Služby

Počítací plán. Podnikatelský plán rozvoje ložiska stavebního kamene Jegorjevsk Plán rozvoje ložiska

6.1. Normy této sekce obsahují základní požadavky na uspořádání mistrovský plán a požární bezpečnosti pro projektované a rekonstruované budovy a stavby naftového průmyslu a jednotlivé požadavky jsou uvedeny v příslušných částech těchto norem.

Až na regulační požadavky těchto norem je nutné se při projektování požární ochrany zařízení řídit těmito dokumenty:

„Hlavní plány průmyslové podniky»;
„Normy požární bezpečnosti pro navrhování budov a konstrukcí“;
„Průmyslové budovy průmyslových podniků“;
„Zásobování plynem. Interní a externí zařízení“;
„Struktury průmyslových podniků“;
„Pomocné budovy a areály průmyslových podniků“;
„Pravidla pro stavbu elektrických instalací (PUE)“;
"Zdroj vody. Vnější sítě a struktury“;
"Sklady ropy a ropných produktů";
"Hlavní potrubí";
"Podniky autoservisů";
"Sanitární normy pro projektování průmyslových podniků."

a) POŽADAVKY NA HLAVNÍ PLÁN

6.2. Je nutné vypracovat rámcový plán pro pole na základě údajů technologického schématu (projektu) rozvoje ropného pole s přihlédnutím k schématům rozvoje ropného průmyslu a umístění výrobních sil v ekonomických regionech a svazové republiky.

6.3. Generel pole je vypracován na mapách uživatelů půdy obvykle v měřítku 1:25000 s přihlédnutím k požadavkům Základů zemské, vodní a jiné legislativy SSSR a svazových republik, ve dvou etapách:

předběžné - jako součást podkladů pro akt výběru lokalit a tras;
konečné - po schválení aktu výběru lokalit a tras předepsaným způsobem s přihlédnutím k připomínkám všech uživatelů pozemků.

6.4. Schéma hlavního plánu by mělo zajistit umístění na území oblasti ústí vrtů ropy, plynu, injektáže a dalších samostatných vrtů, klastrů vrtů, čerpacích stanic, přečerpávacích stanic, řídicích systémů, UPS, čerpacích stanic, VRP, kompresorových stanic , rozvodny a další zařízení, jakož i inženýrské komunikace (silnice, ropovody a plynovody, vodovody, elektrické vedení, komunikace, telemechanika, katodická ochrana atd.), zajišťující technologické a výrobní procesy pro sběr a přepravu ropných vrtů výrobků s přihlédnutím ke stávajícím dopravním vazbám v oblasti kapacit centrálního zpracovatelského závodu, ropné rafinerie, závodu na zpracování plynu, rafinérie, směru vnější dopravy ropy, plynu a vody, zdrojům dodávek elektřiny, teplo, voda, vzduch atd.

6.5. Při vytváření schématu hlavního plánu je nutné vzít v úvahu:

brigádní a polní forma organizování těžby polí v souladu s „Předpisy o brigádě těžby ropy...“ Ministerstva petrolejářského průmyslu;
možnost rozšíření a rekonstrukce technologické systémy;
provádění technických opatření k zintenzivnění výrobních procesů těžby, sběru a přepravy ropy a plynu.

6.6. Územní plán podniků, zařízení, budov a staveb pro rozvoj terénu by měl být navržen v souladu s požadavky norem „Hlavní plány průmyslových podniků“ a dalšími uvedenými v obecné části této části, jakož i požadavky těchto norem. Normy.

Plánovací rozhodnutí hlavního plánu musí být vypracována s ohledem na technologické zónování instalací, bloků, budov a staveb.

Umístění výrobních a pomocných budov a staveb v zónách musí být provedeno podle jejich funkčního a technologického účelu as přihlédnutím k jejich nebezpečí výbuchu, výbuchu a požáru.

6.7. Přístupové a místní železnice a silnice k objektům, budovám a stavbám by měly být navrženy v souladu s požadavky norem „Železnice s rozchodem 1520 mm“, „Dálnice“, „Pokyny pro projektování dálnic pro ropná pole západní Sibiře“ ministerstva petrolejářského průmyslu.

6.8. Rozměry míst pro výstavbu podniků, budov a staveb jsou stanoveny z podmínek pro umístění technologických staveb, pomocných staveb a inženýrských sítí s přihlédnutím k požadavkům požární bezpečnosti a hygienických norem.

Hustota zástavby podniků a jednotlivých objektů musí odpovídat hodnotám stanoveným v normách „Kmenové plány průmyslových podniků“. Oblasti ropy a plynové studny musí být přijaty v souladu s „Normami pro přidělování půdy pro ropné a plynové vrty“ Ministerstva ropného průmyslu.

Šířka pozemního pásu pro výstavbu liniových staveb by neměla být větší, než je uvedeno: v „Normách přidělování pozemků pro hlavní potrubí“, „Normy přidělování pozemků pro komunikační vedení“, „Normy přidělování pozemků pro elektrické sítě napětí 0,4 - 500 kV“, „Normy pro přidělování pozemků pro dálnice“.

6.9. Areály CPS, základny produkčních služeb (BPO), NGDU, UBR, URB, základny oddělení technologické dopravy (UTT) a speciální zařízení, základny trubek a nářadí a další budovy a stavby pro pomocné účely pro obsluhu ropného pole (CDNG, heliporty atd.), stejně jako rotační tábory mohou být umístěny jak na území pole, tak mimo něj.

6.10. Při umisťování podniků, zařízení, budov a staveb pro těžbu ropy na pobřežních úsecích řek a jiných vodních ploch by se plánovací značky stavenišť měly brát nejméně 0,5 m nad vypočítaným nejvyšším vodním horizontem, s přihlédnutím ke zpětnému toku a sklonu vodního toku s pravděpodobností jeho překročení:

pro budovy, ve kterých výrobní proces přímo související s těžbou ropy z podloží (ústí ropných a plynových vrtů, měřicí zařízení) - jednou za 25 let;
pro centrální čerpací stanice, posilovací stanice, kompresorové stanice plynu, separační zařízení, úpravny oleje, čerpací stanice oleje, čerpací stanice a elektrické rozvodny - jednou za 50 let.

6.11. Zařízení pro rozvoj ropných polí by měla být umístěna od sousedních podniků ve vzdálenostech uvedených v tabulce 19 s přihlédnutím k možnosti spolupráce s těmito podniky při výstavbě inženýrských sítí a dálnic.

6.12. Při vypracování hlavního plánu pro podniky, budovy a stavby pro rozvoj pole, vzdálenost od technologické instalace a konstrukce až po rozvaděče, trafostanice, přístrojové a řídicí jednotky a místnosti obsluhy musí být určeny v souladu s požadavky PUE-76, oddíl VII, s přihlédnutím k hustotě hořlavého plynu ve vztahu k hustotě vzduchu stanovené technologický výpočet v projektu.

