Planul de dezvoltare a zăcământului Karakudyk. Plan de dezvoltare a câmpului Kashagan, important din punct de vedere strategic, de pe raftul Mării Caspice - rezumat Plan de dezvoltare a câmpului

Principalul document grafic la calcularea rezervelor este planul de numărare. Planurile estimative (Fig. 3) sunt întocmite pe baza unei hărți structurale pentru vârful rezervoarelor productive sau cel mai apropiat reper situat la cel mult 10 m deasupra sau sub vârful lacului de acumulare. 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 ale fiecărei categorii sunt colorate într-o anumită culoare:

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

1 - ulei; 2 - apă: 3 - ulei si apa;

Sonde: 4 - producătoare, 5 - explorare, 6 - suspendate, 7 - abandonate, 8 - fără aflux; 9 - izohipsul suprafeței colectorului, m;

Contururi uleioase: 10 - extern, 11 - intern; 12 - limita litologic-înlocuirea faciesului rezervoarelor; 13-categorii de rezerve;

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

Toate puțurile forate la data calculării rezervelor sunt, de asemenea, reprezentate pe planul de calcul (cu indicarea exactă a poziției puțurilor de sondă, punctele de intersecție a acestora cu vârful rezervorului corespunzător):

Explorare;

Minerit;

Dezactivat în așteptarea organizării pescuitului;

Injectare și observare;

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

A fi testat;

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

Lichidată, cu indicarea motivelor lichidării;

Cusătură dezvăluită, compusă din roci impermeabile.

Pentru sondele testate sunt indicate următoarele: semne de adâncime și absolute ale părții superioare și inferioare ale rezervorului, semne absolute ale intervalelor de perforare, ratele inițiale și curente de producție de petrol, gaz si apa, diametrul duzei, depresiunea, durata de functionare, data aparitiei apei si procentul acesteia in produsul produs. Când două sau mai multe straturi sunt testate împreună, indicii lor sunt indicați. Debit uleiși gaz trebuie măsurat atunci când puțurile funcționează pe aceleași șocuri.

Pentru sondele de producție sunt date: data punerii în funcțiune, debitele inițiale și curente și presiunea rezervorului, petrolul produs, gaz, condens și apă, data începerii udării și procentul de apă din produsul produs la data calculului 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 adoptați prin hotărârea Comitetului de Stat pentru Rezervele din Federația Rusă, data la care au fost calculate rezervele.

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

Calculul rezervelor de petrol, gaze, condens și componentele conținute în acestea se efectuează separat pt gaz, ulei ,. zone de motorină, apă-pacură și păcură-apă pe tipuri de rezervoare pentru fiecare strat al zăcământului și zăcământul în ansamblu cu evaluarea obligatorie a perspectivelor pentru întregul zăcământ.

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

La calcularea rezervelor, parametrii calculați se măsoară în următoarele unități: grosimea în metri; presiunea în megapascali (cu precizie la zecimi de unitate); suprafata in mii de metri patrati; densitatea uleiului, a condensului și a apei în grame pe centimetru cub și a gazului - în kilograme pe metru cub (exact la miimi de unitate); coeficienții de porozitate și de saturație cu petrol și gaze în fracțiuni de unitate, rotunjiți la sutimi; factori de recuperare uleiși condens în fracții de unitate rotunjite la cele mai apropiate miimi.

Rezervele de petrol, condensat, 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 în formă tabelară.

Trimiteți-vă munca bună în baza de cunoștințe este simplu. Utilizați 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 firme de tipar și strategia de dezvoltare a acesteia. Descrierea produselor. Planul organizatoric. Plan de productie... Calculul capacitatii de productie. Calculul programului de producție și vânzare de produse. Plan de investiții.

plan de afaceri, adaugat 15.09.2008

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

plan de afaceri, adaugat 29.04.2009

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

plan de afaceri, adaugat la 07.11.2014

Structura planului de afaceri: CV, planuri de productie, organizatorice, de marketing, financiare. Caracteristică companie de constructii, analiza activităților sale. Analiza de piata a lucrarilor de acoperisuri, plan de marketing pentru promovarea placilor de izolare fonica.

