Planul de dezvoltare a depozitului Karakudyk. Planul de dezvoltare a câmpului Kashagan strategic important de pe raftul Mării Caspice - plan de dezvoltare a câmpului abstract

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

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

Figura: 3. Un exemplu de plan de rezervor estimat.

1 - ulei; 2 - apă: 3 - ulei si apa;

Puturi: 4 - producătoare, 5 - explorare, 6 - suspendate, 7 - abandonate, 8 - neinfluse; 9 - izohizi ai suprafeței colectorului, m;

Contururi de ulei: 10 - externe, 11 - interne; 12 - granița înlocuirii litio-facies a rezervoarelor; 13 categorii de rezerve;

Cifre pentru puțuri: numărător - număr puț, numitor - altitudine absolută a vârfului rezervorului, m.

Toate puțurile găurite la data calculării rezervelor sunt, de asemenea, reprezentate în planul de calcul (cu o indicație exactă a poziției puțurilor, punctele de intersecție cu partea superioară a rezervorului corespunzător):

Explorare;

Minerit;

Conserve în anticiparea organizării pescuitului;

Injecție și observare;

Furnizarea de ulei anhidru, ulei cu apă, gaz, gaz cu condens, gaz cu condens și apă și apă;

A fi testat;

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

Lichidat, indicând motivele lichidării;

Cusătura dezvăluită, compusă din roci impermeabile.

Pentru puțurile testate, sunt indicate următoarele: adâncimea și mărcile absolute ale părții superioare și inferioare a rezervorului, semne absolute de intervale de perforație, rate inițiale și actuale de producție de petrol, gaz și apă, diametrul sufocării, depresia, durata de funcționare, data apariției apei și procentul acesteia în produsul produs. Când două sau mai multe straturi sunt testate împreună, indicii lor sunt indicați. Debit ulei și gaz trebuie măsurată atunci când puțurile funcționează pe aceleași sufocări.

Pentru puțurile de producție, se oferă următoarele: data punerii în funcțiune, debitele inițiale și curente și presiunea rezervorului, uleiul produs, gaz, condens și apă, data începerii udării și procentul de apă din produsul produs la data calculării rezervelor. Cu un număr mare de puțuri, aceste informații sunt plasate în tabel pe planul de calcul sau pe foaia atașată. 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 decizia Comitetului de Stat pentru Rezervele Federației Ruse, data la care au fost calculate rezervele.

La reestimarea rezervelor, planurile de estimare ar trebui să conțină limitele categoriilor de rezerve aprobate la calculul anterior și să fie evidențiate puțurile forate după estimarea anterioară.

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

Rezervele componentelor importante din comerț în petrol și gaze sunt calculate în limita estimărilor rezervelor ulei și gaz.

La calcularea rezervelor, parametrii calculați sunt măsurați în următoarele unități: grosime în metri; presiunea în megapascali (exact până la zecimi de unitate); suprafață în mii de metri pătrați; densitatea uleiului, a condensului și a apei în grame pe centimetru cub și a gazului - în kilograme pe metru cub (exact până la mii de unități); coeficienții de porozitate și saturație de petrol și gaze în fracțiuni ale unei unități, rotunjite la cele mai apropiate sute; factori de recuperare ulei și se condensează în fracțiuni ale unei unități rotunjite la cele mai apropiate miimi.

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

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

Trimiteți-vă munca bună în baza de cunoștințe este simplu. Folosiți formularul de mai jos

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

Documente similare

    Caracteristicile unei companii de imprimare și strategia de dezvoltare a acesteia. Descrierea produselor. Planul de organizare. Plan de productie... Calculul capacității de producție. Calculul programului pentru producția și vânzarea produselor. Plan de investiții.

    plan de afaceri, adăugat 15/09/2008

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

    plan de afaceri, adăugat 29.04.2009

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

    plan de afaceri, adăugat 11.07.2014

    Structura planului de afaceri: CV, producție, organizațional, marketing, planuri financiare. Caracteristică companie de constructii, analiza activităților sale. Analiza de piață a lucrărilor de acoperișuri, plan de marketing pentru promovarea plăcilor de izolare fonică.