6.13. Nejkratší vzdálenosti mezi budovami a strukturami zařízení pro rozvoj ropných polí by měly být brány podle tabulky. 20, a od budov a staveb po podzemní ropovody a plynovody - podle tabulky. 21.

6.14. Nejkratší vzdálenosti mezi budovami a stavbami umístěnými na centrální stanici by měly být brány podle tabulky. 22.

6.15. Vzdálenost od lapačů ropných látek, usazovacích nádrží a dalších objektů kanalizačního systému k pomocným a průmyslovým budovám a objektům, které nesouvisejí s údržbou čistírenských zařízení, by měla být brána podle tabulky. 22.

Nejkratší vzdálenosti mezi budovami a konstrukcemi kanalizačního systému by měly být brány podle tabulky. 23.

6.16. Nejkratší vzdálenosti od skladových budov, přístřešků volných ploch pro skladování lahví s kyslíkem, acetylenem, dusíkem a chlórem k budovám a konstrukcím s výrobní kategorií A, B, C, E by měly být minimálně 50 m, k ostatním výrobním a pomocným budovám nebýt méně:

při počtu válců menším než 400 ks. - 20 m;
s počtem válců od 400 do 1200 ks. - 25 m.

Celková kapacita skladů pro skladování lahví by neměla přesáhnout 1200 jednotek, včetně maximálně 400 lahví naplněných hořlavými plyny.

Poznámky: 1. Uvedený počet lahví je uveden pro jednu lahev o obsahu 50 litrů s menším objemem lahve, je nutné provést přepočet;

2. Společné skladování lahví s hořlavým plynem a kyslíkových lahví není povoleno.

6.17. Vzdálenosti od požárních topných zařízení (pec na topný olej, ropné produkty, plyn, vodu a anhydrid), umístěných mimo budovu, k jiným technologickým zařízením, budovám a konstrukcím dílny nebo zařízení, které zahrnují pec, jakož i k nadjezdům, s výjimkou technologických potrubí spojujících požární topná zařízení s jinými technologickými zařízeními nesmí být menší, než je uvedeno v tabulce. 24.

6.18. Vzdálenosti uvedené v tabulkách jsou určeny:

a) mezi výrobními, hospodářskými a pomocnými budovami, instalacemi, nádržemi a zařízeními - volně mezi vnějšími stěnami nebo konstrukcemi (kromě kovových schodišť);

b) pro technologické regály a potrubí uložené bez regálů - k nejvzdálenějšímu potrubí;

c) u kolejí v místě - k ose nejbližší koleje;

d) u pozemních komunikací - k okraji vozovky;

e) u světlicových instalací - až po osu světlicové hlavně;

f) při rekonstrukci stávajících podniků nebo technologických zařízení v případě nemožnosti přesné shody Technické specifikace Bez velkých materiálových nákladů jsou po dohodě s organizací schvalující projekt povoleny odchylky z hlediska mezer v mezích až 10 %.

6.19. Externí technologické instalace se doporučuje umístit na stranu slepé stěny průmyslového objektu.

V případě umístění otevřených instalací s výrobními kategoriemi A, B, E na obě strany budovy, se kterou jsou spojeny (nebo jedné instalace mezi dvěma budovami), musí být umístěny ve vzdálenosti minimálně 8 m od ní - s prázdnou stěnou, nejméně 12 m - se stěnou s okenními otvory, bez ohledu na plochu obsazenou budovami a instalacemi. Druhé zařízení nebo budova musí být umístěna s ohledem na požadavky bodu 2.90.

Mezi venkovní instalací a budovou je povoleno umístit nadjezd pro potrubí této instalace.

6.20. Vzdálenost od průmyslových objektů k havarijním nebo odvodňovacím nádržím je brána jako pro technologického vybavení umístěn mimo budovu.

6.21. Pozemní havarijní (drenážní) nádrž určená k odvodu hořlavých kapalin a plynů z topenišť by měla být oplocena ohnivzdornou stěnou nebo valem o výšce minimálně 0,5 m a umístěna ve vzdálenosti minimálně 15 m od místa pece.

Podzemní havarijní (drenážní) nádrž musí být umístěna ve vzdálenosti minimálně 9 m od místa pece, samostatně nebo společně s jinými drenážními nádržemi (na stejném místě).

6.22. Území centrálních zpracovatelských stanic, zařízení na úpravu ropy, tankoven, skladů hořlavých kapalin a plynných kapalin, CPS, UPS a KS musí mít oplocení o výšce 2 m s bránou o šířce 4,5 m.

Vzdálenost od plotu k objektům s výrobními objekty kategorie A, B, C a E musí být minimálně 5 m.

Na vnější straně, podél hranice zařízení na úpravu ropy, tankoven a skladů hořlavých kapalin a hořlavých kapalin, by měl být vytvořen pás o šířce 10 m, bez pozemních sítí.

6.23. Oblast kolem hrdla pomocného čerpadla musí být oplocena hliněným valem o výšce 0,7 m o poloměru 15 m.

Prostor kolem světlicové šachty technologických objektů čerpací stanice o výšce 30 m a více musí být oplocen plotem z ostnatého drátu o výšce 1,6 m.

Vzdálenost od světlicové šachty k plotu, jakož i mezi světlicovými šachtami, by měla být brána podle údajů tepelně technických výpočtů, ale ne méně než 30 m.

Oblast kolem svíčky pro vypouštění plynu u kompresorových stanic, shluků vrtů a jednotlivých plynových vrtů není oplocená.

6.24. Umístění nádob na plynový kondenzát (odlučovače, požární pojistky a další zařízení), jakož i budování studní, jímek a jiných výklenků v oplocení prostoru kolem světlice není povoleno.

6.25. Nadzemní pokládka plynovodů od instalací k nálevkovému potrubí by měla být provedena na ohnivzdorných podpěrách.

6.26. Plocha u ústí jedné nebo shluku studní by měla být oplocena hliněným valem o výšce 1 m s šířkou okraje v horní části valu 0,5 m.

6.27. Místo seskupení studní s více než 8 studnami musí mít alespoň dva vchody umístěné na různých koncích podél své dlouhé strany.

6.28. V místech zařízení by měl být navržen otevřený odvodňovací systém. Na pozemky, nezastavěné budovami a stavbami, zachovat přirozenou topografii a vertikální uspořádání zajistit pouze v případech, kdy je nutné odvádět povrchové vody a vést inženýrské sítě.

6.29. Pro terénní úpravy otevřených technologických instalací by měly být navrženy pouze trávníky.

6.30. Vnitrozemské inženýrské sítě a komunikace by měly být řešeny jako jednotný systém s jejich umístěním v určených technických pásech (koridorech).

6.31. Způsob uložení inženýrských sítí (zemních, nadzemních nebo podzemních) je třeba zohlednit požadavky příslušných částí těchto norem.

6.32. Je povoleno pokládat plynovody, ropovody, ropovody a inhibiční potrubí v jednom výkopu. Vzdálenosti mezi nimi by měly být stanoveny na základě podmínek jejich instalace, opravy a údržby.

Vzdálenosti mezi technologickými potrubími uloženými v zemi a budovami a konstrukcemi jsou určeny z podmínek snadné instalace, provozu a oprav potrubí.

6.33. Vzdálenost od místa odběru vody (přijímací studny) od nádrží musí být alespoň:

do objektů I. a II. stupně požární odolnosti - 10 m;
do objektů III, IV a V stupně požární odolnosti a do otevřených skladů hořlavých hmot - 30 m;
do budov a staveb výrobní kategorie A, B, C, E pro požární nebezpečí - 20 m;
do nádrží s hořlavými kapalinami - 40 m;
do nádrží s hořlavými kapalinami a zkapalněnými hořlavými plyny - 60 m.

6.34. Přijímací studny nádrží a studny s hydranty by měly být umístěny ve vzdálenosti nejvýše 2 m od stran dálnic, a pokud jsou umístěny ve vzdálenosti větší než 2 m, měly by do nich mít vjezdy o ploše minimálně 12x12m.

6.35. Požární nádrže nebo jímky by měly být umístěny tak, aby sloužily objektům umístěným v okruhu:

pokud existují automobilová čerpadla - 200 m;
pokud jsou motorová čerpadla - 100 - 150 m, podle typu motorového čerpadla.

Pro zvětšení provozního poloměru je povoleno pokládat slepá potrubí z nádrží nebo zásobníků o délce ne větší než 200 m as ohledem na požadavky článku 6.58 těchto norem.

6.36. Komunikace v místech centrálních sběrných a čistírenských míst ropy, plynu a vody by měly být navrženy s krajnicemi vyvýšenými nad rovinu přilehlého území minimálně o 0,3 m. Nelze-li tento požadavek splnit, měly by být komunikace navrženy tak způsobem, aby se rozlité ropné produkty nemohly dostat na vozovku (instalace příkopů apod.).

6.37. V hranicích pozemních komunikací je povoleno pokládat protipožární vodovodní sítě, komunikace, alarmy, venkovní osvětlení a silové elektrické kabely.

Organizace byla založena v prosinci 2005. Provozovatelem projektu je KarakudukMunai LLP. Partnerem společnosti LUKOIL v projektu je Sinopec (50 %). Rozvoj ložiska probíhá v souladu se smlouvou o užívání podloží podepsanou dne 18.9.1995. Doba trvání smlouvy je 25 let. Ložisko Karakuduk se nachází v oblasti Mangystau, 360 km od Aktau. Zbytkové vytěžitelné zásoby uhlovodíků – 11 mil. tun. Produkce v roce 2011 – 1,4 milionu tun ropy (podíl LUKOIL – 0,7 milionu tun) a 150 milionů metrů krychlových plynu (podíl LUKOIL – 75 milionů metrů krychlových). Investice od začátku projektu (od roku 2006) - více než 400 milionů dolarů v podílu LUKOIL. Celkový počet zaměstnanců je asi 500 osob, z toho 97 % tvoří občané Republiky Kazachstán. LUKOIL plánuje do rozvoje projektu do roku 2020 investovat do svého podílu až 0,1 miliardy dolarů.

Prokázané zásoby ropy a plynu (sdílené společností LUKOIL Overseas)
	milionů barelů
	bcm
Ropa a plyn	milionů barelů n. E.
Komerční produkce za rok (v podílu LUKOIL Overseas)
	milionů barelů

Ropa a plyn	milionů barelů n. E.
Podíl LUKOIL v zámoří na projektu*
Účastníci projektu
Operátor projektu	Karakudukmunai LLP
Provozní zásoba těžebních vrtů
Průměrný denní průtok 1 studna
Průměrný denní průtok 1 nové studny

OBECNÉ INFORMACE O VKLADU

Geograficky se pole Karakuduk nachází v jihozápadní části náhorní plošiny Ustyurt. Administrativně patří do okresu Mangystau v oblasti Mangystau v Kazašské republice.

Nejbližší osadou je železniční stanice Sai-Utes, která se nachází 60 km jihovýchodně. Stanice Beineu se nachází 160 km od pole. Vzdálenost do regionálního centra Aktau je 365 km.

Orograficky je pracovní oblastí pouštní pláň. Absolutní nadmořské výšky povrchu reliéfu se pohybují od +180 m do +200 m Pracovní oblast se vyznačuje ostře kontinentálním klimatem s horkými suchými léty a chladnými zimami. Nejteplejším měsícem léta je červenec s maximální teplotou do +45 o C. V zimě dosahuje minimální teplota -30-35 o C. Průměrný roční úhrn srážek je 100-170 mm. Oblast se vyznačuje silným větrem, který přechází v prachové bouře. V souladu s SNiP 2.01.07.85 patří oblast pole z hlediska tlaku větru do oblasti III (do 15 m/s). Převládejte v létě větry SZ směry, v zimě - SV. Sněhová pokrývka v pracovní oblasti je nerovnoměrná. Mocnost v nejvíce zanořených nízko položených oblastech dosahuje 1-5 m.

Flóra a fauna oblasti je chudá a je zastoupena druhy typickými pro polopouštní zóny. Oblast se vyznačuje řídkou travnatou a keřovou vegetací: velbloudí trn, pelyněk a solyanka. Svět zvířat zastoupené hlodavci, plazy (želvy, ještěrky, hadi) a pavoukovci.

V pracovní oblasti nejsou žádné přírodní zdroje vody. V současné době jsou vodní zdroje ložiska pití vody, pro technické potřeby a potřeby zdolávání požárů je zde voda z Volhy z hlavního vodovodního potrubí Astrachaň-Mangyshlak a také speciální vrty pro odběr vody až do hloubky 1100 m pro albsenomanská ložiska.

Pracovní plocha je prakticky neobydlená. 30 km východně od pole Karakuduk Železnice Stanice Makat - Mangyshlak, podél které jsou položeny stávající ropovody a plynovody Uzen-Atyrau - Samara a "Střední Asie - Střed" a také vysokonapěťové elektrické vedení Beineu - Uzen. Komunikace mezi rybářským a osad prováděné silniční dopravou.

GEOLOGICKÉ A FYZIKÁLNÍ CHARAKTERISTIKY LOŽISKA

3.1. Charakteristika geologické stavby

Litologická a stratigrafická charakteristika řezu

V důsledku prospekčních, průzkumných a těžebních vrtů na poli Karakuduk byla odkryta vrstva mezo-cenozoických sedimentů o maximální mocnosti 3662 m (vrt 20) od triasu po neogén-kvartér včetně.

Níže je uveden popis odkryté části ložiska.

Triasový systém - T. Pestré terigenní vrstvy triasového stáří reprezentují vložené pískovce, prachovce, slínovce a jíly blátotvorné, zbarvené do různých odstínů šedé, hnědé až zelenošedé. Minimální obnažená mocnost triasu je zaznamenána ve studni 145 (29 m) a maximální ve studni 20 (242 m).

Jurský systém - J. Sekvence jurských usazenin leží na podložních triasových horninách se stratigrafickou a úhlovou nekonformitou.

Jurský úsek je prezentován v objemu spodní, střední a horní sekce.

Spodní díl – J 1. Spodní jura je litologicky složena z vložených pískovců, prachovců, jílů a slínovců. Pískovec je světle šedý se zelenavým nádechem, jemnozrnný, špatně tříděný, silně tmelený. Jíly a prachovce jsou tmavě šedé se zelenkavým nádechem. Blatníky jsou tmavě šedé s inkluzemi OPO. Regionálně je horizont Yu-XIII omezen na ložiska spodní jury. Mocnost spodnojurských usazenin se pohybuje v rozmezí 120-127m.

Střední část – J 2. Sekvence střední jury je zastoupena všemi třemi stupni: bathonským, bajokským a aaleenským.

Aalenské jeviště - J 2a. Sedimenty aalénského stáří překrývají podložní se stratigrafickou a úhlovou nekonformitou a jsou zastoupeny střídajícími se pískovci, jíly a vzácněji i prachovci. Pískovce a prachovce jsou zbarveny do šedých a světle šedé jíly se vyznačují tmavší barvou. Regionálně jsou horizonty Yu–XI, Yu–XII omezeny na tento stratigrafický interval. Tloušťka je více než 100 m.

Bajociánské stadium - J 2. stol. Pískovce jsou šedé a světle šedé, jemnozrnné, silně tmelené, nevápnité, slídnaté. Prachovce jsou světle šedé, jemnozrnné, slídové, jílovité, s vměstky zuhelnatělých rostlinných zbytků. Jíly jsou tmavě šedé, černé a místy husté. Produktivní horizonty Yu-VI-Yu-X jsou omezeny na ložiska tohoto věku. Tloušťka je asi 462 m.

Bathonian Stage - J 2 bt. Litologicky jsou zastoupeny pískovci, prachovce, proložené jíly. Ve spodní části úseku se zvyšuje podíl pískovců s tenkými vrstvami prachovců a jílů. Produktivní horizonty Yu-III-Yu-V jsou omezeny na sedimenty bathonského stupně. Tloušťka se pohybuje od 114,8 m do 160,7 m.

Horní část - J 3. Naleziště svrchní jury shodně překrývají podložní a jsou reprezentována třemi stupni: callovian, oxford a volgian. Spodní hranice je nakreslena podél střechy hliněného balíku, což je jasně viditelné ve všech studnách.

Callovian stupeň - J 3 k Callovian stupeň je reprezentován mezivrstvami jílů, pískovců a prachovců. Podle litologických znaků stupně se rozlišují tři členy: svrchní a střední jsou jílovité o mocnosti 20-30 m a spodní je střídáním pískovcových a prachovcových vrstev s jílovými mezivrstvami. Produktivní obzory Yu-I a Yu-II jsou omezeny na nižší člen callovianského stupně. Tloušťka se pohybuje od 103,2 m do 156 m.

Oxfordsko-volgské stadium – J 3 ox-v. Ložiska oxfordského stupně jsou zastoupena jíly a opukami se vzácnými mezivrstvami pískovců a prachovců a je pozorována určitá diferenciace: spodní část je jílovitá, horní část opuková.

Skály jsou šedé, světle šedé, někdy tmavě šedé a mají nazelenalý odstín.

Volgský úsek je sledem jílovitých vápenců s mezivrstvami dolomitů, opuků a jílů. Vápence jsou často puklinové a porézní, masivní, písčité, jílovité, s nerovnými puklinami a matným leskem. Jíly jsou prachovité, šedé, vápnité, často s inkluzemi zbytků fauny. Dolomity jsou šedé, tmavě šedé, kryptokrystalické, místy jílovité, s nerovnými puklinami a matným leskem. Tloušťka hornin se pohybuje od 179 m do 231,3 m.

Křídový systém - K. Ložiska křídového systému jsou zastoupena v objemu spodního a horního úseku. Úsek byl rozdělen do vrstev pomocí těžebních materiálů a srovnání se sousedními oblastmi.

Spodní díl – K 1. Ložiska spodní křídy jsou složena z hornin neokomského nadstupně, aptského a albického stupně.

Neocomian superstage – K 1 ps. Podložní volgské sedimenty jsou shodně překryty neokomickým intervalem, který spojuje tři stupně: valangin, hauteriv, barrem.

Úsek je litologicky složen z pískovců, jílů, vápenců a dolomitů. Pískovce jsou jemnozrnné, světle šedé, polymiktické, s karbonátovým a jílovitým cementem.

Na úrovni hauterivského intervalu je úsek zastoupen především jíly a opukami a pouze nahoře lze vysledovat pískový horizont. Barremická ložiska se v řezu vyznačují pestrou barvou hornin a jsou litologicky složena z jílů s mezivrstvami pískovců a prachovců. V celém neokomickém úseku je pozorována přítomnost jednotek prachovitě písčitých hornin. Mocnost neokomických sedimentů se pohybuje od 523,5 m do 577 m.

Aptian Stage – K 1a. Sedimenty tohoto stáří překrývají podložní erozí a mají s nimi jasnou litologickou hranici. Ve spodní části je úsek složen převážně z jílovitých hornin se vzácnými mezivrstvami písků, pískovců a prachovců, v horní části je rovnoměrné střídání jílovitých a písčitých hornin. Tloušťka se pohybuje od 68,7 m do 129,5 m.

Albánský stupeň – K 1 al. Úsek tvoří vložené písky, pískovce a jíly. Strukturální a texturní rysy hornin se neliší od podkladových. Mocnost se pohybuje od 558,5 m do 640 m.

Horní část – K 2. Horní úsek reprezentují cenomanské a turonsko-senonské uloženiny.

Cenomanský stupeň – K 2 s. Ložiska cenomanského stupně jsou zastoupena jíly střídajícími se s prachovci a pískovci. Litologickým vzhledem a složením se horniny tohoto stáří neliší od albánských nalezišť. Tloušťka se pohybuje od 157 m do 204 m.

turonsko-senonský nečleněný komplex – K 2 t-cn. Na dně popisovaného komplexu se nachází turonský stupeň složený z jílů, pískovců, vápenců a křídovitých opuků, které jsou dobrým orientačním bodem.

Výše v úseku leží ložiska sanónského, kampánského a maastrichtského stupně, sjednocená v senonském převisu, reprezentovaná litologicky silnou vrstvou vložených opuků, křídy, křídových vápenců a karbonátových jílů.

Mocnost sedimentů turonsko-senonského komplexu se pohybuje od 342 m do 369 m.

Paleogenní systém - R. Paleogénní ložiska jsou zastoupena bílými vápenci, zelenkavými opukovými vrstvami a růžovými prachovcovými jíly. Mocnost se pohybuje od 498 m do 533 m.

Neogenní-kvartérní systémy – N-Q. Neogenní kvartérní ložiska jsou tvořena převážně karbonátovo-jílovitými horninami světle šedé, zelené a hnědé barvy a vápencovými - lasturovými horninami. Horní část úseku je tvořena kontinentálními sedimenty a slepenci. Mocnost sedimentů se pohybuje od 38 m do 68 m.

3.2. Tektonika

Podle tektonického rajonování se pole Karakuduk nachází v tektonickém stupni Arystanov, který je součástí severoustjurtského systému žlabů a výzdvihů západní části Turanské desky.

Podle materiálů seismických průzkumných prací MOGT-3D (2007), provedených JSC Bashneftegeofizika, struktura Karakuduk podél odrazného horizontu III je brachyantiklinální vrása sublatitudinálního úderu o rozměrech 9x6,5 km podél uzavřené izohypsy mínus 2195 m, s amplitudou 40 m. Úhly dopadu křídel se zvyšují s hloubkou: v turonu - zlomky stupně, ve spodní křídě -1-2˚. Struktura podél reflektoru V představuje antiklinální vrásnění, porušené četnými zlomy, možná některé netektonického charakteru. Všechny hlavní poruchy popsané dále v textu lze vysledovat podél tohoto odrážejícího horizontu. Záhyb submeridionálního úderu se skládá ze dvou oblouků, ohraničených izohypsem mínus 3440 m, identifikovaných v oblasti vrtů 260-283-266-172-163-262 a 216-218-215. Podél isohypsu mínus 3480 m má vrása rozměry 7,4 x 4,9 km a amplitudu 40 m.

Výzdvih na strukturních mapách podél jurských produktivních horizontů má téměř izometrický tvar, komplikovaný řadou zlomů rozdělujících strukturu do několika bloků. Nejzákladnějším zlomem je zlom F 1 na východě, který lze vysledovat v celém produktivním úseku a rozděluje strukturu na dva bloky: střední (I) a východní (II). Blok II je snížen vzhledem k bloku I se zvýšením amplitudy posunu z jihu na sever z 10 na 35 m. Porucha F1 je nakloněná a posouvá se s hloubkou ze západu na východ. Toto porušení bylo potvrzeno vrtem 191, kde chybí část jurských sedimentů cca 15 m na úrovni produktivního horizontu Yu-IVA.

Přerušení F 2 bylo provedeno v oblasti vrtů 143, 14 a odřízlo centrální blok (I) od jižního bloku (III). Důvodem pro provedení tohoto porušení byly nejen seismické podklady, ale také výsledky zkoušek vrtů. Například ze základních vrtů se vedle vrtu 143 nachází vrt 222, kde byla při testování horizontu Yu-I získána ropa a ve vrtu 143 byla získána voda.

Popis práce

Ropné pole má poměrně dlouhé životní cyklus. Od objevení ropného ložiska k produkci první ropy může uplynout několik desetiletí. Celý proces rozvoje ropného pole lze rozdělit do pěti hlavních fází.

HLEDÁNÍ A ZKOUMÁNÍ

1 Objev ropných polí

Leží v něm ropa a plyn skály ah - kolektory, obvykle ve značné hloubce
Pro detekci ložisek ropy ve skalních útvarech se provádějí seismické průzkumy. Výzkum nám umožňuje získat snímky hlubokých vrstev hornin, ve kterých zkušení specialisté identifikují potenciálně produktivní struktury
Aby se zajistilo, že v identifikovaných skalních strukturách je ropa, jsou vrtány průzkumné vrty

2 Hodnocení zásob ropy

Když se potvrdí nález ložiska, sestaví se geologický model, což je soubor všech dostupných dat. Speciální software umožňuje zobrazit tato data ve 3D obrazu. Digitální geologický model pole je potřeba k:

Odhadněte počáteční a vytěžitelné zásoby ropy (a plynu).
Vypracujte optimální projekt rozvoje pole (počet a umístění vrtů, úrovně těžby ropy atd.)

Více kvalitativní hodnocení rezervy, jsou vrtány odhadní vrty. A vrtání průzkumné vrty pomáhá objasnit velikost a strukturu ložiska.

V této fázi se vyrábí ekonomické hodnocení proveditelnost rozvoje pole na základě předpovědi úrovně těžby ropy a očekávaných nákladů na její rozvoj. Pokud se očekává ekonomické ukazatele splňovat kritéria olejová společnost, pak to začne rozvíjet.

TĚŽBA ROPY A PLYNU

3 Příprava na rozvoj terénu

Za účelem optimálního rozvoje ropného pole je vyvíjen Rozvojový projekt ( Technologický systém rozvoj) a Field Development Project. Mezi projekty patří:

Požadované množství a umístění studní
Optimální způsob rozvoje oboru
Typy a náklady potřebné vybavení a struktur
Systém sběru a úpravy oleje
Bezpečnostní opatření životní prostředí

Rozvoj vrtných technologií a zavádění směrových vrtů do praxe umožňuje lokalizovat ústí vrtů do tzv. „clusterů“. Jedna podložka může mít dva až dva tucty jamek. Klastrové uspořádání vrtů umožňuje snížit dopad na životní prostředí a optimalizovat náklady na rozvoj pole.

4 Těžba ropy a plynu

Období, během kterého lze získat zásoby ropy, je 15 - 30 let, v některých případech může dosáhnout 50 a více let (u obřích polí).

Vývojové období pole se skládá z několika fází:

Rostoucí výrobní fáze
Stabilizace výroby na maximální úrovni (plató)
Klesající fáze výroby
Závěrečné období

Rozvoj technologií těžby ropy, provádění geologických a technických opatření (GTM) a používání metod vylepšené obnovy ropy (EOR) může významně prodloužit ziskové období rozvoje pole.

5 Likvidace

Jakmile úroveň produkce ropy klesne pod ziskovou úroveň, rozvoj pole je zastaven a licence je vrácena vládním agenturám.

Technický projekt rozvoj oboru- to je jeden z nejvíce důležité dokumenty zahájit terénní rozvojové práce. Naši specialisté jsou připraveni tento a související úkoly kompletně převzít.

V procesu vypracovávání projektu rozvoje fosilních zásob se provádí analýza předchozí produkční úrovně, pokud existuje.

Problémy, které je třeba řešit technický projekt rozvoj ložisek nerostných surovin:

předcházení ztrátám nerostů a jejich kvalitě;
povinné vedení veškeré potřebné dokumentace při geologickém průzkumu, všech typech terénních a laboratorních prací;
bezpečnost práce z pohledu zaměstnanců podílejících se na rozvoji oboru i z hlediska životního prostředí včetně péče o čistotu podzemních vod;
v případě narušení bezpečnosti pozemky– jejich rekultivace;
zachování dosud využitelných důlních děl a vrtů a odstranění nepotřebných;
přísné dodržování podmínek licence.

Technický projekt je rozdělen na grafickou a textovou část.

Grafika obsahuje:

Důlní a geologická část:
- plošný plán s obrysy výpočtu zásob;
- geologické řezy podél linií;
- plán lomu na konci těžby a schéma rekultivace těžby;
- výpočet objemů zásob ponechaných na stranách lomu po úsecích;
- kalendářní plán pro stírací a deponovací práce;
- kalendářní plán těžebních operací;
- prvky vývojového systému;
- dumpingový režim;
Generální plán a doprava.

Textová část zprávy může obsahovat následující informace:

Obecná vysvětlující poznámka uvádějící počáteční údaje a hlavní ustanovení projektu;
Geologická stavba lomového pole;
Technická řešení (návrhová kapacita a provozní režim zařízení, systém rozvoje pole, parametry skládky, doprava v lomu atd.);
Kvalita minerálů;
Organizace a technická řešení při provádění prací v nebezpečných prostorách;
Výroba a řízení podniku. Organizace a pracovní podmínky pracovníků;
Architektonická a konstrukční řešení;
Inženýrská a technická podpora. Sítě a systémy;
Hlavní plán a vnější doprava;
Organizace stavebnictví;
Bezpečnost a racionální použití podloží;
Opatření k zajištění požární bezpečnosti a havarijní prevence;
Dokumentace odhadu;
Ekonomické hodnocení efektivnosti investic.

Po přípravě a provedení je projekt předložen k povinnému schválení Federální agentuře pro využití podloží. Pro těžbu nás můžete také svěřit. Zaměstnanci skupiny společností „Specialisté“ mají bohaté zkušenosti v oblasti sestavování a koordinace projektová dokumentace, což vám umožní vyhnout se rizikům a ušetřit čas.

Vypracování a schválení terénního projektu trvá v průměru asi tři měsíce, ale uděláme vše pro to, abychom tuto dobu zkrátili.

Ministerstvo Vzdělávání a věda Republiky Kazachstán

Fakulta financí a ekonomiky

Katedra ekonomiky a managementu

D
disciplína: Hodnocení projektů ropy a zemního plynu

SRS č. 1

Předmět: Plán rozvoje strategicky důležitého pole Kashagan na šelfu Kaspického moře

Provedeno:

Studentka 3. ročníku speciální pedagogiky "Ekonomika"

Batyrgalieva Zarina

ID: 08BD03185

Kontrolovány:

Esteková G.B.

Almaty, 2010

Za posledních 30 let se objevily trendy, kdy globální HDP roste v průměru o 3,3 % ročně, zatímco celosvětová poptávka po ropě jako hlavním zdroji uhlovodíků roste v průměru o 1 % ročně. Zpoždění spotřeby uhlovodíků za růstem HDP je spojeno s procesy zachování zdrojů, zejména ve vyspělých zemích. Zároveň se neustále zvyšuje podíl rozvojových zemí na produkci HDP a spotřebě uhlovodíků. V tomto případě se očekává, že problémy s dodávkami uhlovodíků se budou stále více zhoršovat.

Územní blízkost tak největších a dynamicky se rozvíjejících zemí, jako je Rusko a Čína, otevírá široké možnosti pro export kazašských uhlovodíků. Pro zajištění přístupu na jejich trh je nutné rozvíjet a zlepšovat systém hlavních plynovodů.

Odhady mezinárodních expertů ukazují, že pokud budou současné trendy pokračovat, všechny prokázané světové zásoby ropy vydrží pouze 40–50 let. Přidání ropných zdrojů KSKM k osvědčeným světovým zásobám je určujícím faktorem globálních energetických strategií. Kazachstán musí být připraven na flexibilní kombinaci strategií systematického přesunu těžby ropy do Kaspického moře a urychlení jednotlivých slibných projektů. A jedním z nejslibnějších projektů je pole Kashagan.

Pole Kashagan, pojmenované po kazašském básníkovi z 19. století narozeném v oblasti Mangistau, je jedním z největších světových objevů za posledních 40 let. Patří do kaspické ropné a plynárenské provincie.

Pole Kashagan se nachází v kazašském sektoru Kaspického moře a pokrývá plochu přibližně 75 x 45 kilometrů. Nádrž leží v hloubce asi 4200 metrů pod mořským dnem v severní části Kaspického moře.

Kashagan jako útesový výzdvih o vysoké amplitudě v podsolném paleozoickém komplexu Severního Kaspického moře byl objeven seismickým průzkumem sovětských geofyziků v období 1988-1991. na mořském pokračování zóny zdvihu Karaton-Tengiz.

Následně to potvrdily studie západních geofyzikálních společností pracujících jménem vlády Kazachstánu. Masivy Kashagan, Korogly a Nubar byly původně identifikovány v jeho složení v období 1995-1999. byly pojmenovány Kashagan východní, západní a jihozápadní.

Rozměry východního Kashaganu podél uzavřené izohypsy - 5000 m jsou 40 (10/25) km, plocha - 930 km², amplituda zdvihu - 1300 m Předpokládaná OWC se provádí v absolutní nadmořské výšce 4800 m. mohutná puklinová nádrž dosahuje 1100 m, plocha ložisek ropy je 650 km², průměrná tloušťka nasycené olejem - 550 m.

Západní Kashagan hraničí s východním Kashaganem podél submeridionálního strukturálního srázu, který může být spojen s tektonickou poruchou. Rozměry zdvihu útesu podél uzavřené stratoisohypsy - 5000 m jsou 40 x 10 km, plocha - 490 km², amplituda - 900 m Předpokládá se, že OWC je společný pro oba zdvihy a provádí se v absolutní nadmořské výšce 4800 m. , výška lapače - 700 m, obsah oleje - 340 km², průměrná tloušťka nasycené olejem - 350 m.

Jihozápadní Kashagan se nachází poněkud stranou (jižně) od hlavního masivu. Vztlak po uzavřené stratoisohypse - 5400 m, má rozměry 97 km, plocha - 47 km², amplituda - 500 m OWC je předpovězena v absolutní nadmořské výšce 5300 m, ropná plocha - 33 km², průměrná nasycenost olejem. tloušťka - 200 m.

Zásoby ropy v Kashaganu se pohybují v širokém rozmezí od 1,5 do 10,5 miliardy tun. Z toho východní tvoří 1,1 až 8 miliard tun, západní - až 2,5 miliardy tun a jihozápadní - 150 milionů tun.

Geologické zásoby Kashaganu se podle kazašských geologů odhadují na 4,8 miliardy tun ropy.

Celkové zásoby ropy podle provozovatele projektu dosahují 38 miliard barelů nebo 6 miliard tun, z čehož je asi 10 miliard barelů vytěžitelných. Kashagan má velké zásoby zemního plynu ve výši více než 1 bilionu. krychle metrů.

Partnerské společnosti v projektu Kashagan: Eni, KMG Kashagan B.V. (dceřiná společnost Kazmunaigas), Total, ExxonMobil, Royal Dutch Shell mají každá 16,81% podíl, ConocoPhillips - 8,4%, Inpex - 7,56%.

Provozovatel projektu byl jmenován v roce 2001 partnery: Eni a vytvořil společnost Agip KCO. Účastníci projektu pracují na vytvoření společné provozní společnosti, North Caspian Operating Company (NCOC), která nahradí AgipKCO a řadu agentských společností jako jediný operátor.

Kazašská vláda a mezinárodní konsorcium pro rozvoj severokaspického projektu (včetně pole Kashagan) se dohodly na odložení zahájení těžby ropy z roku 2011 na konec roku 2012.

Objem produkce ropy v Kashaganu by měl do konce příští dekády dosáhnout 50 milionů tun ročně. Produkce ropy v Kashaganu by podle propočtů ENI měla v roce 2019 dosáhnout 75 milionů tun ročně. S Kashaganem vstoupí Kazachstán do Top 5 světových producentů ropy.

Za účelem zvýšení těžby ropy a snížení obsahu H3S se konsorcium připravuje na použití několika pobřežních a pobřežních zařízení v Karabatánu k vstřikování zemního plynu do ložiska a do Karabatánu bude vybudován ropovod a plynovod.

Rozvoj pole Kashagan v drsných mořských podmínkách Severního Kaspického moře představuje jedinečnou kombinaci obtíží technologického a dodavatelského řetězce. Tyto výzvy zahrnují zajištění bezpečnosti výroby, inženýrství, logistiku a otázky životního prostředí, což z tohoto projektu činí jeden z největších a nejsložitějších průmyslových projektů na světě.

Pole se vyznačuje vysokým tlakem v nádrži až 850 atmosfér. Vysoce kvalitní olej -46° API, ale s vysokým plynovým faktorem, obsahem sirovodíku a merkaptanu.

Kashagan byl oznámen v létě 2000 na základě výsledků vrtání prvního vrtu, Vostok-1 (East Kashagan-1). Jeho denní průtok byl 600 m³ ropy a 200 tisíc m³ plynu. Druhý vrt (Zapad-1) byl vyvrtán v západním Kashaganu v květnu 2001, 40 km od prvního. Vykazoval denní průtok 540 m3 ropy a 215 tisíc m3 plynu.

Pro rozvoj a posouzení Kashaganu byly vybudovány 2 umělé ostrovy, bylo vyvrtáno 6 průzkumných a 6 hodnotících vrtů (Vostok-1, Vostok-2, Vostok-3, Vostok-4, Vostok-5, Zapad-1.

Vzhledem k mělkým vodám a chladným zimám severního Kaspického moře není možné použití tradičních vrtných a výrobních technologií, jako jsou železobetonové konstrukce nebo zdvihací plošiny instalované na mořském dně.

Aby byla zajištěna ochrana před drsnými zimními podmínkami a pohybem ledu, jsou na umělých ostrovech instalovány pobřežní stavby. Předpokládají se dva typy ostrovů: malé „vrtné“ ostrůvky bez personálu a velké „ostrovy s technologickými komplexy“ (ETK) s obslužným personálem.

Uhlovodíky budou čerpány potrubím z vrtných ostrůvků do ETC. Na ostrovech ETC budou technologická zařízení pro extrakci kapalné fáze (ropa a voda) ze surového plynu, zařízení pro vstřikování plynu a energetické systémy.

V I. fázi bude přibližně polovina celkového objemu vyrobeného plynu vtlačena zpět do zásobníku. Získané tekutiny a surový plyn budou dodávány potrubím na břeh v závodě na zpracování ropy a plynu Bolashak v regionu Atyrau, kde se plánuje úprava ropy na komerční kvalitu. Některé objemy plynu budou poslány zpět do pobřežního komplexu pro použití při výrobě energie, zatímco část plynu uspokojí podobné potřeby pobřežního komplexu.

Rozvojová strategie Kashagan má řadu technických problémů:

Nádrž Kashagan leží v hloubce asi 4200 metrů pod mořským dnem a má vysoký tlak(počáteční tlak v zásobníku 770 bar). Nádrž se vyznačuje vysokým obsahem plynu s vysokým obsahem síry.

Nízká úroveň slanosti způsobená přílivem sladké vody z Volhy v kombinaci s mělkými vodami a zimními teplotami až -30 °C má za následek, že severní Kaspické moře je pokryto ledem na přibližně pět měsíců v roce. Pohyb ledu a tvorba rýh z pohybu ledu na mořském dně představují vážná omezení pro stavební práce.

Severní Kaspické moře je velmi citlivou ekologickou oblastí a stanovištěm pro rozmanitou škálu flóry a fauny, včetně některých vzácných druhů. NCOC považuje odpovědnost za životní prostředí za nejvyšší prioritu. Usilovně a svědomitě pracujeme na tom, abychom zabránili a co nejvíce minimalizovali jakékoli dopady na životní prostředí, které mohou vyplynout z našich činností.

Oblast severního Kaspického moře je oblastí, kde je dodávka zařízení důležitého pro projekt zatížena určitými obtížemi. Logistické potíže jsou umocněny omezením přístupu podél vodních dopravních tras, jako je kanál Volha-Don a systém vodní dopravy Baltské moře-Volha, které jsou kvůli silné ledové pokrývce otevřeny plavbě pouze asi šest měsíců v roce.

Rád bych poznamenal exportní strategii tohoto projektu. Současný plán exportu produktů po dokončení zahrnuje využití stávajících potrubních a železničních systémů.

Západní trasa ropovodu CPC (potrubí z Atyrau do Novorossijsku podél pobřeží Černého moře), severní trasa z Atyrau do Samary (napojení na ruský systém Transněft) a východní trasa (Atyrau do Alashankou) poskytují spojení se stávajícími exportními dopravními systémy.

Možná jihovýchodní cesta závisí na rozvoji kazašského kaspického dopravního systému (KCTS), který by mohl přepravovat ropu ze Západního Eskene, kde se nachází továrna Bolashak, do nového terminálu Kuryk. Ropa by pak mohla být přepravena tankerem do nového terminálu poblíž Baku, kde by byla přečerpána do potrubního systému Baku-Tbilisi-Ceyhan (BTC) nebo jiných ropovodů, aby se dostala na mezinárodní trhy.
V současné době se prověřují všechny možné exportní cesty.

Tento projekt zohledňuje bezpečnost a ochranu životního prostředí. Od vytvoření prvního konsorcia v roce 1993 bylo vyvinuto a realizováno mnoho programů ochrany životního prostředí v rámci operací na ropných polích na souši i na moři. Agip KCO například najal místní společnosti, aby provedly posouzení vlivů na životní prostředí (EIA) svých činností, včetně výstavby pozemních a pobřežních staveb, dálkových potrubí a pobřežních exportních potrubí. Byl zahájen program na financování vědeckého výzkumu v oblasti biologické rozmanitosti kaspického regionu. V regionu Atyrau bylo vybudováno dvacet monitorovacích stanic kvality ovzduší. Každoročně se provádějí průzkumy půdy a sledování stavu populací ptáků a tuleňů. V roce 2008 byla zveřejněna mapa ekologicky citlivých zón severokaspického regionu, vytvořená mimo jiné na základě dat shromážděných konsorciem.

Problémy jsou i s likvidací síry. Pole Kashagan obsahuje přibližně 52 bilionů krychlových stop souvisejícího plynu, z nichž velká část bude reinjektována do nádrže v zařízeních na moři, aby se zlepšila těžba ropy. Během 1. fáze (pilotní vývojová fáze) nebude všechen související plyn znovu vstřikován do zásobníku v zařízeních na moři. Část bude odeslána do integrovaného zařízení na zpracování ropy a zemního plynu na pevnině, kde bude plyn odsířen, který bude následně použit jako topný plyn k výrobě elektřiny pro operace na pevnině a na moři, zatímco část bude prodána na trhu jako komoditní plyn. Očekává se, že fáze 1 bude produkovat v průměru 1,1 milionu tun síry ročně z čištění kyselého plynu.
Přestože konsorcium plánuje prodat celý objem vyrobené síry, může vzniknout potřeba dočasného skladování síry. Síra vyrobená v závodě na zpracování ropy a plynu v Bolashaku bude skladována v uzavřených podmínkách, izolovaná od životního prostředí. Kapalná síra bude přelita do uzavřených nádob vybavených čidly. Před prodejem bude síra převedena do pastelové formy, která zabrání tvorbě sirného prachu při drcení.

Kromě odpovědných výrobních operací přebírají účastníci programu sociální a environmentální odpovědnost, z jejíž realizace budou mít občané Kazachstánu dlouhodobý prospěch. Plnění těchto závazků vyžaduje úzkou spolupráci s vládou a místní úřady orgány, s místní komunitou a iniciativními skupinami

V období od roku 2006 do roku 2009. více než 5,3 miliardy USD bylo vynaloženo na místní zboží a služby. V roce 2009 tvořily platby za místní zboží a služby 35 % všeobecné výdaje společnosti.

V roce 2009, v období maximální aktivity pro výstavbu zařízení Pilot Development Stage, bylo v projektu v Kazachstánu zaměstnáno více než 40 000 lidí. Více než 80 % pracovníků byli občané Kazachstánu – což je u projektů tohoto rozsahu výjimečný ukazatel.

Infrastrukturní projekty a společenský význam jsou důležitou součástí firemní a společenské odpovědnosti NCOC. Významná část kapitálových investic do rozvoje oboru jde podle SRPSC do výstavby zařízení sociální infrastruktury v r. vzdělání, zdravotnictví, sport a kultura. Prostředky jsou rovnoměrně rozděleny mezi regiony Atyrau a Mangistau, kde výrobní operace podle SRPSK.

Od roku 1998 bylo v úzké spolupráci s místními úřady dokončeno 126 projektů, 60 projektů v regionu Atyrau a 66 v regionu Mangistau. Celkem bylo v regionu Atyrau utraceno 78 milionů USD a v regionu Mangistau 113 milionů USD.

Kromě toho v rámci programu Sponzorství a charity 2009 NCOC a Agip KCO podpořily více než sto iniciativ v oblasti kultury, zdravotnictví, vzdělávání a sportu. Patří mezi ně pokročilá školení pro lékaře a učitele, semináře o mezikulturním vzdělávání a environmentální gramotnosti ve školách, pozvání předních ruských chirurgů k operaci dětí z Atyrau, nákup hudebních nástrojů pro školu v Aktau a nákup lékařského vybavení a sanitek pro nemocnici v Tupkaraganu.

Důležitou roli hraje ochrana zdraví a práce. Účastníci tohoto projektu budou provádět systematické řízení rizik, aby neustále zlepšovali systém ochrany zdraví, práce a životního prostředí a dosáhli úrovně světové špičky v tomto ukazateli. To vše je prováděno v souladu s požadavky Dohody o sdílení produkce pro Severní Kaspické moře, kazašskou a mezinárodní legislativou, stávajícími průmyslovými standardy a podnikovými směrnicemi.

Všichni účastníci SRPSK se zavazují:

Svou činnost vykonávat při zajištění bezpečnosti a ochrany zdraví všech zaměstnanců, kteří se na těchto činnostech přímo či nepřímo podílejí, prostředí, ve kterém provozují své výrobní operace, a majetku společnosti.

Řídit aktivity konsorcia a související rizika v souladu s požadavky Severokaspické dohody o sdílení výroby, Kazachstánu a mezinárodní legislativy a aplikovat nejlepší existující průmyslové standardy v těch záležitostech, které nemohou být regulovány zákony a předpisy.

Prosazovat zavádění zásad HSE do firemní kultury, kde všichni zaměstnanci a poskytovatelé služeb nesou společnou odpovědnost za implementaci těchto zásad a jít příkladem.

Vyvíjet systémy, které umožňují systematické hodnocení HSE rizik ve všech fázích činnosti společnosti a efektivně tato rizika kontrolovat.

Vyvíjet a certifikovat systém řízení HSE a neustále informovat Agentské společnosti, Autorizovanou osobu a všechny zainteresované strany o stavu věcí v oblasti HSE za účelem neustálého zlepšování.

Vybírejte obchodní partnery na základě jejich schopnosti dostát svým závazkům v oblasti HSE.

Zavádět systémy a postupy, které umožňují okamžitou a efektivní reakci v případě neplánovaných a nechtěných událostí, a pravidelně je revidovat.

Zvyšovat povědomí o osobní odpovědnosti všech zaměstnanců společnosti při předcházení rizikům havárií, poškození zdraví a životního prostředí.

Spolupracujte s vládní agentury Republiky Kazachstán a všech zainteresovaných stran za účelem vypracování předpisů a norem zaměřených na zvýšení úrovně bezpečnosti zaměstnanců společnosti a ochrany životního prostředí.

Uplatňovat konstruktivní přístup ke své činnosti, založený na dialogu se zainteresovanými stranami a veřejností a zaměřený na dosažení uznání činnosti společnosti místní komunitou prostřednictvím implementace sociálních programů.

Sponzorské a filantropické projekty jsou zaměřeny na zajištění ekonomické udržitelnosti a zlepšení blahobytu, na podporu zdraví, vzdělávání, kultury a kulturního dědictví, sportu a na pomoc jednotlivcům s nízkými příjmy, kteří mají nárok na takovou podporu, a zároveň jsou v souladu se strategickým plánem NCOC. cíle udržitelného rozvoje. Realizace sponzorského a charitativního programu je svěřena společnosti Agip KCO.

Projekty zahrnují zejména vlastní příspěvky účastníků a musí také veřejnosti prokázat svou dlouhodobou udržitelnost. Podpora politického popř náboženské organizace Projekty nemohou vytvářet nespravedlivé podmínky pro hospodářskou soutěž na trhu ani negativně ovlivňovat environmentální stabilitu a/nebo přírodní ekosystémy. Projekty jsou obvykle vytvářeny místními vládami, nevládními organizacemi nebo zástupci komunity, ale mohou být také iniciovány NCOC nebo jejími zástupci jako proaktivní opatření na podporu místních komunit.

Bibliografie:

Státní program rozvoje kazašského sektoru Kaspického moře