрушень льоду морські споруди встановлюються на штучних островах. Передбачаються два типи островів: невеликі «бурові» острова без персоналу і великі «острова з технологічними комплексами» (ЕТК) з обслуговуючим персоналом.

Вуглеводні будуть перекачуватися по трубопроводах з бурових островів на ЕТК. На островах ЕТК будуть знаходитися технологічні установки для вилучення рідкої фази (нафти і води) з сирого газу, установки для закачування газу та енергетичні системи.

На Етапі I приблизно половина всього обсягу видобутого газу закачуватиметься назад в пласт. Витягнуті флюїди і сирої газ будуть подаватися по трубопроводу на берег на УКПНіГ «Болашак» в Атирауської області, де планується здійснювати підготовку нафти до товарної якості. Деякі обсяги газу будуть відправлятися назад на морський комплекс для використання при виробництві електроенергії, в той же час частина газу буде задовольняти аналогічні потреби наземного комплексу.

У стратегії розвитку Кашагана є ряд технічіскіх складнощів:

Колектор Кашаган залягає на глибині близько 4 200 м нижче дна моря і має високий тиск(Вихідне пластовий тиск 770 бар). Колектор характеризується підвищеним вмістом високосірчаного газу.

Низький рівень мінералізації, викликаний припливом прісної води з Волги, в поєднанні з мілководдям і температурою взимку до - 30С, призводить до того, що Північний Каспій покритий льодом приблизно п'ять місяців в році. Зрушення льоду і утворення борозен від руху льоду на дні моря є серйозні обмеження для будівельних робіт.

Північний Каспій є дуже чутливою екологічною зоною і місцем існування для різноманітної флори і фауни, включаючи деякі рідкісні види. НКОК вважає відповідальне ставлення до навколишнього середовища своїм першочерговим завданням. Ми неухильно і напружено працюємо над тим, щоб максимально попередити і мінімізувати будь-які дії на навколишнє середовище, які можуть виникнути від проведених нами операцій.

Район Північного Каспію - це ділянка, куди поставки важливого для проекту обладнання пов'язані з певними труднощами. Транспортні складності поглиблюються обмеженнями в доступі з водних транспортних маршрутів, таким як Волго-Донський канал і водно-транспортна система «Балтійське море - Волга», які через потужного крижаного покриву відкриті для навігації приблизно лише шість місяців в році.

Хотілося б відзначити експортну стратегію даного проекту. Існуючий план з експорту продукції, що видобувається після введення родовища в експлуатацію, передбачає використання існуючих систем трубопроводів і залізничних шляхів.

Західний маршрут трубопроводу КТК (трубопровід з Атирау до Новоросійська уздовж узбережжя Чорного моря), північний маршрут від Атирау до Самари (підключення до російської системи Транснефть) і східний маршрут (Атирау до Алашанькоу) забезпечують підключення до існуючих систем експортного транспортування.

Можливий південно-східний маршрут залежить від розробки Казахстанської каспійської системи транспортування (ККСТ), по якій можна було б перекачувати нафту із Західного Ескене, де розташований завод «Болашак», до нового терміналу Курик. Потім нафту можна перевозити танкером на новий термінал недалеко від Баку, де вона закачувалася б в трубопровідну систему Баку-Тбілісі-Джейхан (БТД) або інші трубопроводи для виходу на міжнародні ринки.
В даний час вивчаються всі можливі експортні маршрути.

Даний проект враховує безпеку і охорону навколишнього середовища. З часу утворення першого консорціуму в 1993 році під час здійснення нафтопромислових операцій на суші і на морі було розроблено і реалізовано безліч програм по захисту навколишнього середовища. Наприклад, компанія «Аджип ККО» привертала місцеві компанії для виконання оцінки впливу на навколишнє середовище (ОВНС) її діяльності, включаючи будівництво берегових і морських споруд, магістральних трубопроводів та наземних експортних трубопроводів. Була ініційована програма по фінансуванню наукових досліджень в області біологічного різноманіття Каспійського регіону. Було побудовано двадцять станцій моніторингу якості повітря в Атирауської області. Щорічно проводяться грунтові дослідження і моніторинг стану популяції птахів і тюленів. У 2008 році була опублікована карта екологічно чутливих зон Північно-Каспійського регіону, створена, в тому числі, і на підставі даних, зібраних консорціумом.

Також виникають проблеми з утилізацією сірки. Родовище Кашаган містить близько 52 трильйонів кубічних футів попутного газу, більша частина якого буде піддана зворотного закачування в пласт на морських спорудах для підвищення коефіцієнта вилучення нафти. На Етапі 1 (Етап дослідно-промислової розробки) не весь попутний газ буде піддаватися зворотному накачуванні в пласт на морських спорудах. Частина його буде направлятися на наземну установку комплексної підготовки нафти і газу, де буде проходити процес знесірчення газу, який потім буде використаний в якості паливного газу з метою вироблення електроенергії для наземних і морських операцій, в той час як частина його буде реалізована на ринку як товарний газ. На Етапі 1 планується отримання в середньому 1,1 мільйона тонн сірки в рік в результаті очищення високосірчаного газу.
Хоча консорціум планує реалізацію всього обсягу отриманої сірки, може з'явитися необхідність тимчасового зберігання сірки. Сірка, вироблена на УКПНіГ «Болашак», буде зберігатися в закритих умовах, ізольовано від навколишнього середовища. Рідка сірка буде заливатися в герметичні контейнери, забезпечені датчиками. Перед реалізацією сірка буде перетворена в пастеллірованную форму, що дозволить уникнути утворення сірчаної пилу під час дроблення.

Крім відповідального підходу до проведення виробничих операцій, учасники програми приймають на себе соціальні та екологічні зобов'язання, виконання яких в довгостроковій перспективі принесе користь громадянам Казахстану. Виконання цих зобов'язань вимагає тісної співпраці з державними та місцевими органами влади, з місцевим співтовариством і ініціативними групами

У період з 2006 по 2009 рр. більш ніж 5,3 млрд. доларів США було витрачено на придбання місцевих товарів і послуг. У 2009 р на оплату місцевих товарів і послуг припало 35% загальних витрат компанії.

У 2009 р в період максимальної активності з будівництва об'єктів Етапу дослідно-промислової розробки понад 40 000 чоловік були зайняті в проекті на території Казахстану. Більше 80% робітників були громадянами Казахстану - винятковий показник для проектів такого масштабу.

Проекти інфраструктури та соціального значенняє важливими компонентами корпоративної і соціальної відповідальності НКОК. Згідно СРПСК значна частина капіталовкладень в освоєння родовища йде на будівництво об'єктів соціальної інфраструктури в сфері освіти, охорони здоров'я, спорту і культури. Засоби рівномірно розподіляються між Атирауської і Мангістауської областями, де здійснюються виробничі операції по СРПСК.

З 1998 року в тісній співпраці з місцевими органами влади виконано 126 проектів, 60 проектів - в Атирауської області та 66 - в Мангістауської області. Всього було витрачено 78 млн. Доларів США в Атирауської області і 113 млн. Доларів США - у Мангістауської області.

Крім цього за Програмою спонсорства та благодійності 2009 року НКОК і «Аджип ККО» надали підтримку більш ніж ста ініціативам у сфері культури, охорони здоров'я, освіти і спорту. Серед них - підвищення кваліфікації лікарів і викладачів, семінари з міжкультурного утворення і екологічної грамотності в школах, запрошення провідних російських хірургів для оперування Атирауської дітей, покупка музичних інструментів для Актаускій школи та придбання медичного обладнання та машин швидкої допомоги для лікарні в Тупкарагане.

Важливу роль займає охорона здоров'я і праці. Учасники данног проекту проводитимуть систематичне управління ризиками з метою безперервного вдосконалення системи охорони здоров'я, праці та навколишнього середовища і виходу на рівень світових лідерів за цим показником. Все це здійснюється відповідно до вимог Угоди про розподіл продукції по Північному Каспію, казахстанського і міжнародного законодавства, існуючих галузевих стандартів і корпоративних директив.

Всі учасники СРПСК зобов'язуються:

Здійснювати їх діяльність, забезпечуючи охорону здоров'я і праці всіх співробітників, прямо або побічно залучених в цю діяльність, навколишнього середовища, в якій здійснюються їх виробничі операції, а також активів компанії.

Керувати діяльністю консорціуму і пов'язаними з нею ризиками відповідно до вимог Угоди про розподіл продукції по Північному Каспію, казахстанського і міжнародного законодавства і застосовувати кращі з існуючих галузевих стандартів в тих питаннях, які не можуть бути врегульовані за допомогою законів і регламентів.

Сприяти впровадженню принципів ОЗТОС в культуру компанії, де всі працівники і постачальники послуг будуть нести спільну відповідальність за втілення в життя даних принципів, І подавати особистий приклад.

Розробити системи, що дозволяють проводити систематичну оцінку ризиків в області ОЗТОС на всіх етапах діяльності компанії і здійснювати ефективний контроль цих ризиків.

Розробляти, проводити атестацію системи управління питаннями ОЗТОС і здійснювати постійне інформування компаній-Агентів, Повноважного Органу, всіх зацікавлених сторін про стан справ у сфері ОЗТОС з метою постійного вдосконалення.

Вибирати ділових партнерів, грунтуючись на їх здатності відповідати їх зобов'язаннями в питаннях ОЗТОС.

Впроваджувати системи і процедури, що дозволяють негайно і ефективно реагувати в разі незапланованих і небажаних подій, здійснювати їх регулярну перевірку.

Підвищувати рівень усвідомлення персональної відповідальності всіх співробітників компанії в питаннях запобігання ризиків виникнення нещасних випадків, заподіяння шкоди здоров'ю і навколишньому середовищу.

Проводити спільну роботу з державними органами Республіки Казахстан і всіма зацікавленими сторонами з метою розробки регламентів і стандартів, спрямованих на підвищення рівня безпеки співробітників компанії і захисту навколишнього середовища.

Застосовувати в своїй діяльності конструктивний підхід, заснований на діалозі з зацікавленими сторонами та громадськістю і спрямований на досягнення визнання діяльності компанії місцевим співтовариством за допомогою здійснення соціальних програм.

Проекти Спонсорства і благодійності спрямовані на забезпечення економічної стійкості і підвищення добробуту, підтримку охорони здоров'я, освіти, культури та культурної спадщини, спорту, а також надання допомоги малозабезпеченим особам, які мають право на отримання такої підтримки, а також відповідати стратегічним цілям НКОК зі сталого розвитку. Реалізація програми спонсорства та благодійності покладено на Аджип ККО.

Зокрема, проекти припускають власний внесок самих учасників, а також повинні демонструвати громадськості свою довгострокову стійкість. Виключається підтримка політичних або релігійних організацій, проекти не можуть створювати несправедливі умови для ринкової конкуренції, негативно впливати на екологічну стабільність і / або природні екосистеми. Проекти, як правило, розробляються місцевими органами влади, НУО або представниками місцевого населення, але також можуть ініційовані НКОК або його Агентами, як попереджувальних заходів на підтримку місцевого населення.

Список літератури:

Державна програма освоєння казахстанського сектора Каспійського моря

Надіслати свою хорошу роботу в базу знань просто. Використовуйте форму, розташовану нижче

Студенти, аспіранти, молоді вчені, які використовують базу знань в своє навчання і роботи, будуть вам дуже вдячні.

Подібні документи

Характеристика поліграфічного підприємства і стратегія його розвитку. Опис продукції. Організаційний план. Виробничий план. Розрахунок виробничої потужності. Розрахунок програми виробництва та реалізації продукції. Інвестиційний план.

бізнес-план, доданий 15.09.2008

Загальна характеристикадіяльності АТ "Гурман", його цілі та стратегія, визначення місії. Продукція підприємства і її конкурентоспроможність на ринку. Розробка плану маркетингу і виробництва, юридичного плану, впровадження програми інвестування.

бізнес-план, доданий 29.04.2009

Характеристика концепції підприємства, що виготовляється продукція і її споживачі. Стратегія розвитку бізнесу. Організації виробництва на підприємстві, форми участі в ньому, організаційна структурауправління. Аналіз ринку будівельних матеріалів.

бізнес-план, доданий 07.11.2014

Структура бізнес-плану: резюме, виробничий, організаційний, маркетинговий, фінансовий плани. характеристика будівельного підприємства, Аналіз його діяльності. Аналіз ринку покрівельних робіт, план маркетингу по просуванню шумоізоляційних плит.

бізнес-план, доданий 23.02.2009

Дослідження ринку електротоварів у м Нефтекамськ, тенденції в сфері будівництва та ремонту. Маркетингова стратегіямагазина "Лайт", план по матеріально-технічному і кадровому забезпеченню. Оцінка ефективності проекту, його комп'ютерне забезпечення.

дипломна робота, доданий 22.09.2014

Розгляд порядку розробки та реалізації стратегії розвитку підприємства. Аналіз факторного впливу зовнішнього оточення на організацію. Оцінка варіантів рішення щодо визначення пріоритетним напрямки розвитку і складання плану робіт.

курсова робота, доданий 31.10.2014

Аналіз системи планування як основної функції управління. Теоретичні основирозробки бізнес-плану: аналіз ринку, планування виробництва, стратегія маркетингу, оцінка ризиків. Фінансовий плані практика реалізації бізнес-плану на підприємстві.

дипломна робота, доданий 23.04.2009

Цілі розробки та особливості бізнес-плану. Склад бізнес-плану. Життєвий циклтовару. Забезпечення конкурентоспроможності фірми і її продукції. Вибір стратегії конкуренції підприємства. Оцінка ринку збуту. План маркетингу та виробництва. Юридичний план.

курсова робота, доданий 20.12.2011