    plan de afaceri, adăugat 23.02.2009

    Cercetarea pieței de produse electrice din Neftekamsk, tendințe în domeniul construcțiilor și reparațiilor. Strategie de marketing magazin "Light", plan pentru asistență materială și tehnică și personal. Evaluarea eficienței proiectului, a suportului său computerizat.

    teză, adăugată 22/09/2014

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

    termen de hârtie, adăugat 31/10/2014

    Analiza sistemului de planificare ca principală funcție de management. Bazele teoretice pentru elaborarea unui plan de afaceri: analiza pieței, planificarea producției, strategia de marketing, evaluarea riscurilor. Plan financiar și practica implementării unui plan de afaceri la întreprindere.

    teză, adăugată 23.04.2009

    Obiectivele de dezvoltare și caracteristicile planului de afaceri. Componența planului de afaceri. Ciclul de viață al produsului. Asigurarea competitivității companiei și a produselor sale. Alegerea unei strategii pentru concurența întreprinderilor. Evaluarea pietei. Plan de marketing și producție. Planul legal.

    termen de hârtie, adăugat 20/12/2011

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

Rezerve de petrol și gaz dovedite (în ponderea LUKOIL de peste mări)

milioane de barili

bCF

Ulei si gaz

milioane de barili n. e.

Producție comercializabilă pe an (în cota LUKOIL de peste mări)

milioane de barili

Ulei si gaz

milioane de barili n. e.

Ponderea LUKOIL în străinătate în proiect *

Participanții la proiect

Operator de proiect

Karakudukmunai LLP

Stoc puț de producție

Debitul zilnic mediu de 1 godeu

Debitul zilnic mediu de 1 puț nou
  1. INFORMAȚII GENERALE DESPRE DEPOZIT

Geografic, câmpul Karakuduk este situat în partea de sud-vest a podișului Ustyurt. Administrativ aparține districtului Mangistau din regiunea Mangystau din Republica Kazahstan.

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

În termeni orografici, zona de lucru este o câmpie deșertică. Altitudinile absolute ale suprafeței de relief variază de la +180 m la +200 m. Zona de lucru este caracterizată de un climat puternic continental, cu veri uscate calde și ierni reci. Cea mai tare lună de vară este iulie, cu o temperatură maximă de până la +45 o C. În timpul iernii, temperatura minimă atinge -30-35 o C. Media precipitațiilor anuale este de 100-170 mm. Regiunea este caracterizată de vânturi puternice care se transformă în furtuni de praf. În conformitate cu SNiP 2.01.07.85, suprafața depozitului în ceea ce privește presiunea vântului aparține zonei III (până la 15 m / s). Vara, predomină vânturi N-W direcții, iarna - N-V. Acoperirea de zăpadă în zona de lucru este inegală. Grosimea în cele mai scufundate zone joase scade ajunge la 1-5 m.

Fauna și flora regiunii sunt sărace și sunt reprezentate de specii tipice pentru zonele semideșertice. Vegetația de ierburi și arbusti rare este caracteristică: spine de cămile, pelin, hodgepodge. Lumea animalelor reprezentate de rozătoare, reptile (broaște țestoase, șopârle, șerpi) și arahnide.

Nu există surse de apă naturale în zona de lucru. În prezent, sursele de alimentare cu apă la câmp bând apăApa Volga din conducta principală de apă Astrakhan-Mangyshlak este utilizată pentru nevoile tehnice și de stingere a incendiilor, precum și pentru puțurile speciale de apă de până la 1100 m adâncime pentru depozitele albsenomane.

Zona de lucru este practic nelocuită. Trece 30 km la est de depozitul Karakuduk calea ferata Makat - stația Mangyshlak, de-a lungul căreia sunt amplasate conductele de petrol și gaz Uzen-Atyrau-Samara și Asia Centrală, precum și linia electrică de înaltă tensiune Beineu-Uzen. Comunicarea dintre pescuit și așezări efectuate pe drum.

  1. CARACTERISTICI GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE DEPOZITULUI

3.1. Caracteristicile structurii geologice

Caracteristicile litologice și stratigrafice ale secțiunii

Ca urmare a explorării și forajului de producție pe câmpul Karakuduk, a fost descoperit un strat de depozite mezo-cenozoice cu o grosime maximă de 3662 m (puțul 20), de la Triassic la Neogene-Cuaternar inclusiv.