plan de afaceri, adaugat 23.02.2009

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

teză, adăugată 22.09.2014

Luarea în considerare a procedurii de elaborare și implementare a strategiei de dezvoltare a întreprinderii. Analiza impactului factorial al mediului extern asupra organizaţiei. Evaluarea opțiunilor de soluție pentru a determina direcția preferată de dezvoltare și întocmirea unui plan de lucru.

lucrare de termen, adăugată 31.10.2014

Analiza sistemului de planificare ca principală funcție de management. Baze teoretice pentru elaborarea unui plan 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

Obiectivele de dezvoltare și caracteristicile planului de afaceri. Alcătuirea planului de afaceri. Ciclul de viață al produsului. Asigurarea competitivitatii companiei si a produselor sale. Alegerea unei strategii pentru competiția între întreprinderi. Evaluarea pietei. Plan de marketing si productie. Plan legal.

lucrare de termen, adăugată 20.12.2011

Organizația a fost înființată în decembrie 2005. Operatorul proiectului este KarakudukMunai LLP. Partenerul LUKOIL în proiect este Sinopec (50%). Dezvoltarea zăcământului 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. Producția în 2011 - 1,4 milioane de tone de petrol (cota LUKOIL este de 0,7 milioane de tone) și 150 milioane de metri cubi de gaz (cota LUKOIL este de 75 milioane de metri cubi). Investiții de la începutul proiectului (din 2006) - peste 400 de milioane de dolari în cota LUKOIL. Numărul total angajați - aproximativ 500 de persoane, dintre care cetățeni ai Republicii Kazahstan - 97%. LUKOIL intenționează să investească până în 2020 până la 0,1 miliarde USD în cota sa în dezvoltarea proiectului.

Rezerve dovedite de petrol și gaze (în ponderea LUKOIL Overseas)
	milioane de barili
	miliarde de picioare cubi
Ulei si gaz	milioane de barili n. NS.
Producție comercială pe an (în ponderea LUKOIL Overseas)
	milioane de barili

Ulei si gaz	milioane de barili n. NS.
Ponderea LUKOIL Overseas în proiect *
Participanții la proiect
Operator de proiect	LLP „Karakudukmunai”
Producție bine stoc
Debitul mediu zilnic de 1 puț
Debitul mediu zilnic al unui puț nou

INFORMAȚII GENERALE DE DEPOZIT

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

Cea mai apropiată aşezare este gara Sai-Utes, situată la 60 km spre sud-est. Gara Beineu se afla la 160 km de camp. Distanța până la centrul regional din 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 până la +200 m. Zona de lucru se caracterizează printr-un climat puternic continental, cu veri calde uscate și ierni reci. Cea mai caldă lună de vară este iulie cu o temperatură maximă de până la +45 o C. Iarna, temperatura minimă ajunge la -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, prevalează vânturi N-V directii, iarna - N-B. Stratul de zăpadă din zona de lucru este neuniform. Grosimea în zonele joase cele mai scufundate ajunge la 1-5 m.

Fauna și flora regiunii sunt sărace și sunt reprezentate de specii tipice zonelor semi-deșertice. Vegetația ierboasă și arbuștilor rară este caracteristică: spin de cămilă, pelin, amestec. Lumea animalelor reprezentate de rozătoare, reptile (broaște 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 din conducta principală de apă Astrakhan-Mangyshlak este utilizată pentru nevoi tehnice și de stingere a incendiilor, precum și puțuri speciale de apă până la 1100 m adâncime pentru sedimentele Albsenomanian.

Zona de lucru este practic nelocuită. 30 km la est de trecerile depozitului Karakuduk Calea ferata Stația Makat - Mangyshlak, de-a lungul căreia sunt așezate conductele de petrol și gaze Uzen-Atyrau-Samara și Asia Centrală-Centru, precum și linia electrică de înaltă tensiune Beineu-Uzen. Comunicarea între pescuit și aşezări efectuat pe drum.

CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE DEPOZITULUI

3.1. Caracteristicile structurii geologice

Caracteristicile litologice și stratigrafice ale secțiunii

În urma forajelor de explorare și de producție la câmpul Karakuduk, a fost descoperit un strat de zăcăminte mezo-cenozoice cu grosimea maximă de 3662 m (puțul 20), de la triasic până la neogene-cuaternar inclusiv.

Mai jos este o descriere a secțiunii expuse a câmpului.

