خطة العد. خطة عمل لتطوير خطة تطوير الودائع الحجرية لبناء يجوريفسك

6.1. تحتوي معايير هذا القسم على المتطلبات الأساسية للتخطيط الخطة الرئيسيةوالسلامة من الحرائق للمباني والهياكل المصممة والمعاد بناؤها لصناعة النفط، والمتطلبات الفردية مذكورة في الأقسام ذات الصلة من هذه المعايير.

يستثني المتطلبات التنظيميةمن هذه المعايير، عند تصميم الحماية من الحرائق للمنشآت، من الضروري الاسترشاد بالوثائق التالية:

"الخطط الرئيسية المؤسسات الصناعية»;
"معايير السلامة من الحرائق لتصميم المباني والهياكل" ؛
"المباني الصناعية للمؤسسات الصناعية" ؛
"إمدادات الغاز. الأجهزة الداخلية والخارجية"؛
"هياكل المؤسسات الصناعية"؛
"المباني والمباني المساعدة للمؤسسات الصناعية" ؛
"قواعد بناء المنشآت الكهربائية (PUE)" ؛
"إمدادات المياه. الشبكات والهياكل الخارجية"؛
"مستودعات النفط والمنتجات النفطية"؛
"خطوط الأنابيب الرئيسية";
"مؤسسات خدمة السيارات"؛
"المعايير الصحية لتصميم المؤسسات الصناعية."

أ) متطلبات الخطة الرئيسية

6.2. من الضروري وضع مخطط رئيسي للحقل بناء على معطيات المخطط التكنولوجي (المشروع) لتطوير الحقل النفطي، مع الأخذ في الاعتبار مخططات تطوير الصناعة النفطية وموقع القوى المنتجة في المناطق الاقتصادية و جمهوريات الاتحاد.

6.3. يتم رسم المخطط العام للميدان على خرائط مستخدمي الأراضي، عادةً بمقياس 1: 25000، مع الأخذ في الاعتبار متطلبات أساسيات الأراضي والمياه والتشريعات الأخرى للاتحاد السوفييتي والجمهوريات الاتحادية، على مرحلتين:

تمهيدي - كجزء من المواد الداعمة لعملية اختيار المواقع والطرق؛
نهائي - بعد الموافقة على اختيار المواقع والطرق بالطريقة المقررة، مع مراعاة تعليقات جميع مستخدمي الأراضي.

6.4. يجب أن ينص مخطط المخطط الرئيسي على وضع رؤوس آبار النفط والغاز والحقن وغيرها من الآبار المنفردة ومجموعات الآبار ومحطات الوقود ومحطات الضخ المعززة وأنظمة التحكم وأجهزة UPS ومحطات الضخ و VRP ومحطات الضاغط على أراضي المنطقة. والمحطات الفرعية والمرافق الأخرى، وكذلك الاتصالات الهندسية (الطرق، وخطوط أنابيب النفط والغاز، وخطوط أنابيب المياه، وخطوط الكهرباء، والاتصالات، والميكانيكا عن بعد، والحماية الكاثودية، وما إلى ذلك)، وتوفير العمليات التكنولوجية والإنتاجية لجمع ونقل آبار النفط المنتجات، مع الأخذ بعين الاعتبار وصلات النقل الموجودة في منطقة قدرات محطة المعالجة المركزية، مصفاة النفط، محطة معالجة الغاز، المصفاة، اتجاه النقل الخارجي للنفط والغاز والمياه، مصادر الإمداد بالكهرباء، الحرارة، الماء، الهواء، الخ.

6.5. عند تطوير مخطط المخطط الرئيسي، من الضروري مراعاة ما يلي:

اللواء والشكل الميداني لتنظيم استغلال الحقول وفقًا لـ "اللوائح الخاصة بفرقة إنتاج النفط ..." الصادرة عن وزارة صناعة النفط ؛
إمكانية التوسع وإعادة الإعمار الأنظمة التكنولوجية;
- اتخاذ الإجراءات الفنية لتكثيف العمليات الإنتاجية لإنتاج النفط والغاز وجمعهما ونقلهما.

6.6. يجب تصميم المخطط الرئيسي للمؤسسات والمرافق والمباني والهياكل المخصصة للتطوير الميداني وفقًا لمتطلبات معايير "المخططات الرئيسية للمؤسسات الصناعية" وغيرها المحددة في الجزء العام من هذا القسم، وكذلك متطلبات هذه المعايير.

يجب تطوير قرارات التخطيط للمخطط الرئيسي مع الأخذ بعين الاعتبار التقسيم التكنولوجي للمنشآت والكتل والمباني والهياكل.

يجب أن يتم وضع المباني والهياكل الإنتاجية والمساعدة في المناطق وفقًا للغرض الوظيفي والتكنولوجي مع مراعاة مخاطر الانفجار والانفجار والحريق.

6.7. يجب تصميم خطوط السكك الحديدية والطرق المؤدية إلى الأشياء والمباني والهياكل والوصول إليها في الموقع وفقًا لمتطلبات معايير "السكك الحديدية مقاس 1520 مم" و"الطرق السريعة" و"تعليمات تصميم الطرق السريعة لحقول النفط في غرب سيبيريا" من وزارة صناعة البترول .

6.8. يتم تحديد أبعاد مواقع بناء المؤسسات والمباني والهياكل من شروط وضع الهياكل التكنولوجية والهياكل والمرافق المساعدة، مع مراعاة متطلبات السلامة من الحرائق والمعايير الصحية.

يجب أن تتوافق كثافة البناء للمؤسسات والمنشآت الفردية مع القيم المحددة في معايير "الخطط الرئيسية للمؤسسات الصناعية". مناطق النفط و آبار الغازيجب اعتمادها وفقًا لـ "معايير تخصيص الأراضي لآبار النفط والغاز" الصادرة عن وزارة صناعة النفط.

يجب ألا يزيد عرض شريط الأرض لإنشاء الهياكل الخطية عن ما هو محدد: في "معايير تخصيص الأراضي لخطوط الأنابيب الرئيسية"، "معايير تخصيص الأراضي لخطوط الاتصالات"، "معايير تخصيص الأراضي لخطوط الأنابيب" الشبكات الكهربائيةالجهد 0.4 - 500 كيلو فولت"، "معايير تخصيص الأراضي للطرق السريعة".

6.9. مواقع CPS وقواعد خدمات الإنتاج (BPO) وNGDU وUBR وURB وقواعد أقسام النقل التكنولوجي (UTT) والمعدات الخاصة وقواعد الأنابيب والأدوات والمباني والهياكل الأخرى للأغراض المساعدة لخدمة حقل النفط (CDNG، مهابط طائرات الهليكوبتروما إلى ذلك)، وكذلك يمكن إنشاء معسكرات التناوب على أراضي الميدان وخارجه.

6.10. عند تحديد مواقع المنشآت والمرافق والمباني والهياكل لإنتاج النفط على الأجزاء الساحلية من الأنهار والمسطحات المائية الأخرى، ينبغي أن تؤخذ علامات التخطيط لمواقع البناء على الأقل 0.5 متر فوق أعلى أفق مائي محسوب، مع مراعاة المياه الراكدة والانحدار المجرى المائي مع احتمال تجاوزه:

للمباني التي عملية التصنيعتتعلق مباشرة باستخراج النفط من باطن الأرض (مصبات آبار النفط والغاز، ومنشآت القياس) - مرة كل 25 عامًا؛
لمحطات الضخ المركزية ومحطات التعزيز ومحطات ضغط الغاز ومحطات الفصل ومحطات معالجة النفط ومحطات ضخ النفط ومحطات الضخ والمحطات الفرعية الكهربائية - مرة كل 50 عامًا.

6.11. يجب أن تكون مرافق تطوير حقول النفط بعيدة عن المؤسسات المجاورة وعلى المسافات المحددة في الجدول رقم 19، مع مراعاة إمكانية التعاون مع هذه المؤسسات في إنشاء شبكات المرافق والطرق السريعة.

6.12. عند وضع مخطط رئيسي للمؤسسات والمباني والهياكل للتطوير الميداني، المسافة من المنشآت التكنولوجيةويجب تحديد الهياكل حتى مجموعة المفاتيح الكهربائية ومحطات المحولات الفرعية ووحدات القياس والتحكم وغرف التشغيل وفقًا لمتطلبات PUE-76، القسم السابع، مع الأخذ في الاعتبار كثافة الغاز القابل للاحتراق فيما يتعلق بكثافة الهواء المحددة بواسطة الحساب التكنولوجي في المشروع.

6.13. ينبغي أخذ أقصر المسافات بين المباني والهياكل الخاصة بمنشآت تطوير حقول النفط وفقاً للجدول. 20 ومن المباني والمنشآت إلى خطوط أنابيب النفط والغاز تحت الأرض - حسب الجدول. 21.