Mai jos este o descriere a secțiunii expuse a câmpului.

Sistemul triassic - T. Straturile terigene variate de vârstă triasică sunt reprezentate de pietre de nisip alternante, siltstones, pietre de noroi și argile asemănătoare cu piatră de noroi, colorate în diferite nuanțe de gri, maro până la gri-verzui. Grosimea triasică minimă expusă este notată în puțul 145 (29 m) și maximă - în puțul 20 (242 m).

Sistemul jurasic - J. Cu neconformitate stratigrafică și unghiulară, un strat de sedimente jurasice se suprapune rocilor triassice care stau la baza.

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

Secțiunea inferioară - J 1. Secțiunea jurasică inferioară este compusă din punct de vedere litologic din pietre de nisip, pietrișe, argile și pietre de noroi. Gresie gri deschis, cu o nuanță verzuie, cu granulație fină, slab sortată, bine cimentată. Argilele și pietrișurile sunt cenușiu închis cu o nuanță verzuie. Pietre de noroi gri închis cu incluziuni ORO. Pe plan regional, orizontul Yu-XIII se limitează la depozitele jurasice inferioare. Grosimea depozitelor jurasice inferioare variază între 120-127 m.

Departamentul de mijloc - J 2. Straturile jurasice de mijloc sunt reprezentate de toate cele trei etape: Bathonian, Bajocian și Aalenian.

Etapa Aaleniană - J 2 a. Depozitele din epoca Aaleniei le depășesc pe cele subiacente cu neconformitate stratigrafică și unghiulară și sunt reprezentate prin alternarea pietrelor de nisip, argile și, mai rar, a pietrelor. Pietrele de nisip și pietrișurile sunt gri colorate și gri deschis, argilele sunt caracterizate printr-o culoare mai închisă. În relația regională cu acest interval stratigrafic, se limitează orizonturile J –XI, J - XII. Grosimea este de peste 100m.

Golful Bayos - J 2 c. Pietrele de nisip sunt cenușii și gri deschis, cu granulație fină, bine cimentate, nu granuloase, micacee. Stâlpii cu gri fin, cu granulație fină, micacee, argiloase, cu incluziuni de resturi vegetale carbonizate. Argilele sunt gri închis, negru, dens în locuri. Depozitele acestei epoci sunt asociate cu orizonturile productive Yu-VI-Yu-X. Grosimea este de aproximativ 462 m.

Etapa Bathsky - J 2 vt. Din punct de vedere litologic, sunt reprezentate de pietre de nisip, silt, intercalate cu argile. În partea inferioară a secțiunii, proporția de pietre de nisip crește cu straturi subțiri de argile 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 de bază și sunt reprezentate de trei etape: Callovian, Oxfordian și Volgian. Limita inferioară este trasată de-a lungul vârfului elementului de lut, care este clar trasat în toate godeurile.

Etapa Calloviană - J 3 K. Etapa Calloviană este reprezentată de argile alternante, pietre de nisip și pietre. Conform trăsăturilor litologice, în componența etapei se disting trei elemente: cele superioare și cele medii sunt argiloase cu o grosime de 20-30 m, iar cea inferioară este o alternanță de gresie și paturi de piatră de argint cu straturi de argilă. Orizonturile productive Yu-I și Yu-II se limitează la membrul inferior al Scenei Calovenești. Grosimea variază între 103,2m și 156m.

Oxford-Volga tier - J 3 ox-v. Sedimentele din stadiul Oxfordian sunt reprezentate de argile și marne cu întrețesături rare de pietre de nisip și silt, în timp ce se observă o oarecare diferențiere: partea inferioară este argiloasă, partea superioară este brună.

Stâncile sunt gri, gri deschis, uneori gri închis, cu o nuanță verzuie.

Secțiunea din perioada Volga este un strat de calcare argiloase, cu împletituri de dolomiți, marne și argile. Calcarele sunt adesea fracturate și poroase, masive, nisipoase, argiloase, cu o fractură neuniformă și un luciu mat. Argilele sunt argiloase, cenusii, calcaroase, adesea cu incluziuni de resturi de faună. Dolomiții sunt gri, gri închis, criptocristalin, în locuri argiloase, cu o fractură neuniformă și o strălucire mată. Grosimea rocilor variază de la 179 m la 231,3 m.