Sistemul triasic - T. Straturile terigene pestrițe de epocă triasică sunt reprezentate de gresii, siltstones, noroi și argile asemănătoare noroioase, colorate în diverse nuanțe de gri, brun până la gri-verzui. Grosimea minimă pătrunsă a Triasicului se notează în puțul 145 (29 m) iar maxima - în puțul 20 (242 m).

Sistemul jurasic - J. Cu neconformitate stratigrafică și unghiulară, un strat de depozite jurasice se acoperă pe rocile triasice subiacente.

Secțiunea Jurasic este prezentată în volumul secțiunilor inferioare, mijlocii și superioare.

Secțiunea inferioară - J 1. Secțiunea Jurasicului inferior este compusă din punct de vedere litologic din gresii, siltstones, argile și noroioase. Gresie de culoare gri deschis cu o nuanță verzuie, cu granulație fină, prost sortată, bine cimentată. Argilele și siltstones sunt gri închis cu o nuanță verzuie. Pietre de noroi gri închis cu incluziuni ORO. La nivel regional, orizontul Yu-XIII este limitat la depozitele din Jurasicul inferior. Grosimea depozitelor din Jurasicul inferior variază între 120-127m.

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

Etapa Aalenă - J 2 a. Depozitele epocii aalene se suprapun pe cele subiacente cu neconformități stratigrafice și unghiulare și sunt reprezentate de gresii, argile alternante și, mai rar, siltstones. Gresiile și siltstones sunt colorate în tonuri de gri și gri deschis; argilele sunt caracterizate printr-o culoare mai închisă. În raportul regional cu acest interval stratigrafic, orizonturile J –XI, J – XII sunt limitate. Grosimea este de peste 100 m.

Nivelul Bayos - J 2 c. Gresiile sunt gri și gri deschis, cu granulație fină, bine cimentate, nu granuloase, micacee. Siltstones de culoare gri deschis, cu granulatie fina, micacee, argiloase, cu incluziuni de resturi vegetale carbonizate. Argilele sunt gri închis, negre, dense pe alocuri. Depozitele acestei epoci sunt asociate cu orizonturile productive Yu-VI-Yu-X. Grosimea este de aproximativ 462 m.

Etapa Bathsky - J 2 vt. Litologic, sunt reprezentate de gresii, siltstone, intercalate cu argile. În partea inferioară a secțiunii, proporția de gresii crește cu straturi subțiri de silt și argile. Depozitele stadiului bathonian sunt asociate cu orizonturile productive Yu-III-Yu-V. Grosimea variază de la 114,8 m la 160,7 m.

Secțiunea superioară - J 3. Depozitele Jurasicului superior se află conform celor subiacente și sunt reprezentate de trei etape: Callovian, Oxfordian și Volga. Limita inferioară este trasată de-a lungul vârfului elementului de argilă, care este clar trasată în toate puțurile.

Etapa Calloviană - J 3 K. Etapa Calloviană este reprezentată prin alternarea argilelor, gresiilor și siltstones. După trăsăturile litologice, în componența scenei se disting trei membri: cei superioare și medii sunt argiloase cu grosimea de 20-30 m, iar cel inferior este o alternanță de straturi de gresii și siltstone cu straturi de argilă. . Orizonturile productive Yu-I și Yu-II sunt limitate la membrul inferior al Etapei Callovian. Grosimea variază de la 103,2 m până la 156 m.

Nivelul Oxford-Volga - J 3 ox-v. Sedimentele stadiului oxfordian sunt reprezentate de argile și marne cu straturi rare de gresii și siltice, în timp ce se observă o oarecare diferențiere: partea inferioară este argilosă, partea superioară este marnosă.

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 dolomite, marne și argile. Calcarele sunt adesea fracturate și poroase, masive, nisipoase, argiloase, cu o fractură neuniformă și un luciu mat. Argilele sunt mâloase, cenușii, calcaroase, adesea cu incluziuni de resturi de faună. Dolomiții sunt gri, gri închis, criptocristalini, argiloși pe alocuri, cu o fractură neuniformă și un luciu mat. Grosimea rocilor variază de la 179 m până la 231,3 m.

Sistemul cretacic - K. Depozitele sistemului cretacic sunt prezentate în volumul secțiunilor inferioare și superioare. Secțiunea a fost împărțită în niveluri pe baza materialelor de exploatare forestieră și a comparației cu zonele adiacente.

