Principalul document grafic în calculul rezervelor este planul de calcul. Planurile estimative (Fig. 3) sunt întocmite pe baza unei hărți structurale de-a lungul vârfului rezervoarelor productive sau a celui mai apropiat punct de referință situat la cel mult 10 m deasupra sau sub partea superioară a rezervorului. Pe hartă sunt trasate contururile externe și interne ulei- și conținutul de gaze, limitele categoriilor de rezerve.

Limitele și aria de calcul a rezervelor de petrol și gaze ale fiecărei categorii sunt colorate într-o anumită culoare:

Orez. 3. Un exemplu de plan de calcul al depozitului.

1 - ulei; 2 - apă: 3 - ulei si apa;

Puțuri: 4 - producătoare, 5 - exploratorii, 6 - cu naftalină, 7 - lichidate, 8 - necurgătoare; 9 - izohipsele suprafeței rezervorului, m;

Contururi de ulei: 10 - extern, 11 - intern; 12 - delimitarea litofaciilor înlocuirea rezervoarelor; 13 categorii de rezerve;

Numerele la puțuri: numărător - numărul puțului, numitorul - cota absolută a vârfului rezervorului, m.

Toate puțurile forate de la data calculării rezervelor se aplică și planului de calcul (cu indicarea exactă a poziției gurilor, punctele de intersecție a acoperișului formațiunii productive corespunzătoare de către acestea):

Explorare;

Minerit;

Dezactivat în așteptarea organizării pescuitului;

Presiune și observație;

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

În proces;

Netestat, cu specificație ulei-, gaz- și saturarea în apă a formațiunilor - colectoare în funcție de interpretarea materialelor sondajelor geofizice ale puțurilor;

Lichidată, cu indicarea motivelor lichidării;

A scos la iveală un strat compus din roci impermeabile.

Pentru sondele testate sunt indicate următoarele: semne de adâncime și absolute ale acoperișului și fundului rezervorului, marcaje absolute ale intervalelor de perforare, ratele inițiale și curente de producție de petrol, gazși apă, diametrul șocul, depresiune, durata de lucru, data apariției apei și procentul acesteia în produsul produs. La testarea a două sau mai multe straturi împreună, sunt indicați indicii acestora. Debite uleiși gaz trebuie măsurat atunci când puțurile funcționează pe aceleași șocuri.

Pentru sondele de producție sunt date: data punerii în funcțiune, debitele inițiale și curente și presiunea rezervorului, cantitatea de petrol produsă, gaz, condens și apă, data începerii udării și procentul de apă din produsul produs la data calculului rezervelor. La în număr mare puțuri, aceste informații sunt plasate în tabelul de pe planul de calcul sau pe foaia atașată acestuia. În plus, planul de calcul conține un tabel care indică valorile parametrilor calculați adoptați de autori, rezervele calculate, categoriile acestora, valorile parametrilor adoptați prin decizia Comitetului Rezervelor de Stat al Federației Ruse. , data la care au fost calculate rezervele.

La reevaluarea rezervelor, pe planurile de estimare trebuie trasate limitele categoriilor de rezerve aprobate la calculul anterior, precum și evidențiate puțurile forate după calculul anterior al rezervelor.

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

Stocurile de componente conținute în petrol și gaze, care au importanță industrială, se calculează în limitele calculului rezervelor uleiși gaz.

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

Rezervele de petrol, condensat, etan, propan, butani, sulf și metale sunt calculate în mii de tone, gaze - în milioane metri cubi, heliu și argon - în mii de metri cubi.

Valorile medii ale parametrilor și rezultatele calculului rezervelor sunt date în formă tabelară.

Organizația a fost înființată în decembrie 2005. Operatorul proiectului este KarakudukMunay LLP. Partenerul LUKOIL în proiect este Sinopec (50%). Dezvoltarea zăcământului se realizează în conformitate cu contractul de utilizare a subsolului semnat la 18.09.1995. Durata contractului este de 25 de ani. Câmpul Karakuduk este situat în regiunea Mangistau, la 360 km de orașul Aktau. Rezerve reziduale de hidrocarburi recuperabile - 11 milioane de tone. Producția în 2011 - 1,4 milioane de tone de petrol (cota LUKOIL - 0,7 milioane de tone) și 150 milioane de metri cubi de gaz (cota LUKOIL - 75 milioane de metri cubi). Investiții de la începutul proiectului (din 2006) - peste 400 de milioane de dolari în cota LUKOIL. Populatia totala angajați - aproximativ 500 de persoane, dintre care cetățeni ai Republicii Kazahstan - 97%. LUKOIL plănuiește să investească până în 0,1 miliarde de dolari în dezvoltarea proiectului până în 2020.

1. INFORMATII GENERALE DESPRE DEPOZIT

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

Cea mai apropiată aşezare este gara Sai-Utes, situată la 60 km spre sud-est. Gara Beyneu este situată la 160 km de depozit. Distanța până la centrul regional Aktau este de 365 km.

Din punct de vedere orografic, zona de studiu este o câmpie deșertică. Cotele absolute ale suprafeței de relief variază de la +180 m până la +200 m. Zona de studiu se caracterizează printr-un climat puternic continental, cu veri calde, uscate și ierni reci. Cea mai tare lună de vară este iulie, cu o temperatură maximă de până la +45 o C. perioada de iarna temperatura minima atinge -30-35 o C. Precipitatiile medii anuale sunt de 100-170 mm. Zona este caracterizată de vânturi puternice furtuni de nisip. În conformitate cu SNiP 2.01.07.85, aria depozitului în ceea ce privește presiunea vântului aparține zonei III (până la 15 m/s). Vara este dominată de Vânturi de NV directii, iarna - N-E. Stratul de zăpadă din zona de lucru este neuniform. Grosimea în zonele joase cele mai scufundate ajunge la 1-5 m.

Flora și fauna regiunii sunt sărace și sunt reprezentate de specii tipice zonelor semi-deșertice. Vegetația ierboasă și arbustivă rară este caracteristică: spin de cămilă, pelin, sărat. Fauna este reprezentată de rozătoare, reptile (broaște țestoase, șopârle, șerpi) și arahnide.

În zona de lucru nu există surse naturale de apă. În prezent, sursele de alimentare cu apă pentru câmp bând apă, pentru nevoi tehnice și de stingere a incendiilor este apa Volga din conducta principală de apă „Astrakhan-Mangyshlak”, precum și puțuri speciale de captare a apei până la 1100 m adâncime pentru zăcămintele Albsenomanian.

Zona de lucru este practic nelocuită. La 30 km est de câmpul Karakuduk, trece calea ferată Makat-Mangyshlak, de-a lungul căreia sunt așezate conductele de petrol și gaze operaționale Uzen-Atyrau-Samara și Asia Centrală-Centru, precum și linia electrică de înaltă tensiune Beineu-Uzen. Comunicarea între pescărie și aşezări efectuate de vehicule.

1. CARACTERISTICILE GEOLOGICE ȘI FIZICE ALE DEPOZITULUI

3.1. Caracteristicile structurii geologice

Caracteristicile litologice și stratigrafice ale secțiunii

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

Mai jos este o descriere a secțiunii expuse a depozitului.

Sistemul triasic - T. Secvența terigenă pestriță a epocii triasice este reprezentată de intercalarea gresiilor, siltstones, noroiilor și argilelor asemănătoare noroiului, colorate în diverse nuanțe de gri, maro până la gri-verzui. Grosimea minimă a Triasicului a fost înregistrată în puțul 145 (29 m) iar maxima în puțul 20 (242 m).

Sistemul jurasic - J. Cu neconformitate stratigrafică și unghiulară, rocile subiacente ale Triasicului sunt acoperite de o succesiune de depozite jurasice.

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

Secțiunea inferioară - J 1. Secțiunea Jurasicului inferior este complicată din punct de vedere litologic prin intercalarea gresiilor, siltstones, argilelor și noroiilor. Gresia este de culoare cenușiu deschis cu o nuanță verzuie, cu granulație fină, slab sortată, puternic cimentată. Argilele și siltstones sunt gri închis cu o nuanță verzuie. Argilitele sunt gri închis cu incluziuni ORO. La nivel regional, orizontul Yu-XIII este limitat la depozitele din Jurasicul inferior. Grosimea depozitelor din Jurasicul inferior variază între 120-127m.