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

Secțiunea inferioară - K 1. Depozitele Cretaceului Inferior sunt compuse din roci din superstatul neocomian, din stadiul Aptian și Albian.

Suprafața neocomiană - K 1 ps. Sedimentele volgiene care stau la baza sunt suprapuse constant de straturile intervalului neocomian, care unesc trei stadii: valanginian, hauterivian, barremian.

Secțiunea este compusă litologic din pietre de nisip, argile, calcare și dolomiți. Gresii cu granulație fină, gri deschis, polimic, cu carbonat și ciment argilat.

La nivelul intervalului hauterivian, secțiunea este reprezentată în principal de argile, marne și numai în partea de sus este trasat un orizont de nisip. Depozitele Barremiene se disting în secțiune prin culoarea variată a rocilor și sunt compuse litologic din argile cu straturi de gresie și pietre de nisip. De-a lungul secțiunii epocii neocomiene, se observă prezența unităților de parodii nisipoase. Grosimea sedimentelor superstajului neocomian variază între 523,5 m și 577 m.

Etapa apptiană - K 1 a. Depozitele de această vârstă se suprapun celor subiacente cu eroziunea, având o limită litologică clară cu acestea. În partea inferioară, secțiunea este compusă în principal din roci argiloase, cu straturi rare de nisipuri, pietre de nisip, silt, iar în partea superioară, o alternanță uniformă de argilă și roci nisipoase. Grosimea variază de la 68,7 m la 129,5 m.

Etapa Albian - K 1 al. Secțiunea este formată din nisipuri, pietre de nisip și argile. În ceea ce privește caracteristicile structurale și texturale, rocile nu diferă de cele de mai jos. Grosimea variază de la 558,5 m la 640 m.

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

Etapa cenomană - K 2 s. Depozitele cenomaniene sunt reprezentate de argile alternate cu pietre de nisip și gresie. Aspectul litologic și compoziția rocilor din această epocă nu diferă de zăcămintele Albian. Grosimea variază de la 157 m la 204 m.

Complex nedivizat turonian-senonian - К 2 t-cn. În partea de jos a complexului descris, se distinge etapa turoniană, compusă din argile, pietre de nisip, calcare, mărgele de cretă, care sunt un bun punct de referință.

Mai sus în secțiune, există sedimente ale etapelor Santonian, Campanian, Maastrichtian, unite în superstajul Senonian, reprezentate litologic de un strat gros de marne întrețesute, cretă, calcar asemănătoare cu argile și carbonate.

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

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

Sistem neogene-cuaternar - N-Q. Sedimentele neogene-cuaternare sunt compuse în principal din roci carbonat-argiloase, de culoare gri deschis, verde și maro, roci de coajă. Partea superioară a secțiunii este plină de sedimente și conglomerate continentale. Grosimea depozitelor variază de la 38 m la 68 m.

3.2. Tectonica

Conform zonării tectonice, zăcământul Karakuduk este situat în faza tectonică Arystan, care face parte din sistemul Ustyurt de nord de jgheaburi și ascensoare ale părții de vest a plăcii Turan

Conform datelor seismice ale CDP-3D (2007), realizate de JSC Bashneftegeofizika, structura Karakuduk de-a lungul orizontului reflectant III este un pli brachyanticlinal al grevei sub-latitudinale cu dimensiuni de 9x6,5 km de-a lungul izoipsei închise minus 2195 m, cu o amplitudine de 40 m. Unghiurile de incidență ale aripilor cresc odată cu adâncimea: în turonian - un grad, în cretacul inferior -1-2˚. Structura de-a lungul orizontului reflectant V este un pliu anticlinal rupt de numeroase defecțiuni, posibil unele dintre ele de natură netectonică. Toate defectele majore descrise mai jos în text pot fi identificate de-a lungul acestui reflector. Plierea submeridională este formată din două bolți, conturate de izohipă minus 3440 m, găsite în zona puțurilor 260-283-266-172-163-262 și 216-218-215. Pe izohipă minus 3480 m, pliul are dimensiunile 7,4x 4,9 km și o amplitudine de 40 m.