Secțiunea inferioară - K 1. Depozitele Cretacicului inferior sunt compuse din roci din superetapa neocomiană, stadiile Aptian și Albian.

Superstage neocomian - K 1 ps. Sedimentele volgiane subiacente 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 dolomite. Gresiile sunt cu granulatie fina, gri deschis, polimictice, cu carbonat si ciment argilos.

La nivelul intervalului Hauterivian secțiunea este reprezentată în principal de argile, marne, iar doar în vârf este trasat un orizont de nisip. Depozitele barremiene se remarcă în secțiune prin culoarea pestriță a rocilor și sunt compuse litologic din argile cu straturi intermediare de gresii și siltstones. De-a lungul secțiunii epocii neocomiene se observă prezența unor unități de parozi nisipos-lutos. Grosimea depozitelor superetapei neocomiene variază de la 523,5 m până la 577 m.

Etapa Aptian - K 1 a. Depozitele din această vârstă se suprapun cu eroziune pe cele subiacente, având o limită litologică clară cu acestea. În partea inferioară, secțiunea este compusă în principal din roci argiloase cu interstratări rare de nisipuri, gresii, siltstones, iar în partea superioară se înregistrează o alternanță uniformă de roci argiloase și nisipoase. Grosimea variază de la 68,7 m până la 129,5 m.

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

Secțiunea superioară - K 2. Secţiunea superioară este reprezentată de zăcăminte cenomaniene şi turoniano-senoniene.

Etapa cenomaniană - K 2 s. Depozitele cenomaniene sunt reprezentate de argile alternând cu silt si gresii. Din punct de vedere al aspectului litologic și al compoziției, rocile din această epocă nu diferă de zăcămintele albiene. Grosimea variază de la 157 m până la 204 m.

Complexul indiviz Turonian-Senonian - К 2 t-cn. La fundul complexului descris se distinge stadiul Turonian, compus din argile, gresii, calcare, marne ca creta, care constituie un bun reper.

Mai sus, în secțiune, se găsesc sedimente din etapele Santonian, Campanian, Maastrichtian, unite în superetapa Senonian, reprezentate litologic printr-un strat gros de marne intercalate, cretă, calcare asemănătoare cretei și argile carbonatice.

Grosimea zăcămintelor complexului Turonian-Senonian variază de la 342m la 369m.

Sistemul paleogen - R. Depozitele paleogene sunt reprezentate de calcare albe, strate marne verzui și argile silstone roz. Grosimea variază de la 498m la 533m.

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

3.2. tectonica

Conform zonei tectonice, zăcământul Karakuduk este situat în stadiul tectonic Arystan, care face parte din sistemul de jgheaburi și ridicări din nordul Ustyurt al părții de vest a plăcii Turan.

Conform datelor seismice ale CDP-3D (2007), realizate de OJSC „Bashneftegeofizika”, structura Karakuduk de-a lungul orizontului reflectorizant III este un pliu brahianticlinal de lovire sub-latitudinală cu dimensiuni de 9x6,5 km de-a lungul izohipsei închise 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 reflectorizant V este un pliu anticlinal rupt de numeroase falii, posibil unele dintre ele de natură non-tectonă. Toate defecțiunile majore descrise mai departe în text sunt urmărite de-a lungul acestui orizont reflector. Pliul submeridional este format din două arcade, conturate de izohipsul minus 3440 m, identificate în zona puțurilor 260-283-266-172-163-262 și 216-218-215. De-a lungul izohipsei minus 3480 m, pliul are dimensiunile 7,4x 4,9 km și o amplitudine de 40 m.

Ridicarea pe hărțile structurale de-a lungul orizontului productiv jurasic are o formă aproape izometrică, complicată de o serie de falii care împart structura în mai multe blocuri. Perturbarea cea mai de bază este perturbarea F 1 din est, care poate fi urmărită pe toată secțiunea de producție și împarte structura în două blocuri: central (I) și est (II). Blocul II este coborât față de blocul I cu o creștere a amplitudinii deplasării de la sud la nord de la 10 la 35 m. Încălcarea F 1 este oblică și se deplasează de la vest la est cu adâncimea. Această încălcare a fost confirmată prin forarea sondei 191, unde o parte din zăcămintele jurasice de aproximativ 15 m la nivelul orizontului productiv Yu-IVA este absentă.