6.14. يجب أخذ أقصر المسافات بين المباني والمنشآت الواقعة على المحطة المركزية حسب الجدول. 22.

6.15. يجب أن تؤخذ المسافة من مصائد النفط وبرك الترسيب وغيرها من هياكل أنظمة الصرف الصحي إلى المباني والهياكل المساعدة والصناعية التي لا تتعلق بصيانة مرافق المعالجة وفقًا للجدول. 22.

يجب أن تؤخذ أقصر المسافات بين المباني وهياكل نظام الصرف الصحي وفقا للجدول. 23.

6.16. يجب أن تكون أقصر المسافات من مباني المستودعات ومظلات المناطق المفتوحة لتخزين أسطوانات الأكسجين والأسيتيلين والنيتروجين والكلور إلى المباني والهياكل ذات فئات الإنتاج A، B، C، E 50 مترًا على الأقل، إلى المباني الإنتاجية والمساعدة الأخرى. لا يكون أقل:

عندما يكون عدد الاسطوانات أقل من 400 قطعة. - 20 م؛
مع عدد من الاسطوانات من 400 إلى 1200 قطعة. - 25 م.

يجب ألا تزيد الطاقة الإجمالية لمستودعات تخزين الأسطوانات عن 1200 وحدة، بما لا يزيد عن 400 أسطوانة مملوءة بالغازات القابلة للاشتعال.

ملحوظات: 1. يتم إعطاء العدد المحدد من الأسطوانات لأسطوانة واحدة بسعة 50 لترًا؛ مع سعة أسطوانة أصغر، يجب إعادة الحساب.

2. لا يسمح بالتخزين المشترك لأسطوانات الغاز القابلة للاشتعال وأسطوانات الأكسجين.

6.17. المسافات من أجهزة تسخين الحريق (أفران زيت التدفئة والمنتجات البترولية والغاز والمياه والأنهيدريد)، الموجودة خارج المبنى، إلى الأجهزة التكنولوجية الأخرى والمباني والهياكل الخاصة بالورشة أو المنشأة التي تشمل الفرن، وكذلك الجسور، باستثناء خطوط الأنابيب التكنولوجية التي تربط أجهزة تسخين الحريق بأجهزة تكنولوجية أخرى يجب ألا تقل عن تلك المبينة في الجدول. 24.

6.18. يتم تحديد المسافات المبينة في الجداول من خلال:

أ) بين مباني الإنتاج والمرافق والمباني المساعدة والمنشآت والخزانات والمعدات - في المنطقة الخالية بين الجدران الخارجية أو الهياكل الإنشائية (باستثناء السلالم المعدنية)؛

ب) بالنسبة للرفوف التكنولوجية وخطوط الأنابيب الموضوعة بدون رفوف - إلى خط الأنابيب الخارجي؛

ج) لمسارات السكك الحديدية في الموقع - إلى محور أقرب مسار للسكك الحديدية؛

د) للطرق الموجودة في الموقع - إلى حافة الطريق؛

ه) لمنشآت الشعلة - حتى محور برميل الشعلة؛

و) عند إعادة بناء المؤسسات القائمة أو المنشآت التكنولوجية في حالة استحالة الامتثال الدقيق المواصفات الفنيةبدون تكاليف مادية كبيرة، بالاتفاق مع المنظمة المعتمدة للمشروع، يُسمح بالانحرافات من حيث الفجوات في حدود ما يصل إلى 10٪.

6.19. يوصى بوضع التركيبات التكنولوجية الخارجية على جانب الجدار الفارغ للمبنى الصناعي.

في حالة وضع المنشآت المفتوحة ذات فئات الإنتاج أ، ب، هـ على جانبي المبنى الذي ترتبط به (أو تركيب واحد بين مبنيين)، يجب أن تكون موجودة على مسافة لا تقل عن 8 أمتار منه - بجدار فارغ لا يقل عن 12 م - بجدار بفتحات نوافذ بغض النظر عن المساحة التي تشغلها المباني والمنشآت. يجب أن يتم تحديد موقع التثبيت أو المبنى الثاني مع مراعاة متطلبات البند 2.90.

يُسمح بوضع جسر علوي لخطوط الأنابيب الخاصة بهذا التثبيت بين التثبيت الخارجي والمبنى.

6.20. يتم أخذ المسافة من المباني الصناعية إلى خزانات الطوارئ أو الصرف الصحي المعدات التكنولوجيةتقع خارج المبنى.

6.21. يجب أن يكون خزان الطوارئ الأرضي (الصرف) المخصص لتصريف السوائل والغازات القابلة للاشتعال من الأفران مسيجًا بجدار أو سد مقاوم للحريق لا يقل ارتفاعه عن 0.5 متر ويوضع على مسافة لا تقل عن 15 مترًا من موقع الفرن.

يجب أن يكون خزان الطوارئ (الصرف) الموجود تحت الأرض على مسافة لا تقل عن 9 أمتار من موقع الفرن، بشكل منفصل أو مع صهاريج صرف أخرى (في نفس الموقع).

6.22. يجب أن يكون لأراضي محطات المعالجة المركزية ومرافق معالجة النفط ومزارع الخزانات ومستودعات السوائل القابلة للاشتعال وسوائل الغاز وCPS وUPS وKS سياج بارتفاع 2 متر وبوابة بعرض 4.5 متر.

يجب أن تكون المسافة من السياج إلى المنشآت التي بها مرافق إنتاج من الفئات A وB وC وE 5 أمتار على الأقل.

ومن الخارج على طول حدود منشأة معالجة النفط ومزارع الصهاريج ومستودعات السوائل القابلة للاشتعال والسوائل القابلة للاشتعال، يجب توفير شريط بعرض 10 أمتار خالي من الشبكات الأرضية.

6.23. يجب أن تكون المنطقة المحيطة بأنبوب توهج مضخة التعزيز مسيجة بسور ترابي يبلغ ارتفاعه 0.7 مترًا، ونصف قطره 15 مترًا.

يجب أن تكون المنطقة المحيطة بعمود التوهج للهياكل التكنولوجية لمحطة التعزيز التي يبلغ ارتفاعها 30 مترًا أو أكثر مسيجة بسياج بارتفاع 1.6 متر مصنوع من الأسلاك الشائكة.

يجب أن تؤخذ المسافة من عمود الشعلة إلى السياج، وكذلك بين أعمدة الشعلة، وفقًا لبيانات حساب الهندسة الحرارية، ولكن لا تقل عن 30 مترًا.

المنطقة المحيطة بشمعة تفريغ الغاز في محطات الضاغط ومجموعات الآبار وآبار الغاز المنفردة غير مسيجة.

6.24. لا يُسمح بوضع حاويات مكثفات الغاز (الفواصل وأجهزة مكافحة الحرائق وغيرها من المعدات)، فضلاً عن بناء الآبار والحفر وغيرها من فترات الاستراحة داخل سياج المنطقة المحيطة بالشعلة.

6.25. يجب توفير مد خطوط أنابيب الغاز فوق الأرض من المنشآت إلى أنبوب الشعلة على دعامات مقاومة للحريق.

6.26. يجب تسييج المنطقة الواقعة عند مصب بئر واحدة أو مجموعة من الآبار بسور ترابي يبلغ ارتفاعه 1 متر وعرض حافة عند قمة السور 0.5 متر.

6.27. يجب أن يحتوي موقع مجموعة الآبار الذي يحتوي على أكثر من 8 آبار على مدخلين على الأقل يقعان في نهايات مختلفة على طول جانبه الطويل.

6.28. يجب تصميم نظام صرف مفتوح في مواقع المنشأة. على قطع ارضيجب الحفاظ على التضاريس الطبيعية التي لا تشغلها المباني والهياكل ويجب توفير تخطيط رأسي فقط في الحالات التي يكون فيها ذلك ضروريًا لتصريف المياه السطحية ووضع شبكات المرافق.

6.29. بالنسبة لمناطق تنسيق الحدائق في المنشآت التكنولوجية المفتوحة، يجب تصميم المروج فقط.

6.30. ينبغي تصميم الشبكات الهندسية والاتصالات في الموقع كنظام واحد مع وضعها في شرائط فنية (ممرات) محددة.

6.31. يجب أن تؤخذ طريقة وضع شبكات المرافق (الأرضية أو فوق الأرض أو تحت الأرض) في الاعتبار متطلبات الأقسام ذات الصلة من هذه المعايير.