Ridicarea pe hărțile structurale de-a lungul orizonturilor productive jurasice are o formă aproape izometrică, complicată de o serie de defecțiuni care împart structura în mai multe blocuri. Cea mai de bază perturbare este perturbarea F 1 în est, care poate fi urmărită în toată secțiunea productivă și împarte structura în două blocuri: centrală (I) și estică (II). Blocul II este redus în raport cu 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 cu adâncimea de la vest la est. Această perturbare a fost confirmată prin forarea puțului 191, unde o parte din depozitele jurasice de aproximativ 15 m la nivelul orizontului productiv Yu-IVA lipsesc.

Încălcarea F 2 a fost efectuată în zona puțurilor 143, 14 și a tăiat blocul central (I) din blocul sudic (III). Motivul pentru efectuarea acestei încălcări a fost nu numai baza seismică, ci și rezultatele testării bine. De exemplu, dintre puțurile de bază de lângă puțul 143 se găsește puțul 222, unde s-a obținut ulei în timpul testării orizontului Yu-I, iar apa în puțul 143.

Descrierea muncii

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

Câmpul petrolier are un ciclu de viață destul de lung. Poate dura câteva decenii de la descoperirea unui depozit de petrol până la primul 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 gazul apar în roci - în rezervoare, de regulă, la adâncimi considerabile
  • Sondaje seismice sunt efectuate pentru localizarea depozitelor de petrol în straturile rocilor. Cercetarea oferă o imagine a straturilor adânci de roci, în care specialiști cu experiență identifică structuri potențial productive
  • Sondele exploratorii sunt găurite pentru a vă asigura că structurile de munte identificate conțin ulei.
  • 2 Estimarea rezervelor de câmpuri petroliere

Atunci când descoperirea unui câmp este confirmată, modelul său geologic este construit, care este un set de date disponibile. Special software-ul vă permite să vizualizați aceste date într-o imagine 3D. Un model geologic digital al domeniului este necesar pentru:

  • Estimați rezervele inițiale și recuperabile de petrol (și gaze)
  • Dezvoltați un proiect optim de dezvoltare a terenului (numărul și locația puțurilor, nivelurile de producție de petrol etc.)

Sondele de evaluare sunt găurite pentru o evaluare mai bună a rezervelor. Foraj fântâni de explorare ajută la clarificarea dimensiunii și structurii depozitului.

În această etapă, evaluare economică fezabilitatea dezvoltării terenului pe baza nivelurilor prognozate ale producției de petrol și a costurilor preconizate ale construcției sale. Dacă este de așteptat indicatori economici respectă criteriile companiei petroliere, apoi începe să o dezvolte.

MINEREA ULEIULUI ȘI A GAZULUI

  • 3 Pregătirea pentru dezvoltarea terenului

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

Dezvoltarea tehnologiilor de foraj și introducerea în practică a puțurilor deviate face posibilă localizarea fântânilor în așa-numitele „grupuri”. Un singur pad poate conține de la două la două duzini de puțuri. Aranjamentul de cluster cu puțuri permite reducerea impactului asupra mediului și optimizarea costurilor construcției de câmp.

  • 4 Exploatarea de petrol și gaze

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 câmpurile uriașe).

Perioada de dezvoltare a terenului constă în mai multe etape:

  • Etapa de producție în creștere
  • Stabilizarea producției la nivel maxim (platou)
  • Stadiul de producție în cădere
  • Perioada de închidere

Dezvoltarea tehnologiilor de producție de petrol, măsuri geologice și tehnice (GTM), utilizarea metodelor îmbunătățite de recuperare a uleiului (EOR) pot prelungi semnificativ perioada profitabilă a dezvoltării pe teren.

  • 5 Lichidare

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

minister Educația și știința Republicii Kazahstan

Facultatea de Finanțe și Economie

Departamentul de Economie și Management

D
disciplină: Evaluarea proiectelor de petrol și gaze

SRS nr. 1

Subiect: Planul de dezvoltare a câmpului Kashagan de o importanță strategică de pe raftul Mării Caspice

Efectuat:

Special de 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 principală sursă de hidrocarburi crește cu o medie de 1% pe an. Întârzierea consumului de hidrocarburi în urma creșterii PIB 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, este de așteptat o exacerbare din ce în ce mai mare a problemelor de alimentare cu hidrocarburi.

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

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

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

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 din partea de nord a Mării Caspice.

Kashagan, ca o ascensiune a recifului de mare amplitudine în complexul paleozoic subsalt al Mării Caspice de Nord, a fost descoperită prin prospectarea lucrărilor seismice ale geofizicienilor sovietici în perioada 1988-1991. pe continuarea pe mare a zonei ascensoarelor Karaton-Tengiz.

Ulterior, aceasta a fost confirmată de studii ale companiilor geofizice occidentale comandate de guvernul Kazahstanului. Masivele Kashagan, Korogly și Nubar, identificate inițial în structura sa în perioada 1995-1999. au fost numite Kashagan Est, Vest și respectiv Sud-Vest.

Dimensiunile estului Kashagan de-a lungul izoxipsei închise - 5000 m sunt 40 (10/25) km, suprafața este de 930 km², amplitudinea înălțării este de 1300 m. OWC proiectat se realizează la o altitudine absolută de 4800 m, înălțimea rezervorului masiv fracturat atinge 1100 m, suprafața portantă - 650 km², grosime medie saturată de ulei - 550 m.

Kashagan Western se învecinează cu Kashaganul de Est de-a lungul unei cicatrice structurale submeridiene, care este posibil asociată cu luxația tectonică. Dimensiunile înălțării recifului de-a lungul stratoizohipei închise - 5000 m sunt 40 * 10 km, suprafața este de 490 km², amplitudinea este de 900 m. , grosimea medie saturată de ulei este de 350 m.

Kashaganul de sud-vest este situat oarecum spre 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 prevăzută la o marcă absolută de 5300 m, suprafață portantă - 33 km², grosime medie saturată de ulei - 200 m.

Rezervele de petrol din Kashagan fluctuează într-o gamă largă de 1,5 - 10,5 miliarde de tone. Dintre acestea, estul reprezintă 1,1 până la 8 miliarde de tone, occidental - până la 2,5 miliarde de tone, iar sud-vestic - 150 de milioane de tone.

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

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 recuperabile. Kashagan are rezerve mari de gaze naturale de peste 1 trilion. pui. metri.

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

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

Guvernul kazah și consorțiul internațional pentru dezvoltarea proiectului nord-caspian (inclusiv domeniul Kashagan) au convenit să amâne începerea producției de petrol din 2011 până la sfârșitul lui 2012.

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

Pentru a îmbunătăți recuperarea uleiului și a reduce conținutul de H3S, consorțiul se pregătește să utilizeze pentru injecție mai multe instalații on-shore și offshore din Karabatan. gaz natural în stratul productiv se va construi o conductă de petrol și o conductă de gaz cu Karabatan.

Dezvoltarea câmpului Kashagan în mediul dur offshore al Caspianului de Nord prezintă o combinație unică de provocări tehnologice și a lanțului de aprovizionare. Aceste dificultăți sunt asociate cu asigurarea siguranței producției, rezolvarea ingineriei, logisticii și problemelor de mediu, ceea ce face ca acest proiect să fie unul dintre cele mai mari și mai complexe proiecte industriale din lume.

Câmpul se caracterizează prin presiune mare a rezervorului până la 850 de atmosfere. Ulei de înaltă calitate -46 ° API, dar cu un GOR ridicat, hidrogen sulfurat și mercaptan.

Kashagan a fost anunțat în vara anului 2000 în urma rezultatelor forajului primului puț Vostok-1 (Estul Kashagan-1). Rata sa zilnică de producție a fost de 600 m³ de petrol și 200 mii m3 de gaz. Cel de-al doilea puț (West-1) a fost forat la West Kashagan în mai 2001, la 40 km de primul. Acesta a prezentat un debit zilnic de 540 m3 de petrol și 215 mii m3 de gaz.