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

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

Scena Bajociană - J 2 c. Gresiile sunt de culoare gri si gri deschis, cu granulatie fina, puternic cimentate, necalcaroase, micacee. Plăcile sunt de culoare gri deschis, cu granulație fină, micacee, argiloase, cu incluziuni de resturi vegetale carbonizate. Argilele sunt gri închis, negre, dense pe alocuri. Orizonturile productive Yu-VI-Yu-X sunt limitate la depozitele de această vârstă. Grosimea este de aproximativ 462 m.

Etapa Bathian - J 2 vt. Litologic, ele sunt reprezentate de gresii, siltstone intercalate cu argile. În partea inferioară a secțiunii, proporția de gresii crește cu straturi subțiri de siltstone și argile. Orizonturile productive Yu-III-Yu-V sunt limitate la sedimentele stadiului batonian. Grosimea variază de la 114,8 m la 160,7 m.

Secțiunea superioară - J 3 . Depozitele Jurasicului superior se suprapun în mod conform celor subiacente și sunt reprezentate de trei etape: Callovian, Oxfordian și Volgian. Limita inferioară este trasată de-a lungul vârfului pachetului de lut, care este clar vizibil în toate puțurile.

Etapa caloviană - J 3 k. Etapa caloviană este reprezentată prin intercalarea argilelor, gresiilor și siltstones. După caracteristicile litologice, în componența scenei se disting trei pachete: cele superioare și mijlocii sunt argiloase cu grosimea de 20-30m, iar cea inferioară este o alternanță de straturi de gresie și silstone cu interstraturi de argilă. Orizonturile productive Yu-I și Yu-II sunt limitate la unitatea inferioară a etapei Callovian. Grosimea variază de la 103,2 m până la 156 m.

Etapa oxfordian-volgiană - J 3 ox-v. Depozitele stadiului oxfordian sunt reprezentate de argile și marne cu interstraturi rare de gresii și siltstone, în timp ce se observă o oarecare diferențiere: partea inferioară este argilosă, partea superioară este marnosă.

Rocile sunt gri, gri deschis, uneori gri închis, au o nuanță verzuie.

Secțiunea timpului volgian este un strat de calcare argiloase cu straturi intermediare de dolomite, marne și argile. Calcarele sunt adesea fisurate și poroase, masive, nisipoase, argiloase, cu fracturi neuniforme și luciu mat. Argilele sunt mâloase, cenușii, calcaroase, adesea cu incluziuni de resturi faunistice. Dolomiții sunt gri, gri închis, criptocristalini, argiloși pe alocuri, cu fractură neuniformă și luciu mat. Grosimea rocilor variază de la 179 m până la 231,3 m.

Sistemul cretacic - K. Depozitele sistemului cretacic sunt prezentate în volumul secțiunilor inferioare și superioare. Împărțirea secțiunii în niveluri a fost realizată pe baza datelor de exploatare forestieră și a comparației cu zonele învecinate.

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

Superstage neocomian - K 1 ps. Depozitele volgiane subiacente se suprapun conform grosimii intervalului neocomian, care unește trei etape: Valanginian, Hauterivian, Barremian.

Secțiunea este compusă litologic din gresii, argile, calcare și dolomite. Gresiile sunt cu granulatie fina, gri deschis, polimictice, cu ciment carbonatat si argilos.

La nivelul intervalului Hauterivian, secțiunea este reprezentată în principal de argile, marne, iar doar în vârf se află un orizont de nisipuri. Zăcămintele Barrem se deosebesc în secțiune prin culoarea pestriță a rocilor și sunt compuse litologic din argile cu încrucișări de gresii și siltstones. De-a lungul secțiunii epocii neocomiene, există membri ai stâncilor nisipoase nisipoase. Grosimea depozitelor superetapei neocomiene variază de la 523,5 m până la 577 m.

Stadiul aptian - K 1 a. Depozitele din această epocă se suprapun cu eroziune pe cele subiacente, având o limită litologică clară cu acestea. În partea inferioară, secțiunea este compusă în principal din roci argiloase cu straturi intermediare rare de nisipuri, gresii și silstones, iar în partea superioară, există o alternanță uniformă de roci argiloase și nisipoase. Grosimea variază de la 68,7 m până la 129,5 m.

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

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

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

Complexul indiviz Turonian-Senonian - K 2 t-cn. În partea inferioară a complexului descris se distinge stadiul Turonian, compus din argile, gresii, calcare, marne asemănătoare cretei, care constituie un bun reper.

Deasupra secțiunii se găsesc depozite ale stadiilor Santonian, Campanian, Maastrichtian, unite în superetapa Senonian, reprezentate din punct de vedere litologic printr-un strat gros de marne intercalate, cretă, calcare asemănătoare cretei și argile carbonatice.

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

Sistemul paleogen - R. Depozitele paleogene sunt reprezentate de calcare albe, straturi verzui-marnoase si argile limosoase roz. Grosimea variază de la 498m la 533m.

Sisteme neogene-cuaternare - N-Q. Depozitele neogene-cuaternare sunt compuse în principal din roci carbonatice-argilacee de culoare cenușiu deschis, verde și maro și calcare - roci cochilie. Partea superioară a secțiunii este umplută cu sedimente continentale și conglomerate. Grosimea depozitelor variază de la 38 m până la 68 m.

3.2. tectonica

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

Pe baza materialelor cercetărilor seismice MOGT-3D (2007) efectuate de OJSC Bashneftegeofizika, structura Karakuduk de-a lungul orizontului reflectorizant III reprezintă un pliu brahianticline de lovire sublatitudinală cu dimensiuni de 9x6,5 km de-a lungul unei izohipse închise minus 2195m, cu o amplitudine. de 40m. Unghiurile de incidență ale aripilor cresc cu adâncimea: în Turonet - fracțiuni de grad, în Cretacicul inferior -1-2˚. Structura de-a lungul reflectorului V este un anticlinal rupt de numeroase falii, dintre care posibil unele sunt netectonice. Toate defecțiunile majore descrise mai jos sunt urmărite de-a lungul acestui reflector. Pliul N-striving este format din două arcade, conturate de izohipsă minus 3440 m, identificate în zona puțurilor 260-283-266-172-163-262 și 216-218-215. Conform izohipsei minus 3480m, pliul are dimensiuni de 7,4x4,9km și o amplitudine de 40m.

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

Perturbarea F 2 a fost efectuată în zona puțurilor 143, 14 și separă blocul central (I) de blocul sudic (III). Rațiune pentru deținere această încălcare a servit nu numai baza seismică, ci și rezultatele testării puțurilor. De exemplu, printre puțurile de bază, puțul 222 este situat lângă puțul 143, unde s-a obținut petrol în timpul testării orizontului Yu-I, iar apă a fost obținută în puțul 143.

Descrierea muncii

Organizația a fost înființată în decembrie 2005. Operatorul proiectului este KarakudukMunay LLP. Partenerul LUKOIL în proiect este Sinopec (50%). Dezvoltarea zăcământului se realizează în conformitate cu contractul de utilizare a subsolului semnat la 18.09.1995. Durata contractului este de 25 de ani. Câmpul Karakuduk este situat în regiunea Mangistau, la 360 km de orașul Aktau. Rezerve reziduale de hidrocarburi recuperabile - 11 milioane de tone. Producția în 2011 - 1,4 milioane de tone de petrol (cota LUKOIL - 0,7 milioane de tone) și 150 milioane de metri cubi de gaz (cota LUKOIL - 75 milioane de metri cubi).

minister Educația și știința Republicii Kazahstan

Facultatea de Finanțe și Economie

Departamentul de Economie și Management

D
disciplina: Evaluarea proiectelor de petrol si gaze

SRS №1

Subiect: Plan pentru dezvoltarea câmpului Kashagan, important din punct de vedere strategic, de pe raftul Mării Caspice

Efectuat:

elev în anul 3 "Economie"

Batyrgalieva Zarina

ID: 08BD03185

Verificat:

Estekova G.B.

Almaty, 2010

În ultimii 30 de ani, au existat tendințe în care PIB-ul mondial crește cu o medie de 3,3% pe an, în timp ce cererea mondială de petrol ca sursă principală de hidrocarburi crește cu o medie de 1% pe an. Întârzierea consumului de hidrocarburi din creșterea PIB-ului este asociată cu procesele de conservare a resurselor, în principal în țările dezvoltate. În același timp, ponderea țărilor în curs de dezvoltare în producția de PIB și în consumul de hidrocarburi este în continuă creștere. În acest caz, se așteaptă o agravare tot mai mare a problemelor aprovizionării cu hidrocarburi.

Apropierea teritorială a unor țări atât de mari și în curs de dezvoltare dinamică precum Rusia și China deschide perspective largi pentru exportul de hidrocarburi kazahe. Pentru a asigura intrarea pe piața lor, este necesară dezvoltarea și îmbunătățirea sistemului conductele principale.

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

Numit după un poet kazah din secolul al XIX-lea născut în regiunea Mangistau, câmpul Kashagan este una dintre cele mai mari descoperiri din lume din ultimii 40 de ani. Se referă la provincia Caspică de petrol și gaze.

Câmpul Kashagan este situat în sectorul kazah al Mării Caspice și acoperă o suprafață de aproximativ 75 x 45 de kilometri. Rezervorul se află la o adâncime de aproximativ 4.200 de metri sub fundul mării, în partea de nord a Mării Caspice.

Kashagan, ca o ridicare a recifului de mare amplitudine în complexul paleozoic subsat din Marea Caspică de Nord, a fost descoperit de lucrările de prospectare seismică ale geofizicienilor sovietici în perioada 1988-1991. pe continuarea pe mare a zonei de ridicare Karaton-Tengiz.

Ulterior, a fost confirmat de studiile companiilor de geofizică occidentale care lucrează în numele guvernului Kazahstanului. Masivele Kashagan, Korogly și Nubar identificate inițial în compoziția sa în perioada 1995-1999. a primit numele Kashagan Est, Vest și, respectiv, Sud-Vest.

Dimensiunile East Kashagan conform izohipsei închise - 5000 m sunt 40 (10/25) km, suprafață - 930 km², amplitudinea ridicării - 1300 m. km², grosimea medie saturată cu ulei - 550 m.

Kashagan West se învecinează cu Kashagan East de-a lungul unei margini structurale submeridionale, care este posibil asociată cu perturbări tectonice. Dimensiunile ridicării recifului de-a lungul stratoizohipsei închise - 5000 m sunt 40 * 10 km, zona este de 490 km², amplitudinea este de 900 m., grosimea medie saturată cu petrol este de 350 m.

Sud-vestul Kashagan este situat oarecum departe (spre sud) de masivul principal. Ridicarea de-a lungul stratoizohipsei închise - 5400 m are dimensiuni de 97 km, suprafață - 47 km², amplitudine - 500 m.

Rezervele de petrol din Kashagan fluctuează într-un interval larg de 1,5 - 10,5 miliarde de tone. Dintre acestea, de la 1,1 la 8 miliarde de tone cad în Est, până la 2,5 miliarde de tone în Vest și 150 de milioane de tone în Sud-Vest.

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

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

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

Desemnat ca operator de proiect în 2001 de către partenerii: Eni, și a creat compania Agip KCO. Participanții la proiect lucrează la crearea unei companii de operare în comun North Caspian Operating Company (NCOC), care va înlocui AgipKCO și un număr de companii de agenți ca un singur operator.

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

Producția de petrol la Kashagan ar trebui să fie de până la 50 de milioane de tone pe an până la sfârșitul următorului deceniu. Producția de petrol la Kashagan, conform ENI, în 2019 ar trebui să ajungă la 75 de milioane de tone pe an. Cu Kashagan, Kazahstanul va intra în Top 5 al producătorilor mondiali de petrol.

Pentru a crește recuperarea petrolului și a reduce conținutul de H3S, consorțiul se pregătește să utilizeze mai multe instalații onshore și offshore din Karabatan pentru a injecta gaze naturale într-un rezervor productiv, se va construi o conductă de petrol și o conductă de gaz cu Karabatan.

Dezvoltarea zăcământului Kashagan în condițiile dure din larg din Marea Caspică de Nord prezintă o combinație unică de provocări tehnologice și ale lanțului de aprovizionare. Aceste complexități sunt asociate cu asigurarea siguranței producției, rezolvarea problemelor de inginerie, logistică și de mediu, ceea ce face ca acest proiect să fie unul dintre cele mai mari și mai complexe proiecte industriale din lume.

Câmpul este caracterizat de o presiune ridicată a rezervorului de până la 850 de atmosfere. Ulei de înaltă calitate -46 ° API, dar cu un conținut ridicat de GOR, hidrogen sulfurat și mercaptan.

Kashagan a fost anunțat în vara anului 2000, în urma forării primului puț, Vostok-1 (Vostochny Kashagan-1). Debitul său zilnic a fost de 600 m³ de petrol și 200 mii m³ de gaz. A doua sondă (West-1) a fost forată la Western Kashagan în mai 2001, la 40 km de prima. A arătat un debit zilnic de 540 m3 de petrol și 215 mii m3 de gaz.

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

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

Pentru a oferi protecție împotriva condițiilor dure de iarnă și a schimbărilor de gheață, structurile offshore sunt instalate pe insule artificiale. Sunt avute în vedere două tipuri de insule: insule mici „de foraj” fără personal și „insule mari cu complexe tehnologice” (ETC) cu personal de serviciu.

Hidrocarburile vor fi pompate prin conducte de la insulele de foraj la ETC. Insulele ETC vor găzdui unități de proces pentru extragerea fazei lichide (ulei și apă) din gazul brut, unități de injectare a gazelor și sisteme energetice.

În etapa I, aproximativ jumătate din tot gazul produs va fi injectat înapoi în rezervor. Fluidele extrase și gazul acru vor fi transportate la mal până la OPF Bolashak din regiunea Atyrau, unde se preconizează tratarea petrolului la calitate comercială. Unele volume de gaze vor fi trimise înapoi în complexul offshore pentru a fi utilizate în generarea de energie, în timp ce unele dintre gaze vor satisface nevoi similare ale complexului onshore.

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

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


Nivelul scăzut de mineralizare cauzat de afluxul de apă dulce din Volga, combinat cu apa puțin adâncă și temperaturile de iarnă până la -30C, face ca zona Caspică de Nord să fie acoperită cu gheață timp de aproximativ cinci luni pe an. Deplasările de gheață și formarea de brazde din mișcarea gheții pe fundul mării sunt restricții serioase asupra lucrărilor de construcție.

Caspia de Nord este o zonă ecologică foarte sensibilă și un habitat pentru o varietate de floră și faună, inclusiv unele specii rare. NCOC consideră responsabilitatea de mediu o prioritate de vârf. Lucrăm fără încetare și cu sârguință pentru a preveni și a minimiza orice impact asupra mediului care poate apărea din operațiunile noastre.

Regiunea nord-caspică este o zonă în care furnizarea de echipamente importante pentru proiect este asociată cu anumite dificultăți. Dificultățile logistice sunt agravate de restricțiile de acces pe rutele de transport pe apă, precum Canalul Volga-Don și sistemul de transport pe apă Marea Baltică-Volga, care, datorită stratului dens de gheață, sunt deschise pentru navigație aproximativ șase luni pe an.

Aș dori să notez strategia de export a acestui proiect. Planul existent pentru exportul de produse post-punere în funcțiune presupune utilizarea sistemelor de conducte și a căilor ferate existente.