6.32. يُسمح بوضع خطوط أنابيب الغاز وخطوط أنابيب النفط وخطوط أنابيب المنتجات النفطية وخطوط الأنابيب المثبطة في خندق واحد. وينبغي أن تؤخذ المسافات بينهما على أساس شروط تركيبها وإصلاحها وصيانتها.

يتم تحديد المسافات بين خطوط أنابيب المعالجة الموضوعة في الأرض والمباني والهياكل من حيث سهولة تركيب وتشغيل وإصلاح خطوط الأنابيب.

6.33. يجب أن تكون المسافة من مكان سحب المياه (آبار الاستقبال) من الخزانات على الأقل:

للمباني من الدرجة الأولى والثانية من مقاومة الحريق - 10 م؛
للمباني من الدرجة الثالثة والرابعة والخامسة من مقاومة الحريق ولفتح مستودعات المواد القابلة للاحتراق - 30 م ؛
للمباني والهياكل ذات فئات الإنتاج A، B، C، E لخطر الحريق - 20 م؛
إلى خزانات السوائل القابلة للاشتعال - 40 م؛
لخزانات السوائل القابلة للاشتعال والغازات المسالة القابلة للاشتعال - 60 م.

6.34. يجب أن تكون آبار الاستقبال من الخزانات والآبار ذات الصنابير موجودة على مسافة لا تزيد عن 2 متر من جوانب الطرق السريعة، وإذا كانت تقع على مسافة أكثر من 2 متر فيجب أن يكون لها مداخل بمساحة 2 متر. على الأقل 12x12 م.

6.35. يجب وضع صهاريج أو خزانات الإطفاء بطريقة تخدم الأشياء الواقعة داخل دائرة نصف قطرها:

إذا كانت هناك مضخات للسيارات - 200 م؛
إذا كانت هناك مضخات بمحرك - 100 - 150 م حسب نوع مضخة المحرك.

لزيادة نصف قطر الخدمة، يُسمح بمد خطوط أنابيب مسدودة من الخزانات أو الخزانات بطول لا يزيد عن 200 متر مع مراعاة متطلبات البند 6.58 من هذه المعايير.

6.36. ينبغي تصميم الطرق في مواقع التجميع والمعالجة المركزية للنفط والغاز والمياه بأكتاف مرفوعة فوق مستوى سطح المنطقة المجاورة بما لا يقل عن 0.3 متر. وإذا لم يكن من الممكن استيفاء هذا المطلب، فيجب تصميم الطرق على هذا النحو الطريقة التي لا يمكن أن تصل بها المنتجات النفطية المسكوبة إلى الطريق (تركيب الخنادق، وما إلى ذلك).

6.37. داخل حدود الطرق السريعة في الموقع، يسمح بوضع شبكات إمدادات المياه لمكافحة الحرائق والاتصالات وأجهزة الإنذار والإضاءة الخارجية والكابلات الكهربائية.

تأسست المنظمة في ديسمبر 2005. مشغل المشروع هو KarakudukMunai LLP. شريك لوك أويل في المشروع هو شركة سينوبك (50%). يتم تطوير الوديعة وفقًا لعقد استخدام باطن الأرض الموقع في 18 سبتمبر 1995. مدة العقد 25 سنة. ويقع حقل كاراكودوك في منطقة مانجيستاو على بعد 360 كيلومترا من أكتاو. الاحتياطيات الهيدروكربونية المتبقية القابلة للاستخراج – 11 مليون طن. الإنتاج في عام 2011 – 1.4 مليون طن من النفط (حصة لوك أويل – 0.7 مليون طن) و150 مليون متر مكعب من الغاز (حصة لوك أويل – 75 مليون متر مكعب). الاستثمارات منذ بداية المشروع (منذ عام 2006) - أكثر من 400 مليون دولار في حصة لوك أويل. ويبلغ العدد الإجمالي للموظفين حوالي 500 شخص، 97٪ منهم مواطنون من جمهورية كازاخستان. وتخطط LUKOIL لاستثمار ما يصل إلى 0.1 مليار دولار في حصتها حتى عام 2020 في تطوير المشروع.

احتياطيات النفط والغاز المؤكدة (تتقاسمها شركة لوك أويل أوفرسيز)
	مليون برميل
	bcm
النفط والغاز	مليون برميل ن. ه.
الإنتاج التجاري للعام (بحصة LUKOIL Overseas)
	مليون برميل

النفط والغاز	مليون برميل ن. ه.
حصة شركة لوك أويل أوفرسيز في المشروع*
المشاركون في المشروع
مشغل المشروع	كاراكودوكموني LLP
المخزون التشغيلي لآبار الإنتاج
متوسط معدل التدفق اليومي لبئر واحد
متوسط معدل التدفق اليومي لبئر واحد جديد

معلومات عامة عن الوديعة

جغرافياً يقع حقل كاراكودوك في الجزء الجنوبي الغربي من هضبة أوستيورت. إداريًا تنتمي إلى منطقة مانجيستاو في منطقة مانجيستاو في جمهورية كازاخستان.

أقرب مستوطنة هي محطة سكة حديد ساي-أوتيس، وتقع على بعد 60 كم إلى الجنوب الشرقي. تقع محطة Beineu على بعد 160 كم من الميدان. المسافة إلى المركز الإقليمي لأكتاو هي 365 كم.

من الناحية الجغرافية، منطقة العمل هي سهل صحراوي. تتراوح الارتفاعات المطلقة لسطح الإغاثة من +180 م إلى +200 م. تتميز منطقة العمل بمناخ قاري حاد مع صيف حار وجاف وشتاء بارد. أكثر شهور الصيف سخونة هو يوليو حيث تصل درجة الحرارة القصوى إلى +45 درجة مئوية. وفي الشتاء تصل درجة الحرارة الدنيا إلى -30-35 درجة مئوية. ويبلغ متوسط هطول الأمطار السنوي 100-170 ملم. وتتميز المنطقة برياح قوية تتحول إلى عواصف ترابية. وفقًا لـ SNiP 2.01.07.85، تنتمي مساحة الحقل من حيث ضغط الرياح إلى المنطقة III (حتى 15 م/ث). تسود في الصيف الرياح شمال غربالاتجاهات في الشتاء - NE. الغطاء الثلجي في منطقة العمل غير متساوٍ. ويصل سمكها في المناطق المنخفضة الأكثر غمراً إلى 1-5 م.

النباتات والحيوانات في المنطقة فقيرة وتمثلها الأنواع النموذجية في المناطق شبه الصحراوية. تتميز المنطقة بالعشب المتناثر والنباتات الشجيرية: شوك الجمل، الشيح، والسوليانكا. عالم الحيوانوتمثلها القوارض والزواحف (السلاحف والسحالي والثعابين) والعناكب.

لا توجد مصادر مياه طبيعية في منطقة العمل. حاليا، مصادر إمدادات المياه لهذا المجال هي يشرب الماءولتلبية الاحتياجات الفنية واحتياجات مكافحة الحرائق، تتوفر مياه نهر الفولجا من خط أنابيب المياه الرئيسي أستراخان-مانجيشلاك، بالإضافة إلى آبار خاصة لسحب المياه يصل عمقها إلى 1100 متر لرواسب ألبسينومانيان.

منطقة العمل غير مأهولة عمليا. 30 كم شرق حقل كاراكودوك يمر سكة حديديةمحطة ماكات - مانجيشلاك، التي يتم على طولها وضع خطوط أنابيب النفط والغاز الحالية أوزين-أتيراو - سمارة و"آسيا الوسطى - الوسط"، بالإضافة إلى خط الكهرباء عالي الجهد بينو - أوزين. التواصل بين مصايد الأسماك و المستوطناتيتم تنفيذها عن طريق النقل بالسيارات.

الخصائص الجيولوجية والفيزيائية للوديعة

3.1. خصائص التركيب الجيولوجي

الخصائص الحجرية والطبقية للقسم

نتيجة لعمليات التنقيب والاستكشاف والإنتاج في حقل كاراكودوك، تم الكشف عن طبقة من رواسب العصر الحجري الوسيط بسمك أقصى يبلغ 3662 مترًا (بئر 20)، تتراوح من العصر الترياسي إلى العصر النيوجيني الرباعي الشامل.

فيما يلي وصف للقسم المكشوف من الوديعة.

النظام الترياسي - T. يتم تمثيل الطبقات المتنوعة من العصر الترياسي بالأحجار الرملية المتداخلة، والأحجار الغرينية، والأحجار الطينية، والطين الشبيه بالأحجار الطينية، الملونة بظلال مختلفة من الرمادي والبني إلى الرمادي المخضر. ولوحظ الحد الأدنى لسمك الترياسي المكشوف في البئر 145 (29 م) والحد الأقصى في البئر 20 (242 م).

النظام الجوراسي - J. تقع سلسلة من الرواسب الجوراسية على صخور العصر الترياسي الأساسية مع عدم توافق طبقي وزاوي.

يتم عرض القسم الجوراسي في حجم الأقسام السفلية والمتوسطة والعليا.

القسم السفلي – J 1. يتكون الجزء السفلي من العصر الجوراسي من الناحية الحجرية من الحجارة الرملية والأحجار الغرينية والطين والأحجار الطينية. الحجر الرملي ذو لون رمادي فاتح مع مسحة خضراء، وحبيبات دقيقة، وفرز سيئ، ومثبت بقوة. الطين والأحجار الغرينية ذات لون رمادي غامق مع مسحة خضراء. الحجارة الطينية ذات لون رمادي غامق مع شوائب OPO. إقليميًا، يقتصر أفق Yu-XIII على رواسب العصر الجوراسي السفلي. ويتراوح سمك الرواسب الجوراسية السفلى بين 120-127م.

القسم الأوسط – ي2. يتم تمثيل التسلسل الجوراسي الأوسط بجميع المراحل الثلاث: الباثونية، الباجوسية والألينية.

المرحلة الألينية - ج2 أ. تعلو رواسب العصر الأليني الرواسب الأساسية ذات عدم التوافق الطبقي والزاوي، ويتم تمثيلها بالتناوب بين الأحجار الرملية والطين والأحجار الغرينية بشكل أقل شيوعًا. يتم تلوين الحجارة الرملية والأحجار الغرينية باللون الرمادي والرمادي الفاتح، وتتميز الطين بلون أغمق. إقليمياً، تقتصر آفاق Yu–XI وYu–XII على هذا الفاصل الطبقي. سمك أكثر من 100 متر.

المرحلة الباجوسية - القرن الثاني الميلادي. الحجارة الرملية رمادية ورمادية فاتحة، ذات حبيبات دقيقة، ومتماسكة بقوة، وغير كلسية، وميكاسية. أحجار الغرين ذات لون رمادي فاتح، دقيقة الحبيبات، ميكاسية، طينية، مع شوائب من بقايا النباتات المتفحمة. ويكون لون الطين رمادي غامق وأسود وكثيف في بعض الأماكن. تقتصر الآفاق الإنتاجية لـ Yu-VI- Yu-X على رواسب هذا العصر. سمك حوالي 462 م.

المرحلة الباثونية - J 2 bt. من الناحية الحجرية، يتم تمثيلها بالحجارة الرملية والأحجار الغرينية المتداخلة مع الطين. وفي الجزء السفلي من المقطع تزداد نسبة الحجر الرملي مع وجود طبقات رقيقة من الحجر الغريني والطين. تنحصر الآفاق الإنتاجية Yu-III- Yu-V في رواسب المرحلة الباثونية. يتراوح سمكها من 114.8 م إلى 160.7 م.

القسم العلوي - ي 3. تعلو الرواسب الجوراسية العليا بشكل متوافق الرواسب الأساسية وتمثلها ثلاث مراحل: الكالوفي، والأكسفوردي، والفولجي. يتم رسم الحد السفلي على طول سطح حزمة الطين، وهو ما يمكن رؤيته بوضوح في جميع الآبار.

مرحلة كالوفيان - J 3 ك تتمثل مرحلة كالوفيان في تداخل طبقات الطين والأحجار الرملية والأحجار الغرينية. وفقًا للسمات الحجرية للمرحلة، يتم التمييز بين ثلاثة أعضاء: الجزء العلوي والوسطى من الطين بسمك 20-30 مترًا، والجزء السفلي عبارة عن تناوب بين طبقات الحجر الرملي والحجر الغريني مع طبقات داخلية من الطين. تنحصر الآفاق الإنتاجية Yu-I وYu-II في العضو السفلي من مرحلة Callovian. يتراوح سمكها من 103.2 م إلى 156 م.

مرحلة أوكسفورد-فولجيان – J 3 ox-v. يتم تمثيل رواسب المرحلة الأكسفوردية بالطين والمارل مع طبقات بينية نادرة من الحجر الرملي والأحجار الغرينية، وقد لوحظ بعض التمايز: الجزء السفلي من الطين، والجزء العلوي من المارلي.

وتكون الصخور رمادية، ورمادية فاتحة، وأحيانًا رمادية داكنة، ولها لون أخضر.

القسم الفولجي عبارة عن سلسلة من الحجر الجيري الطيني مع طبقات داخلية من الدولوميت والمارل والطين. غالبًا ما تكون الأحجار الجيرية متشققة ومسامية، ضخمة، رملية، طينية، مع كسور غير متساوية ولمعان غير لامع. الطين غريني، رمادي، كلسي، وغالباً ما يحتوي على بقايا حيوانات. الدولوميت رمادي، رمادي غامق، كريستالي، طين في بعض الأماكن، مع كسور غير متساوية ولمعان غير لامع. وتتراوح سماكة الصخور من 179م إلى 231.3م.

النظام الطباشيري - K. تتمثل رواسب النظام الطباشيري في حجم القسمين السفلي والعلوي. تم تقسيم القسم إلى طبقات باستخدام مواد قطع الأشجار ومقارنتها بالمناطق المجاورة.

القسم السفلي – ك 1. تتكون رواسب العصر الطباشيري السفلي من صخور المرحلة النيوكومية، والأبتية، والألبية.

المرحلة النيوكومية الفائقة – ك 1 ملاحظة. تتراكب الرواسب الفولجية الأساسية بشكل متوافق مع الفترة النيوكومية، التي توحد ثلاث مراحل: فالانجينيان، وهوتريفيان، وباريميان.

يتكون القسم من الحجر الرملي والطين والحجر الجيري والدولوميت. الحجارة الرملية دقيقة الحبيبات، رمادية فاتحة، متعددة الميكتيك، مع أسمنت كربونات وطين.

على مستوى الفاصل الهوتريفي، يتم تمثيل القسم بشكل أساسي بالطين والمارل، وفي الأعلى فقط يمكن تتبع الأفق الرملي. تتميز الرواسب الباريمية في القسم باللون المتنوع للصخور وهي مكونة من الناحية الحجرية من الطين مع طبقات بينية من الحجر الرملي والأحجار الغرينية. ويلاحظ في جميع أنحاء القسم النيوكومي وجود وحدات من الصخور الرملية الغرينية. ويتراوح سمك الرواسب فوق سطح الأرض النيوكومية من 523.5 مترًا إلى 577 مترًا.

مرحلة أبتيان – الروضة 1 أ. تتداخل رواسب هذا العصر مع التآكل، ولها حدود صخرية واضحة معها. يتكون القسم في الجزء السفلي في الغالب من صخور طينية مع طبقات بينية نادرة من الرمال والأحجار الرملية وأحجار الغرين، وفي الجزء العلوي يوجد تناوب موحد للصخور الطينية والرملية. يتراوح سمكها من 68.7 م إلى 129.5 م.

المرحلة الألبانية – ك 1 آل. ويتكون القسم من الرمال المتداخلة والأحجار الرملية والطين. لا تختلف السمات الهيكلية والملمسية للصخور عن تلك الموجودة تحتها. يتراوح سمكها من 558.5 م إلى 640 م.

القسم العلوي – ك2. ويمثل القسم العلوي رواسب سينومانية وتورونية سينونية.

المرحلة السينومانية – K2 ق. تتمثل رواسب المرحلة السينومانية في طين يتناوب مع الحجارة الغرينية والأحجار الرملية. في المظهر والتكوين الحجري، لا تختلف صخور هذا العصر عن الرواسب الألبانية. يتراوح سمكها من 157 م إلى 204 م.

مجمع توروني سينوني غير مقسم – K 2 t-cn. يوجد في الجزء السفلي من المجمع الموصوف مرحلة تورونية مكونة من الطين والحجر الرملي والحجر الجيري والمارل الشبيه بالطباشير، وهي نقطة مرجعية جيدة.

في أعلى القسم توجد رواسب من المراحل السانتونية، والكامبانية، والماسترختيانية، متحدة في المرحلة السينونية، ممثلة من الناحية الحجرية بطبقة سميكة من المرل المتداخل، والطباشير، والأحجار الجيرية الشبيهة بالطباشير، وطين الكربونات.

يتراوح سمك رواسب المجمع التوروني-السينوني من 342 م إلى 369 م.

نظام باليوجين - يتم تمثيل رواسب R. Paleogene بالحجر الجيري الأبيض وطبقات المارلي الأخضر وطين حجر الغرين الوردي. يتراوح سمكها من 498 م إلى 533 م.

أنظمة النيوجين الرباعية – NQ. تتكون رواسب النيوجين الرباعية في الغالب من صخور كربونات طينية ذات لون رمادي فاتح وأخضر وبني وصخور من الحجر الجيري. يتكون الجزء العلوي من القسم من الرواسب القارية والتكتلات. يتراوح سمك الرواسب من 38 م إلى 68 م.

3.2. التكتونية

وفقًا للتقسيم التكتوني، يقع حقل كاراكودوك ضمن المرحلة التكتونية أريستانوف، والتي تعد جزءًا من نظام شمال أوستيورت للأحواض والارتفاعات في الجزء الغربي من صفيحة توران.

وفقًا لمواد أعمال الاستكشاف السيزمي MOGT-3D (2007)، التي نفذتها شركة JSC Bashneftegeofizika، فإن هيكل Karakuduk على طول الأفق العاكس III عبارة عن طية عضدية مائلة من ضربة تحت خط العرض بأبعاد 9x6.5 كم على طول متساوي الكبر ناقص 2195 م، بسعة 40 م. تزداد زوايا سقوط الأجنحة مع العمق: في التورونيين - كسور من الدرجة، في العصر الطباشيري السفلي -1-2˚. يمثل الهيكل على طول العاكس V طية مائلة مائلة، مكسورة بسبب العديد من العيوب، ربما يكون بعضها ذو طبيعة غير تكتونية. يمكن تتبع جميع الأخطاء الرئيسية الموصوفة لاحقًا في النص على طول هذا الأفق العاكس. تتكون طية الضربة الجوفية من قوسين محددين بإيزوهيبسوم ناقص 3440م، تم تحديدهما في منطقة الآبار 260-283-266-172-163-262 و216-218-215. على طول إيزوهيبسوم ناقص 3480 مترًا، تبلغ أبعاد الطية 7.4 × 4.9 كيلومترًا وسعة 40 مترًا.

إن الارتفاع على الخرائط الهيكلية على طول الآفاق الإنتاجية الجوراسية له شكل متساوي القياس تقريبًا، معقد بسبب سلسلة من العيوب التي تقسم الهيكل إلى عدة كتل. الصدع الأساسي هو الصدع F 1 في الشرق، والذي يمكن تتبعه في جميع أنحاء القسم الإنتاجي ويقسم الهيكل إلى كتلتين: المركزية (I) والشرقية (II). يتم تخفيض الكتلة II مقارنة بالكتلة الأولى مع زيادة سعة الإزاحة من الجنوب إلى الشمال من 10 إلى 35 مترًا. فالخطأ F1 مائل ويتحول مع العمق من الغرب إلى الشرق. تم التأكد من هذه المخالفة بحفر البئر رقم 191، حيث فقد جزء من الرواسب الجوراسية بحوالي 15م عند مستوى الأفق الإنتاجي Yu-IVA.

تم تنفيذ التعطيل F2 في منطقة البئر 143، 14 وقطع الكتلة المركزية (I) عن الكتلة الجنوبية (III). ولم يكن مبرر تنفيذ هذه المخالفة هو الأساس الزلزالي فحسب، بل نتائج اختبارات الآبار أيضًا. على سبيل المثال، من بين الآبار الأساسية، بجوار البئر 143 يوجد البئر 222، حيث تم الحصول على النفط أثناء اختبار أفق يو-آي، وتم الحصول على الماء في البئر 143.

وصف العمل

حقل النفط لديه طويلة إلى حد ما دورة الحياة. قد يستغرق الأمر عدة عقود من اكتشاف رواسب النفط إلى إنتاج النفط الأول. يمكن تقسيم العملية الكاملة لتطوير حقل النفط إلى خمس مراحل رئيسية.

البحث والاستكشاف

1 اكتشاف حقول النفط

النفط والغاز موجودان الصخورآه - جامعي، عادة على عمق كبير
وللكشف عن رواسب النفط في التكوينات الصخرية، يتم إجراء المسوحات الزلزالية. يتيح لنا البحث الحصول على صور للطبقات العميقة من الصخور، حيث يحدد المتخصصون ذوو الخبرة الهياكل الإنتاجية المحتملة
للتأكد من وجود النفط في الهياكل الصخرية التي تم تحديدها، يتم حفر الآبار الاستكشافية

2 تقييم احتياطيات حقول النفط

عند التأكد من اكتشاف الرواسب، يتم بناء نموذج جيولوجي، وهو عبارة عن مجموعة من جميع البيانات المتوفرة. خاص برمجةيسمح لك بتصور هذه البيانات في صورة ثلاثية الأبعاد. هناك حاجة إلى نموذج جيولوجي رقمي للحقل من أجل:

تقدير احتياطيات النفط (والغاز) الأولية والقابلة للاستخراج
تطوير مشروع تطوير الحقل الأمثل (عدد وموقع الآبار، مستويات إنتاج النفط، الخ)

للمزيد من التقييم النوعيالاحتياطيات، ويتم حفر الآبار التقييمية. والحفر الآبار الاستكشافيةيساعد على توضيح حجم وهيكل الودائع.

في هذه المرحلة يتم صنعه التقييم الاقتصاديجدوى تطوير الحقل بناءً على المستويات المتوقعة لإنتاج النفط والتكاليف المتوقعة لتطويره. إذا كان متوقعا المؤشرات الاقتصاديةيوافي المعايير شركة نفط، ثم تبدأ في تطويره.

تعدين النفط والغاز

3 التحضير للتطوير الميداني

ومن أجل التطوير الأمثل للحقل النفطي، يجري حالياً تطوير مشروع تطوير ( نظام التكنولوجياالتطوير) ومشروع تطوير الحقل. وتشمل المشاريع:

المبلغ المطلوبوموقع الآبار
الطريقة المثلى لتطوير المجال
الأنواع والتكلفة المعدات اللازمةوالهياكل
نظام جمع ومعالجة الزيوت
تدابير أمنية بيئة

إن تطوير تقنيات الحفر وإدخال الآبار الاتجاهية موضع التنفيذ يجعل من الممكن تحديد رؤوس الآبار في ما يسمى "المجموعات". يمكن أن تحتوي الوسادة الواحدة على ما بين عشرين إلى عشرين بئراً. يتيح الترتيب العنقودي للآبار تقليل التأثير على البيئة وتحسين تكاليف تطوير الحقل.

4 تعدين النفط والغاز

الفترة التي يمكن خلالها استخراج الاحتياطي النفطي هي 15 - 30 سنة، وفي بعض الحالات يمكن أن تصل إلى 50 سنة أو أكثر (للحقول العملاقة).

تتكون فترة التطوير الميداني من عدة مراحل:

مرحلة الإنتاج الصاعدة
استقرار الإنتاج عند المستوى الأقصى (الهضبة)
مرحلة هبوط الإنتاج
الفترة النهائية

إن تطوير تقنيات إنتاج النفط، وتنفيذ التدابير الجيولوجية والفنية (GTM)، واستخدام أساليب الاستخلاص المعزز للنفط (EOR) يمكن أن يؤدي إلى إطالة الفترة المربحة لتطوير الحقل بشكل كبير.

5 تصفية

وبمجرد انخفاض مستوى إنتاج النفط عن المستوى المربح، يتم إيقاف تطوير الحقل وإعادة الترخيص إلى الجهات الحكومية.

مشروع فني تطوير المجال- وهذا هو واحد من أكثر وثائق مهمةللبدء في أعمال التطوير الميداني. المتخصصون لدينا على استعداد لتولي هذه المهام والمهام ذات الصلة بشكل كامل.

في عملية وضع مشروع تنمية الاحتياطيات الأحفورية يتم إجراء تحليل لمعدلات الإنتاج السابقة إن وجدت.

المشاكل التي يجب حلها مشروع تقنيتنمية الرواسب المعدنية:

منع فقدان المعادن وجودتها؛
الصيانة الإلزامية لجميع الوثائق اللازمة أثناء الاستكشاف الجيولوجي، وجميع أنواع العمل الميداني والمختبري؛
سلامة العمل من وجهة نظر الموظفين المشاركين في تطوير المجال، وكذلك من وجهة نظر البيئة، بما في ذلك الاهتمام بنقاء المياه الجوفية؛
في حالة حدوث خرق أمني قطع ارض- استصلاحها؛
الحفاظ على أعمال المناجم والآبار التي لا يزال من الممكن استخدامها، وإزالة تلك غير الضرورية؛
الامتثال الصارم لشروط الترخيص.

ينقسم المشروع الفني إلى أجزاء رسومية ونصية.

الرسم يشمل:

التعدين والجزء الجيولوجي:
- مخطط السطح مع ملامح حساب الاحتياطيات؛
- المقاطع الجيولوجية على طول الخطوط.
- خطة المحجر في نهاية خطة التعدين واستصلاح التعدين.
- حساب أحجام الاحتياطيات المتبقية على جوانب المحجر في الأقسام؛
- خطة تقويمية لأعمال التجريد والإغراق؛
- خطة التقويم لعمليات التعدين.
- عناصر نظام التطوير؛
- مخطط الإغراق
الخطة العامة والنقل.

قد يحتوي الجزء النصي من التقرير على المعلومات التالية:

مذكرة توضيحية عامة توضح البيانات الأولية وأهم أحكام المشروع؛
التركيب الجيولوجي لحقل المحجر.
الحلول التقنية (القدرة التصميمية وطريقة التشغيل للمنشأة، ونظام تطوير الحقل، ومعايير التفريغ، ونقل المحاجر، وما إلى ذلك)؛
جودة المعادن
الحلول التنظيمية والتقنية عند القيام بالعمل في المناطق الخطرة؛
إدارة الإنتاج والمؤسسات. تنظيم وظروف عمل العمال؛
الحلول المعمارية والإنشائية.
الدعم الهندسي والفني. الشبكات والأنظمة؛
المخطط الرئيسي والنقل الخارجي؛
تنظيم البناء
الأمن و الاستخدام العقلانيباطن الأرض.
تدابير لضمان السلامة من الحرائق والوقاية من حالات الطوارئ؛
تقدير الوثائق؛
التقييم الاقتصادي لكفاءة الاستثمار.

بعد الإعداد والتنفيذ، يتم تقديم المشروع للحصول على الموافقة الإلزامية إلى الوكالة الفيدرالية لاستخدام باطن الأرض. بالنسبة للتعدين، يمكنك أيضًا أن تعهد إلينا. يتمتع موظفو مجموعة الشركات "المتخصصة" بخبرة واسعة في مجال الرسم والتنسيق وثائق المشروعمما سيسمح لك بتجنب المخاطر وتوفير الوقت.

في المتوسط، يستغرق تطوير المشروع الميداني والموافقة عليه حوالي ثلاثة أشهر، لكننا سنبذل قصارى جهدنا لتقليل هذه الفترة.

الوزارة التعليم والعلوم في جمهورية كازاخستان

كلية المالية والاقتصاد

قسم الاقتصاد والإدارة

د
التخصص: تقييم مشاريع النفط والغاز

إس آر إس رقم 1

موضوع: خطة تطوير حقل كاشاجان ذو الأهمية الاستراتيجية على جرف بحر قزوين

إجراء:

طالب في السنة الثالثة تربية خاصة "اقتصاد"

باتيرجاليفا زارينا

المعرف: 08BD03185

التحقق:

إستيكوفا جي.بي.

ألماتي، 2010

على مدى السنوات الثلاثين الماضية، ظهرت اتجاهات حيث ينمو الناتج المحلي الإجمالي العالمي بمتوسط 3.3% سنويا، في حين ينمو الطلب العالمي على النفط باعتباره المصدر الرئيسي للمواد الهيدروكربونية بمتوسط 1% سنويا. ويرتبط التأخر في استهلاك المواد الهيدروكربونية عن نمو الناتج المحلي الإجمالي بعمليات الحفاظ على الموارد، خاصة في البلدان المتقدمة. وفي الوقت نفسه، فإن حصة البلدان النامية في إنتاج الناتج المحلي الإجمالي واستهلاك المواد الهيدروكربونية تتزايد باستمرار. وفي هذه الحالة، من المتوقع أن تتفاقم مشاكل إمدادات الهيدروكربون بشكل متزايد.

إن القرب الإقليمي لأكبر البلدان النامية ديناميكيًا مثل روسيا والصين يفتح آفاقًا واسعة لتصدير الهيدروكربونات الكازاخستانية. ولضمان الوصول إلى أسواقها، من الضروري تطوير وتحسين نظام خطوط الأنابيب الرئيسية.

وتشير تقديرات الخبراء الدوليين إلى أنه إذا استمرت الاتجاهات الحالية، فإن جميع احتياطيات النفط المؤكدة في العالم لن تكفي إلا لمدة 40 إلى 50 سنة. تعد إضافة موارد نفط KSKM إلى الاحتياطيات المؤكدة في العالم عاملاً حاسماً في استراتيجيات الطاقة العالمية. ويتعين على كازاخستان أن تكون مستعدة لمزيج مرن من الاستراتيجيات اللازمة لنقل إنتاج النفط بشكل منهجي إلى بحر قزوين وتسريع المشاريع الفردية الواعدة. وأحد المشاريع الواعدة هو حقل كاشاجان.

يعد حقل كاشاجان، الذي سمي على اسم شاعر كازاخستاني من القرن التاسع عشر ولد في منطقة مانجيستاو، أحد أكبر الاكتشافات في العالم خلال الأربعين عامًا الماضية. ينتمي إلى مقاطعة النفط والغاز في بحر قزوين.

ويقع حقل كاشاجان في قطاع كازاخستان من بحر قزوين ويغطي مساحة سطحية تبلغ حوالي 75 × 45 كيلومترا. ويقع الخزان على عمق حوالي 4200 متر تحت قاع البحر في الجزء الشمالي من بحر قزوين.

تم اكتشاف كاشاجان، باعتباره ارتفاعًا عالي السعة للشعاب المرجانية في مجمع العصر الحجري القديم تحت الملح في شمال بحر قزوين، من خلال الاستكشاف السيزمي من قبل الجيوفيزيائيين السوفييت في الفترة 1988-1991. على الاستمرار البحري لمنطقة رفع كاراتون - تنجيز.

وفي وقت لاحق، تم تأكيد ذلك من خلال دراسات الشركات الجيوفيزيائية الغربية التي تعمل نيابة عن حكومة كازاخستان. تم تحديد كتل كاشاجان وكورجلي ونوبار مبدئيًا في تكوينها في الفترة 1995-1999. تم تسمية كاشاجان الشرقية والغربية والجنوبية الغربية على التوالي.

أبعاد كاشاجان الشرقية على طول تساوي النفق المغلق - 5000 م هي 40 (10/25) كم، المساحة - 930 كم²، سعة الرفع - 1300 م يتم تنفيذ OWC المتوقع على ارتفاع مطلق يبلغ 4800 م، ارتفاع يصل عمق الخزان المكسور الضخم إلى 1100 مترًا مربعًا، وتبلغ مساحة الزيت 650 كيلومترًا مربعًا، ويبلغ متوسط سمك الزيت المشبع 550 مترًا مربعًا.

يحد كاشاجان الغربية كاشاجان الشرقية على طول جرف هيكلي تحت سطح البحر، والذي قد يكون مرتبطًا باضطرابات تكتونية. أبعاد رفع الشعاب المرجانية على طول طبقة الستراتوايزوهيب المغلقة - 5000 م هي 40 * 10 كم، المساحة - 490 كم²، السعة - 900 م. من المفترض أن تكون OWC مشتركة بين كلا الارتفاعين ويتم تنفيذها على ارتفاع مطلق يبلغ 4800 م. , ارتفاع المصيدة - 700 م، مساحة محتوى الزيت - 340 كم²، متوسط سمك مشبع بالزيت - 350 م.

يقع جنوب غرب كاشاجان إلى حد ما على الجانب (جنوب) من الكتلة الصخرية الرئيسية. الارتفاع على طول طبقة الستراتوايزوهيب المغلقة - 5400 م، وأبعاده 97 كم، ومساحته - 47 كم²، وسعةه - 500 م، ومن المتوقع أن يكون الارتفاع المطلق 5300 م، ومنطقة حاملة للنفط - 33 كم²، ومتوسط مشبع بالنفط. سمك - 200 م.

تتراوح احتياطيات النفط في كاشاجان على نطاق واسع من 1.5 إلى 10.5 مليار طن. من بينها، يمثل الشرق من 1.1 إلى 8 مليار طن، والغربي - ما يصل إلى 2.5 مليار طن والجنوب الغربي - 150 مليون طن.

وتقدر الاحتياطيات الجيولوجية في كاشاجان بنحو 4.8 مليار طن من النفط وفقا لتقديرات الجيولوجيين الكازاخستانيين.

وبحسب الشركة المشغلة للمشروع، يبلغ إجمالي الاحتياطي النفطي 38 مليار برميل، أي 6 مليارات طن، منها حوالي 10 مليارات برميل قابلة للاستخراج. وتمتلك كاشاجان احتياطيات كبيرة من الغاز الطبيعي تزيد عن تريليون دولار. مكعب متر.

الشركات الشريكة في مشروع كاشاجان: إيني، وكي إم جي كاشاجان بي في (إحدى الشركات التابعة لشركة كازمونايجاس)، وتوتال، وإكسون موبيل، ورويال داتش شل تمتلك كل منها حصة 16.81%، وكونوكو فيليبس 8.4%، وإنبكس 7.56%.

تم تعيين مشغل المشروع في عام 2001 من قبل الشركاء: إيني، وأنشأوا شركة Agip KCO. ويعمل المشاركون في المشروع على إنشاء شركة تشغيل مشتركة، وهي شركة شمال بحر قزوين (NCOC)، والتي ستحل محل AgipKCO وعدد من الشركات الوكيلة كمشغل واحد.

اتفقت الحكومة الكازاخستانية والكونسورتيوم الدولي لتطوير مشروع شمال قزوين (بما في ذلك حقل كاشاجان) على تأجيل بدء إنتاج النفط من عام 2011 إلى نهاية عام 2012.

ومن المتوقع أن يصل حجم إنتاج النفط في كاشاجان إلى 50 مليون طن سنويًا بنهاية العقد المقبل. ومن المتوقع أن يصل إنتاج النفط في كاشاجان، وفقًا لحسابات شركة إيني، إلى 75 مليون طن سنويًا في عام 2019. ومع كاشاجان، ستدخل كازاخستان ضمن أكبر 5 منتجين للنفط في العالم.

ومن أجل زيادة استخلاص النفط وتقليل محتوى غاز H3S، يستعد الكونسورتيوم لاستخدام العديد من المنشآت البرية والبحرية في كاراباتان لحقن الغاز الطبيعي في الخزان، وسيتم بناء خط أنابيب للنفط وخط أنابيب للغاز إلى كاراباتان.

يمثل تطوير حقل كاشاجان في الظروف البحرية القاسية لشمال بحر قزوين مزيجًا فريدًا من الصعوبات التكنولوجية وصعوبات سلسلة التوريد. وتشمل هذه التحديات ضمان سلامة الإنتاج والهندسة واللوجستيات والقضايا البيئية، مما يجعل هذا المشروع أحد أكبر المشاريع الصناعية وأكثرها تعقيدًا في العالم.

ويتميز الحقل بضغط خزان مرتفع يصل إلى 850 ضغط جوي. زيت عالي الجودة -46 درجة API، ولكن مع عامل غاز عالي وكبريتيد الهيدروجين ومحتوى المركابتان.

تم الإعلان عن حقل كاشاجان في صيف عام 2000 بناءً على نتائج حفر البئر الأول فوستوك-1 (شرق كاشاجان-1). وكان معدل التدفق اليومي 600 متر مكعب من النفط و 200 ألف متر مكعب من الغاز. أما البئر الثاني (زاباد-1) فقد تم حفره في غرب كاشاجان في مايو 2001، على بعد 40 كيلومتراً من الأول. وأظهرت معدل تدفق يومي 540 م3 من النفط و215 ألف م3 من الغاز.

ومن أجل تطوير وتقييم كاشاجان، تم إنشاء جزيرتين صناعيتين، وحفر 6 آبار استكشافية و6 آبار تقييمية (فوستوك-1، فوستوك-2، فوستوك-3، فوستوك-4، فوستوك-5، زاباد-1).

ونظراً للمياه الضحلة والشتاء البارد في شمال بحر قزوين، فإن استخدام تقنيات الحفر والإنتاج التقليدية، مثل الهياكل الخرسانية المسلحة أو منصات الرفع المثبتة في قاع البحر، غير ممكن.

ولتوفير الحماية من ظروف الشتاء القاسية وحركات الجليد، يتم تركيب الهياكل البحرية على جزر اصطناعية. يتم تصور نوعين من الجزر: جزر "حفر" صغيرة بدون أفراد و"جزر كبيرة بها مجمعات تكنولوجية" (ETK) بها أفراد خدمة.

وسيتم ضخ الهيدروكربونات عبر خطوط الأنابيب من جزر الحفر إلى خط أنابيب تكرير النفط. وستكون هناك في جزر ETC منشآت تكنولوجية لاستخراج الطور السائل (النفط والماء) من الغاز الخام، ومنشآت لحقن الغاز وأنظمة الطاقة.

في المرحلة الأولى، سيتم ضخ ما يقرب من نصف إجمالي حجم الغاز المنتج مرة أخرى إلى المكمن. وسيتم توفير السوائل والغاز الخام المستعاد من خلال خط أنابيب إلى الشاطئ في مصنع معالجة النفط والغاز في بولاشاك في منطقة أتيراو، حيث من المخطط معالجة النفط للوصول إلى الجودة التجارية. سيتم إرسال بعض كميات الغاز إلى المجمع البحري لاستخدامها في توليد الطاقة، في حين أن بعض الغاز سوف يلبي احتياجات مماثلة للمجمع البري.

هناك عدد من الصعوبات الفنية في استراتيجية تطوير كاشاجان:

ويقع خزان كاشاجان على عمق حوالي 4200 متر تحت قاع البحر ويحتوي على ضغط مرتفع(ضغط الخزان الأولي 770 بار). ويتميز الخزان باحتوائه على نسبة عالية من الغاز عالي الكبريت.

إن انخفاض مستوى الملوحة الناجم عن تدفق المياه العذبة من نهر الفولغا، بالإضافة إلى المياه الضحلة ودرجات حرارة الشتاء المنخفضة التي تصل إلى -30 درجة مئوية، يؤدي إلى تغطية شمال بحر قزوين بالجليد لمدة خمسة أشهر تقريبًا في السنة. تمثل حركة الجليد وتشكل الأخاديد من حركة الجليد في قاع البحر قيودًا خطيرة على أعمال البناء.

يعد بحر قزوين الشمالي منطقة بيئية حساسة للغاية وموطنًا لمجموعة متنوعة من النباتات والحيوانات، بما في ذلك بعض الأنواع النادرة. تعتبر NCOC المسؤولية البيئية أولوية قصوى. نحن نعمل بجد واجتهاد لمنع وتقليل أي آثار بيئية قد تنشأ عن عملياتنا قدر الإمكان.

منطقة شمال بحر قزوين هي منطقة يكون فيها توريد المعدات المهمة للمشروع محفوفًا ببعض الصعوبات. وتتفاقم الصعوبات اللوجستية بسبب القيود المفروضة على الوصول على طول طرق النقل المائي، مثل قناة الفولغا-دون ونظام النقل المائي بين بحر البلطيق والفولغا، والتي، بسبب الغطاء الجليدي السميك، مفتوحة للملاحة لمدة ستة أشهر فقط في السنة.

أود أن أشير إلى استراتيجية التصدير لهذا المشروع. تتضمن الخطة الحالية لتصدير منتجات ما بعد الإنجاز استخدام خطوط الأنابيب وأنظمة السكك الحديدية الحالية.

الطريق الغربي لخط أنابيب CPC (خط الأنابيب من أتيراو إلى نوفوروسيسك على طول ساحل البحر الأسود)، والطريق الشمالي من أتيراو إلى سامارا (الاتصال بـ النظام الروسي Transneft) والطريق الشرقي (أتيراو إلى ألاشانكو) يوفران وصلات لأنظمة نقل الصادرات الحالية.

ويعتمد المسار الجنوبي الشرقي المحتمل على تطوير نظام نقل بحر قزوين في كازاخستان (KCTS)، الذي يمكنه نقل النفط من غرب إسكيني، حيث يقع مصنع بولاشاك، إلى محطة كوريك الجديدة. ويمكن بعد ذلك نقل النفط بالناقلات إلى محطة جديدة بالقرب من باكو، حيث سيتم ضخه إلى نظام خطوط الأنابيب باكو-تبليسي-جيهان (BTC) أو خطوط الأنابيب الأخرى للوصول إلى الأسواق الدولية.
ويجري حاليًا استكشاف جميع طرق التصدير الممكنة.

يأخذ هذا المشروع في الاعتبار السلامة وحماية البيئة. منذ تشكيل أول اتحاد في عام 1993، تم تطوير وتنفيذ العديد من برامج حماية البيئة في جميع أنحاء عمليات حقول النفط البرية والبحرية. على سبيل المثال، قامت شركة Agip KCO بإشراك شركات محلية لإجراء تقييمات الأثر البيئي (EIA) لأنشطتها، بما في ذلك بناء الهياكل البرية والبحرية وخطوط الأنابيب الرئيسية وخطوط أنابيب التصدير البرية. تم إطلاق برنامج لتمويل البحث العلمي في مجال التنوع البيولوجي في منطقة بحر قزوين. تم بناء عشرين محطة لمراقبة جودة الهواء في منطقة أتيراو. يتم إجراء مسوحات للتربة ومراقبة حالة الطيور والفقمات سنويًا. في عام 2008، تم نشر خريطة للمناطق الحساسة بيئيا في منطقة شمال بحر قزوين، والتي تم إنشاؤها، من بين أمور أخرى، على أساس البيانات التي جمعها الكونسورتيوم.

هناك أيضًا مشاكل في التخلص من الكبريت. ويحتوي حقل كاشاجان على ما يقرب من 52 تريليون قدم مكعب من الغاز المصاحب، وسيتم إعادة حقن الكثير منها في الخزان في المنشآت البحرية لتحسين استخلاص النفط. خلال المرحلة الأولى (مرحلة التطوير التجريبية)، لن يتم إعادة حقن كل الغاز المصاحب في المكمن في المنشآت البحرية. وسيتم إرسال جزء منه إلى منشأة برية متكاملة لمعالجة النفط والغاز، حيث سيتم إزالة الكبريت من الغاز، والذي سيتم استخدامه بعد ذلك كوقود غاز لتوليد الكهرباء للعمليات البرية والبحرية، بينما سيتم بيع جزء منه في السوق. كغاز سلعة. ومن المتوقع أن تنتج المرحلة الأولى ما معدله 1.1 مليون طن من الكبريت سنوياً من تنقية الغاز الحامض.
وعلى الرغم من أن الكونسورتيوم يخطط لبيع كامل حجم الكبريت المنتج، فقد تكون هناك حاجة لتخزين الكبريت بشكل مؤقت. سيتم تخزين الكبريت المنتج في مصنع معالجة النفط والغاز في بولاشاك في ظروف مغلقة، معزولة عن البيئة. سيتم صب الكبريت السائل في حاويات محكمة الغلق ومجهزة بأجهزة استشعار. قبل البيع، سيتم تحويل الكبريت إلى شكل باستيل، مما سيتجنب تكوين غبار الكبريت أثناء السحق.

بالإضافة إلى عمليات الإنتاج المسؤولة، يتحمل المشاركون في البرنامج مسؤوليات اجتماعية وبيئية، والتي سيعود تنفيذها بالنفع على مواطني كازاخستان على المدى الطويل. ويتطلب الوفاء بهذه الالتزامات تعاوناً وثيقاً مع الحكومة و السلطات المحليةالسلطات مع المجتمع المحلي ومجموعات المبادرة

في الفترة من 2006 إلى 2009. وتم إنفاق أكثر من 5.3 مليار دولار أمريكي على السلع والخدمات المحلية. في عام 2009، بلغت المدفوعات مقابل السلع والخدمات المحلية 35% المصروفات العامةشركات.

في عام 2009، خلال فترة النشاط الأقصى لبناء مرافق مرحلة التطوير التجريبية، تم توظيف أكثر من 40.000 شخص في المشروع في كازاخستان. وكان أكثر من 80% من العمال من مواطني كازاخستان - وهو مؤشر استثنائي لمشاريع بهذا الحجم.

مشاريع البنية التحتية و أهمية اجتماعيةهي مكونات مهمة للمسؤولية المؤسسية والاجتماعية لشركة NCOC. وفقًا لشركة SRPSC، يذهب جزء كبير من الاستثمارات الرأسمالية في تطوير الحقل إلى إنشاء مرافق البنية التحتية الاجتماعية في تعليموالصحة والرياضة والثقافة. يتم توزيع الأموال بالتساوي بين منطقتي أتيراو ومانجيستاو، حيث عمليات التصنيعوفقا لSRPSK.

منذ عام 1998، تم إنجاز 126 مشروعًا بالتعاون الوثيق مع السلطات المحلية، 60 مشروعًا في منطقة أتيراو و66 مشروعًا في منطقة مانجيستاو. وفي المجمل، تم إنفاق 78 مليون دولار أمريكي في منطقة أتيراو و113 مليون دولار أمريكي في منطقة مانجيستاو.

بالإضافة إلى ذلك، وفي إطار برنامج الرعاية والأعمال الخيرية لعام 2009، دعمت NCOC وAgip KCO أكثر من مائة مبادرة في مجالات الثقافة والرعاية الصحية والتعليم والرياضة. ومن بينها التدريب المتقدم للأطباء والمدرسين، وعقد ندوات حول التعليم المشترك بين الثقافات ومحو الأمية البيئية في المدارس، ودعوة كبار الجراحين الروس لإجراء عمليات جراحية لأطفال أتيراو، وشراء آلات موسيقية لمدرسة أكتاو، وشراء معدات طبية وسيارات إسعاف لمستشفى في توبكاراغان.

تلعب حماية الصحة والعمل دورًا مهمًا. سيقوم المشاركون في هذا المشروع بإجراء إدارة منهجية للمخاطر من أجل التحسين المستمر لنظام الصحة والعمل وحماية البيئة والوصول إلى مستوى قادة العالم في هذا المؤشر. يتم تنفيذ كل هذا وفقًا لمتطلبات اتفاقية تقاسم الإنتاج لشمال بحر قزوين والتشريعات الكازاخستانية والدولية ومعايير الصناعة الحالية وتوجيهات الشركات.

يتعهد جميع المشاركين في SRPSK بما يلي:

القيام بأنشطتهم مع ضمان صحة وسلامة جميع الموظفين المشاركين بشكل مباشر أو غير مباشر في هذه الأنشطة، والبيئة التي تتم فيها عمليات الإنتاج الخاصة بهم، وأصول الشركة.

إدارة أنشطة الكونسورتيوم والمخاطر المرتبطة بها وفقًا لمتطلبات اتفاقية تقاسم إنتاج شمال بحر قزوين والتشريعات الكازاخستانية والدولية وتطبيق أفضل معايير الصناعة الحالية في تلك الأمور التي لا يمكن تنظيمها بواسطة القوانين واللوائح.

تعزيز إدخال مبادئ الصحة والسلامة والبيئة في ثقافة الشركة، حيث يتحمل جميع الموظفين ومقدمي الخدمات مسؤولية مشتركة لتنفيذ هذه المبادئ، ويكونون قدوة يحتذى بها.

تطوير الأنظمة التي تسمح بالتقييم المنهجي لمخاطر الصحة والسلامة والبيئة في جميع مراحل أنشطة الشركة والسيطرة بشكل فعال على هذه المخاطر.

تطوير واعتماد نظام إدارة الصحة والسلامة والبيئة وإبلاغ الشركات الوكيلة والهيئة المعتمدة وجميع الأطراف المعنية باستمرار بالحالة في مجال الصحة والسلامة والبيئة بغرض التحسين المستمر.

اختيار شركاء الأعمال بناءً على قدرتهم على الوفاء بالتزاماتهم في مجال الصحة والسلامة والبيئة.

تنفيذ الأنظمة والإجراءات التي تسمح بالاستجابة الفورية والفعالة في حالة وقوع أحداث غير مخطط لها وغير مرغوب فيها، ومراجعتها بانتظام.

رفع مستوى الوعي بالمسؤولية الشخصية لجميع موظفي الشركة في الوقاية من مخاطر الحوادث والأضرار على الصحة والبيئة.

تعاون مع وكالات الحكومةجمهورية كازاخستان وجميع الأطراف المعنية من أجل تطوير اللوائح والمعايير التي تهدف إلى زيادة مستوى سلامة موظفي الشركة وحماية البيئة.

تطبيق نهج بناء في أنشطتها، يعتمد على الحوار مع أصحاب المصلحة والجمهور ويهدف إلى تحقيق الاعتراف بأنشطة الشركة من قبل المجتمع المحلي من خلال تنفيذ البرامج الاجتماعية.

تهدف مشاريع الرعاية والعمل الخيري إلى ضمان الاستدامة الاقتصادية وتحسين الرفاهية ودعم الصحة والتعليم والثقافة والتراث الثقافي والرياضة ومساعدة الأفراد ذوي الدخل المنخفض المؤهلين للحصول على هذا الدعم، فضلاً عن كونها متوافقة مع استراتيجية NCOC أهداف التنمية المستدامة. يتولى تنفيذ برنامج الرعاية والأعمال الخيرية شركة Agip KCO.

وعلى وجه الخصوص، تتضمن المشاريع مساهمات المشاركين الخاصة، ويجب أيضًا أن تثبت للجمهور استدامتها على المدى الطويل. دعم سياسي أو المنظمات الدينيةلا يجوز للمشاريع أن تخلق ظروفًا غير عادلة للمنافسة في السوق أو تؤثر سلبًا على الاستقرار البيئي و/أو النظم البيئية الطبيعية. يتم تطوير المشاريع عادة من قبل الحكومات المحلية أو المنظمات غير الحكومية أو ممثلي المجتمع، ولكن يمكن أيضًا البدء بها من قبل NCOC أو وكلائها كتدابير استباقية لدعم المجتمعات المحلية.

فهرس:

برنامج الدولة لتطوير قطاع كازاخستان من بحر قزوين