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

Datorită apelor superficiale și a iernilor reci din nordul Caspicului, nu este posibilă utilizarea tehnologiilor tradiționale de foraj și producție, cum ar fi structuri de beton armat sau platforme de racord instalate pe fundul mării.

Pentru a asigura protecție împotriva condițiilor dure de iarnă și a mișcărilor de gheață, structuri în larg sunt instalate pe insulele artificiale. Există două tipuri de insule: mici insule „foraj” fără personal și mari „insule cu complexe tehnologice” (ETC) cu personal de întreținere.

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

În faza I, aproximativ jumătate din gazul total produs va fi injectat înapoi în rezervor. Lichidele recuperate și gazul brut vor fi conducte către țărm, la uzina Bolashak din regiunea Atyrau, unde este planificat să pregătească petrolul pentru o calitate comercială. O parte din gaz va fi trimis înapoi la instalația offshore pentru utilizare în generarea de energie electrică, în timp ce o parte din gaz va răspunde nevoilor similare ale instalației onshore.

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

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

    Nivelul scăzut de salinitate cauzat de fluxul de apă proaspătă din Volga, combinat cu temperaturi scăzute de apă și de iarnă până la -30C, determină ca Caspica de Nord să fie acoperită cu gheață timp de aproximativ cinci luni pe an. Mișcarea gheții și încovoierea din mișcarea gheții pe fundul mării reprezintă constrângeri grave la lucrările de construcție.

    Nordul Caspic este o zonă ecologică foarte sensibilă și un habitat pentru o varietate de flore și faună, incluzând unele specii rare. Practicile de mediu responsabile sunt prioritatea noastră pentru NCOC. Lucrăm constant și greu pentru a preveni și minimiza orice impact asupra mediului care poate apărea din operațiunile noastre.

    Regiunea Caspicii de Nord este o zonă în care furnizarea de echipamente importante pentru proiect este asociată cu anumite dificultăți. Dificultățile logistice sunt agravate de restricțiile privind accesul la rutele de transport pe apă, cum ar fi Canalul Volga-Don și sistemul de transport pe apă Marea Baltică-Volga, care, datorită acoperirii cu gheață grea, sunt deschise pentru navigație doar pentru 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.

Traseul vestic al conductei CPC (conductă de la Atyrau la Novorossiysk de-a lungul coastei Mării Negre), ruta nordică de la Atyrau la Samara (conexiune la sistem rusesc Transneft) și ruta estică (Atyrau către Alashankou) asigură conectarea la sistemele de transport de export existente.

O posibilă rută sud-estică depinde de dezvoltarea sistemului de transport Caspian Kazahstan (KCTS), care ar putea pompa ulei de la Eskene West, unde se află uzina Bolashak, către noul terminal Kuryk. Uleiul poate fi apoi transportat de cisternă la un nou terminal în apropiere de Baku, unde va fi pompat în sistemul de conducte Baku-Tbilisi-Ceyhan (BTC) sau alte conducte pentru a ajunge piețele internaționale.
În prezent sunt explorate toate rutele posibile de export.

Acest proiect ia în considerare siguranța și protecția mediului. De la constituirea primului consorțiu în 1993, numeroase programe de protecție a mediului au fost dezvoltate și implementate în timpul operațiunilor de pe țărm și în larg. De exemplu, Agip KCO a angajat companii locale să efectueze o evaluare a impactului asupra mediului (EIA) pentru activitățile sale, inclusiv construcția de instalații onshore și offshore, conducte de bază și conducte de export onshore. A fost inițiat un program pentru finanțarea cercetării științifice în domeniul diversității biologice din regiunea caspică. În regiunea Atyrau au fost construite douăzeci de stații de monitorizare a calității aerului. Cercetarea solului și monitorizarea stării populației de păsări și focă sunt realizate anual. 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 colectate de consorțiu.

Există, de asemenea, probleme cu eliminarea sulfului. Câmpul Kashagan conține aproximativ 52 de trilioane de metri cubi de gaz asociat, majoritatea urmând a fi re-injectate la instalațiile offshore pentru a îmbunătăți recuperarea uleiului. În faza 1 (faza de dezvoltare a pilotului), nu toate gazele asociate vor fi re-injectate în rezervor la instalațiile din larg. O parte din aceasta va fi trimisă către o unitate de prelucrare a petrolului și a gazului onshore, unde va avea loc procesul de desulfurare a gazelor, care va fi apoi utilizat ca gaz de combustibil pentru a genera energie electrică pentru operațiunile on-shore și offshore, în timp ce o parte din acesta va fi vândută pe piață ca comercial gaz. Faza 1 intenționează să producă în medie 1,1 milioane de tone de sulf pe an din cauza purificării gazelor acre.
Deși consorțiul intenționează să vândă întregul volum de sulf produs, poate fi necesar să se păstreze temporar sulful. Sulful produs la fabrica Bolashak va fi depozitat în condiții închise, izolat de mediu. Sulful lichid va fi turnat în containere sigilate echipate cu senzori. Sulful va fi transformat într-o formă pastelată înainte de comercializare, pentru a evita formarea de praf de sulf în timpul zdrobirii.

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

    În perioada 2006-2009. s-au cheltuit peste 5,3 miliarde USD pentru achiziționarea de bunuri și servicii locale. În 2009, bunurile și serviciile locale au reprezentat 35% din cheltuielile totale ale companiei.

    În 2009, în perioada de activitate maximă în construcția Scenei dezvoltare industrială experimentală peste 40.000 de oameni au fost angajați în proiect în Kazahstan. Peste 80% dintre lucrători au fost cetățeni ai Kazahstanului - o cifră excepțională pentru proiectele de această scară.

    Infrastructura și proiectele sociale sunt componente importante ale responsabilității corporative și sociale a NCOC. Potrivit NCSPSA, o parte semnificativă a investițiilor în dezvoltarea domeniului se referă la construcția de infrastructuri sociale în infrastructură educaţie, îngrijire medicală, sport și cultură. Fondurile sunt distribuite uniform între regiunile Atyrau și Mangistau, unde operațiunile de producție sunt efectuate în SPSS.

    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 sprijinit peste 100 de inițiative culturale, de sănătate, educație și sport. Printre aceștia - dezvoltarea profesională a medicilor și a cadrelor didactice, seminarii despre educația interculturală și alfabetizarea mediului în școli, invitația chirurgilor conducători ruși să opereze pe copiii 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 efectua un management sistematic al riscurilor pentru a îmbunătăți continuu sistemul de sănătate, siguranță și mediu și de a atinge nivelul liderilor mondiali din acest indicator. Toate acestea sunt realizate în conformitate cu cerințele Acordului de partajare a producției pentru Marea Caspică de Nord, Kazahstani și legislația internațională, standardele industriale existente și directivele corporative.

Toți participanții la SPSPS se angajează:

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

    Gestionează activitățile și riscurile aferente consorțiului în conformitate cu cerințele Acordului de partajare a producției din nordul Caspiei, Kazahstani și legislația internațională și aplică cele mai bune standarde industriale existente în acele aspecte care nu pot fi reglementate prin legi și reglementări.

    Promovarea integrării principiilor HSE în cultura companiei, în cazul în care toți angajații și furnizorii de servicii au o responsabilitate comună de a pune în aplicare aceste principii și să conducă prin exemplu.

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

    Dezvoltarea, realizarea certificării sistemului de management al HSE și informarea continuă a agenților, a organismului autorizat, a tuturor părților interesate despre stadiul tehnicii în domeniul HSE, în vederea îmbunătățirii continue.

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

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

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

    Petrece munca în comun din organele guvernamentale Republica Kazahstan și toate părțile interesate pentru a dezvolta reglementări și standarde care vizează îmbunătățirea siguranței angajaților companiei și protejarea mediului.

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

Proiectele de sponsorizare și filantropie au drept scop promovarea rezilienței și bunăstării economice, sprijinirea asistenței medicale, a educației, a culturii și a patrimoniului cultural, a sporturilor și a ajuta persoanele eligibile cu venituri mici și alinierea la obiectivele strategice ale dezvoltării durabile a NCOC. Agip KCO este responsabilă pentru implementarea programului de sponsorizare și caritate.

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

Lista de referinte:

    Program de stat pentru dezvoltarea sectorului kazah al Mării Caspice

     

    Ar putea fi util să citiți: