Usługi

Plan liczenia. Biznesplan zagospodarowania złoża kamienia budowlanego Jegoriewsk Plan zagospodarowania złoża

6.1. Normy zawarte w tej sekcji zawierają podstawowe wymagania dotyczące układu plan główny i bezpieczeństwa pożarowego projektowanych i rekonstruowanych budynków i budowli przemysłu naftowego, a wymagania szczegółowe podano w odpowiednich rozdziałach niniejszych Norm.

Z wyjątkiem wymogi regulacyjne niniejszych Norm przy projektowaniu zabezpieczeń przeciwpożarowych obiektów należy kierować się następującymi dokumentami:

„Plany mistrzowskie przedsiębiorstw przemysłowych»;
„Normy bezpieczeństwa pożarowego przy projektowaniu budynków i budowli”;
„Budynki przemysłowe przedsiębiorstw przemysłowych”;
"Zapas gazu. Urządzenia wewnętrzne i zewnętrzne”;
„Struktury przedsiębiorstw przemysłowych”;
„Budynki pomocnicze i pomieszczenia przedsiębiorstw przemysłowych”;
„Zasady budowy instalacji elektrycznych (PUE)”;
„Zaopatrzenie w wodę. Sieci i struktury zewnętrzne”;
„Magazyny ropy i produktów naftowych”;
„Główne rurociągi”;
„Firmy serwisowe samochodowe”;
„Normy sanitarne dotyczące projektowania przedsiębiorstw przemysłowych”.

a) WYMAGANIA DOTYCZĄCE PLANU OGÓLNEGO

6.2. Konieczne jest opracowanie planu generalnego dla pola w oparciu o dane schematu technologicznego (projektu) zagospodarowania pola naftowego, biorąc pod uwagę schematy rozwoju przemysłu naftowego oraz lokalizację sił wytwórczych w regionach gospodarczych i republiki związkowe.

6.3. Ogólny plan pola sporządzany jest na mapach użytkowników gruntów, zwykle w skali 1:25000, z uwzględnieniem wymagań Podstaw prawodawstwa gruntowego, wodnego i innego ZSRR i republik związkowych, w dwóch etapach:

wstępne – jako część materiałów pomocniczych do aktu wyboru miejsc i tras;
ostateczny – po zatwierdzeniu aktu wyboru lokalizacji i tras w przewidziany sposób, z uwzględnieniem uwag wszystkich użytkowników gruntu.

6.4. Schemat planu zagospodarowania przestrzennego powinien przewidywać umieszczenie na terenie pola głowic odwiertów ropy naftowej, gazu, wtrysku i innych pojedynczych odwiertów, klastrów odwiertów, stacji benzynowych, pompowni wspomagających, systemów sterowania, UPS, przepompowni, VRP, tłoczni , podstacje i inne obiekty, a także łączność inżynieryjna (drogi, rurociągi naftowe i gazowe, wodociągi, linie energetyczne, łączność, telemechanika, ochrona katodowa itp.), zapewniająca procesy technologiczne i produkcyjne w zakresie odbioru i transportu szybów naftowych produktów, z uwzględnieniem istniejących połączeń transportowych w obszarze możliwości centralnego zakładu przeróbczego, rafinerii ropy naftowej, zakładu przerobu gazu, rafinerii, kierunku transportu zewnętrznego ropy, gazu i wody, źródeł zaopatrzenia w energię elektryczną, ciepło, woda, powietrze itp.

6,5. Opracowując diagram planu zagospodarowania przestrzennego, należy wziąć pod uwagę:

brygadowa i terenowa forma organizacji eksploatacji złóż zgodnie z „Regulaminem brygady wydobywającej ropę naftową…” Ministerstwa Przemysłu Naftowego;
możliwość rozbudowy i przebudowy systemy technologiczne;
prowadzenie działań technicznych mających na celu intensyfikację procesów produkcyjnych w zakresie wydobycia, odbioru i transportu ropy i gazu.

6.6. Plan generalny przedsiębiorstw, obiektów, budynków i budowli do zagospodarowania terenu powinien być zaprojektowany zgodnie z wymaganiami norm „Plany generalne przedsiębiorstw przemysłowych” i innych określonych w części ogólnej tej sekcji, a także wymaganiami tych Standardy.

Decyzje planistyczne planu głównego należy opracować z uwzględnieniem stref technologicznych instalacji, bloków, budynków i budowli.

Rozmieszczenie budynków i budowli produkcyjnych i pomocniczych w strefach należy dokonać zgodnie z ich przeznaczeniem funkcjonalnym i technologicznym oraz z uwzględnieniem ich zagrożenia wybuchem, wybuchem i pożarem.

6.7. Tory dojazdowe i na miejscu oraz drogi do obiektów, budynków i budowli należy projektować zgodnie z wymaganiami norm „Koleje o rozstawie 1520 mm”, „Autostrady”, „Instrukcje projektowania autostrad dla pól naftowych zachodniej Syberii” Ministerstwa Przemysłu Naftowego.

6.8. Wymiary terenów pod budowę przedsiębiorstw, budynków i budowli określa się na podstawie warunków rozmieszczenia konstrukcji technologicznych, konstrukcji pomocniczych i mediów, biorąc pod uwagę wymagania norm bezpieczeństwa przeciwpożarowego i sanitarnego.

Gęstość zabudowy przedsiębiorstw i poszczególnych obiektów musi odpowiadać wartościom określonym w normach „Plany Generalne Przedsiębiorstw Przemysłowych”. Obszary ropy naftowej i studnie gazowe muszą zostać przyjęte zgodnie z „Normami dotyczącymi przydziału gruntów pod odwierty ropy i gazu” Ministerstwa Przemysłu Naftowego.

Szerokość pasa terenu pod budowę obiektów liniowych nie powinna być większa niż określona: w „Normach podziału gruntów pod główne rurociągi”, „Normach podziału gruntów pod linie komunikacyjne”, „Normy podziału gruntów dla linii komunikacyjnych sieci elektryczne napięcie 0,4 - 500 kV”, „Normy dotyczące przeznaczenia gruntów pod autostrady”.

6.9. Obiekty CPS, bazy usług produkcyjnych (BPO), NGDU, UBR, URB, bazy wydziałów transportu technologicznego (UTT) i sprzętu specjalnego, bazy rur i narzędzi oraz inne budynki i budowle o charakterze pomocniczym przy obsłudze pola naftowego (CDNG, lądowiska dla helikopterów itp.), a także obozy rotacyjne mogą być zlokalizowane zarówno na terenie pola, jak i poza nim.

6.10. Lokalizując przedsiębiorstwa, obiekty, budynki i budowle do wydobycia ropy naftowej na przybrzeżnych odcinkach rzek i innych zbiorników wodnych, znaki planistyczne placów budowy należy pobierać co najmniej 0,5 m nad obliczonym najwyższym poziomem wody, biorąc pod uwagę cofkę i nachylenie cieku z prawdopodobieństwem jego przekroczenia:

dla budynków, w których proces produkcji bezpośrednio związanych z wydobyciem ropy naftowej z podłoża (ujścia odwiertów naftowych i gazowych, instalacje pomiarowe) – raz na 25 lat;
dla pompowni centralnych, tłoczni gazu, stacji separacji, stacji uzdatniania oleju, przepompowni ropy naftowej, przepompowni i podstacji elektrycznych – raz na 50 lat.

6.11. Obiekty zagospodarowania pól naftowych powinny być lokalizowane od sąsiednich przedsiębiorstw w odległościach określonych w tabeli 19, biorąc pod uwagę możliwość współpracy z tymi przedsiębiorstwami przy budowie sieci elektroenergetycznych i autostrad.

6.12. Opracowując plan generalny dla przedsiębiorstw, budynków i budowli do zagospodarowania terenu, odległość od instalacje technologiczne i konstrukcje aż do rozdzielnic, podstacji transformatorowych, aparatury i sterownic oraz pomieszczeń operatorskich należy ustalać zgodnie z wymaganiami PUE-76 rozdział VII, uwzględniając gęstość gazu palnego w stosunku do gęstości powietrza określonej przez obliczenia technologiczne w projekcie.