Încălcarea F 2 a fost efectuată în zona puțurilor 143, 14 și separă blocul central (I) de blocul sudic (III). Motivul pentru această încălcare a fost nu numai baza seismică, ci și rezultatele testării puțurilor. De exemplu, dintre puțurile de bază din apropierea puțului 143, există puțul 222, unde petrolul a fost obținut în timpul testării orizontului Yu-I, și apă în puțul 143.

Descrierea muncii

Câmpul de petrol are un destul de lung ciclu de viață... Poate dura câteva decenii de la descoperirea unui zăcământ de petrol până la prima producție de petrol. Întregul proces de dezvoltare a unui câmp petrolier poate fi împărțit în cinci etape principale.

CĂUTARE ȘI EXPLORARE

1 Descoperirea câmpurilor petroliere

Petrolul și gazele sunt depozitate în stânci ah - rezervoare, de regulă, la adâncime considerabilă
Sondajele seismice sunt efectuate pentru a localiza depozitele de petrol din straturile de roci. Studiile oferă o imagine a straturilor adânci de roci, în care specialiștii cu experiență identifică structuri potențial productive
Pentru a se asigura că există petrol în structurile montane identificate, se forează puțuri de prospecție

2 Estimarea rezervelor zăcămintelor petroliere

Când descoperirea unui câmp este confirmată, se construiește modelul său geologic, care este un set de toate datele disponibile. Special software vă permite să vizualizați aceste date într-o imagine 3D. Este necesar un model geologic digital al câmpului pentru a:

Estimați rezervele inițiale și recuperabile de petrol (și gaze).
Elaborați un proiect optim de dezvoltare a câmpului (numărul și locația puțurilor, nivelurile producției de petrol etc.)

Pentru mai mult evaluare calitativă se forează puţuri de evaluare. Foraj sonde de explorare ajută la clarificarea dimensiunii și structurii depozitului.

În acest stadiu, evaluare economică fezabilitatea dezvoltării câmpului pe baza nivelurilor prognozate ale producției de petrol și a costurilor preconizate ale construcției acestuia. Dacă este de așteptat indicatori economici satisface criteriile companie petroliera, apoi începe să-l dezvolte.

EXTRACTARE DE TIEIUL SI GAZ

3 Pregătirea pentru dezvoltarea terenului

În scopul dezvoltării optime a zăcământului petrolier, se dezvoltă Proiectul de Dezvoltare (Schema de Dezvoltare Tehnologică) și Proiectul de Dezvoltare a Câmpului. Proiectele includ:

Suma necesarăși amplasarea puțurilor
Cel mai bun mod de a dezvolta un domeniu
Tipuri și costuri echipamentul necesar si facilitati
Sistem de colectare și tratare a uleiului
Măsuri de protecție mediul

Dezvoltarea tehnologiilor de foraj și introducerea în practică a puțurilor deviate face posibilă localizarea capetelor de sondă în așa-numitele „clustere”. Un tampon poate conține de la două până la două duzini de godeuri. Amplasarea în cluster a puțurilor permite reducerea impactului asupra mediului și optimizarea costurilor construcției câmpului.

4 Exploatarea petrolului și gazelor

Perioada pentru care se pot extrage rezervele de petrol este de 15 - 30 de ani, iar în unele cazuri poate ajunge la 50 de ani sau mai mult (pentru câmpuri gigantice).

Perioada de dezvoltare a câmpului constă din mai multe etape:

Etapa de producție în creștere
Stabilizarea productiei la nivel maxim (podis)
Etapa de producție în scădere
Perioada de inchidere

Dezvoltarea tehnologiilor de producție a petrolului, a măsurilor geologice și tehnice (GTM), utilizarea metodelor de recuperare îmbunătățită a petrolului (EOR) pot prelungi semnificativ perioada profitabilă de dezvoltare a câmpului.

5 Lichidare

După ce nivelul producției de petrol devine mai scăzut decât profitabil, dezvoltarea câmpului este oprită, iar licența este returnată autorităților statului.

minister Educația și știința Republicii Kazahstan

Facultatea de Finanțe și Economie

Departamentul de Economie și Management

D
disciplina: Evaluarea proiectelor de petrol si gaze

SRS nr. 1

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

Efectuat:

Special pentru studenți 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 cu o medie de 3,3% pe an, în timp ce cererea mondială de petrol ca sursă principală de hidrocarburi crește cu o medie de 1% pe an. Întârzierea consumului de hidrocarburi din creșterea PIB-ului este asociată cu procesele 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 tot mai mare a problemelor de aprovizionare cu hidrocarburi.

Apropierea teritorială a unor țări atât de mari și în curs de dezvoltare dinamică precum Rusia și China deschide perspective largi pentru exportul de hidrocarburi din Kazahstan. Pentru a asigura accesul pe piața lor, este necesară dezvoltarea și îmbunătățirea sistemului de conducte trunchi.

Estimările experților internaționali arată că, dacă tendințele actuale continuă, toate rezervele dovedite de petrol ale lumii vor dura doar 40-50 de ani. Adăugarea resurselor de petrol ale 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. Iar unul dintre cele mai promițătoare proiecte este câmpul Kashagan.

Numit după un poet kazah din secolul al XIX-lea, 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 al Mării Caspice 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 o ridicare a recifului de mare amplitudine în complexul paleozoic de subsare al Mării Caspice de Nord, a fost descoperit prin prospectarea lucrărilor seismice de către geofizicienii sovietici în perioada 1988-1991. pe mare continuarea zonei de ridicări Karaton-Tengiz.

Ulterior, a fost confirmat de studiile companiilor de geofizică occidentale comandate de guvernul Kazahstanului. Masivele Kashagan, Koroghly și Nubar, identificate inițial în structura sa în perioada 1995-1999. au fost numite Kashagan Est, Vest și, respectiv, Sud-Vest.

Dimensiunile East Kashagan de-a lungul unei izohipse închise - 5000 m sunt 40 (10/25) km, suprafața - 930 km², amplitudinea ridicării - 1300 m km², grosimea medie saturată cu ulei este de 550 m.

Kashagan Vestul se învecinează cu Kashagan de Est de-a lungul unui scarp structural submeridional, care este posibil asociat cu dislocarea tectonică. Dimensiunile ridicării recifului de-a lungul stratoizohipsei închise - 5000 m sunt 40 * 10 km, zona este de 490 km², amplitudinea este de 900 m., grosimea medie saturată cu petrol este de 350 m.

Sud-vestul Kashagan este situat oarecum pe partea (sud) a masivului principal. Ridicarea de-a lungul stratoizohipsei închise - 5400 m are dimensiuni de 97 km, suprafață - 47 km², amplitudine - 500 m. OWC este prezisă la un marcaj absolut de 5300 m, suprafață petrolieră - 33 km², grosime medie saturată de petrol - 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 de Vest - până la 2,5 miliarde de tone, iar cel de Sud-Vest - 150 de milioane de tone.

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

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

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

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

Guvernul kazah și consorțiul internațional pentru dezvoltarea proiectului nord-caspic (inclusiv zăcământul Kashagan) au convenit să amâne începerea 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. Cu Kashagan, Kazahstanul va intra în Top 5 al producătorilor mondiali de petrol.

Pentru a crește recuperarea petrolului și a reduce conținutul de H3S, consorțiul se pregătește să utilizeze mai multe instalații onshore și offshore din Karabatan pentru injecție. gaz naturalîn stratul productiv vor fi construite o conductă de petrol și o conductă de gaz cu Karabatan.

Dezvoltarea zăcământului Kashagan în mediul offshore dur din Marea Caspică de Nord prezintă o combinație unică de provocări tehnologice și de lanț de aprovizionare. Aceste dificultăți sunt asociate cu asigurarea siguranței producției, rezolvarea problemelor de inginerie, logistică și mediu, ceea ce face ca acest proiect să fie 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, ca urmare a rezultatelor forării primei sonde Vostok-1 (East Kashagan-1). Debitul său zilnic a fost de 600 m³ de petrol și 200 mii m³ de gaz. Al doilea puț (West-1) a fost forat în West Kashagan în mai 2001, la 40 km de primul. Acesta a arătat un debit zilnic de 540 de metri cubi de petrol și 215 mii de metri cubi de gaz.