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

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

Acest proiect ține cont de siguranță și securitate mediu inconjurator. De la formarea primului consorțiu în 1993, multe programe de protecție a mediului au fost dezvoltate și implementate în timpul operațiunilor pe câmpuri petroliere onshore și offshore. De exemplu, Agip KCO a atras companii locale să efectueze o evaluare a impactului asupra mediului (EIM) a activităților sale, inclusiv construcția de instalații onshore și offshore, conducte principale și conducte de export onshore. A fost inițiat un program de finanțare a cercetării științifice în domeniul diversității biologice a regiunii Caspice. În regiunea Atyrau au fost construite douăzeci de stații de monitorizare a calității aerului. Anual se efectuează cercetarea solului și monitorizarea stării populației de păsări și foci. În 2008, a fost publicată o hartă a zonelor sensibile din punct de vedere ecologic din regiunea Caspică de Nord, care a fost creată, printre altele, pe baza datelor culese de consorțiu.

Există și probleme cu eliminarea sulfului. Câmpul Kashagan conține aproximativ 52 de trilioane de metri cubi de gaz asociat, dintre care majoritatea vor fi reinjectate în rezervorul de la instalațiile offshore pentru a crește factorul de recuperare a petrolului. În etapa 1 (dezvoltare pilot), nu toate gazele asociate vor fi reinjectate în rezervorul de la instalațiile offshore. O parte din acesta va fi trimisă la o stație complexă de tratare a petrolului și gazelor onshore, unde gazul va fi desulfurat, care va fi apoi folosit ca gaz combustibil pentru a genera energie electrică pentru operațiuni onshore și offshore, în timp ce o parte din el va fi vândut pe piață. ca gaz comercial.gaz. Se așteaptă ca etapa 1 să producă în medie 1,1 milioane de tone de sulf pe an din tratarea gazelor acide.
În timp ce consorțiul intenționează să vândă tot sulful produs, poate fi necesar să se depoziteze temporar sulful. Sulful produs la uzina Bolashak va fi depozitat în condiții închise, izolat de mediu. Sulful lichid va fi turnat în recipiente sigilate dotate cu senzori. Sulful va fi transformat în formă pastelată înainte de vânzare, evitându-se astfel formarea de praf de sulf în timpul zdrobirii.

Pe lângă o abordare responsabilă a desfășurării operațiunilor de producție, participanții la program își asumă obligații sociale și de mediu, a căror implementare pe termen lung va aduce beneficii cetățenilor din Kazahstan. Îndeplinirea acestor obligații necesită o cooperare strânsă cu guvernul și autoritățile locale autorităților, cu comunitatea locală și cu grupurile de inițiativă

Între 2006 și 2009 peste 5,3 miliarde USD au fost cheltuite pe bunuri și servicii locale. În 2009, bunurile și serviciile locale au reprezentat 35% din totalul cheltuielilor companiei.

În 2009, în perioada de vârf de construcție pentru faza de dezvoltare a pilotului, peste 40.000 de oameni au fost angajați în proiect în Kazahstan. Peste 80% dintre lucrători erau cetățeni ai Kazahstanului - o cifră excepțională pentru proiecte de această amploare.

Infrastructura și proiectele sociale sunt componente importante ale responsabilității corporative și sociale a NCOC. Potrivit SRPSK, o parte semnificativă a investiției în dezvoltarea domeniului este destinată construcției de infrastructuri sociale în domeniul educației, sănătății, sportului și culturii. Fondurile sunt distribuite uniform între regiunile Atyrau și Mangystau, unde operațiunile de producție sunt efectuate în cadrul SRPSK.

Din 1998, 126 de proiecte au fost implementate în strânsă cooperare cu autoritățile locale, 60 de proiecte în regiunea Atyrau și 66 în regiunea Mangistau. Un total de 78 milioane USD au fost cheltuiți în Oblast Atyrau și 113 milioane USD în Oblast Mangistau.

În plus, în cadrul Programului de sponsorizare și filantropie din 2009, NCOC și Agip KCO au susținut peste 100 de inițiative culturale, de sănătate, educație și sport. Printre acestea se numără pregătirea avansată a medicilor și profesorilor, seminarii de educație interculturală și alfabetizare ecologică în școli, invitația chirurgilor ruși de seamă de a opera copiii Atyrau, achiziționarea instrumente muzicale pentru scoala Aktau si achizitia Echipament medicalși ambulanțe pentru spitalul din Tupkaragan.

Un rol important îl joacă protecția sănătății și a muncii. Participanții la acest proiect vor desfășura un management sistematic al riscului pentru a îmbunătăți continuu sistemul de sănătate, siguranță și mediu și pentru a ajunge la nivelul liderilor mondiali în acest indicator. Toate acestea sunt realizate în conformitate cu cerințele Acordului de partajare a producției din regiunea Caspică de Nord, legislația kazahă și internațională, standardele existente în industrie și directivele corporative.

Toți participanții la SRPSK se angajează:

Își desfășoară activitățile, asigurând protecția sănătății și securității tuturor angajaților implicați direct sau indirect în aceste activități, a mediului în care se desfășoară operațiunile lor de producție, precum și a activelor companiei.

Gestionați activitățile consorțiului și riscurile asociate acestuia în conformitate cu cerințele Acordului de partajare a producției din regiunea nord-caspică, legislația kazahă și internațională și aplicați cele mai bune standarde existente ale industriei în acele chestiuni care nu pot fi reglementate de legi și reglementări.

Promovați implementarea principiilor HSE în cultura companiei, unde toți angajații și furnizorii de servicii vor fi responsabili în comun pentru implementarea acestor principii și vor conduce prin exemplul.

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

Dezvoltarea, desfășurarea certificării sistemului de management HSE și informarea constantă a companiilor Agent, Organismului Autorizat, a tuturor părților interesate cu privire la starea de fapt în domeniul HSE în vederea îmbunătățirii continue.

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

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

Ridicarea nivelului de constientizare a responsabilitatii personale a tuturor angajatilor companiei in prevenirea riscurilor de accidente, daune aduse sanatatii si mediului.

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

Aplicarea unei abordări constructive în activitățile sale bazată pe dialogul cu părțile interesate și cu publicul și care vizează obținerea recunoașterii activităților companiei de către comunitatea locală prin implementarea programelor sociale.

Sponsorizările și proiectele de caritate au ca scop asigurarea sustenabilității economice și bunăstării, sprijinind asistența medicală, educația, cultura și mostenire culturala sport, precum și acordarea de asistență celor săraci care sunt eligibili pentru a primi un astfel de sprijin, precum și în conformitate cu obiectivele strategice ale NCOC pentru dezvoltare durabilă. Implementarea programului de sponsorizare și caritate este încredințată Agip KCO.

În special, proiectele implică propriile contribuții ale participanților înșiși și trebuie, de asemenea, să demonstreze publicului sustenabilitatea lor pe termen lung. Nici un sprijin pentru politic sau organizatii religioase, proiectele nu pot crea condiții neloiale pentru concurența pe piață, nu pot afecta negativ stabilitatea mediului și/sau ecosistemele naturale. Proiectele sunt de obicei dezvoltate de guvernele locale, ONG-uri sau comunitățile locale, dar pot fi, de asemenea, inițiate de NCOC sau agenții săi ca măsură proactivă în sprijinul comunităților locale.

Bibliografie:

Programul de Stat pentru Dezvoltarea Sectorului Kazah al Mării Caspice

6.1. Standardele acestei secțiuni conțin cerințele de bază pentru structura planului general și Siguranța privind incendiile la clădirile și structurile proiectate și reconstruite ale industriei petroliere, iar cerințele separate sunt date în secțiunile relevante ale acestor standarde.

Pe lângă cerințele de reglementare ale acestor Norme, atunci când se proiectează protecția împotriva incendiilor a instalațiilor, este necesar să se ghideze după următoarele documente:

• „Planuri generale întreprinderile industriale»;
• „Standarde de securitate la incendiu pentru proiectarea clădirilor și structurilor”;
• „Clădiri industriale ale întreprinderilor industriale”;
• "Alimentare cu gaz. Dispozitive interne și externe»;
• „Construcții de întreprinderi industriale”;
• „Clădiri și spații auxiliare ale întreprinderilor industriale”;
• „Reguli de instalare a instalațiilor electrice (PUE)”;
• "Rezerva de apa. Rețele și instalații externe”;
• „Depozite de petrol și produse petroliere”;
• „Conducte principale”;
• „Întreprinderi de servicii auto”;
• „Standarde sanitare pentru proiectarea întreprinderilor industriale”.

a) CERINȚE PLANUL MASTER

6.2. Ar trebui dezvoltată o schemă de master plan de teren pe baza bazei de date schema tehnologica(proiect) de dezvoltare a unui zăcământ petrolier, ținând cont de schemele de dezvoltare a industriei petroliere și de repartizarea forțelor productive în regiunile economice și republicile unionale.

6.3. Schema planului general al zăcămintei este întocmită pe hărți ale utilizatorilor terenurilor, de regulă, la scara 1: 25000, ținând cont de cerințele Fundamentelor privind pământul, apa și alte legislații ale URSS și ale republicile Uniunii, în două etape:

1. preliminar - ca parte a materialelor suport pentru actul de selectare a locurilor și rutelor;
2. final - după aprobarea amplasamentului și a traseului acționează în modul prescris, ținând cont de comentariile tuturor utilizatorilor terenului.

6.4. Schema planului general ar trebui să prevadă amplasarea gurilor de petrol, gaze, injecție și alte puțuri unice, grupuri de puțuri, facilități de depozitare, BPS, SU, UPS, CPS, VRP, CS, substații și alte facilități, precum precum si utilitati (drumuri, conducte de petrol si gaze, conducte de apa, linii electrice, comunicatii, telemecanica, protectie catodica etc.), asigurand procese tehnologice si de productie pentru colectarea si transportul produselor puțuri de petrolținând cont de legăturile de transport existente în zona capacităților CPS, OTU, GBP, rafinărie, direcția de transport exterior de petrol, gaze și apă, surse de alimentare cu energie electrică, căldură, apă, aer etc. .

6.5. Atunci când se elaborează o schemă de master plan, este necesar să se ia în considerare:

• brigadă și formă de teren de organizare a exploatării câmpului în conformitate cu „Regulamentul brigăzii pentru producția de petrol...” al Minnefteprom;
• posibilitatea extinderii și reconstrucției sistemelor tehnologice;
• realizarea de măsuri tehnice pentru intensificarea proceselor de producție de producție, colectare și transport de petrol și gaze.

6.6. Planul general al întreprinderilor, facilităților, clădirilor și facilităților pentru dezvoltarea domeniului trebuie să fie proiectat în conformitate cu cerințele normelor „Planuri generale pentru întreprinderile industriale” și altele specificate în partea generală a acestei secțiuni, precum și cu cerințele prezentelor norme.

Deciziile de planificare ale planului general ar trebui elaborate ținând cont de zonarea tehnologică a instalațiilor, blocurilor, clădirilor și structurilor.

Amplasarea clădirilor și structurilor industriale și auxiliare în zone trebuie să fie efectuată în funcție de scopul lor funcțional și tehnologic și ținând cont de explozivi, explozii-incendiu și pericol de foc lor.

6.7. Accesul și căile ferate și drumurile la fața locului către instalații, clădiri și structuri ar trebui proiectate în conformitate cu cerințele standardelor " Căile ferate ecartament 1520 mm”, „Drumuri”, „Instrucțiuni pentru proiectarea drumurilor pentru câmpurile petroliere din Siberia de Vest” ale Minnefteprom.

6.8. Dimensiunile șantierelor de construcție a întreprinderilor, obiectelor clădirilor și structurilor sunt determinate din condițiile de amplasare a structurilor tehnologice, structurilor auxiliare și utilităților, ținând cont de cerințele standardelor de securitate la incendiu și sanitare.

Densitatea clădirii întreprinderilor și a instalațiilor individuale trebuie să respecte valorile specificate în regulile „Planuri generale pentru întreprinderile industriale”. Zonele amplasamentelor de sonde de petrol și gaze trebuie luate în conformitate cu „Normele de achiziție de terenuri pentru sonde de petrol și gaze” ale Ministerului Industriei Petrolului și Gazelor.

Lățimea fâșiei de teren pentru construcția de structuri liniare nu trebuie să depășească cele specificate: în „Normele de achiziție de teren pentru conducte principale”, „Norme de achiziție de teren pentru linii de comunicații”, „Norme de achiziție de teren pentru rețelele electrice cu un tensiune de 0,4 - 500 kV”, „Norme de alocare teren pentru autostrăzi.

6.9. Site-uri CPS, baze de servicii de producție (BPO), NGDU, UBR, URB, baze ale departamentelor de transport tehnologic (UTT) și echipamente speciale, baze de țevi și scule și alte clădiri și structuri auxiliare pentru deservirea unui câmp petrolier (CDNG, heliporturi etc. ) , precum și taberele de schimb pot fi amplasate atât pe teritoriul terenului, cât și în afara acestuia.

6.10. La amplasarea întreprinderilor, instalațiilor, clădirilor și structurilor de producție de petrol pe secțiunile de coastă ale râurilor și ale altor corpuri de apă, marcajele de planificare ale șantierelor de construcții trebuie luate cu cel puțin 0,5 m deasupra nivelului cel mai înalt calculat al apei, ținând cont de tălpile și panta. a cursului de apă cu probabilitatea depășirii acestuia:

• pentru clădiri care proces de fabricație legate direct de extragerea petrolului din subsol (gura sondelor de petrol si gaze, instalatii de contorizare), - o data la 25 de ani;
• pentru CPS, BPS, statii de compresoare gaz, centrale de separare, OTU, UPS, KNS si substatii electrice - o data la 50 de ani.

6.11. Obiecte de aranjare campuri petroliere ar trebui să fie amplasate față de întreprinderile învecinate la distanțele indicate în tabelul 19, ținând cont de posibilitatea de a coopera cu aceste întreprinderi în construcția de rețele inginerești și autostrăzi.

6.12. Atunci când se elaborează un plan general pentru întreprinderi, clădiri și structuri pentru dezvoltarea câmpului, distanțele de la instalațiile și structurile de proces până la aparatul de comutare, TP, unitățile de control pentru instrumente și camerele de control și operator trebuie să fie determinate în conformitate cu cerințele PUE-76, secțiunea VII, ținând cont de densitatea gazului combustibil în raport cu densitatea aerului, a determinat calculul tehnologic în proiect.

6.13. Cele mai mici distanțe dintre clădiri și structuri ale instalațiilor câmpurilor petroliere trebuie luate conform tabelului. 20, și de la clădiri și structuri până la conductele subterane de petrol și gaze - conform tabelului. 21.

6.14. Cele mai mici distanțe între clădiri și structuri situate pe centrala termică trebuie luate conform tabelului. 22.

6.15. Distanța de la capcanele de petrol, iazurile de decantare și alte structuri ale sistemelor de canalizare până la clădirile auxiliare și industriale și structurile care nu sunt legate de întreținere facilitati de tratament, ar trebui luate conform tabelului. 22.

Cele mai mici distanțe dintre clădiri și structurile sistemelor de canalizare trebuie luate conform tabelului. 23.

6.16. Cele mai mici distanțe de la clădirile de depozit, magazii de spații deschise pentru depozitarea buteliilor cu oxigen, acetilenă, azot și clor până la clădiri și structuri cu industrii din categoriile A, B, C, E trebuie să fie de cel puțin 50 m, până la alte clădiri industriale și auxiliare. ar trebui să fie cel puțin mai puțin:

• cu numărul de cilindri mai mic de 400 buc. - 20 m;
• cu numărul de cilindri de la 400 la 1200 buc. - 25 m.

Capacitatea totală a depozitelor pentru depozitarea buteliilor nu trebuie să depășească 1200 de bucăți, inclusiv cel mult 400 de butelii umplute cu gaze combustibile.

Note: 1. Numărul specificat de butelii este dat pentru un cilindru cu o capacitate de 50 litri, cu o capacitate mai mică a cilindrului, trebuie făcută o recalculare.

2. Nu este permisă depozitarea în comun a buteliilor cu gaze combustibile și a buteliilor de oxigen.

6.17. Distanțele de la dispozitivele de încălzire la foc (cuptoare pentru încălzire cu ulei, produse petroliere, gaz, apă și anhidridă), situate în exteriorul clădirii, până la alte aparate tehnologice, clădiri și structuri ale atelierului sau instalației, care includ cuptorul, precum și până la rafturi. , cu excepția conductelor tehnologice care leagă dispozitivele de încălzire cu foc cu alte dispozitive tehnologice trebuie să fie cel puțin cele indicate în tabel. 24.

6.18. Distanțele indicate în tabele sunt determinate de:

a) între clădiri de producție, auxiliare și auxiliare, instalații, rezervoare și echipamente - la lumina dintre pereții exteriori sau structurile structurilor (exclusiv scările metalice);

b) pentru pasajele tehnologice și conductele pozate fără treceri - până la conducta cea mai exterioară;

c) pentru șinele de cale ferată la fața locului - până la axa celei mai apropiate căi ferate;

d) pentru drumurile auto la faţa locului - până la marginea carosabilului;

e) pentru instalatii de arzatoare - pana la axa arborelui de arzator;

f) în timpul reconstrucției afaceri existente sau instalatii tehnologice in cazul imposibilitatii respectarii exacte specificații fără costuri materiale mari, de comun acord cu organizația care aprobă proiectul, sunt permise abateri în ceea ce privește decalajele de până la 10%.

6.19. Instalațiile tehnologice exterioare se recomandă a fi amplasate pe partea laterală a peretelui gol al clădirii de producție.

În cazul plasării instalatii deschise cu instalații de producție din categoriile A, B, E pe ambele părți ale clădirii cu care sunt conectate (sau o instalație între două clădiri), acestea trebuie să fie amplasate la o distanță de cel puțin 8 m de aceasta - cu un perete gol, minim 12 m - cu perete cu deschideri pentru ferestre, indiferent de suprafata ocupata de cladiri si instalatii. A doua instalație sau clădire trebuie amplasată ținând cont de cerințele nr. 2.90.

Între instalare în aer liber iar cladirea are voie sa aiba un pasaj superior pentru conductele acestei instalatii.

6.20. Distanța de la clădirile industriale până la rezervoarele de urgență sau de scurgere se ia ca pentru echipamente tehnologice situat în afara clădirii.

6.21. Un rezervor de urgență la sol (drenaj) destinat drenării lichidelor inflamabile și a lichidelor combustibile din cuptoare trebuie protejat de un perete sau dig ignifug de cel puțin 0,5 m înălțime și amplasat la o distanță de cel puțin 15 m de platforma cuptorului.

Un rezervor subteran de urgență (drenaj) trebuie amplasat la o distanță de cel puțin 9 m de locul unde se află cuptoarele, separat sau împreună cu alte rezervoare de drenaj (pe același loc).

6.22. Teritoriile CPS, OTP, ferme de rezervoare, depozite pentru lichide inflamabile și lichide combustibile, BPS, UPS și CS ar trebui să aibă un gard de 2 m înălțime cu porți de 4,5 m lățime.

Distanța de la gard până la instalațiile cu industrii din categoriile A, B, C și E trebuie să fie de minim 5 m.

La exterior, de-a lungul hotarului OPF, cisterne și depozite pentru lichide inflamabile și lichide combustibile, trebuie prevăzută o bandă de 10 m lățime, liberă de rețele de pământ.

6.23. Zona din jurul țevii de ardere BPS trebuie împrejmuită cu un meterez de pământ de 0,7 m înălțime, cu o rază de 15 m.

Zona din jurul puțului de flare a instalațiilor tehnologice ale DNS cu o înălțime de 30 m sau mai mult trebuie să fie împrejmuită cu un gard de sârmă neghimpată de 1,6 m înălțime.

Distanța de la stiva de stive până la gard, precum și dintre stivele de zăpadă, trebuie luată conform calculului de inginerie termică, dar nu mai puțin de 30 m.

Zona din jurul lumânării pentru evacuarea gazelor la CS, grupuri de puțuri, puțuri de gaze individuale nu este împrejmuită.

6.24. Nu este permisă amplasarea rezervoarelor de gaz condens (separatoare, opritoare de flăcări și alte echipamente), precum și construcția de puțuri, gropi și alte adâncituri în împrejmuirea zonei din jurul rachetului.

6.25. Poziționarea supraterană a conductelor de gaz de la instalații la conducta de arză trebuie să fie prevăzută pe suporturi ignifuge.

6.26. Teritoriul gurilor unei singure fântâni sau a unui grup de fântâni ar trebui să fie împrejmuit cu un metereze de pământ de 1 m înălțime, cu o lățime de bordură de-a lungul vârfului meterezei de 0,5 m.

6.27. Un loc de grupare de puțuri cu mai mult de 8 puțuri trebuie să aibă cel puțin două intrări situate la capete diferite de-a lungul părții lungi.

6.28. Un sistem de drenaj deschis trebuie proiectat pe locurile instalațiilor. Pe terenurile neocupate de clădiri și structuri, relieful natural trebuie păstrat și planificarea verticală trebuie asigurată numai în cazurile în care este necesară scurgerea apelor de suprafață și amenajarea rețelelor inginerești.

6.29. Pentru zonele peisagistice ale instalațiilor tehnologice deschise, trebuie proiectate doar gazon.

6.30. Rețelele de inginerie și comunicațiile la fața locului ar trebui proiectate ca sistem unic cu amplasarea lor în benzile tehnice alocate (coridoare).

6.31. Metoda de așezare a rețelelor inginerești (terestre, supraterane sau subterane) trebuie adoptată ținând cont de cerințele secțiunilor relevante ale acestor standarde.

6.32. Este permisă așezarea conductelor de gaz, conductelor de petrol, conductelor de produse petroliere și conductelor inhibitoare într-un singur șanț. Distanțele dintre ele trebuie luate în funcție de condițiile de instalare, reparare și întreținere.

Distanțele dintre conductele tehnologice așezate în pământ și clădiri și structuri sunt determinate din condițiile de ușurință a instalării, exploatării și reparației conductelor.

6.33. Distanța de la locul de captare a apei (fântâni de primire) de la rezervoare trebuie să fie de cel puțin:

• la clădiri de gradul I și II de rezistență la foc - 10 m;
• la clădiri de gradele III, IV și V de rezistență la foc și la deschiderea depozitelor de materiale combustibile - 30 m;
• la cladiri si structuri cu industrii din categoriile A, B, C, E pentru pericol de incendiu - 20 m;
• la rezervoare cu lichide inflamabile - 40 m;
• la rezervoare cu lichide inflamabile și gaze combustibile lichefiate - 60 m.

6.34. Fântânile de recepție ale rezervoarelor și puțurile cu hidranți ar trebui să fie amplasate la o distanță de cel mult 2 m de marginea drumurilor, iar dacă sunt situate la o distanță mai mare de 2 m, trebuie să aibă căi de acces la acestea cu o platformă de cel puțin 2 m. 12 × 12 m.

6.35. Rezervoarele sau rezervoarele de incendiu trebuie amplasate în funcție de condițiile de serviciu ale obiectelor situate pe o rază de:

• în prezența autopompelor - 200 m;
• in prezenta motopompelor - 100 - 150 m, in functie de tipul motopompei.

Pentru a crește raza de serviciu, este permisă așezarea conductelor de fund din rezervoare sau rezervoare cu o lungime de cel mult 200 m și ținând cont de cerințele clauzei 6.58 din prezentele Norme.

6.36. Drumurile de pe locurile centrale de colectare și tratare a petrolului, gazelor și apei trebuie proiectate cu marginile drumurilor ridicate deasupra suprafeței de planificare a teritoriului adiacent cu cel puțin 0,3 m. ajungeți pe drum (dispozitiv de șanțuri etc.).

6.37. În limitele drumurilor auto pe amplasament, este permisă amplasarea rețelelor de alimentare cu apă pentru stingerea incendiilor, comunicații, semnalizare, iluminat exterior și cabluri de alimentare.

La dezvoltare ulei depozitele sunt împărțite în patru etape:

I - creșterea producției de petrol;

II- stabilizarea producţiei de petrol;

III- scăderea producției de petrol;

IV - stadiu tardiv al exploatării zăcămintelor.

În prima etapă, creșterea producției de petrol este asigurată în principal de introducerea în dezvoltare a unor noi sonde de producție în condiții de presiuni ridicate de rezervor. De obicei, în această perioadă se produce ulei uscat, iar presiunea din rezervor scade oarecum.

A doua etapă - stabilizarea producției de petrol - începe după forarea stocului principal de sondă. În această perioadă, producția de petrol crește mai întâi oarecum, apoi începe să scadă încet. Creșterea producției de petrol se realizează prin: 1) îngroșarea rețelei puțurilor; 2) creșterea injecției de apă sau gaz în rezervor pentru a menține presiunea rezervorului; 3) efectuarea de lucrări pentru a influența zonele de fund ale puțurilor și pentru a crește permeabilitatea rezervorului etc.

Sarcina dezvoltatorilor este de a extinde a doua etapă cât mai mult posibil. În această perioadă de dezvoltare a unui zăcământ de petrol, apă apare în producția de puțuri.

A treia etapă - scăderea producției de petrol - se caracterizează printr-o scădere a producției de petrol, o creștere a reducerii apei în producția de puț și o scădere mare a presiunii din rezervor. În această etapă, problema încetinirii vitezei de scădere a producției de petrol este rezolvată prin metodele utilizate în etapa a doua, precum și prin îngroșarea apei injectate în rezervor.

În primele trei etape, o selecție de 80...90 % rezervele industriale de petrol.

A patra etapă - etapa târzie a exploatării zăcămintelor - se caracterizează prin volume relativ scăzute de extracție a petrolului și prelevari mari de apă. Poate dura suficient de mult - atâta timp cât producția de petrol rămâne profitabilă. În această perioadă, metodele secundare de recuperare a petrolului sunt utilizate pe scară largă pentru a extrage uleiul slick rămas din rezervor.

La dezvoltarea unui depozit de gaz, a patra etapă se numește perioada finală. Se termină când presiunea din capul sondei este mai mică de 0,3 MPa.

2. Modalităţi de operare a puţurilor.

Există mai multe tipuri de funcționare a puțurilor:

Fântână

lift cu gaz

Deep și altele

Exploatarea puțurilor de producție este înțeleasă ca utilizarea lor în procesele tehnologice de ridicare din rezervor la suprafața produselor din rezervor (petrol, condens, gaz, apă).

Metodele de funcționare a sondei și perioadele de utilizare a acestora sunt fundamentate în documentele de proiectare pentru dezvoltarea zăcământului și sunt implementate de organizațiile producătoare de petrol și gaze conform planurilor de măsuri geologice și tehnice.

Puțurile trebuie operate numai dacă conțin tuburi. Adâncimea de coborâre și dimensiunile standard ale echipamentelor de producție de fund sunt stabilite prin planurile de punere în funcțiune a puțurilor sau planurile pentru lucrări de reparații în conformitate cu calculele tehnologice și tehnice în conformitate cu documentele de reglementare și tehnice actuale.

Proiectul de dezvoltare este un document cuprinzător care este un plan de acțiune pentru dezvoltarea unui domeniu.

Materialul sursă pentru întocmirea proiectului este informația despre structura câmpului, numărul de straturi și straturi intermediare, dimensiunea și configurația zăcămintelor, proprietățile rezervoarelor și petrolul, gazele și apa care le saturează.

Cu ajutorul acestor date se determină rezervele de petrol, gaze și condensat. De exemplu, rezervele totale de petrol pe loc ale rezervoarelor individuale sunt calculate prin înmulțirea suprafeței capacității de transport de petrol cu ​​grosimea efectivă a uleiului și a saturației formațiunii, porozitatea efectivă, coeficientul de acumulare a uleiului, densitatea ulei în condiții de suprafață și inversul coeficientului volumetric al petrolului în condiții de rezervor. După aceea, rezervele comerciale (sau recuperabile) de petrol sunt găsite prin înmulțirea rezervelor geologice totale cu factorul de recuperare a petrolului.

După aprobarea rezervelor, se realizează o proiectare cuprinzătoare a dezvoltării câmpului. În acest caz, se folosesc rezultatele operațiunii de probă a sondelor de explorare, în timpul cărora se determină productivitatea acestora, presiunea rezervorului, modurile de funcționare ale zăcămintelor, poziția contactelor ulei-apă (gaz-apă) și gaz-pacură etc. sunt studiate.

În sala de proiectare, este selectat un sistem de dezvoltare a câmpului, al cărui iod este determinarea numărului necesar și a plasării puțurilor, succesiunea punerii în funcțiune a acestora, informații despre metodele și modurile tehnologice de funcționare a sondei, recomandări privind reglarea echilibrului. a energiei de rezervor în zăcăminte.

Numărul de sonde ar trebui să asigure producția de petrol, gaze și condens planificată pentru perioada analizată.

Puțurile sunt plasate pe zona depozitului uniform și neuniform. În același timp, se disting uniformitatea și denivelările de două tipuri: geometrică și hidro-gaz-dinamică. Sondele sunt plasate uniform geometric în nodurile grilelor condiționale corecte (trei, patru, cinci și hexagonale) aplicate zonei de depozit. Hidro-gaz-dinamic uniform este o astfel de amplasare a puțurilor, atunci când fiecare are aceleași rezerve de petrol (gaz, condens) în zona de scurgere a acestora.

Dispunerea puțurilor este aleasă ținând cont de forma și dimensiunea zăcământului, de structura geologică a acestuia, de caracteristicile de filtrare etc.

Secvența punerii în funcțiune a puțurilor depinde de mulți factori: planul de producție, rata de construcție a instalațiilor de câmp, disponibilitatea instalațiilor de foraj etc. Aplicați „îngroșare” și „târâtoare * - scheme de forare puțuri. În primul caz, puțurile sunt forate mai întâi de-a lungul unei rețele rare, pe întreaga zonă a zăcământului, apoi sunt „îngroșate”, adică. forarea puţurilor noi între cele existente. În al doilea, toate puțurile de proiect sunt forate inițial, dar în zone separate ale zăcământului. Și numai ulterior se forează puțuri în alte zone.

Schema „îngroșare” este utilizată la forarea și dezvoltarea câmpurilor mari cu o structură geologică complexă a straturilor productive, iar schema „târâtoare” este utilizată în câmpurile cu teren complex.

Metoda de funcționare a sondei este selectată în funcție de ceea ce se produce (gaz sau petrol), presiunea rezervorului, adâncimea și grosimea rezervorului productiv, vâscozitatea fluidului din rezervor și o serie de alți factori.

Stabilirea regimurilor tehnologice pentru exploatarea sondelor producătoare se reduce la planificarea ratei de extragere a petrolului (gaz, condens). Modurile de funcționare a sondei se modifică în timp în funcție de starea de dezvoltare a rezervorului (poziția conturului de motorină purtătoare de petrol, tăierea apei de sondă, starea tehnică a șirului de producție, metoda de funcționare a sondei etc.).

Recomandările pentru reglarea echilibrului energiei rezervorului în zăcăminte ar trebui să conțină informații despre metodele de menținere a presiunii rezervorului (prin inundare cu apă sau injectare de gaz în rezervor) și despre volumele de injectare a agenților de lucru.

Sistemul de dezvoltare selectat ar trebui să ofere cei mai mari coeficienți de recuperare a petrolului, gazelor, condensului, protecției subsolului și a mediului la costuri minime reduse.

Sursa naturală de materii prime (petrol, gaz) este zăcământul. Accesul la acesta este asigurat prin multe fântâni. La proiectarea și dezvoltarea câmpurilor petroliere, se disting următoarele grupuri de puțuri de producție:

Minerit;

Deversare;

Special.

Puțuri de producție, având echipamente de fântână, pompare sau ridicare cu gaz și sunt destinate extragerii petrolului, gazelor petroliere și apei asociate. În funcție de metoda de ridicare a lichidului, puțurile de producție sunt împărțite în curgere, ridicare cu gaz și pompare.

Cu metoda curgerii, lichidul și gazul se ridică de-a lungul sondei de la fund la suprafață numai sub acțiunea energiei rezervorului, pe care o posedă rezervorul de petrol. Această metodă este cea mai economică, deoarece este tipică pentru depozitele nou descoperite, neepuizate din punct de vedere energetic. Atunci când se menține presiunea rezervorului prin pomparea apei sau a gazului în depozit, în unele cazuri este posibilă prelungirea semnificativă a perioadei de curgere a puțului.

Dacă puțurile nu pot curge, atunci acestea sunt transferate la metode mecanizate de producție de petrol.

Cu metoda de producere cu gaz-lift, gaz comprimat (hidrocarburi) sau, foarte rar, aer este furnizat (sau pompat cu ajutorul compresoarelor) în puț pentru a ridica uleiul la suprafață, adică. furnizează energia de expansiune a gazului comprimat.

În puțurile de pompare, lichidul este ridicat la suprafață cu ajutorul unor pompe coborâte în puț - pompe cu tijă (SHSN) sau pompe submersibile (ESP). În câmp se folosesc și alte metode de operare a puțurilor.

Puțurile de injecție sunt proiectate pentru a influența formațiunile productive prin injectarea de apă, gaz și alți agenți de lucru în ele. În conformitate cu sistemul de influență acceptat, puțurile de injecție pot fi contur, contur și intra-contur. În procesul de dezvoltare, puțurile de producție pot fi transferate la numărul de puțuri de injecție pentru a transfera injecția, a crea suplimentare și a dezvolta linii de tăiere existente, a organiza inundarea focală a apei. Proiectarea acestor puțuri, împreună cu echipamentele utilizate, trebuie să asigure siguranța procesului de injectare și respectarea cerințelor de protecție a subsolului. Parte puţuri de injecţie poate fi folosit temporar ca minerit.

Fondul de rezervă al puțurilor este prevăzut în scopul implicării în dezvoltarea lentilelor individuale, a zonelor de wedging și a zonelor stagnante care nu sunt implicate în dezvoltarea puțurilor din fondul principal pe conturul amplasării acestora. Numărul puțurilor de rezervă este fundamentat în documentele de proiectare, ținând cont de natura și gradul de eterogenitate al formațiunilor productive (discontinuitatea acestora), densitatea rețelei de puțuri din stocul principal etc.

Sonde de observare si piezometrice servesc drept control și sunt destinate:

Observație pentru monitorizarea periodică a modificărilor poziției WOC și GOC, GWC, modificări ale saturației petrol-apă-gaz a formațiunii în timpul dezvoltării zăcământului;

Piezometric - pentru o schimbare sistematică a presiunii rezervorului în acvifer, în capacul de gaz și în zona de petrol a rezervorului.

Numărul și locația puțurilor de control este determinată în documentele de proiectare pentru dezvoltare.

Puțuri de evaluare sunt forate la zăcăminte (zăcăminte) în curs de dezvoltare sau în curs de pregătire pentru exploatare de probă pentru a clarifica parametrii și modul de funcționare a rezervoarelor, identificarea și clarificarea limitelor câmpurilor productive izolate, evaluarea recuperării rezervelor de petrol în zonele individuale ale depozit în limitele rezervelor de categoria A+B+C.

Fântâni speciale sunt destinate producerii apei tehnice, evacuarii apelor industriale, depozitarii subterane de gaze, lichidarii fantanilor deschise.

Aportul de apă puțurile sunt destinate alimentării cu apă în timpul forării puțurilor, precum și sistemelor de menținere a presiunii din rezervor în timpul dezvoltării.

Puțuri absorbante conceput pentru injectarea apei comerciale din câmpurile dezvoltate în formațiuni absorbante.

Wells - copii de rezervă sunt prevazute pentru inlocuirea sondelor de productie si injectie efectiv lichidate din cauza imbatranirii (uzura fizica) sau din motive tehnice (ca urmare a unor accidente in timpul functionarii). Numărul, amplasarea și procedura de punere în funcțiune a sondelor de rezervă, prezentate de departamentele de producție de petrol și gaze, se justifică prin studii de fezabilitate în proiecte și proiecte de dezvoltare revizuite și ca excepție în schemele tehnologice, ținând cont de posibila producție de petrol din puțurile de rezervă, în zăcăminte multistrat. - luarea în considerare a posibilei utilizări în locul acestora puțuri returnabile din instalațiile din aval.

Fântâni cu naftalină- nefuncționarea din cauza inutilității sau imposibilității funcționării acestora (indiferent de scopul acestora), a căror conservare se formalizează în conformitate cu reglementările în vigoare.

Stocul de sonde operaționale se împarte în puțuri aflate în funcțiune (în exploatare), cele care sunt în revizie după exploatare și în așteptare de revizie și cele care sunt în dezvoltare și dezvoltare după foraj.

Sondele de exploatare (exploatare) includ sondele care produc produse în ultima lună a perioadei de raportare, indiferent de numărul de zile de lucru în această lună.

În stocul de sonde în exploatare (exploatare) sonde, sonde producătoare de producție, sonde oprite în scopul reglementării lucrărilor de dezvoltare sau experimentale, precum și sonde care se află în întreținere programată și preventivă (inactiv, oprite în ultima lună a perioadei de raportare). dintre cei care au produs producție în această lună).

Sondele postoperaționale aflate în revizie includ acele puțuri care s-au retras din cele în exploatare, la care au fost efectuate lucrări de reparații la sfârșitul lunii de raportare. Fântânile care așteaptă revizia includ puțurile care au fost inactive timp de o lună calendaristică.

Întrebări de testare:

1. În câte etape este împărțită dezvoltarea zăcămintelor?

2. Ce se înțelege prin exploatarea puțurilor de producție?

3. Ce este un proiect de dezvoltare?

4. De ce parametri depinde metoda de operare?

Literatură

1. Askerov M.M., Suleimanov A.B. Reparație puț: Sprav, alocație. - : Nedra, 1993.

2. Angelopulo O.K., Podgornov V.M., Avakov B.E. Fluide de foraj pentru condiții complicate. - M.: Nedra, 1988.

3. Maro SI. Petrol, gaz și ergonomie. - M: Nedra, 1988.

4. Maro SI. Protecția muncii în foraj. - M: Nedra, 1981.

5. Bulatov A.I., Avetisov A.G. Manualul inginerului de foraj: În 3 volume: ed. a 2-a, revizuită. si suplimentare - M: Nedra, 1993-1995. - T. 1-3.

6. Bulatov A.I. Formarea și lucrarea pietrei de ciment într-o fântână, Nedra, 1990.

7. Varlamov P.S. Testoare de straturi de acțiune multiciclu. - M: Nedra, 1982.

8. Gorodnov V.D. Metode fizico-chimice de prevenire a complicațiilor la foraj. Ed. a II-a, revizuită. si suplimentare - M: Nedra, 1984.

9. Cercetarea geologică şi tehnologică a puţurilor / L.M. Chekalin, A.S. Moiseenko, A.F. Shakirov și alții - M: Nedra, 1993.

10. Cercetări geologice şi tehnologice în procesul de foraj. RD 39-0147716-102-87. VNIIpromgeofizika, 1987.

Subiect: Metode de operare a sondelor de petrol și gaze.

Planul 1. Metoda de funcționare a fântânii.

2. Condiții de curgere și posibile metode de extindere a acestuia.





Citeste si pe tema:

1. Cum să instalați o seră - câteva reguli simple Când să instalați o seră
2. Caracteristici ale fabricării unui cadru pentru o seră din plastic Cum să alegeți o seră fiabilă de înaltă calitate
3. Densitatea aluminiului Densitatea siliciului în kg m3
4. Animație de păsări