6.13. Najkrótsze odległości pomiędzy budynkami i konstrukcjami obiektów zagospodarowania złóż ropy naftowej należy przyjmować zgodnie z tabelą. 20 oraz od budynków i budowli do podziemnych rurociągów ropy i gazu - zgodnie z tabelą. 21.

6.14. Najkrótsze odległości pomiędzy budynkami i obiektami zlokalizowanymi na stacji centralnej należy przyjmować zgodnie z tabelą. 22.

6.15. Odległość od łapaczy oleju, osadników i innych obiektów kanalizacji do budynków pomocniczych, przemysłowych i obiektów niezwiązanych z utrzymaniem oczyszczalni ścieków należy przyjmować zgodnie z tabelą. 22.

Najkrótsze odległości pomiędzy budynkami a obiektami sieci kanalizacyjnej należy przyjmować zgodnie z tabelą. 23.

6.16. Najmniejsze odległości od budynków magazynowych, wiat o otwartych przestrzeniach do przechowywania butli z tlenem, acetylenem, azotem i chlorem do budynków i budowli o kategoriach produkcyjnych A, B, C, E powinny wynosić co najmniej 50 m, do innych budynków produkcyjnych i pomocniczych powinny nie być mniej:

gdy liczba cylindrów jest mniejsza niż 400 szt. - 20 m;
o liczbie cylindrów od 400 do 1200 szt. - 25 m.

Łączna pojemność magazynów do przechowywania butli nie powinna przekraczać 1200 sztuk, w tym nie więcej niż 400 butli wypełnionych gazami palnymi.

Uwagi: 1. Podana ilość butli podana jest dla jednej butli o pojemności 50 litrów; przy mniejszej pojemności butli należy dokonać przeliczenia.

2. Zabronione jest wspólne składowanie butli z gazami palnymi i butli z tlenem.

6.17. Odległości od urządzeń ogrzewania pożarowego (pieców na olej opałowy, produkty naftowe, gaz, wodę i bezwodnik), znajdujących się na zewnątrz budynku, do innych urządzeń technologicznych, budynków i konstrukcji warsztatu lub instalacji, w których znajduje się piec, a także do wiaduktów, z wyjątkiem rurociągów technologicznych łączących urządzenia ogrzewania pożarowego z innymi urządzeniami technologicznymi, nie mogą być mniejsze niż wskazane w tabeli. 24.

6.18. Odległości wskazane w tabelach wyznaczane są poprzez:

a) pomiędzy budynkami produkcyjnymi, gospodarczymi i pomocniczymi, instalacjami, zbiornikami i urządzeniami – w prześwicie pomiędzy ścianami zewnętrznymi lub konstrukcjami konstrukcji (z wyłączeniem schodów metalowych);

b) w przypadku stojaków technologicznych i rurociągów ułożonych bez stojaków – do rurociągu skrajnego;

c) dla torów kolejowych na terenie zakładu – do osi najbliższego toru kolejowego;

d) dla dróg naziemnych – do krawędzi jezdni;

e) dla instalacji pochodni – do osi lufy pochodni;

f) przy przebudowie istniejących przedsiębiorstw lub instalacji technologicznych w przypadku braku możliwości dokładnego ich wykonania Specyfikacja techniczna Bez dużych kosztów materiałowych, w porozumieniu z organizacją zatwierdzającą projekt, dopuszczalne są odchylenia w zakresie luk w granicach do 10%.

6.19. Zaleca się umieszczanie zewnętrznych instalacji technologicznych od strony pustej ściany budynku przemysłowego.

W przypadku umieszczenia instalacji otwartych o kategoriach produkcyjnych A, B, E po obu stronach budynku, z którym są połączone (lub jednej instalacji pomiędzy dwoma budynkami), należy je zlokalizować w odległości co najmniej 8 m od niego – przy pustej ścianie co najmniej 12 m - przy ścianie z otworami okiennymi, niezależnie od powierzchni zajmowanej przez budynki i instalacje. Druga instalacja lub budynek musi być zlokalizowany z uwzględnieniem wymagań punktu 2.90.

Dopuszcza się wykonanie estakady dla rurociągów tej instalacji pomiędzy instalacją zewnętrzną a budynkiem.

6.20. Odległość od budynków przemysłowych do zbiorników awaryjnych lub odwadniających przyjmuje się jak dla wyposażenie technologiczne zlokalizowane na zewnątrz budynku.

6.21. Naziemny zbiornik awaryjny (drenażowy) przeznaczony do odprowadzania łatwopalnych cieczy i gazów z pieców powinien być ogrodzony ognioodporną ścianą lub nasypem o wysokości co najmniej 0,5 m i umieszczony w odległości co najmniej 15 m od miejsca paleniska.

Podziemny zbiornik awaryjny (drenażowy) należy zlokalizować w odległości co najmniej 9 m od miejsca paleniska, oddzielnie lub razem z innymi zbiornikami odwadniającymi (w tym samym miejscu).

6.22. Tereny centralnych stacji przerobowych, zakładów przerobu ropy naftowej, zbiornikowni, magazynów cieczy palnych i cieczy gazowych, CPS, UPS i KS muszą być wyposażone w ogrodzenie o wysokości 2 m z bramą o szerokości 4,5 m.

Odległość od ogrodzenia do obiektów z urządzeniami produkcyjnymi kategorii A, B, C i E musi wynosić co najmniej 5 m.

Na zewnątrz, wzdłuż granicy oczyszczalni ropy naftowej, zbiornikowców i magazynów cieczy palnych oraz cieczy palnych należy wyznaczyć pas o szerokości 10 m, wolny od sieci naziemnych.

6.23. Teren wokół rury pochodniowej pompy wspomagającej należy ogrodzić wałem ziemnym o wysokości 0,7 m i promieniu 15 m.

Teren wokół pochodni obiektów technologicznych stacji podnoszenia o wysokości 30 m i większej należy ogrodzić płotem z drutu kolczastego o wysokości 1,6 m.

Odległość kielicha od płotu oraz pomiędzy kielichami należy przyjmować zgodnie z danymi obliczeniowymi termotechniki, nie mniejszą jednak niż 30 m.

Teren wokół świecy do zrzutu gazu na tłoczniach, zespołach odwiertów i pojedynczych odwiertach gazu nie jest ogrodzony.

6.24. Niedopuszczalne jest ustawianie zbiorników na kondensat gazowy (separatory, przerywacze ognia i inny sprzęt), a także budowa studni, dołów i innych wnęk w obrębie ogrodzenia terenu wokół pochodni.

6.25. Naziemne układanie gazociągów od instalacji do pochodni należy wykonywać na podporach ognioodpornych.

6.26. Teren przy ujściu pojedynczej lub grupy studni należy ogrodzić wałem ziemnym o wysokości 1 m i szerokości krawędzi u szczytu wału 0,5 m.

6.27. Miejsce skupienia odwiertów składające się z więcej niż 8 odwiertów musi mieć co najmniej dwa wejścia zlokalizowane na różnych końcach wzdłuż jego dłuższego boku.

6.28. Na terenie obiektu należy zaprojektować otwarty system odwadniający. NA działki niezabudowane przez budynki i budowle, należy zachować naturalne ukształtowanie terenu, a układ pionowy zapewnić jedynie w przypadkach, gdy konieczne jest odprowadzenie wód powierzchniowych i ułożenie sieci użyteczności publicznej.

6.29. Do zagospodarowania terenów otwartych instalacji technologicznych należy projektować wyłącznie trawniki.

6.30. Obiektowe sieci inżynieryjne i łączność należy projektować jako jeden system z ich rozmieszczeniem w wyznaczonych pasach technicznych (korytarzach).

6.31. Sposób układania sieci elektroenergetycznych (naziemnych, naziemnych lub podziemnych) należy uwzględnić wymagania odpowiednich rozdziałów niniejszych Norm.

6.32. Dopuszcza się układanie w jednym wykopie gazociągów, rurociągów naftowych, rurociągów produktów naftowych i rurociągów inhibitorów. Odległości między nimi należy przyjmować w oparciu o warunki ich montażu, naprawy i konserwacji.

Odległości rurociągów technologicznych ułożonych w ziemi od budynków i budowli ustala się na podstawie warunków łatwości montażu, eksploatacji i naprawy rurociągów.

6.33. Odległość miejsca poboru wody (studni odbiorczych) od zbiorników musi wynosić co najmniej:

do budynków o I i II stopniu odporności ogniowej - 10 m;
do budynków o III, IV i V stopniu odporności ogniowej oraz do otwartych magazynów materiałów palnych – 30 m;
do budynków i budowli o kategoriach produkcyjnych A, B, C, E pod kątem zagrożenia pożarowego - 20 m;
do zbiorników z cieczami łatwopalnymi – 40 m;
do zbiorników z cieczami łatwopalnymi i gazami skroplonymi palnymi – 60 m.

6.34. Studnie odbiorcze zbiorników oraz studnie z hydrantami powinny być usytuowane w odległości nie większej niż 2 m od poboczy autostrad, a jeżeli są usytuowane w odległości większej niż 2 m, powinny posiadać dojścia do nich o powierzchni co najmniej 12x12 m.

6.35. Zbiorniki lub zbiorniki przeciwpożarowe należy tak rozmieszczać, aby obsługiwały obiekty znajdujące się w promieniu:

jeśli są pompy samochodowe - 200 m;
jeśli są pompy silnikowe - 100 - 150 m, w zależności od rodzaju pompy silnikowej.

Aby zwiększyć promień usługi, dopuszcza się układanie ślepych rurociągów ze zbiorników lub zbiorników o długości nie większej niż 200 m, biorąc pod uwagę wymagania punktu 6.58 niniejszych Norm.

6.36. Drogi w miejscach centralnych punktów poboru i uzdatniania ropy naftowej, gazu i wody należy projektować z poboczami wzniesionymi ponad poziom powierzchni przyległego terenu o co najmniej 0,3 m. Jeżeli nie można spełnić tego wymagania, drogi należy projektować w taki sposób sposób, aby rozlane produkty naftowe nie przedostały się na drogę (montaż rowów itp.).

6.37. W granicach autostrad zakładowych dopuszcza się układanie sieci przeciwpożarowych, wodociągowych, komunikacyjnych, alarmowych, oświetlenia zewnętrznego i elektroenergetycznych.

Organizacja powstała w grudniu 2005 roku. Operatorem projektu jest KarakudukMunai LLP. Partnerem LUKOIL-u w projekcie jest Sinopec (50%). Zagospodarowanie złoża prowadzone jest zgodnie z umową o użytkowanie podłoża podpisaną w dniu 18 września 1995 roku. Okres umowy wynosi 25 lat. Złoże Karakuduk zlokalizowane jest w regionie Mangistau, 360 km od Aktau. Resztkowe zasoby wydobywalne węglowodorów – 11 mln ton. Wydobycie w 2011 roku – 1,4 mln ton ropy (udział ŁUKOIL – 0,7 mln ton) i 150 mln m3 gazu (udział ŁUKOIL – 75 mln m3). Inwestycje od początku projektu (od 2006 roku) - ponad 400 milionów dolarów w udziale LUKOIL. Łączna liczba pracowników wynosi około 500 osób, z czego 97% to obywatele Republiki Kazachstanu. ŁUKOIL planuje zainwestować do 0,1 miliarda dolarów swojego udziału do 2020 roku w rozwój projektu.

Potwierdzone zasoby ropy i gazu (współdzielone przez LUKOIL Overseas)
	milion baryłek
	miliard m3
Olej i gaz	milion baryłek N. mi.
Produkcja komercyjna za rok (w udziale LUKOIL Overseas)
	milion baryłek

Olej i gaz	milion baryłek N. mi.
Udział LUKOIL Overseas w projekcie*
Uczestnicy projektu
Operator projektu	Karakudukmunai spółka z ograniczoną odpowiedzialnością
Zapas eksploatacyjny studni produkcyjnych
Średni dzienny przepływ z 1 odwiertu
Średnie dzienne natężenie przepływu z 1 nowego odwiertu

OGÓLNE INFORMACJE O DEPOZYCIE

Geograficznie złoże Karakuduk położone jest w południowo-zachodniej części płaskowyżu Ustyurt. Administracyjnie należy do powiatu Mangystau w obwodzie mangystawskim w Republice Kazachstanu.

Najbliższą osadą jest stacja kolejowa Sai-Utes, położona 60 km na południowy wschód. Stacja Beineu znajduje się 160 km od pola. Odległość do regionalnego centrum Aktau wynosi 365 km.

Orograficznie obszar prac to pustynna równina. Wzniesienia bezwzględne powierzchni reliefowej wahają się od +180 m do +200 m. Obszar prac charakteryzuje się ostrym klimatem kontynentalnym z gorącymi, suchymi latami i mroźnymi zimami. Najcieplejszym miesiącem lata jest lipiec z maksymalną temperaturą dochodzącą do +45 o C. Zimą minimalna temperatura sięga -30-35 o C. Średnie roczne opady wynoszą 100-170 mm. Obszar ten charakteryzuje się silnymi wiatrami, które zamieniają się w burze piaskowe. Zgodnie z SNiP 2.01.07.85 obszar pola pod względem parcia wiatru należy do obszaru III (do 15 m/s). Przeważają latem wiatry północno-zachodnie kierunki, zimą - NE. Pokrywa śnieżna w miejscu pracy jest nierówna. Miąższość w najbardziej zanurzonych, nisko położonych obszarach sięga 1-5 m.

Flora i fauna tego obszaru jest uboga i reprezentowana jest przez gatunki typowe dla stref półpustynnych. Obszar charakteryzuje się rzadką roślinnością trawiastą i krzewiastą: cierniem wielbłąda, piołunem i solanką. Świat zwierząt reprezentowane przez gryzonie, gady (żółwie, jaszczurki, węże) i pajęczaki.

Na obszarze prac nie występują naturalne źródła wody. Obecnie źródłami zaopatrzenia w wodę pola są woda pitna dla potrzeb technicznych i przeciwpożarowych dostępna jest woda Wołgi z głównego wodociągu Astrachań-Mangyszlak, a także specjalne studnie ujęcia wody o głębokości do 1100 m dla złóż albsenomańskich.

Teren prac jest praktycznie niezamieszkany. 30 km na wschód od przełęczy polowych Karakuduk Kolej żelazna Stacja Makat – Mangyshlak, wzdłuż której układane są istniejące rurociągi naftowe i gazowe Uzen – Atyrau – Samara oraz „Azja Środkowa – Centrum”, a także linia wysokiego napięcia Beineu – Uzen. Komunikacja pomiędzy łowiskiem a osady realizowanych transportem samochodowym.

CHARAKTERYSTYKA GEOLOGICZNA I FIZYCZNA ZŁOŻA

3.1. Charakterystyka budowy geologicznej

Charakterystyka litologiczna i stratygraficzna przekroju

W wyniku wierceń poszukiwawczo-rozpoznawczych i eksploatacyjnych na złożu Karakuduk odsłonięto warstwę osadów mezo-kenozoiku o maksymalnej miąższości 3662 m (odwiert 20), od triasu do neogenu-czwartorzędu włącznie.

Poniżej znajduje się opis odsłoniętej części złoża.

System triasu - T. Ubarwione warstwy terygeniczne epoki triasu reprezentowane są przez przewarstwione piaskowce, mułowce, mułowce i iły mułowcowe, wybarwione w różnych odcieniach szarości, od brązowej do zielonkawo-szarej. Minimalną miąższość odsłoniętego triasu odnotowano w otworze 145 (29 m), a maksymalną w otworze 20 (242 m).

Układ jurajski - J. Na leżących poniżej skałach triasu zalega ciąg utworów jurajskich, charakteryzujący się niezgodnością stratygraficzną i kątową.

Sekcja jurajska prezentowana jest w objętości odcinka dolnego, środkowego i górnego.

Dolna część – J 1. Sekcja jury dolnej jest litologicznie zbudowana z przewarstwionych piaskowców, mułowców, iłów i mułowców. Piaskowiec jest jasnoszary z zielonkawym odcieniem, drobnoziarnisty, słabo wysortowany, silnie cementowany. Gliny i mułowce są ciemnoszare z zielonkawym odcieniem. Mułowce są ciemnoszare z inkluzjami OPO. Regionalnie horyzont Yu-XIII ogranicza się do osadów jury dolnej. Miąższość utworów jury dolnej waha się w granicach 120-127 m.

Część środkowa – J 2. Sekwencję jury środkowej reprezentują wszystkie trzy etapy: batoński, bajocki i aaleński.

Etap Aaleński - J 2 a. Osady epoki aaleńskiej nakładają się na leżące poniżej osady z niezgodnością stratygraficzną i kątową i są reprezentowane przez naprzemienne piaskowce, iły i rzadziej mułowce. Piaskowce i mułowce są wybarwione w odcieniach szarości, a gliny charakteryzują się ciemniejszą barwą. Regionalnie horyzonty Yu – XI, Yu – XII ograniczają się do tego przedziału stratygraficznego. Miąższość przekracza 100 m.

Scena Bajoska - J II wiek. Piaskowce są szare i jasnoszare, drobnoziarniste, silnie spojone, niewapienne, mikowe. Mułowce są jasnoszare, drobnoziarniste, mikowe, gliniaste, z wtrąceniami zwęglonych szczątków roślinnych. Gliny są ciemnoszare, czarne i miejscami gęste. Horyzonty produkcyjne Yu-VI-Yu-X ograniczają się do złóż tego wieku. Grubość wynosi około 462 m.

Etap batoński - J 2 bt. Litologicznie reprezentowane są przez piaskowce, mułowce przewarstwiane iłami. W dolnej części odcinka udział piaskowców zwiększa się wraz z cienkimi warstwami mułowców i iłów. Poziomy produkcyjne Yu-III-Yu-V ograniczają się do osadów etapu batońskiego. Miąższość waha się od 114,8 m do 160,7 m.

Część górna - J 3. Osady jury górnej zgodnie pokrywają się z osadami leżącymi poniżej i są reprezentowane przez trzy etapy: kalowian, oksford i wołg. Dolna granica jest narysowana wzdłuż stropu pakietu gliny, co jest wyraźnie widoczne we wszystkich studniach.

Etap kalowijski - J 3 tys. Etap kalowijski reprezentowany jest przez przewarstwienie iłów, piaskowców i mułowców. Ze względu na cechy litologiczne stopnia wyróżnia się trzy elementy: górny i środkowy to gliny o miąższości 20-30 m, a dolny to naprzemienne warstwy piaskowców i mułowców z przewarstwieniami ilastymi. Horyzonty produkcyjne Yu-I i Yu-II ograniczają się do dolnego elementu etapu Callovian. Miąższość waha się od 103,2 m do 156 m.

Etap oksfordzko-wolgijski – J 3 ox-v. Osady etapu oksfordzkiego reprezentowane są przez iły i margle z rzadkimi przekładkami piaskowców i mułowców, przy czym obserwuje się pewne zróżnicowanie: dolna część jest gliniasta, górna marglista.

Skały są szare, jasnoszare, czasem ciemnoszare i mają zielonkawy odcień.

Sekcja wołgijska to ciąg wapieni ilastych z przekładkami dolomitów, margli i iłów. Wapienie są często spękane i porowate, masywne, piaszczyste, gliniaste, z nierównymi spękaniami i matowym połyskiem. Gliny są muliste, szare, wapienne, często z wtrąceniami szczątków fauny. Dolomity są szare, ciemnoszare, kryptokrystaliczne, miejscami gliniaste, z nierównymi spękaniami i matowym połyskiem. Miąższość skał waha się od 179 m do 231,3 m.

System kredowy - K. Osady systemu kredowego reprezentowane są w objętości odcinka dolnego i górnego. Sekcję podzielono na kondygnacje, korzystając z materiałów pozyskiwanych z drewna i porównania z terenami sąsiednimi.

Dolna część – K 1. Utwory dolnej kredy zbudowane są ze skał neokomijskiego piętra nadstropowego, aptskiego i albu.

Neokomska superscena – K 1 ps. Znajdujące się pod spodem osady wołgijskie są odpowiednio przykryte interwałem neokomskim, który łączy trzy etapy: walangiński, hauteriwski i barremski.

Sekcja litologicznie jest zbudowana z piaskowców, iłów, wapieni i dolomitów. Piaskowce są drobnoziarniste, jasnoszare, polimiktyczne, z domieszką cementu węglanowego i ilastego.

Na poziomie interwału hauterywu odcinek ten reprezentowany jest głównie przez iły i margle, a dopiero w górnej części można prześledzić horyzont piaskowy. Utwory barremu wyróżniają się na tym przekroju zróżnicowaną kolorystyką skał, a litologicznie zbudowane są z iłów z przewarstwieniami piaskowców i mułowców. Na całym odcinku neokomskim obserwuje się obecność jednostek skał mulisto-piaszczystych. Miąższość osadów nadscenicznych neokomu waha się od 523,5 m do 577 m.

Stadium aptowskie – K 1 a. Osady tego wieku nakładają się z erozją na leżące poniżej, mając z nimi wyraźną granicę litologiczną. W dolnej części odcinek ten zbudowany jest głównie ze skał ilastych z rzadkimi przewarstwieniami piasków, piaskowców i mułowców, w górnej natomiast występuje jednolite naprzemienne występowanie skał ilastych i piaszczystych. Miąższość waha się od 68,7 m do 129,5 m.

Scena Albańska – K 1 al. Sekcja składa się z przewarstwionych piasków, piaskowców i iłów. Cechy strukturalne i teksturalne skał nie różnią się od podstawowych. Miąższość waha się od 558,5 m do 640 m.

Część górna – K 2. Górny odcinek reprezentowany jest przez osady cenomanu i turońsko-senońskiego.

Etap cenomański – K 2 s. Osady etapu cenomańskiego reprezentowane są przez gliny na przemian z mułowcami i piaskowcami. Skały tego wieku nie różnią się wyglądem i składem litologicznym od utworów albu. Miąższość waha się od 157 m do 204 m.

Niepodzielny kompleks turońsko-senoński – K 2 t-cn. Na dnie opisywanego kompleksu znajduje się etap turoński, złożony z iłów, piaskowców, wapieni i margli kredowych, które stanowią dobry punkt odniesienia.

Wyżej odcinka znajdują się osady etapów santonu, kampanu i mastrychtu, zjednoczone w nadstopiu senońskim, reprezentowane litologicznie przez grubą warstwę przewarstwionych margli, kredy, wapieni kredopodobnych i iłów węglanowych.

Miąższość osadów kompleksu turońsko-senońskiego waha się od 342 m do 369 m.

System paleogenu - Osady R. paleogenu reprezentowane są przez wapienie białe, warstwy zielonkawo-margliste i różowe iły mułowcowe. Miąższość waha się od 498 m do 533 m.

Układy neogenowo-czwartorzędowe – N-Q. Utwory neogenu i czwartorzędu zbudowane są głównie ze skał węglanowo-ilastych o barwie jasnoszarej, zielonej i brązowej oraz skał wapienno-muszlowych. Górna część odcinka zbudowana jest z osadów kontynentalnych i zlepieńców. Miąższość osadów waha się od 38 m do 68 m.

3.2. Tektonika

Zgodnie z podziałem tektonicznym pole Karakuduk znajduje się w obrębie stopnia tektonicznego Arystanov, który jest częścią systemu rynien i wypiętrzeń Północnego Ustyurtu zachodniej części płyty Turan

Zgodnie z materiałami badań sejsmicznych MOGT-3D (2007), przeprowadzonych przez JSC Bashneftegeofizika, struktura Karakuduk wzdłuż horyzontu odbijającego III jest brachyantyklilnym fałdem uderzenia subrównoleżnikowego o wymiarach 9x6,5 km wzdłuż zamkniętej izohipsy minus 2195 m, o amplitudzie 40 m. Kąty natarcia skrzydeł rosną wraz z głębokością: w turonie - ułamki stopnia, w kredzie dolnej -1-2˚. Struktura wzdłuż reflektora V przedstawia fałd antyklinalny, przerwany licznymi uskokami, być może niektórymi o charakterze nietektonicznym. Wszystkie główne wady opisane w dalszej części tekstu można prześledzić wzdłuż tego odzwierciedlającego horyzontu. Fałda uderzenia podwodnego składa się z dwóch łuków, ograniczonych izohypsum minus 3440 m, zidentyfikowanych w rejonie studni 260-283-266-172-163-262 i 216-218-215. Wzdłuż izohypsum minus 3480 m fałd ma wymiary 7,4 x 4,9 km i amplitudę 40 m.

Wypiętrzenie na mapach strukturalnych wzdłuż jurajskich horyzontów produkcyjnych ma kształt niemal izometryczny, skomplikowany szeregiem uskoków dzielących konstrukcję na kilka bloków. Najbardziej podstawowym uskokiem jest uskok F 1 na wschodzie, który można prześledzić na całym odcinku wytwórczym i dzieli on konstrukcję na dwa bloki: środkowy (I) i wschodni (II). Blok II obniża się w stosunku do bloku I wraz ze wzrostem amplitudy przemieszczeń z południa na północ z 10 do 35 m. Uskok F1 jest nachylony i przesuwa się wraz z głębokością z zachodu na wschód. Naruszenie to zostało potwierdzone wykonaniem odwiertu 191, w którym brakuje części osadów jurajskich na głębokości około 15 m na poziomie poziomu produkcyjnego Yu-IVA.

W rejonie studni 143, 14 przeprowadzono rozbijanie F 2, które odcina blok centralny (I) od bloku południowego (III). Uzasadnieniem przeprowadzenia tego naruszenia była nie tylko baza sejsmiczna, ale także wyniki badań odwiertów. Przykładowo spośród odwiertów bazowych obok odwiertu 143 znajduje się odwiert 222, z którego w trakcie badań horyzontu Yu-I pozyskiwano ropę naftową, a w odwiercie 143 pozyskiwano wodę.

Opis pracy

Pole naftowe ma dość długie pole koło życia. Od odkrycia złóż ropy do wydobycia pierwszej ropy może minąć kilka dziesięcioleci. Cały proces zagospodarowania pola naftowego można podzielić na pięć głównych etapów.

POSZUKIWANIE I BADANIE

1 Odkrycie pól naftowych

Ropa i gaz leżą skały ach - kolektory, zwykle na znacznej głębokości
Aby wykryć złoża ropy w formacjach skalnych, przeprowadza się badania sejsmiczne. Badania pozwalają uzyskać obrazy głębokich warstw skał, w których doświadczeni specjaliści identyfikują struktury potencjalnie produktywne
Aby upewnić się, że w zidentyfikowanych strukturach skalnych znajduje się ropa, wiercone są odwierty poszukiwawcze

2 Ocena rezerw pól naftowych

Po potwierdzeniu odkrycia złoża budowany jest model geologiczny, będący zbiorem wszystkich dostępnych danych. Specjalny oprogramowanie pozwala na wizualizację tych danych w obrazie 3D. Cyfrowy model geologiczny pola jest potrzebny do:

Oszacuj początkowe i wydobywalne zasoby ropy (i gazu).
Opracuj projekt optymalnego zagospodarowania złoża (liczba i lokalizacja odwiertów, poziomy wydobycia ropy naftowej itp.)

Aby uzyskać więcej ocena jakościowa złóż, wiercone są studnie rozpoznawcze. I wiercenie studnie poszukiwawcze pomaga wyjaśnić wielkość i strukturę złoża.

Na tym etapie jest to zrobione ocena ekonomiczna możliwość zagospodarowania złoża w oparciu o prognozowane poziomy wydobycia ropy naftowej i przewidywane koszty jej zagospodarowania. Jeśli się tego spodziewasz wskaźniki ekonomiczne Poznaj kryteria firma naftowa, potem zaczyna go rozwijać.

WYDOBYWANIE ROPY I GAZU

3 Przygotowanie do zagospodarowania terenu

W celu optymalnego zagospodarowania pola naftowego opracowywany jest Projekt Rozwoju ( System technologiczny rozwój) i Projekt Zagospodarowania Terenu. Projekty obejmują:

Wymagana ilość i lokalizację studni
Optymalny sposób zagospodarowania pola
Rodzaje i koszt niezbędny sprzęt i struktury
System zbierania i oczyszczania oleju
Środki bezpieczeństwa środowisko

Rozwój technologii wiertniczych i wprowadzenie do praktyki odwiertów kierunkowych umożliwia lokalizowanie głowic w tzw. „klasterach”. Jedna podkładka może mieć od dwóch do dwóch tuzinów dołków. Klasterowy układ odwiertów pozwala na ograniczenie wpływu na środowisko i optymalizację kosztów zagospodarowania złóż.

4 Wydobycie ropy i gazu

Okres, w którym można wydobywać zasoby ropy naftowej, wynosi 15–30 lat, a w niektórych przypadkach może sięgać 50 lat lub dłużej (w przypadku złóż gigantycznych).

Okres zagospodarowania pola składa się z kilku etapów:

Rosnący etap produkcji
Stabilizacja produkcji na poziomie maksymalnym (plateau)
Spadający etap produkcji
Ostatni okres

Rozwój technologii wydobycia ropy naftowej, prowadzenie badań geologiczno-technicznych (GTM) oraz zastosowanie metod wzmocnionego wydobycia ropy naftowej (EOR) może znacząco wydłużyć opłacalny okres zagospodarowania złóż.

5 Likwidacja

Gdy poziom wydobycia ropy spadnie poniżej rentownego poziomu, zagospodarowanie złoża zostaje wstrzymane, a koncesja zostaje zwrócona agencjom rządowym.

Projekt techniczny rozwój pola- to jeden z najbardziej ważne dokumenty rozpocząć prace związane z zagospodarowaniem terenu. Nasi specjaliści są gotowi całkowicie podjąć się tego i pokrewnych zadań.

W procesie opracowywania projektu zagospodarowania zasobów kopalnych przeprowadzana jest analiza wcześniejszych wskaźników wydobycia, jeśli takie istniały.

Problemy, które należy rozwiązać projekt techniczny rozwój złóż minerałów:

zapobieganie stratom minerałów i ich jakości;
obowiązkowe prowadzenie wszelkiej niezbędnej dokumentacji podczas badań geologicznych, wszelkiego rodzaju prac terenowych i laboratoryjnych;
bezpieczeństwo pracy z punktu widzenia pracowników zaangażowanych w zagospodarowanie złoża, a także z punktu widzenia środowiska, w tym troska o czystość wód podziemnych;
w przypadku naruszenia bezpieczeństwa działki– ich regeneracja;
zachowanie wyrobisk i otworów wiertniczych nadających się jeszcze do eksploatacji oraz likwidacja niepotrzebnych;
ścisłe przestrzeganie warunków licencji.

Projekt techniczny podzielony jest na część graficzną i tekstową.

Grafika zawiera:

Część górniczo-geologiczna:
- plan powierzchni z konturami obliczenia rezerw;
- przekroje geologiczne wzdłuż linii;
- plan kamieniołomu na zakończenie programu wydobycia i rekultywacji górnictwa;
- obliczenie wielkości zapasów pozostawionych na ścianach kamieniołomu w sekcjach;
- plan kalendarzowy prac rozbiórkowych i składowania;
- plan kalendarzowy działalności górniczej;
- elementy systemu rozwoju;
- program dumpingowy;
Plan ogólny i transport.

Część tekstowa raportu może zawierać następujące informacje:

Ogólna nota wyjaśniająca wskazująca wstępne dane i główne postanowienia projektu;
Budowa geologiczna złoża;
Rozwiązania techniczne (projektowa pojemność i tryb pracy obiektu, system zagospodarowania pola, parametry zrzutu, transport kamieniołomu itp.);
Jakość minerałów;
Organizacja i rozwiązania techniczne podczas wykonywania prac w strefach niebezpiecznych;
Zarządzanie produkcją i przedsiębiorstwem. Organizacja i warunki pracy pracowników;
Rozwiązania architektoniczne i konstrukcyjne;
Inżynieria i wsparcie techniczne. Sieci i systemy;
Plan generalny i transport zewnętrzny;
Organizacja budowy;
Bezpieczeństwo i racjonalne wykorzystanie podglebie;
Środki zapewniające bezpieczeństwo przeciwpożarowe i zapobieganie sytuacjom awaryjnym;
Dokumentacja szacunkowa;
Ekonomiczna ocena efektywności inwestycji.

Po przygotowaniu i wykonaniu projekt przekazywany jest do obowiązkowej akceptacji Federalnej Agencji ds. Użytkowania Podglebia. W zakresie wydobycia możesz nam również powierzyć. Pracownicy grupy firm „Specjalista” posiadają bogate doświadczenie w zakresie opracowywania i koordynowania dokumentacja projektu, co pozwoli Ci uniknąć ryzyka i zaoszczędzić czas.

Opracowanie i zatwierdzenie projektu terenowego trwa średnio około trzech miesięcy, ale zrobimy wszystko, aby ten okres skrócić.

Ministerstwo Oświata i Nauka Republiki Kazachstanu

Wydział Finansów i Ekonomii

Katedra Ekonomii i Zarządzania

D
dyscyplina: Ocena projektów naftowo-gazowych

SRS nr 1

Temat: Plan zagospodarowania strategicznego złoża Kaszagan na szelfie Morza Kaspijskiego

Wykonane:

Studentka III roku pedagogiki specjalnej "Gospodarka"

Batyrgaliewa Zarina

Identyfikator: 08BD03185

Sprawdzony:

Estekova G.B.

Ałmaty, 2010

Na przestrzeni ostatnich 30 lat zarysowały się trendy, w których światowy PKB rośnie średnio o 3,3% rocznie, podczas gdy światowe zapotrzebowanie na ropę naftową jako główne źródło węglowodorów rośnie średnio o 1% rocznie. Opóźnienie zużycia węglowodorów w stosunku do wzrostu PKB wiąże się z procesami ochrony zasobów, głównie w krajach rozwiniętych. Jednocześnie stale rośnie udział krajów rozwijających się w produkcji PKB i zużyciu węglowodorów. W tym przypadku należy spodziewać się coraz większego pogłębienia problemów z dostawami węglowodorów.

Bliskość terytorialna tak największych i dynamicznie rozwijających się krajów jak Rosja i Chiny otwiera szerokie perspektywy dla eksportu kazachskich węglowodorów. Aby zapewnić dostęp do ich rynku, konieczna jest rozbudowa i udoskonalenie systemu głównych rurociągów.

Szacunki międzynarodowych ekspertów pokazują, że jeśli obecne tendencje się utrzymają, wszystkie potwierdzone zasoby ropy naftowej na świecie wystarczą jedynie na 40-50 lat. Dodanie zasobów ropy naftowej KSKM do potwierdzonych światowych zasobów jest czynnikiem decydującym w globalnych strategiach energetycznych. Kazachstan musi być gotowy na elastyczne połączenie strategii systematycznego przenoszenia wydobycia ropy na Morze Kaspijskie i przyspieszania poszczególnych obiecujących projektów. Jednym z najbardziej obiecujących projektów jest złoże Kashagan.

Pole Kaszagan, nazwane na cześć XIX-wiecznego kazachskiego poety urodzonego w regionie Mangistau, jest jednym z największych odkryć na świecie ostatnich 40 lat. Należy do kaspijskiej prowincji naftowo-gazowej.

Złoże Kaszagan położone jest w kazachstańskim sektorze Morza Kaspijskiego i zajmuje powierzchnię około 75 x 45 kilometrów. Zbiornik leży na głębokości około 4200 metrów pod dnem morskim w północnej części Morza Kaspijskiego.

Kashagan, jako wypiętrzenie rafy o dużej amplitudzie w subsolnym kompleksie paleozoicznym w północnym Morzu Kaspijskim, został odkryty w wyniku badań sejsmicznych przez sowieckich geofizyków w latach 1988-1991. na morskiej kontynuacji strefy wypiętrzenia Karaton-Tengiz.

Następnie potwierdziły to badania zachodnich firm geofizycznych działających na zlecenie rządu Kazachstanu. Masywy Kashagan, Korogly i Nubar zostały początkowo zidentyfikowane w ich składzie w latach 1995-1999. nazwano odpowiednio Kashagan Eastern, Western i Southwestern.

Wymiary wschodniego Kaszaganu wzdłuż zamkniętej izohipsy – 5000 m wynoszą 40 (10/25) km, powierzchnia – 930 km², amplituda wypiętrzenia – 1300 m Przewidywany OWC jest prowadzony na wysokości bezwzględnej 4800 m, wysokość tzw masywny, spękany zbiornik sięga 1100 m, powierzchnia roponośna wynosi 650 km², średnia miąższość nasycona ropą wynosi 550 m.

Zachodni Kaszagan graniczy ze wschodnim Kaszaganem wzdłuż podwodnej skarpy strukturalnej, co może być związane z zaburzeniami tektonicznymi. Wymiary wypiętrzenia rafy wzdłuż zamkniętej stratoizohipsy - 5000 m wynoszą 40 * 10 km, powierzchnia - 490 km², amplituda - 900 m Zakłada się, że OWC jest wspólny dla obu wypiętrzeń i jest wykonywany na wysokości bezwzględnej 4800 m. , wysokość pułapki – 700 m, powierzchnia zaolejenia – 340 km², średnia miąższość nasycona ropą – 350 m.

Południowo-zachodni Kaszagan położony jest nieco z boku (na południe) od głównego masywu. Wypiętrzenie wzdłuż zamkniętej stratoizohipsy – 5400 m, ma wymiary 97 km, powierzchnię – 47 km², amplitudę – 500 m. OWC przewidywany jest na wysokości bezwzględnej 5300 m, powierzchnia roponośna – 33 km², średnio nasycona ropą. grubość - 200 m.

Zasoby ropy Kashagan wahają się od 1,5 do 10,5 miliarda ton. Z tego wschodnia stanowi od 1,1 do 8 miliardów ton, zachodnia – do 2,5 miliarda ton, a południowo-zachodnia – 150 milionów ton.

Według kazachstańskich geologów zasoby geologiczne Kaszaganu szacuje się na 4,8 miliarda ton ropy.

Według operatora projektu całkowite zasoby ropy naftowej wynoszą 38 miliardów baryłek, czyli 6 miliardów ton, z czego około 10 miliardów baryłek nadaje się do wydobycia. Kashagan posiada duże zasoby gazu ziemnego, przekraczające 1 bilion. sześcian metrów.

Spółki partnerskie w projekcie Kashagan: Eni, KMG Kashagan B.V. (spółka zależna Kazmunaigas), Total, ExxonMobil, Royal Dutch Shell mają po 16,81% udziałów, ConocoPhillips – 8,4%, Inpex – 7,56%.

Operator projektu został powołany w 2001 roku przez partnerów: Eni i utworzył firmę Agip KCO. Uczestnicy projektu pracują nad utworzeniem wspólnej spółki operacyjnej North Caspian Operating Company (NCOC), która zastąpi AgipKCO i szereg firm pośredniczących jako jeden operator.

Rząd Kazachstanu i międzynarodowe konsorcjum zajmujące się rozwojem projektu północnokaspijskiego (w tym złoża Kaszagan) zgodziły się na przesunięcie rozpoczęcia wydobycia ropy z 2011 roku na koniec 2012 roku.

Do końca następnej dekady wielkość wydobycia ropy w Kaszaganie powinna osiągnąć 50 mln ton rocznie. Produkcja ropy w Kaszaganie, według obliczeń ENI, w 2019 roku powinna osiągnąć 75 mln ton rocznie. Wraz z Kaszaganem Kazachstan wejdzie do pierwszej piątki światowych producentów ropy.

W celu zwiększenia wydobycia ropy i zmniejszenia zawartości H3S konsorcjum przygotowuje się do wykorzystania kilku instalacji lądowych i morskich w Karabatanie do zatłaczania gazu ziemnego do złoża, a także do Karabatanu zostanie wybudowany ropociąg i gazociąg.

Zagospodarowanie pola Kashagan w trudnych warunkach morskich północnej części Morza Kaspijskiego stanowi wyjątkowe połączenie trudności technologicznych i związanych z łańcuchem dostaw. Wyzwania te obejmują zapewnienie bezpieczeństwa produkcji, kwestie inżynieryjne, logistyczne i środowiskowe, czyniąc ten projekt jednym z największych i najbardziej złożonych projektów branżowych na świecie.

Złoże charakteryzuje się wysokim ciśnieniem złożowym sięgającym 850 atmosfer. Wysokiej jakości olej -46° API, ale o wysokim współczynniku gazowym, zawartości siarkowodoru i merkaptanu.

Kaszagan ogłoszono latem 2000 roku na podstawie wyników wiercenia pierwszego odwiertu Wostok-1 (East Kashagan-1). Dzienny przepływ wynosił 600 m3 ropy i 200 tys. m3 gazu. Drugi odwiert (Zapad-1) wykonano w maju 2001 r. w zachodnim Kaszaganie, w odległości 40 km od pierwszego. Wykazała dobową wielkość przepływu 540 m3 ropy i 215 tys. m3 gazu.

W celu zagospodarowania i oceny Kaszaganu zbudowano 2 sztuczne wyspy, wykonano 6 odwiertów poszukiwawczych i 6 rozpoznawczych (Wostok-1, Wostok-2, Wostok-3, Wostok-4, Wostok-5, Zapad-1.

Ze względu na płytkie wody i mroźne zimy na północnym Morzu Kaspijskim, nie jest możliwe stosowanie tradycyjnych technologii wiertniczych i produkcyjnych, takich jak konstrukcje żelbetowe czy platformy podnośnikowe instalowane na dnie morskim.

Aby zapewnić ochronę przed surowymi warunkami zimowymi i ruchami lodu, na sztucznych wyspach instaluje się konstrukcje przybrzeżne. Przewiduje się dwa rodzaje wysp: małe wyspy „wiertnicze” bez personelu oraz duże „wyspy z kompleksami technologicznymi” (ETK) z personelem serwisowym.

Węglowodory będą pompowane rurociągami z wysp wiertniczych do ETC. Na wyspach ETC powstaną instalacje technologiczne do wydobywania fazy ciekłej (ropy i wody) z gazu surowego, instalacje wtrysku gazu oraz systemy energetyczne.

W fazie I około połowa całkowitej objętości wytworzonego gazu zostanie zatłoczona z powrotem do złoża. Odzyskane płyny i surowy gaz będą dostarczane rurociągiem na brzeg w zakładzie przerobu ropy i gazu Bolashak w rejonie Atyrau, gdzie planowana jest obróbka ropy do jakości handlowej. Część gazu zostanie zawrócona do kompleksu morskiego w celu wykorzystania go w energetyce, część natomiast zaspokoi podobne potrzeby kompleksu lądowego.

Strategia rozwoju Kashagan wiąże się z szeregiem trudności technicznych:

Zbiornik Kashagan leży na głębokości około 4200 metrów pod dnem morskim i ma wysokie ciśnienie(początkowe ciśnienie w zbiorniku 770 bar). Złoże charakteryzuje się dużą zawartością gazu wysokosiarkowego.

Niski poziom zasolenia spowodowany napływem słodkiej wody z Wołgi, w połączeniu z płytkimi wodami i temperaturami zimowymi sięgającymi -30°C, powoduje, że północna część Morza Kaspijskiego jest pokryta lodem przez około pięć miesięcy w roku. Ruch lodu i powstawanie rowków w wyniku ruchu lodu na dnie morskim stanowią poważne ograniczenia w pracach budowlanych.

Północne Morze Kaspijskie to bardzo wrażliwy obszar ekologiczny i siedlisko różnorodnej flory i fauny, w tym niektórych rzadkich gatunków. NCOC uważa odpowiedzialność za środowisko za najwyższy priorytet. Pracujemy sumiennie i sumiennie, aby zapobiegać i minimalizować w jak największym stopniu wszelki wpływ na środowisko, który może wyniknąć z naszej działalności.

Region północnego Morza Kaspijskiego to obszar, na którym dostawy sprzętu istotnego dla projektu są obarczone pewnymi trudnościami. Trudności logistyczne potęgują ograniczenia w dostępie do szlaków transportu wodnego, takich jak Kanał Wołga–Don i system transportu wodnego Morze Bałtyckie–Wołga, które ze względu na grubą pokrywę lodową są otwarte dla żeglugi jedynie przez około sześć miesięcy w roku.

Chciałbym zwrócić uwagę na strategię eksportową tego projektu. Obecny plan eksportu produktów powykonawczych zakłada wykorzystanie istniejących sieci rurociągów i kolei.

Zachodnia trasa gazociągu CPC (gazociąg z Atyrau do Noworosyjska wzdłuż wybrzeża Morza Czarnego), północna trasa z Atyrau do Samary (połączenie z System rosyjski Transniefti) i szlak wschodni (Atyrau do Alashankou) zapewniają połączenia z istniejącymi systemami transportu eksportowego.

Ewentualna trasa południowo-wschodnia uzależniona jest od rozwoju Kazachstańskiego Kaspijskiego Systemu Transportowego (KCTS), który mógłby transportować ropę z zachodniego Eskene, gdzie zlokalizowana jest fabryka Bolashak, do nowego terminalu Kuryk. Ropa mogłaby następnie zostać przetransportowana tankowcem do nowego terminalu w pobliżu Baku, gdzie zostałaby wpompowana do systemu rurociągów Baku-Tbilisi-Ceyhan (BTC) lub innych rurociągów w celu dotarcia na rynki międzynarodowe.
Obecnie badane są wszystkie możliwe szlaki eksportu.

Projekt ten uwzględnia bezpieczeństwo i ochronę środowiska. Od czasu utworzenia pierwszego konsorcjum w 1993 r. opracowano i wdrożono liczne programy ochrony środowiska podczas działalności na polach naftowych na lądzie i na morzu. Na przykład Agip KCO zaangażowała lokalne przedsiębiorstwa do przeprowadzenia ocen oddziaływania na środowisko (OOŚ) swojej działalności, w tym budowy obiektów lądowych i morskich, rurociągów magistralnych i lądowych rurociągów eksportowych. Uruchomiono program finansowania badań naukowych w zakresie różnorodności biologicznej regionu kaspijskiego. W regionie Atyrau wybudowano dwadzieścia stacji monitorowania jakości powietrza. Corocznie prowadzone są badania gleby oraz monitoring stanu populacji ptaków i fok. W 2008 roku opublikowano mapę stref wrażliwych przyrodniczo regionu Północnego Morza Kaspijskiego, stworzoną m.in. na podstawie danych zebranych przez konsorcjum.

Istnieją również problemy z utylizacją siarki. Pole Kashagan zawiera około 52 bilionów stóp sześciennych gazu towarzyszącego, z którego duża część zostanie ponownie zatłoczona do zbiornika w obiektach na morzu w celu usprawnienia wydobycia ropy. Na etapie 1 (etap rozwoju pilotażowego) nie cały związany z nim gaz zostanie ponownie zatłoczony do złoża w obiektach morskich. Część zostanie przesłana do zintegrowanej lądowej instalacji przerobu ropy i gazu, gdzie zostanie odsiarczony, a następnie wykorzystany jako gaz opałowy do wytwarzania energii elektrycznej na potrzeby działalności na lądzie i morzu, a część zostanie sprzedana na rynku jako gaz towarowy. Oczekuje się, że w fazie 1 w wyniku oczyszczania kwaśnego gazu będzie produkowane średnio 1,1 miliona ton siarki rocznie.
Choć konsorcjum planuje sprzedaż całej wyprodukowanej siarki, może zaistnieć potrzeba jej tymczasowego składowania. Siarka produkowana w zakładzie przeróbki ropy i gazu Bolashak będzie magazynowana w warunkach zamkniętych, odizolowanych od otoczenia. Do szczelnych pojemników wyposażonych w czujniki będzie wlewana płynna siarka. Przed sprzedażą siarka zostanie przetworzona do postaci pastylizowanej, co zapobiegnie tworzeniu się pyłu siarkowego podczas kruszenia.

Oprócz odpowiedzialnej działalności produkcyjnej uczestnicy programu przyjmują na siebie obowiązki społeczne i środowiskowe, na których realizacji w dłuższej perspektywie skorzystają obywatele Kazachstanu. Wypełnienie tych obowiązków wymaga ścisłej współpracy z rządem i lokalne autorytety władzami lokalnymi, społecznością lokalną i grupami inicjatywnymi

W okresie od 2006 do 2009 r. na lokalne towary i usługi wydano ponad 5,3 miliarda dolarów. W 2009 roku płatności za lokalne towary i usługi stanowiły 35% ogólne wydatki firmy.

W 2009 roku, w okresie największej aktywności przy budowie obiektów Pilot Development Stage, przy projekcie w Kazachstanie zatrudnionych było ponad 40 000 osób. Ponad 80% pracowników stanowili obywatele Kazachstanu – wyjątkowy wskaźnik przy projektach tej skali.

Projekty infrastrukturalne i znaczenie społeczne są ważnymi elementami odpowiedzialności korporacyjnej i społecznej NCOC. Według SRPSC znaczna część inwestycji kapitałowych w zagospodarowanie złoża przeznaczona jest na budowę obiektów infrastruktury społecznej w Edukacja, służba zdrowia, sport i kultura. Fundusze są równomiernie rozdzielone pomiędzy regiony Atyrau i Mangistau, gdzie operacje produkcyjne według SRPSK.

Od 1998 r. w ścisłej współpracy z władzami lokalnymi zrealizowano 126 projektów, 60 projektów w regionie Atyrau i 66 w regionie Mangistau. W sumie w regionie Atyrau wydano 78 milionów dolarów, a w regionie Mangistau 113 milionów dolarów.

Ponadto w ramach Programu Sponsoringowo-Charytatywnego 2009 NCOC i Agip KCO wsparły ponad sto inicjatyw z zakresu kultury, opieki zdrowotnej, edukacji i sportu. Należą do nich zaawansowane szkolenia dla lekarzy i nauczycieli, seminaria na temat edukacji międzykulturowej i świadomości ekologicznej w szkołach, zapraszanie czołowych rosyjskich chirurgów do operacji dzieci w Atyrau, zakup instrumentów muzycznych dla szkoły w Aktau oraz zakup sprzętu medycznego i karetek pogotowia dla szpitala w Tupkaragan.

Ważną rolę odgrywa ochrona zdrowia i pracy. Uczestnicy tego projektu będą prowadzić systematyczne zarządzanie ryzykiem w celu ciągłego doskonalenia systemu ochrony zdrowia, pracy i środowiska oraz osiągnięcia poziomu światowych liderów w tym wskaźniku. Wszystko to odbywa się zgodnie z wymogami Umowy o podziale produkcji dla Północnego Morza Kaspijskiego, prawodawstwa kazachskiego i międzynarodowego, istniejących standardów branżowych i dyrektyw korporacyjnych.

Wszyscy uczestnicy SRPSK zobowiązują się do:

Prowadzić swoją działalność, dbając o zdrowie i bezpieczeństwo wszystkich pracowników bezpośrednio lub pośrednio zaangażowanych w tę działalność, środowisko, w którym prowadzona jest ich działalność produkcyjna, oraz majątek firmy.

Zarządzaj działalnością konsorcjum i związanym z nią ryzykiem zgodnie z wymogami Porozumienia o podziale produkcji w regionie Północnokaspijskim, Kazachstanu i prawodawstwem międzynarodowym oraz stosuj najlepsze istniejące standardy branżowe w tych kwestiach, których nie można uregulować przepisami prawa i regulacjami.

Promuj wprowadzenie zasad BHP do kultury firmy, gdzie wszyscy pracownicy i usługodawcy ponoszą wspólną odpowiedzialność za wdrażanie tych zasad, i dawaj przykład.

Opracować systemy, które pozwolą na systematyczną ocenę ryzyk z zakresu BHP na wszystkich etapach działalności firmy i skuteczną kontrolę tych ryzyk.

Rozwijaj i certyfikuj system zarządzania HSE oraz stale informuj firmy agentowe, Organ Autoryzowany i wszystkie zainteresowane strony o stanie rzeczy w obszarze HSE w celu ciągłego doskonalenia.

Wybierz partnerów biznesowych na podstawie ich zdolności do wywiązania się ze swoich obowiązków w zakresie BHP.

Wdrażaj systemy i procedury umożliwiające natychmiastową i skuteczną reakcję w przypadku nieplanowanych i niepożądanych zdarzeń oraz regularnie je przeglądaj.

Podnieść poziom świadomości osobistej odpowiedzialności wszystkich pracowników firmy w zakresie zapobiegania ryzyku wypadków, szkód dla zdrowia i środowiska.

Współpracować z agencje rządowe Republiki Kazachstanu i wszystkich zainteresowanych stron w celu opracowania przepisów i standardów mających na celu podniesienie poziomu bezpieczeństwa pracowników firmy i ochronę środowiska.

Stosuje konstruktywne podejście do swojej działalności, oparte na dialogu z interesariuszami i społeczeństwem i mające na celu osiągnięcie uznania działań firmy przez społeczność lokalną poprzez realizację programów społecznych.

Projekty sponsoringowe i filantropijne mają na celu zapewnienie stabilności gospodarczej i poprawę dobrostanu, wspieranie zdrowia, edukacji, kultury i dziedzictwa kulturowego, sportu oraz pomoc osobom o niskich dochodach uprawnionych do otrzymania takiego wsparcia, a także są zgodne ze strategią NCOC cele zrównoważonego rozwoju. Realizację programu sponsoringowo-charytatywnego powierzono firmie Agip KCO.

W szczególności projekty wymagają wkładu własnego uczestników i muszą także wykazywać społeczeństwu swoją długoterminową trwałość. Wsparcie polityczne lub organizacje religijne projekty nie mogą stwarzać nieuczciwych warunków dla konkurencji rynkowej ani negatywnie wpływać na stabilność środowiska i/lub naturalne ekosystemy. Projekty są zazwyczaj opracowywane przez samorządy lokalne, organizacje pozarządowe lub przedstawicieli społeczności, ale mogą być również inicjowane przez NCOC lub jego agentów jako proaktywne środki mające na celu wspieranie społeczności lokalnych.

Bibliografia:

Państwowy program rozwoju kazachstańskiego sektora Morza Kaspijskiego