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

Din cauza apelor puțin adânci și a iernilor reci din zona Caspică de Nord, utilizarea tehnologiilor tradiționale de foraj și producție, cum ar fi structurile din beton armat sau platformele de ridicare montate pe fundul mării, nu este posibilă.

Pentru a oferi protecție împotriva condițiilor dure de iarnă și mișcărilor gheții, structurile offshore sunt instalate pe insule 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 (ulei și apă) din gaz brut, unități de injecție de gaz și sisteme de alimentare.

În faza I, aproximativ jumătate din gazul total produs va fi injectat înapoi în rezervor. Fluidele recuperate și gazul brut vor fi transportate la țărm la uzina Bolashak din regiunea Atyrau, unde este planificată pregătirea petrolului la calitate comercială. O parte din gaz va fi trimis înapoi la instalația offshore pentru utilizare în generarea de energie, în timp ce o parte din gaz va satisface nevoi similare ale instalației onshore.

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

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

Nivelul scăzut de salinitate cauzat de afluxul de apă dulce din Volga, combinat cu apa de mică adâncime și temperaturi de până la -30C în timpul iernii, duce la faptul că Caspia de Nord este acoperită de gheață timp de aproximativ cinci luni pe an. Mișcarea gheții și brăzdarea de la mișcarea gheții pe fundul mării reprezintă constrângeri serioase asupra activităților de construcție.

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

Regiunea nord-caspică 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, precum Canalul Volga-Don și sistemul de transport pe apă Marea Baltică-Volga, care, din cauza stratului de gheață abundent, sunt deschise navigației doar aproximativ șase luni pe an.

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

Ruta de vest a conductei CPC (conducta de la Atyrau la Novorossiysk de-a lungul coastei Mării Negre), ruta de nord de la Atyrau la Samara (conexiune la sistemul rusesc Transneft) și ruta de est (Atyrau la Alashankou) asigură conexiune la sistemele de transport de export existente.

O posibilă rută spre sud-est depinde de dezvoltarea Sistemului de transport caspic al Kazahstanului (KCTS), care ar putea pompa petrol de la Eskene West, unde se află uzina Bolashak, până la noul terminal Kuryk. Petrolul poate fi apoi transportat cu o cisternă la un nou terminal lângă Baku, unde va fi pompat în sistemul de conducte Baku-Tbilisi-Ceyhan (BTC) sau în alte conducte pentru a ajunge. piețele internaționale.
Toate rutele posibile de export sunt în prezent explorate.

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 implementate în timpul operațiunilor pe câmpuri petroliere onshore și offshore. De exemplu, Agip KCO a angajat companii locale pentru a efectua o evaluare a impactului asupra mediului (EIA) pentru activitățile sale, inclusiv construirea de instalații onshore și offshore, conducte trunk și conducte de export onshore. A fost inițiat un program de finanțare a cercetării științifice în domeniul diversității biologice în regiunea Caspică. În regiunea Atyrau au fost construite douăzeci de stații de monitorizare a calității aerului. Anual se realizează cercetarea solului și monitorizarea stării populației de păsări și foci. În 2008, a fost publicată o hartă a zonelor sensibile din punct de vedere ecologic din regiunea Caspică de Nord, creată, printre altele, pe baza datelor culese de consorțiu.

Există, de asemenea, probleme cu utilizarea sulfului. Câmpul Kashagan conține aproximativ 52 de trilioane de metri cubi de gaz asociat, dintre care majoritatea vor fi reinjectate în instalații offshore pentru a îmbunătăți recuperarea petrolului. În faza 1 (faza de dezvoltare pilot), nu toate gazele asociate vor fi reinjectate în rezervorul de la instalațiile offshore. O parte din acesta va fi trimisă la o unitate de prelucrare a petrolului și gazelor onshore, unde va avea loc procesul de desulfurare a gazelor, care va fi apoi folosit ca gaz combustibil pentru a genera energie electrică pentru operațiuni onshore și offshore, în timp ce o parte va fi vândută pe piata 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 deveni necesară depozitarea temporară a sulfului. Sulful produs la uzina Bolashak va fi depozitat în condiții închise, izolat de mediu. Sulful lichid va fi turnat în recipiente sigilate dotate 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, de a căror îndeplinire va beneficia pe termen lung cetățenii Kazahstanului. Îndeplinirea acestor obligații necesită o cooperare strânsă cu guvernul și autoritățile locale autorităților, cu comunitatea locală și cu grupurile de inițiativă

În perioada 2006-2009. S-au cheltuit peste 5,3 miliarde USD pentru achiziționarea de bunuri și servicii locale. În 2009, plățile pentru bunuri și servicii locale au reprezentat 35% din totalul cheltuielilor companiei.

În anul 2009, în perioada de maximă activitate în construcția dotărilor Fazei dezvoltare pilot peste 40.000 de oameni au fost angajați în proiect în Kazahstan. Peste 80% dintre lucrători erau cetățeni ai Kazahstanului - o cifră excepțională pentru proiecte de această amploare.

Infrastructura și proiectele sociale sunt componente importante ale responsabilității corporative și sociale a NCOC. Potrivit NCSPSA, o parte semnificativă a investiției în dezvoltarea domeniului este destinată construcției de infrastructură socială în educaţie, sănătate, sport și cultură. Fondurile sunt distribuite uniform între regiunile Atyrau și Mangistau, unde operațiunile de producție se desfășoară 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 au fost cheltuiți 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 susținut peste 100 de inițiative culturale, de sănătate, educație și sport. Printre acestea - dezvoltarea profesională a medicilor și profesorilor, seminarii privind educația interculturală și alfabetizarea ecologică în școli, invitația chirurgilor ruși de seamă pentru a opera copiii din Atyrau, achiziționarea instrumente muzicale pentru școala Aktau și achiziționarea de echipamente medicale și ambulanțe pentru spitalul din Tupkaragan.

Sănătatea și securitatea în muncă joacă un rol important. Participanții la acest proiect vor desfășura un management sistematic al riscului pentru a îmbunătăți continuu sistemul de sănătate, siguranță și mediu și a ajunge la nivelul liderilor mondiali în acest indicator. Toate acestea sunt realizate în conformitate cu cerințele Acordului de partajare a producției pentru Marea Caspică de Nord, legislația kazahă și internațională, standardele existente ale industriei și directivele corporative.

Toți participanții la SPSPS se angajează:

Își desfășoară activitățile, asigurând sănătatea și securitatea tuturor angajaților implicați direct sau indirect în aceste activități, a mediului în care se desfășoară operațiunile de producție ale acestora, precum și a activelor companiei.

Gestionați activitățile consorțiului și riscurile aferente în conformitate cu cerințele Acordului de partajare a producției din regiunea Caspică de Nord, legislația kazahă și internațională și aplicați cele mai bune standarde existente în industrie în acele chestiuni care nu pot fi reglementate de legi și reglementări.

Promovați introducerea principiilor HSE în cultura companiei, în care toți angajații și furnizorii de servicii au responsabilitatea comună de a implementa aceste principii și de a conduce prin exemplu.

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

Dezvoltarea, desfășurarea certificării sistemului de management HSE și informarea continuă a Agenților, Organismului Autorizat, a tuturor părților interesate cu privire la stadiul tehnicii în domeniul HSE în vederea îmbunătățirii continue.

Selectați partenerii de afaceri în funcție de capacitatea acestora de a-și îndeplini obligațiile HSE.

Implementați sisteme și proceduri pentru a răspunde rapid și eficient la evenimente neplanificate și nedorite și verificați-le în mod regulat.

Sa ridice nivelul de constientizare a responsabilitatii personale a tuturor angajatilor companiei in materie de prevenire a riscurilor de accidente, daune aduse sanatatii si mediului.

Conduce munca în comun cu organisme guvernamentale Al Republicii Kazahstan și al tuturor părților interesate pentru a dezvolta reglementări și standarde care vizează îmbunătățirea siguranței angajaților companiei și protecția 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 unor programe sociale.

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

În special, proiectele implică propriile contribuții din partea participanților înșiși și, de asemenea, trebuie 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, afectează negativ stabilitatea mediului și/sau ecosistemele naturale. Proiectele sunt de obicei dezvoltate de autoritățile locale, ONG-uri sau reprezentanții comunității, dar pot fi inițiate și de NCOC sau agenții săi ca măsuri proactive de sprijinire a comunităților locale.

Bibliografie:

Program de stat pentru dezvoltarea sectorului kazah al Mării Caspice

Ar putea fi util să citiți: