Hlavným grafickým dokumentom pri výpočte rezerv je kalkulačný plán. Odhadované plány (obr. 3) sú zostavené na základe štrukturálnej mapy pozdĺž vrcholu produktívnych nádrží alebo najbližšej referenčnej hodnoty umiestnenej maximálne 10 m nad alebo pod vrcholom nádrže. Na mape sú zakreslené vonkajšie a vnútorné obrysy olej- a obsah plynu, hranice kategórií zásob.

Hranice a oblasť výpočtu zásob ropy a plynu každej kategórie sú zafarbené v určitej farbe:

Ryža. 3. Príklad plánu výpočtu vkladu.

1 - olej; 2 - voda: 3 - olej a voda;

Studne: 4 - produkčné, 5 - prieskumné, 6 - zatarasené, 7 - likvidované, 8 - nepretekajúce; 9 - izohypsy hladiny nádrže, m;

Obrysy ložísk: 10 - vonkajšie, 11 - vnútorné; 12 - hranica litofacií výmena nádrží; 13 kategórií rezerv;

Čísla pri studniach: čitateľ - číslo studne, menovateľ - absolútna nadmorská výška vrchu nádrže, m.

Všetky studne vyvŕtané ku dňu výpočtu zásob sa aplikujú aj na plán výpočtu (s presným uvedením polohy ústia, priesečníkov strechy zodpovedajúcej produktívnej formácie nimi):

Prieskum;

Baníctvo;

Zakázané v očakávaní organizácie rybolovu;

Tlak a pozorovanie;

Tí, ktorí dali bezvodý olej, olej s vodou, plyn, plyn s kondenzátom, plynu s kondenzátom a vodou a vodou;

V procese;

Netestované, so špecifikáciou olej-, plynu- a vodná nasýtenosť útvarov - kolektorov podľa výkladu materiálov geofyzikálnych prieskumov studní;

Likvidované s uvedením dôvodov likvidácie;

Odhalená vrstva zložená z nepriepustných hornín.

Pre testované vrty sú uvedené: hĺbka a absolútne značky strechy a dna nádrže, absolútne značky intervalov perforácie, počiatočná a aktuálna miera produkcie ropy, plynu a vody, priemer tlmivky, depresia, doba prevádzky, dátum výskytu vody a jej percento vo vyrobenom produkte. Pri testovaní dvoch alebo viacerých vrstiev spolu sú uvedené ich indexy. Debety olej A plynu by sa mali merať, keď studne fungujú na rovnakých tlmivkách.

Pre ťažobné vrty sú uvedené: dátum uvedenia do prevádzky, počiatočné a aktuálne prietoky a tlak v nádrži, množstvo vyprodukovanej ropy, plynu, kondenzátu a vody, dátum začatia zálievky a percentuálny podiel vody vo vyrobených výrobkoch ku dňu výpočtu zásob. o vo veľkom počte studne, tieto informácie sú umiestnené v tabuľke na výpočtovom pláne alebo na hárku k nemu pripojenom. Okrem toho výpočtový plán obsahuje tabuľku uvádzajúcu hodnoty vypočítaných parametrov prijatých autormi, vypočítané rezervy, ich kategórie, hodnoty parametrov prijatých rozhodnutím Výboru pre štátne rezervy Ruskej federácie. , dátum, ku ktorému boli rezervy vypočítané.

Pri prepočte zásob by sa mali do výpočtových plánov zakresliť hranice kategórií zásob schválených pri predchádzajúcom výpočte, ako aj zvýrazniť vrty urobené po predchádzajúcom výpočte zásob.

Výpočet zásob ropy, plynu, kondenzátu a zložiek v nich obsiahnutých sa vykonáva samostatne plynu, olej,. zóny plyn-ropa, voda-ropa a plyn-ropa-voda podľa typov zásobníkov pre každú vrstvu ložiska a pole ako celok s povinným hodnotením perspektívnosti celého poľa.

Zásoby komponentov obsiahnutých v rope a plyne, ktoré majú priemyselný význam, sa počítajú v medziach výpočtu zásob olej a plyn.

Pri výpočte rezerv sa parametre výpočtu merajú v týchto jednotkách: hrúbka v metroch; tlak v megapascaloch (s presnosťou na desatiny jednotky); plocha v tisícoch metrov štvorcových; hustota oleja, kondenzátu a vody v gramoch na centimeter kubický a hustota plynu - v kilogramoch na meter kubický (s presnosťou na tisíciny jednotky); koeficienty pórovitosti a nasýtenia ropou a plynom v zlomkoch jednotky, zaokrúhlené na stotiny; faktory obnovy olej a kondenzát v zlomkoch jednotky zaokrúhlených na tisíciny.

Zásoby ropy, kondenzátu, etánu, propánu, butánov, síry a kovov sa počítajú v tisíckach ton, plynu - v miliónoch Metre kubické, hélium a argón - v tisíckach metrov kubických.

Priemerné hodnoty parametrov a výsledky výpočtu rezerv sú uvedené v tabuľkovej forme.

Organizácia bola založená v decembri 2005. Prevádzkovateľom projektu je KarakudukMunay LLP. Partnerom spoločnosti LUKOIL v projekte je Sinopec (50 %). Rozvoj ložiska prebieha v súlade so zmluvou o užívaní podložia podpísanou dňa 18.09.1995. Doba trvania zmluvy je 25 rokov. Pole Karakuduk sa nachádza v regióne Mangistau, 360 km od mesta Aktau. Zvyškové vyťažiteľné zásoby uhľovodíkov - 11 miliónov ton. Produkcia v roku 2011 - 1,4 milióna ton ropy (podiel LUKOIL - 0,7 milióna ton) a 150 miliónov metrov kubických plynu (podiel LUKOIL - 75 miliónov metrov kubických). Investície od začiatku projektu (od roku 2006) - viac ako 400 miliónov dolárov v podiele LUKOIL. Celkový počet obyvateľov zamestnanci - asi 500 ľudí, z toho občania Kazašskej republiky - 97%. LUKOIL plánuje do roku 2020 investovať do rozvoja projektu až 0,1 miliardy dolárov.

1. VŠEOBECNÉ INFORMÁCIE O VKLADE

Geograficky sa ložisko Karakuduk nachádza v juhozápadnej časti náhornej plošiny Ustyurt. Administratívne patrí do okresu Mangystau v regióne Mangystau v Kazašskej republike.

Najbližšia osada je železničná stanica Sai-Utes, ktorá sa nachádza 60 km juhovýchodne. Stanica Beyneu sa nachádza 160 km od ložiska. Vzdialenosť od regionálneho centra Aktau je 365 km.

Orograficky je skúmaná oblasť púštna rovina. Absolútne nadmorské výšky povrchu reliéfu sa pohybujú od +180 m do +200 m. Študovaná oblasť sa vyznačuje výrazne kontinentálnym podnebím s horúcimi, suchými letami a studenými zimami. Najhorúcejším letným mesiacom je júl s maximálnou teplotou do +45 oC. zimné obdobie minimálna teplota dosahuje -30-35 o C. Priemerný ročný úhrn zrážok je 100-170 mm. Oblasť sa vyznačuje silným vetrom prachové búrky. V súlade s SNiP 2.01.07.85 patrí oblasť ložiska z hľadiska tlaku vetra do oblasti III (do 15 m/s). Letu dominuje SZ vetry smeroch, v zime - S-V. Snehová pokrývka v pracovnej oblasti je nerovnomerná. Hrúbka v najviac ponorených nízko položených oblastiach dosahuje 1-5 m.

Flóra a fauna regiónu je chudobná a je zastúpená druhmi typickými pre polopúštne zóny. Charakteristická je vzácna bylinná a krovitá vegetácia: tŕň ťavy, palina, soľník. Faunu zastupujú hlodavce, plazy (korytnačky, jašterice, hady) a pavúkovce.

V pracovnej oblasti sa nenachádzajú žiadne prírodné zdroje vody. V súčasnosti sú zdroje vody pre pole pitná voda, pre technické potreby a potreby hasičstva je voda Volga z hlavného vodovodu "Astrachaň-Mangyshlak", ako aj špeciálne studne na odber vody až do hĺbky 1100 m pre ložiská Albsenomanska.

Pracovná plocha je prakticky neobývaná. 30 km východne od poľa Karakuduk prechádza železnica Makat-Mangyshlak, pozdĺž ktorej sú položené prevádzkové ropovody a plynovody Uzen-Atyrau-Samara a Stredná Ázia, ako aj vysokonapäťové vedenie Beineu-Uzen. Komunikácia medzi rybárskym a osady vykonávané vozidlami.

1. GEOLOGICKÉ A FYZIKÁLNE CHARAKTERISTIKY LOŽISKU

3.1. Charakteristika geologickej stavby

Litologická a stratigrafická charakteristika rezu

V dôsledku prieskumných a ťažobných vrtov na poli Karakuduk bola objavená vrstva druho-cenozoických usadenín s maximálnou hrúbkou 3662 m (vrt 20) od triasu po neogén-kvartér vrátane.

Nižšie je uvedený popis odkrytej časti ložiska.

Triasový systém - T. Pestrý terigénny sled triasového veku je reprezentovaný vrúbkovaním pieskovcov, prachovcov, slieňovcov a hlinitých hlín, sfarbených do rôznych odtieňov sivej, hnedej až zelenosivej. Minimálna hrúbka triasu bola zaznamenaná vo vrte 145 (29 m) a maximálna vo vrte 20 (242 m).

Jurský systém - J. So stratigrafickou a uhlovou nekonformitou sú podložné horniny triasu prekryté sledom jurských usadenín.

Úsek Jura je prezentovaný v objeme dolného, ​​stredného a horného úseku.

Spodná časť - J 1. Spodná jura je litologicky komplikovaná interkaláciou pieskovcov, prachovcov, ílov a slieňovcov. Pieskovec je svetlosivý so zelenkastým nádychom, jemnozrnný, zle triedený, silne tmelený. Íly a prachovce sú tmavosivé so zelenkastým nádychom. Argility sú tmavosivé s inklúziami ORO. Regionálne je horizont Yu-XIII obmedzený na ložiská spodnej jury. Hrúbka spodnojurských usadenín sa pohybuje medzi 120-127 m.

Stredná časť je J 2. Sekvenciu strednej jury reprezentujú všetky tri stupne: bathon, bajok a aalén.

Aalénske štádium - J 2 a. Ložiská aalénskeho veku prekrývajú podložné so stratigrafickou a uhlovou nerovnomernosťou a sú zastúpené striedajúcimi sa pieskovcami, ílmi a menej často prachovcami. Pieskovce a prachovce sú sfarbené do sivých a svetlosivých tónov, íly sa vyznačujú tmavšou farbou. Regionálne sú horizonty Yu-XI a Yu-XII obmedzené na tento stratigrafický interval. Hrúbka je viac ako 100 m.

Bajociánske štádium - J 2 c. Pieskovce sú sivé a svetlosivé, jemnozrnné, silne stmelené, nevápenaté, sľudnaté. Prachovce sú svetlosivé, jemnozrnné, sľudové, ílovité, s inklúziami zuhoľnatených zvyškov rastlín. Hliny sú tmavosivé, čierne, miestami husté. Produktívne obzory Yu-VI-Yu-X sú obmedzené na ložiská tohto veku. Hrúbka je asi 462 m.

Bathian Stage - J 2 vt. Litologicky sú zastúpené pieskovcami, prachovcami preloženými ílmi. V spodnej časti úseku sa zvyšuje podiel pieskovcov s tenkými vrstvami prachovcov a ílov. Produktívne horizonty Yu-III-Yu-V sú obmedzené na sedimenty bathonského stupňa. Hrúbka sa pohybuje od 114,8 m do 160,7 m.

Horná časť - J 3 . Sedimenty vrchnej jury vhodne prekrývajú podložné sedimenty a sú zastúpené tromi stupňami: kalovskom, oxfordským a volgickým. Spodná hranica je nakreslená pozdĺž hornej časti hlineného obalu, čo je jasne viditeľné vo všetkých jamkách.

Callovian stupeň - J 3 k. Callovian stupeň je reprezentovaný interkaláciou ílov, pieskovcov a prachovcov. Podľa litologických znakov sa v zložení štádia rozlišujú tri zábaly: horné a stredné sú ílovité s hrúbkou 20-30 m a spodné je striedaním pieskovcových a prachovcových vrstiev s ílovitými medzivrstvami. Produktívne obzory Yu-I a Yu-II sa obmedzujú na nižšiu jednotku callovianskeho stupňa. Hrúbka sa pohybuje od 103,2 m do 156 m.

Oxfordsko-volgický stupeň - J 3 ox-v. Ložiská oxfordského stupňa sú zastúpené ílmi a slieňmi so vzácnymi medzivrstvami pieskovcov a prachovcov, pričom sa pozoruje určitá diferenciácia: spodná časť je ílovitá, horná časť je slienitá.

Skaly sú sivé, svetlosivé, niekedy tmavosivé, majú zelenkastý odtieň.

Úsek volžského času je vrstva ílovitých vápencov s medzivrstvami dolomitov, slieň a ílov. Vápence sú často puklinové a pórovité, masívne, piesčité, ílovité, s nerovnomerným lomom a matným leskom. Íly sú prachovité, sivé, vápenaté, často s inklúziami fauny. Dolomity sú sivé, tmavosivé, kryptokryštalické, miestami ílovité, s nerovnomerným lomom a matným leskom. Hrúbka skál sa pohybuje od 179 m do 231,3 m.

Kriedový systém - K. Ložiská kriedového systému sú prezentované v objeme spodného a vrchného úseku. Rozdelenie úseku do úrovní bolo urobené na základe ťažobných údajov a porovnania so susednými oblasťami.

Spodná časť je K1. Ložiská spodnej kriedy sú zložené z hornín neokomického superstupňa, aptského a albického stupňa.

Neocomian superstage - K 1 ps. Podkladové volgické ložiská zodpovedajúco prekrývajú hrúbku neokomického intervalu, ktorý spája tri stupne: valangínske, hauterivské, barremské.

Úsek je litologicky zložený z pieskovcov, ílov, vápencov a dolomitov. Pieskovce sú jemnozrnné, svetlosivé, polymiktické, s karbonátovým a ílovitým cementom.

Na úrovni hauterivského intervalu je úsek zastúpený najmä ílmi, slieňmi a len na vrchole je horizont pieskov. Ložiská Barrem sa v úseku vyznačujú pestrým sfarbením hornín a sú litologicky zložené z ílov s vložkami pieskovcov a prachovcov. V celom úseku neokomického veku sa vyskytujú členy prachovo-piesčitých skál. Hrúbka nánosov neokomického superstupňa sa pohybuje od 523,5 m do 577 m.

Aptianske štádium - K 1 a. Ložiská tohto veku prekrývajú podložné eróziou a majú s nimi jasnú litologickú hranicu. V spodnej časti je úsek tvorený prevažne ílovitými horninami so vzácnymi medzivrstvami pieskov, pieskovcov a prachovcov, v hornej časti je rovnomerné striedanie ílovitých a piesčitých hornín. Hrúbka sa pohybuje od 68,7 m do 129,5 m.

Albánsky stupeň – K 1 al. Úsek pozostáva z vnorených pieskov, pieskovcov a ílov. Z hľadiska štruktúrnych a textúrnych znakov sa horniny nelíšia od podložných. Hrúbka sa pohybuje od 558,5 m do 640 m.

Horná časť - K 2. Horný úsek reprezentujú cenomanské a turonsko-senónske uloženiny.

Cenomanský stupeň – K 2 s. Sedimenty cenomanského stupňa reprezentujú íly striedajúce sa s prachovcami a pieskovcami. Horniny tohto veku sa z hľadiska litologického vzhľadu a zloženia nelíšia od albínskych ložísk. Hrúbka sa pohybuje od 157 m do 204 m.

turónsko-senónsky nedelený komplex - K 2 t-cn. V spodnej časti opísaného komplexu sa rozlišuje turónsky stupeň, zložený z ílov, pieskovcov, vápencov, kriedových slieňovcov, ktoré sú dobrým meradlom.

Nad úsekom sa nachádzajú ložiská sanónskeho, kampánskeho, maastrichtského stupňa, zjednotené v senonskom superstupni, z litologického hľadiska reprezentované hrubou vrstvou medzivrstev, kriedy, kriedových vápencov a karbonátových ílov.

Hrúbka ložísk turonsko-senónskeho komplexu kolíše od 342 m do 369 m.

Paleogénna sústava - R. Paleogénne uloženiny sú zastúpené bielymi vápencami, zelenkastými slienitými vrstvami a ružovými slienitými ílmi. Hrúbka sa pohybuje od 498 m do 533 m.

Neogén-kvartérne systémy - N-Q. Neogénne-štvrtohorné ložiská sú tvorené prevažne karbonátovo-hlinitými horninami svetlosivej, zelenej a hnedej farby a vápencami – lastúrnikmi. Hornú časť úseku vypĺňajú kontinentálne sedimenty a zlepence. Hrúbka nánosov sa pohybuje od 38 m do 68 m.

3.2. Tektonika

Podľa tektonického členenia sa ložisko Karakuduk nachádza v árijskom tektonickom stupni, ktorý je súčasťou severousťurtského systému žľabov a výzdvihov západnej časti Turanskej dosky.

Na základe materiálov seizmických prieskumov MOGT-3D (2007) realizovaných OJSC Bashneftegeofizika, štruktúra Karakuduk pozdĺž odrazového horizontu III predstavuje brachiatiklínový záhyb sublatitudinálneho úderu s rozmermi 9x6,5 km pozdĺž uzavretej izohypsy mínus 2195 m, s amplitúdou 40 m. Uhly dopadu krídel sa zväčšujú s hĺbkou: v Turonete - zlomky stupňa, v spodnej kriede -1-2˚. Štruktúra pozdĺž reflektora V je antiklinála narušená mnohými poruchami, z ktorých niektoré sú možno netektonické. Všetky hlavné chyby opísané nižšie sú vysledované pozdĺž tohto reflektora. Prelomenie N pozostáva z dvoch oblúkov, kontúrovaných izohypsou mínus 3440 m, identifikovaných v oblasti studní 260-283-266-172-163-262 a 216-218-215. Podľa izohypsy mínus 3480 m má vrása rozmery 7,4 x 4,9 km a amplitúdu 40 m.

Výzdvih na štruktúrnych mapách pozdĺž jurských produktívnych horizontov má takmer izometrický tvar, komplikovaný sériou zlomov, ktoré rozdeľujú štruktúru do niekoľkých blokov. Najzákladnejšou poruchou je porucha F 1 na východe, ktorá sa vyskytuje v celom výrobnom úseku a rozdeľuje stavbu na dva bloky: stredný (I) a východný (II). Blok II je znížený oproti bloku I so zvýšením amplitúdy posunu z juhu na sever z 10 na 35 m. Zlom F 1 je uklonený a s hĺbkou sa posúva zo západu na východ. Toto porušenie bolo potvrdené vrtným vrtom 191, kde absentuje časť jurských ložísk cca 15 m na úrovni produktívneho horizontu Yu-IVA.

Porucha F 2 bola vykonaná v oblasti studní 143, 14 a oddeľuje centrálny blok (I) od južného bloku (III). Zdôvodnenie držania toto porušenie slúžili nielen seizmickému základu, ale aj výsledkom testovania vrtov. Napríklad medzi základnými vrtmi sa studňa 222 nachádza vedľa studne 143, kde sa ropa získala počas testovania horizontu Yu-I a voda sa získala v studni 143.

Popis práce

Organizácia bola založená v decembri 2005. Prevádzkovateľom projektu je KarakudukMunay LLP. Partnerom spoločnosti LUKOIL v projekte je Sinopec (50 %). Rozvoj ložiska prebieha v súlade so zmluvou o užívaní podložia podpísanou dňa 18.09.1995. Doba trvania zmluvy je 25 rokov. Pole Karakuduk sa nachádza v regióne Mangistau, 360 km od mesta Aktau. Zvyškové vyťažiteľné zásoby uhľovodíkov - 11 miliónov ton. Produkcia v roku 2011 - 1,4 milióna ton ropy (podiel LUKOIL - 0,7 milióna ton) a 150 miliónov metrov kubických plynu (podiel LUKOIL - 75 miliónov metrov kubických).

ministerstvo Vzdelávanie a veda Kazašskej republiky

Fakulta financií a ekonomiky

Katedra ekonomiky a manažmentu

D
disciplína: Hodnotenie projektu ropy a zemného plynu

SRS №1

téma: Plán rozvoja strategicky dôležitého poľa Kashagan na šelfe Kaspického mora

Vykonané:

študent 3. ročníka "ekonomika"

Batyrgalieva Zarina

ID: 08BD03185

Skontrolované:

Esteková G.B.

Almaty, 2010

Za posledných 30 rokov sa objavili trendy, v ktorých globálny HDP rastie v priemere o 3,3 % ročne, zatiaľ čo svetový dopyt po rope ako hlavnom zdroji uhľovodíkov rastie v priemere o 1 % ročne. Oneskorenie spotreby uhľovodíkov za rastom HDP súvisí s procesmi šetrenia zdrojov, najmä vo vyspelých krajinách. Zároveň sa neustále zvyšuje podiel rozvojových krajín na tvorbe HDP a na spotrebe uhľovodíkov. V tomto prípade sa očakáva narastajúce zhoršovanie problémov s dodávkami uhľovodíkov.

Územná blízkosť takých veľkých a dynamicky sa rozvíjajúcich krajín, akými sú Rusko a Čína, otvára široké možnosti exportu kazašských uhľovodíkov. Na zabezpečenie vstupu na ich trh je potrebné systém rozvíjať a zlepšovať hlavné potrubia.

Odhady medzinárodných expertov ukazujú, že ak budú súčasné trendy pokračovať, všetky overené svetové zásoby ropy vydržia len 40-50 rokov. Pridanie ropných zdrojov KSČM k overeným svetovým zásobám je určujúcim faktorom globálnych energetických stratégií. Kazachstan by mal byť pripravený na flexibilnú kombináciu stratégií pre systematický presun ťažby ropy do Kaspického mora a presadzovanie určitých sľubných projektov. A jedným z najsľubnejších projektov je ihrisko Kashagan.

Pole Kashagan, pomenované po kazašskom básnikovi z 19. storočia narodenom v regióne Mangistau, je jedným z najväčších svetových objavov za posledných 40 rokov. Vzťahuje sa na kaspickú provinciu ropy a zemného plynu.

Pole Kashagan sa nachádza v kazašskom sektore Kaspického mora a pokrýva plochu približne 75 x 45 kilometrov. Nádrž leží v hĺbke asi 4200 metrov pod morským dnom v severnej časti Kaspického mora.

Kashagan ako útesový zdvih s vysokou amplitúdou v podsoľnom paleozoickom komplexe severného Kaspického mora objavili sovietski geofyzici v rokoch 1988-1991 pri prieskume seizmických prác. na morskom pokračovaní zóny zdvihu Karaton-Tengiz.

Následne to potvrdili štúdie západných geofyzikálnych spoločností pracujúcich v mene vlády Kazachstanu. Masív Kashagan, Korogly a Nubar pôvodne identifikovaný v jeho zložení v období 1995-1999. dostali názvy Kashagan East, West a South-West, resp.

Rozmery východného Kashaganu podľa uzavretej izohypsy - 5000 m sú 40 (10/25) km, plocha - 930 km², amplitúda zdvihu - 1300 m. km², priemerná hrúbka nasýtená olejom - 550 m.

Kashagan West hraničí s Kashagan East pozdĺž submeridionálnej štrukturálnej rímsy, ktorá je pravdepodobne spojená s tektonickou poruchou. Rozmery zdvihu útesu pozdĺž uzavretej stratoizohypsy - 5000 m sú 40 x 10 km, plocha je 490 km², amplitúda je 900 m. , Priemerná hrúbka nasýtená olejom je 350 m.

Juhozápadný Kashagan sa nachádza trochu ďalej (na juh) od hlavného masívu. Výzdvih pozdĺž uzavretej stratoizohypsy - 5400 m má rozmery 97 km, plocha - 47 km², amplitúda - 500 m.

Zásoby ropy v Kashagane sa pohybujú v širokom rozmedzí 1,5 - 10,5 miliardy ton. Z toho 1,1 až 8 miliárd ton pripadá na východ, do 2,5 miliardy ton na západ a 150 miliónov ton na juhozápad.

Geologické zásoby Kashaganu sa podľa kazašských geológov odhadujú na 4,8 miliardy ton ropy.

Podľa prevádzkovateľa projektu sú celkové zásoby ropy 38 miliárd barelov alebo 6 miliárd ton, z ktorých je asi 10 miliárd barelov vyťažiteľných. Kashagan má veľké zásoby zemného plynu s objemom viac ako 1 bilióna metrov kubických. kocka metrov.

Partnerské spoločnosti v projekte Kashagan: Eni, KMG Kashagan B.V. (dcérska spoločnosť Kazmunaigas), Total, ExxonMobil, Royal Dutch Shell majú každá 16,81% podiel, ConocoPhillips - 8,4%, Inpex - 7,56%.

V roku 2001 ho partneri: Eni menovali za projektového operátora a vytvorili spoločnosť Agip KCO. Účastníci projektu pracujú na vytvorení spoločnej prevádzkovej spoločnosti North Caspian Operating Company (NCOC), ktorá nahradí AgipKCO a niekoľko agentských spoločností ako jediný operátor.

Kazašská vláda a medzinárodné konzorcium pre rozvoj severokaspického projektu (vrátane poľa Kashagan) sa dohodli na odložení začiatku ťažby ropy z roku 2011 na koniec roka 2012.

Produkcia ropy v Kashagane by mala byť do konca budúceho desaťročia až 50 miliónov ton ročne. Produkcia ropy v Kashagane by podľa ENI mala v roku 2019 dosiahnuť 75 miliónov ton ročne. S Kashaganom sa Kazachstan dostane do Top 5 svetových producentov ropy.

S cieľom zvýšiť ťažbu ropy a znížiť obsah H3S sa konzorcium pripravuje na použitie niekoľkých pobrežných a pobrežných zariadení v Karabatane na vstrekovanie zemného plynu do zásobníka, vybuduje sa ropovod a plynovod s Karabatanom.

Rozvoj poľa Kashagan v drsných pobrežných podmienkach severného Kaspického mora predstavuje jedinečnú kombináciu výziev v oblasti technológií a dodávateľského reťazca. Tieto zložitosti sú spojené so zaistením bezpečnosti výroby, riešením inžinierskych, logistických a environmentálnych problémov, čo z tohto projektu robí jeden z najväčších a najkomplexnejších priemyselných projektov na svete.

Pole sa vyznačuje vysokým tlakom v nádrži až 850 atmosfér. Olej vysokej kvality -46 ° API, ale s vysokým obsahom GOR, sírovodíka a merkaptánu.

Kashagan bol ohlásený v lete 2000 po vyvŕtaní prvého vrtu, Vostok-1 (Vostochny Kashagan-1). Jeho denný prietok bol 600 m³ ropy a 200 tisíc m³ plynu. Druhý vrt (West-1) bol vyvŕtaný v západnom Kashagane v máji 2001, 40 km od prvého. Vykazoval denný prietok 540 m3 ropy a 215-tisíc m3 plynu.

Na rozvoj a hodnotenie Kashaganu boli vybudované 2 umelé ostrovy, vyvŕtaných 6 prieskumných a 6 hodnotiacich vrtov (Vostok-1, Vostok-2, Vostok-3, Vostok-4, Vostok-5, Zapad-1.

Vzhľadom na plytkú vodu a chladné zimy v severnom Kaspickom mori nie je možné použiť tradičné technológie vŕtania a výroby, ako sú železobetónové konštrukcie alebo zdvihacie plošiny inštalované na morskom dne.

Na zabezpečenie ochrany pred drsnými zimnými podmienkami a posunmi ľadu sú na umelých ostrovoch inštalované pobrežné konštrukcie. Predpokladajú sa dva typy ostrovov: malé „vrtné“ ostrovy bez personálu a veľké „ostrovy s technologickými komplexmi“ (ETC) s obslužným personálom.

Uhľovodíky sa budú čerpať potrubím z vrtných ostrovov do ETC. Ostrovy ETC budú hostiť procesné jednotky na extrakciu kvapalnej fázy (ropa a voda) zo surového plynu, jednotky vstrekovania plynu a energetické systémy.

V I. etape sa približne polovica všetkého vyprodukovaného plynu vstrekne späť do zásobníka. Vyťažené tekutiny a kyslý plyn budú vedené potrubím na breh do Bolashak OPF v regióne Atyrau, kde sa plánuje úprava ropy na komerčnú kvalitu. Niektoré objemy plynu budú odoslané späť do pobrežného komplexu na použitie pri výrobe energie, zatiaľ čo časť plynu bude spĺňať podobné potreby pobrežného komplexu.

V stratégii rozvoja Kashaganu je množstvo technických problémov:

Zásobník Kashagan leží v hĺbke asi 4 200 metrov pod morským dnom a má vysoký tlak (počiatočný formačný tlak 770 barov). Zberač sa vyznačuje zvýšeným obsahom kyslého plynu.


Nízka úroveň mineralizácie spôsobená prílevom sladkej vody z Volhy v kombinácii s plytkou vodou a zimnými teplotami až do -30 °C spôsobuje, že severné Kaspické more je asi päť mesiacov v roku pokryté ľadom. Posuny ľadu a tvorba brázd z pohybu ľadu na morskom dne sú vážnymi obmedzeniami stavebných prác.

Severné Kaspické more je veľmi citlivou ekologickou zónou a biotopom pre rôzne druhy flóry a fauny, vrátane niektorých vzácnych druhov. NCOC považuje zodpovednosť za životné prostredie za najvyššiu prioritu. Neúnavne a usilovne pracujeme na prevencii a minimalizácii akýchkoľvek vplyvov na životné prostredie, ktoré môžu vyplynúť z našich operácií.

Oblasť Severného Kaspického mora je oblasťou, kde je dodávka zariadení dôležitých pre projekt spojená s určitými ťažkosťami. Logistické ťažkosti zhoršujú obmedzenia prístupu na cesty vodnej dopravy, ako je kanál Volga-Don a systém vodnej dopravy Baltské more-Volga, ktoré sú kvôli hrubej ľadovej pokrývke otvorené pre plavbu približne šesť mesiacov v roku.

Rád by som poznamenal exportnú stratégiu tohto projektu. Existujúci plán exportu produktov po uvedení do prevádzky zahŕňa využitie existujúcich potrubných systémov a železníc.

Západná trasa ropovodu CPC (potrubie z Atyrau do Novorossijska pozdĺž pobrežia Čierneho mora), severná trasa z Atyrau do Samary (napojenie na ruský systém Transneft) a východná trasa (Atyrau do Alashankou) poskytujú spojenie s existujúcimi exportnými dopravnými systémami.

Možná juhovýchodná cesta závisí od rozvoja kazašského kaspického dopravného systému (KCTS), ktorý by mohol prepravovať ropu z Eskene West, kde sa nachádza závod Bolashak, do nového terminálu Kuryk. Ropa sa potom môže prepraviť tankerom do nový terminál blízko Baku, kde by sa vstrekoval do potrubného systému Baku-Tbilisi-Ceyhan (BTC) alebo iných potrubí, aby sa dostal na medzinárodné trhy.
V súčasnosti sa skúmajú všetky možné exportné cesty.

Tento projekt berie do úvahy bezpečnosť a ochranu životné prostredie. Od vytvorenia prvého konzorcia v roku 1993 bolo vyvinutých a implementovaných mnoho programov ochrany životného prostredia počas operácií na pevnine a na mori. Zaujal napríklad Agip KCO miestnych spoločností vykonávať posudzovanie vplyvov na životné prostredie (EIA) svojich činností vrátane výstavby zariadení na pevnine a na mori, hlavných potrubí a vývozných potrubí na pevnine. Bol zahájený program na financovanie vedeckého výskumu v oblasti biologickej diverzity kaspického regiónu. V regióne Atyrau bolo vybudovaných dvadsať monitorovacích staníc kvality ovzdušia. Každoročne sa vykonáva prieskum pôdy a monitorovanie stavu populácií vtákov a tuleňov. V roku 2008 bola zverejnená mapa environmentálne citlivých oblastí severokaspického regiónu, ktorá vznikla okrem iného aj na základe údajov zozbieraných konzorciom.

Problémy sú aj s likvidáciou síry. Pole Kashagan obsahuje približne 52 biliónov kubických stôp súvisiaceho plynu, z ktorých väčšina bude reinjektovaná do zásobníka v zariadeniach na mori, aby sa zvýšil faktor obnovy ropy. V 1. etape (pilotný vývoj) nebude všetok súvisiaci plyn opätovne vstrekovaný do zásobníka v zariadeniach na mori. Časť bude odoslaná do pobrežnej komplexnej čističky ropy a plynu, kde sa plyn odsíri, ktorý sa potom použije ako palivový plyn na výrobu elektriny pre operácie na pevnine a na mori, pričom časť sa predá na trhu ako komerčný plyn.plyn. Očakáva sa, že 1. etapa vyprodukuje v priemere 1,1 milióna ton síry ročne z úpravy kyslým plynom.
Zatiaľ čo konzorcium plánuje predať všetku vyrobenú síru, môže byť potrebné síru dočasne uskladniť. Síra vyrobená v závode Bolashak bude skladovaná v uzavretých podmienkach, izolovaná od životného prostredia. Tekutá síra bude naliata do uzavretých nádob vybavených senzormi. Síra bude pred predajom prevedená na pastelovú formu, čím sa zabráni tvorbe sírneho prachu počas drvenia.

Okrem zodpovedného prístupu k vedeniu výrobných operácií na seba účastníci programu berú sociálne a environmentálne záväzky, ktorých realizácia bude z dlhodobého hľadiska prínosom pre občanov Kazachstanu. Plnenie týchto záväzkov si vyžaduje úzku spoluprácu s vládou a miestnych úradov s miestnou komunitou a iniciatívnymi skupinami

V rokoch 2006 až 2009 viac ako 5,3 miliardy USD sa minulo na miestne tovary a služby. V roku 2009 tvorili miestne tovary a služby 35 % celkových nákladov spoločnosti.

V roku 2009, v období vrcholnej stavebnej činnosti pre pilotnú fázu vývoja, bolo na projekte v Kazachstane zamestnaných viac ako 40 000 ľudí. Viac ako 80 % pracovníkov tvorili občania Kazachstanu – výnimočná postava pre projekty takéhoto rozsahu.

Infraštruktúrne a sociálne projekty sú dôležitými súčasťami podnikovej a spoločenskej zodpovednosti NCOC. Značná časť investícií do rozvoja odboru ide podľa SRPSK do budovania zariadení sociálnej infraštruktúry v oblasti školstva, zdravotníctva, športu a kultúry. Prostriedky sú rovnomerne rozdelené medzi regióny Atyrau a Mangystau, kde sa výrobné operácie vykonávajú v rámci SRPSK.

Od roku 1998 sa v úzkej spolupráci s miestnymi úradmi zrealizovalo 126 projektov, 60 projektov v regióne Atyrau a 66 v regióne Mangistau. V oblasti Atyrau sa minulo celkovo 78 miliónov USD a v oblasti Mangistau 113 miliónov USD.

Okrem toho v rámci programu sponzorstva a filantropie na rok 2009 NCOC a Agip KCO podporili viac ako 100 kultúrnych, zdravotných, vzdelávacích a športových iniciatív. Patrí medzi ne zdokonaľovanie lekárov a učiteľov, semináre o interkultúrnom vzdelávaní a environmentálnej gramotnosti na školách, pozvanie popredných ruských chirurgov na operovanie detí Atyrau, nákup hudobné nástroje pre školu Aktau a nákup zdravotníckeho vybavenia a sanitiek pre nemocnicu v Tupkaragane.

Dôležitú úlohu zohráva ochrana zdravia a práce. Účastníci tohto projektu budú vykonávať systematické riadenie rizík s cieľom neustále zlepšovať systém BOZP a ŽP a dostať sa na úroveň svetových lídrov v tomto ukazovateli. To všetko sa vykonáva v súlade s požiadavkami Severokaspickej dohody o zdieľaní výroby, kazašskej a medzinárodnej legislatívy, existujúcich priemyselných noriem a podnikových smerníc.

Všetci účastníci SRPSK sa zaväzujú:

Vykonávať svoju činnosť pri zabezpečovaní ochrany zdravia a bezpečnosti všetkých zamestnancov, ktorí sa priamo alebo nepriamo podieľajú na týchto činnostiach, prostredia, v ktorom vykonávajú svoju výrobnú činnosť, ako aj majetku spoločnosti.

Riadiť aktivity konzorcia a riziká s tým spojené v súlade s požiadavkami Severokaspickej dohody o zdieľaní výroby, kazašskou a medzinárodnou legislatívou a aplikovať to najlepšie z existujúcich priemyselných noriem v tých záležitostiach, ktoré nemôžu byť regulované zákonmi a predpismi.

Presadzovať implementáciu princípov HSE do firemnej kultúry, kde všetci zamestnanci a poskytovatelia služieb budú spoločne zodpovedať za implementáciu týchto princípov a ísť príkladom.

Vyvíjať systémy, ktoré umožňujú systematické vyhodnocovanie rizík v oblasti HSE vo všetkých fázach činnosti spoločnosti a efektívne tieto riziká kontrolovať.

Vyvíjať, vykonávať certifikáciu systému manažérstva HSE a neustále informovať Sprostredkovateľské spoločnosti, Autorizovanú osobu, všetky zainteresované strany o stave vecí v oblasti HSE s cieľom neustáleho zlepšovania.

Vyberajte obchodných partnerov na základe ich schopnosti plniť svoje záväzky v oblasti HSE.

Implementujte systémy a postupy na rýchlu a efektívnu reakciu na neplánované a nechcené udalosti a pravidelne ich kontrolujte.

Zvýšiť úroveň povedomia o osobnej zodpovednosti všetkých zamestnancov spoločnosti pri prevencii rizík havárií, škôd na zdraví a životnom prostredí.

Správanie spoločná práca od vládne orgány Kazašskej republiky a všetkých zainteresovaných strán s cieľom vypracovať predpisy a normy zamerané na zlepšenie bezpečnosti zamestnancov spoločnosti a ochranu životného prostredia.

Vo svojej činnosti uplatňovať konštruktívny prístup založený na dialógu so zainteresovanými stranami a verejnosťou a zameraný na dosiahnutie uznania aktivít spoločnosti miestnou komunitou prostredníctvom implementácie sociálnych programov.

Sponzorské a charitatívne projekty sú zamerané na zabezpečenie ekonomickej udržateľnosti a blahobytu, podporu zdravotníctva, vzdelávania, kultúry a kultúrne dedičstvošport, ako aj poskytovanie pomoci chudobným, ktorí majú nárok na takúto podporu, ako aj v súlade so strategickými cieľmi NCOC pre trvalo udržateľný rozvoj. Realizáciou sponzorského a charitatívneho programu je poverená spoločnosť Agip KCO.

Projekty zahŕňajú najmä vlastné príspevky samotných účastníkov a musia tiež verejnosti preukázať svoju dlhodobú udržateľnosť. Žiadna podpora pre politické resp náboženské organizácie Projekty nemôžu vytvárať nespravodlivé podmienky pre hospodársku súťaž na trhu, negatívne ovplyvňovať environmentálnu stabilitu a/alebo prírodné ekosystémy. Projekty zvyčajne vypracúvajú miestne samosprávy, mimovládne organizácie alebo zástupcovia komunít, ale môžu ich iniciovať aj NCOC alebo ich zástupcovia ako proaktívne opatrenie na podporu miestnych komunít.

Bibliografia:

Štátny program rozvoja kazašského sektora Kaspického mora

6.1. Normy tejto časti obsahujú základné požiadavky na usporiadanie územného plánu a požiarna bezpečnosť na projektované a rekonštruované budovy a stavby ropného priemyslu a osobitné požiadavky sú uvedené v príslušných častiach týchto noriem.

Okrem regulačných požiadaviek týchto noriem je pri navrhovaní požiarnej ochrany zariadení potrebné riadiť sa nasledujúcimi dokumentmi:

• „Všeobecné plány priemyselné podniky»;
• "Normy požiarnej bezpečnosti pre projektovanie budov a stavieb";
• "Priemyselné budovy priemyselných podnikov";
• „Dodávka plynu. Interné a externé zariadenia»;
• "Výstavby priemyselných podnikov";
• "Pomocné budovy a areály priemyselných podnikov";
• "Pravidlá pre inštaláciu elektrických inštalácií (PUE)";
• "Dodávka vody. Vonkajšie siete a zariadenia“;
• "Sklady ropy a ropných produktov";
• "Hlavné potrubia";
• "Podniky automobilových služieb";
• "Sanitárne normy pre dizajn priemyselných podnikov."

a) POŽIADAVKY HLAVNÉHO PLÁNU

6.2. Na základe databázy by sa mala vypracovať schéma hlavného plánu terénu technologická schéma(projekt) na rozvoj ropného poľa s prihliadnutím na schémy rozvoja ropného priemyslu a rozloženia výrobných síl v hospodárskych regiónoch a zväzových republikách.

6.3. Schéma všeobecného plánu ložiska je vypracovaná na mapách užívateľov pôdy spravidla v mierke 1: 25000, berúc do úvahy požiadavky Základov pôdy, vody a iných právnych predpisov ZSSR a ZSSR. Zväzové republiky v dvoch etapách:

1. predbežné - ako súčasť podporných materiálov pre akt výberu lokalít a trás;
2. konečná - po schválení miesta a výberu trasy konať predpísaným spôsobom s prihliadnutím na pripomienky všetkých užívateľov pozemkov.

6.4. Schéma hlavného plánu by mala počítať s umiestnením ústí ropných, plynových, vstrekovacích a iných samostatných vrtov, zhlukov vrtov, zásobníkov, BPS, SU, UPS, CPS, VRP, CS, rozvodní a iných zariadení, ako napr. ako aj inžinierske siete (cesty, ropovody, plynovody, vodovody, elektrické vedenia, komunikácie, telemechanika, katódová ochrana atď.), zabezpečujúce technologické a výrobné procesy pre zber a prepravu produktov ropné vrty s prihliadnutím na existujúce dopravné prepojenia v oblasti kapacít CPS, OTU, GBP, rafinérie, smer vonkajšej prepravy ropy, plynu a vody, zdroje zásobovania elektrickou energiou, teplom, vodou, vzduchom a pod. .

6.5. Pri zostavovaní schémy hlavného plánu je potrebné zvážiť:

• brigáda a poľná forma organizácie ťažby v teréne v súlade s „Nariadeniami o brigáde na ťažbu ropy ...“ Minneftepromu;
• možnosť rozšírenia a rekonštrukcie technologických systémov;
• vykonávanie technických opatrení na zintenzívnenie výrobných procesov ťažby, zberu a prepravy ropy a plynu.

6.6. Územný plán podnikov, zariadení, budov a štruktúr rozvoja terénu by mal byť navrhnutý v súlade s požiadavkami noriem „Generálne plány priemyselných podnikov“ a ďalšími špecifikovanými vo všeobecnej časti tejto časti, ako aj požiadavkami tieto Normy.

Plánovacie rozhodnutia hlavného plánu by sa mali vypracovať s prihliadnutím na technologické zónovanie zariadení, blokov, budov a štruktúr.

Umiestňovanie priemyselných a pomocných budov a stavieb v zónach sa musí vykonávať podľa ich funkčného a technologického účelu a s prihliadnutím na výbušné, výbušno-požiarne a nebezpečenstvo ohňa ich.

6.7. Prístup a železnice a cesty na mieste k zariadeniam, budovám a stavbám by mali byť navrhnuté v súlade s požiadavkami noriem " železnice rozchod 1520 mm, „Cesty“, „Pokyny na projektovanie ciest pre ropné polia v západnej Sibíri“ Minneftepromu.

6.8. Veľkosti miest na výstavbu podnikov, objektov budov a stavieb sa určujú z podmienok pre umiestnenie technologických konštrukcií, pomocných konštrukcií a inžinierskych sietí, berúc do úvahy požiadavky požiarnej bezpečnosti a hygienických noriem.

Hustota zastavanosti podnikov a jednotlivých zariadení musí byť v súlade s hodnotami špecifikovanými v normách „Všeobecné plány pre priemyselné podniky“. Oblasti nálezísk ropy a zemného plynu by sa mali zaujať v súlade s „Normami získavania pôdy pre ropné a plynárenské vrty“ ministerstva ropného a plynárenského priemyslu.

Šírka pozemku na výstavbu líniových stavieb by nemala presiahnuť tie, ktoré sú uvedené v: „Normy získavania pozemkov pre hlavné potrubia“, „Normy získavania pozemkov pre komunikačné vedenia“, „Normy získavania pozemkov pre elektrické siete s napätie 0,4 – 500 kV“, „Normy prideľovania pozemkov pre diaľnice.

6.9. Areály CPS, základne výrobných služieb (BPO), OGPD, UBR, URB, základne oddelení technologickej dopravy (UTT) a špeciálne vybavenie, základne rúr a nástrojov a ďalšie pomocné budovy a stavby na obsluhu ropného poľa (CDNG, heliporty atď. ), ako aj tábory na zmeny môžu byť umiestnené na území poľa aj mimo neho.

6.10. Pri umiestňovaní podnikov, zariadení, budov a stavieb na výrobu ropy na pobrežných úsekoch riek a iných vodných útvarov by sa plánovacie značky stavenísk mali brať aspoň 0,5 m nad vypočítanú najvyššiu hladinu vody, berúc do úvahy vzdutie a sklon. vodného toku s pravdepodobnosťou jeho prekročenia:

• pre budovy, ktoré výrobný proces priamo súvisí s ťažbou ropy z podložia (ústie ropných a plynových vrtov, meracie zariadenia), - raz za 25 rokov;
• pre CPS, BPS, kompresorové stanice plynu, separačné stanice, OTU, UPS, KNS a elektrické rozvodne - raz za 50 rokov.

6.11. Predmety usporiadania ropné polia by sa mali nachádzať od susedných podnikov vo vzdialenostiach uvedených v tabuľke 19, berúc do úvahy možnosť spolupráce s týmito podnikmi pri výstavbe inžinierskych sietí a diaľnic.

6.12. Pri vypracúvaní hlavného plánu pre podniky, budovy a stavby na rozvoj v teréne by sa vzdialenosti od výrobných závodov a štruktúr k rozvádzaču, TP, riadiacim jednotkám pre prístrojové a kontrolné a operátorské miestnosti mali určiť v súlade s požiadavkami PUE-76, oddiel VII, s prihliadnutím na hustotu horľavého plynu vo vzťahu k hustote vzduchu, určil technologický výpočet v projekte.

6.13. Najmenšie vzdialenosti medzi budovami a štruktúrami zariadení ropných polí by sa mali brať podľa tabuľky. 20 a od budov a stavieb po podzemné ropovody a plynovody - podľa tabuľky. 21.

6.14. Najmenšie vzdialenosti medzi budovami a stavbami umiestnenými na centrále ústredného kúrenia by sa mali brať podľa tabuľky. 22.

6.15. Vzdialenosť od lapačov ropy, odkalísk a iných štruktúr kanalizačných systémov k pomocným a priemyselným budovám a stavbám, ktoré nesúvisia s údržbou liečebné zariadenia, treba brať podľa tabuľky. 22.

Najmenšie vzdialenosti medzi budovami a štruktúrami kanalizačných systémov by sa mali brať podľa tabuľky. 23.

6.16. Najmenšie vzdialenosti od skladových budov, prístreškov voľných plôch na skladovanie fliaš s kyslíkom, acetylénom, dusíkom a chlórom k budovám a stavbám s priemyselnými odvetviami kategórie A, B, C, E by mali byť aspoň 50 m, k iným priemyselným a pomocným budovám. malo by byť aspoň menej:

• s počtom valcov menším ako 400 ks. - 20 m;
• s počtom valcov od 400 do 1200 ks. - 25 m.

Celková kapacita skladov fliaš by nemala presiahnuť 1200 ks, z toho maximálne 400 fliaš naplnených horľavými plynmi.

Poznámky: 1. Uvedený počet fliaš je uvedený na jednu fľašu s objemom 50 litrov, pri menšom objeme fľaše je potrebné urobiť prepočet.

2. Spoločné skladovanie fliaš s horľavými plynmi a kyslíkových fliaš nie je povolené.

6.17. Vzdialenosti od požiarnych vykurovacích zariadení (pece na vykurovací olej, ropné produkty, plyn, vodu a anhydrid), ktoré sa nachádzajú mimo budovy, k iným technologickým zariadeniam, budovám a konštrukciám dielne alebo inštalácie, medzi ktoré patrí pec, ako aj k regálom , s výnimkou technologických potrubí spájajúcich požiarne vykurovacie zariadenia s inými technologickými zariadeniami musia byť minimálne tie, ktoré sú uvedené v tabuľke. 24.

6.18. Vzdialenosti uvedené v tabuľkách sú určené:

a) medzi výrobnými, pomocnými a pomocnými budovami, inštaláciami, nádržami a zariadeniami - vo svetle medzi vonkajšími stenami alebo konštrukciami konštrukcií (okrem kovových schodísk);

b) pre technologické nadjazdy a potrubia uložené bez nadjazdov - až po krajné potrubie;

c) pri vnútroareálových dráhach - až po os najbližšej dráhy;

d) pre vnútroareálové cesty - až po okraj vozovky;

e) pre zariadenia na spálenie - až po os valcového hriadeľa;

f) pri rekonštrukcii existujúce podniky alebo technologických inštalácií v prípade nemožnosti presného dodržania technické údaje bez veľkých materiálových nákladov, po dohode s organizáciou schvaľujúcou projekt sú povolené odchýlky v medzier do 10 %.

6.19. Vonkajšie technologické inštalácie sa odporúča umiestniť zo strany slepej steny výrobnej budovy.

V prípade umiestnenia otvorených inštalácií s výrobnými objektmi kategórie A, B, E na oboch stranách budovy, s ktorou sú spojené (alebo jednej inštalácie medzi dvoma budovami), musia byť umiestnené vo vzdialenosti minimálne 8 m od to - s prázdnou stenou, najmenej 12 m - so stenou s okennými otvormi, bez ohľadu na plochu, ktorú zaberajú budovy a inštalácie. Druhá inštalácia alebo budova by mala byť umiestnená s ohľadom na požiadavky č. 2.90.

Medzi vonkajšia inštalácia a budova môže mať nadjazd pre potrubia tohto zariadenia.

6.20. Vzdialenosť od priemyselných budov k núdzovým alebo drenážnym nádržiam sa berie ako pre technologické vybavenie umiestnený mimo budovy.

6.21. Pozemná havarijná (drenážna) nádrž určená na vypúšťanie horľavých kvapalín a horľavých kvapalín z pecí by mala byť chránená ohňovzdornou stenou alebo hrádzou vysokou najmenej 0,5 m a umiestnená vo vzdialenosti najmenej 15 m od miesta pece.

Podzemná havarijná (drenážna) nádrž by mala byť umiestnená vo vzdialenosti najmenej 9 m od miesta pecí, samostatne alebo spolu s inými drenážnymi nádržami (na tom istom mieste).

6.22. Územia CPS, OTP, cisterien, skladov horľavých kvapalín a horľavých kvapalín, BPS, UPS a CS by mali mať oplotenie 2 m vysoké s bránami širokými 4,5 m.

Vzdialenosť od plota k zariadeniam s priemyselnými odvetviami kategórie A, B, C a E musí byť minimálne 5 m.

Na vonkajšej strane, pozdĺž hranice OPF, tankovísk a skladov horľavých kvapalín a horľavých kvapalín by mal byť vytvorený pás široký 10 m bez pozemných sietí.

6.23. Priestor okolo porubu BPS musí byť oplotený zemným valom výšky 0,7 m s polomerom 15 m.

Okolie svetlicovej šachty technologických objektov DNS s výškou 30 m a viac musí byť oplotené 1,6 m vysokým plotom z ostnatého drôtu.

Vzdialenosť od komína k plotu, ako aj medzi komínmi, by sa mala brať podľa tepelnotechnického výpočtu, ale nie menej ako 30 m.

Okolie sviece na odvod plynu na ČS, zhluky studní, jednotlivé plynové studne nie je oplotené.

6.24. Umiestnenie nádrží na plynový kondenzát (odlučovačov, lapačov plameňa a iných zariadení), ako aj výstavba studní, jám a iných výklenkov v rámci oplotenia priestoru okolo flóry nie je povolené.

6.25. Nadzemné uloženie plynovodov od zariadení po nálevkové potrubie by malo byť zabezpečené na ohňovzdorných podperách.

6.26. Územie ústia jednej studne alebo zhluku studní by malo byť oplotené zemným valom vysokým 1 m so šírkou obrubníka pozdĺž vrcholu valu 0,5 m.

6.27. Miesto zoskupenia studní s viac ako 8 studňami musí mať aspoň dva vchody umiestnené na rôznych koncoch pozdĺž svojej dlhej strany.

6.28. Na miestach zariadení by mal byť navrhnutý otvorený drenážny systém. Na pozemkoch nezastavaných budovami a stavbami treba zachovať prirodzený reliéf a vertikálne plánovať len v prípadoch, keď je potrebné odvádzať povrchové vody a položiť inžinierske siete.

6.29. Pre terénne úpravy otvorených technologických zariadení by mali byť navrhnuté len trávniky.

6.30. Inžinierske siete a komunikácie na pozemku by mali byť navrhnuté ako jednotný systém s ich umiestnením do vyhradených technických pruhov (koridorov).

6.31. Spôsob kladenia inžinierskych sietí (zemných, nadzemných alebo podzemných) by sa mal prijať s prihliadnutím na požiadavky príslušných častí týchto noriem.

6.32. Je povolené položiť plynovody, ropovody, ropovody a potrubia inhibítorov do jedného výkopu. Vzdialenosti medzi nimi by sa mali brať na základe podmienok ich inštalácie, opravy a údržby.

Vzdialenosti medzi technologickými potrubiami uloženými v zemi a budovami a konštrukciami sa určujú z podmienok jednoduchosti inštalácie, prevádzky a opravy potrubí.

6.33. Vzdialenosť od miesta odberu vody (prijímacie studne) od nádrží musí byť aspoň:

• na budovy I. a II. stupňa požiarnej odolnosti - 10 m;
• do objektov III, IV a V stupňa požiarnej odolnosti a do otvorených skladov horľavých hmôt - 30 m;
• na budovy a stavby s odvetviami kategórie A, B, C, E pre nebezpečenstvo požiaru - 20 m;
• do nádrží s horľavými kvapalinami - 40 m;
• do nádrží s horľavými kvapalinami a skvapalnenými horľavými plynmi - 60 m.

6.34. Prijímacie studne nádrží a studne s hydrantmi by mali byť umiestnené vo vzdialenosti najviac 2 m od krajníc ciest, a ak sú umiestnené vo vzdialenosti viac ako 2 m, mali by mať k nim prístupové cesty s plošinou najmenej 12 × 12 m.

6.35. Požiarne nádrže alebo nádrže by mali byť umiestnené podľa podmienok ich prevádzky objektov umiestnených v okruhu:

• v prítomnosti automatických čerpadiel - 200 m;
• v prítomnosti motorových čerpadiel - 100 - 150 m, v závislosti od typu motorového čerpadla.

Aby sa zväčšil rádius prevádzky, je povolené klásť slepé potrubia z nádrží alebo zásobníkov s dĺžkou najviac 200 m a pri zohľadnení požiadaviek bodu 6.58 týchto noriem.

6.36. Cesty v miestach centrálneho zberu a úpravy ropy, plynu a vody by mali byť navrhnuté tak, aby okraje ciest boli vyvýšené nad plánovanú plochu priľahlého územia aspoň o 0,3 m.

6.37. V rámci vnútroareálových komunikácií je povolené položiť protipožiarne vodovodné siete, komunikácie, signalizáciu, vonkajšie osvetlenie a napájacie káble.

Pri vývoji olej vklady sú rozdelené do štyroch etáp:

I - zvýšenie produkcie ropy;

II- stabilizácia produkcie ropy;

III- klesajúca produkcia ropy;

IV - neskorá fáza exploatácie ložiska.

V prvej etape je nárast ťažby ropy zabezpečený najmä zavádzaním nových ťažobných vrtov do rozvoja v podmienkach vysokého tlaku v ložiskách. Počas tohto obdobia sa zvyčajne vyrába suchý olej a tlak v nádrži tiež mierne klesá.

Druhá etapa – stabilizácia ťažby ropy – začína po vyvŕtaní zásob hlavného vrtu. Počas tohto obdobia sa produkcia ropy najskôr o niečo zvýši a potom začne pomaly klesať. Zvýšenie produkcie ropy sa dosiahne: 1) zahustením mriežky vrtov; 2) zvýšenie vstrekovania vody alebo plynu do zásobníka na udržanie tlak v nádrži; 3) vykonávanie prác na ovplyvnenie zón dna studní a na zvýšenie priepustnosti nádrže atď.

Úlohou vývojárov je čo najviac predĺžiť druhú etapu. Počas tohto obdobia rozvoja ložiska ropy sa voda objavuje pri výrobe studní.

Tretia etapa – pokles ťažby ropy – je charakterizovaná poklesom ťažby ropy, zvýšením zníženia ťažby vody v vrtoch a veľkým poklesom tlaku v nádrži. V tejto fáze sa problém spomalenia tempa poklesu produkcie ropy rieši metódami použitými v druhej fáze, ako aj zahusťovaním vody vstrekovanej do zásobníka.

Počas prvých troch etáp výber 80...90 % priemyselné zásoby ropy.

Štvrtá etapa – neskorá etapa dobývania ložísk – sa vyznačuje relatívne nízkymi objemami ťažby ropy a veľkými odbermi vody. Môže vydržať dostatočne dlho – pokiaľ ťažba ropy zostane zisková. Počas tohto obdobia sa na extrakciu zostávajúcej hladkej ropy z ložiska široko používajú sekundárne metódy získavania ropy.

Pri vývoji ložiska plynu sa štvrtý stupeň nazýva záverečné obdobie. Končí, keď je tlak v ústí vrtu menší ako 0,3 MPa.

2. Spôsoby prevádzky studní.

Existuje niekoľko typov prevádzky studne:

Fontána

plynový výťah

Deep a ďalšie

Prevádzkou ťažobných vrtov sa rozumie ich využitie v technologických procesoch zdvíhania produktov z ložiska na povrch ložiska (ropa, kondenzát, plyn, voda).

Spôsoby prevádzky vrtov a obdobia ich aplikácie sú zdôvodnené v projektových dokumentoch rozvoja poľa a realizujú ich organizácie ťažiace ropu a plyn podľa plánov geologicko-technických opatrení.

Studne by sa mali prevádzkovať iba vtedy, ak obsahujú hadičky. Hĺbka zostupu a štandardné veľkosti zariadení na výrobu vrtov sú stanovené plánmi na uvedenie studní do prevádzky alebo plánmi opravárenských prác v súlade s technologickými a technickými výpočtami v súlade s platnými regulačnými a technickými dokumentmi.

Rozvojový projekt je komplexný dokument, ktorý je akčným plánom rozvoja odboru.

Podkladovým materiálom pre vypracovanie projektu sú informácie o štruktúre poľa, počte vrstiev a medzivrstiev, veľkosti a konfigurácii ložísk, vlastnostiach zásobníkov a ropy, plynu a vody, ktoré ich saturujú.

Pomocou týchto údajov sa určujú zásoby ropy, plynu a kondenzátu. Napríklad celkové zásoby ropy na mieste jednotlivých nádrží sa vypočítajú vynásobením plochy ropnej kapacity efektívnou hrúbkou oleja a nasýtenia formácie, efektívnou pórovitosťou, koeficientom akumulácie ropy, hustotou ropy v podmienkach hladiny a prevrátenej hodnoty objemového koeficientu ropy v podmienkach nádrže. Potom sa komerčné (alebo vyťažiteľné) zásoby ropy zistia vynásobením celkových geologických zásob koeficientom ťažby ropy.

Po kolaudácii rezerv sa vykonáva komplexný návrh rozvoja poľa. Zároveň sa využívajú výsledky skúšobnej prevádzky prieskumných vrtov, pri ktorých sa zisťuje ich výdatnosť, tlak v nádržiach, prevádzkové režimy ložísk, poloha kontaktov olej-voda (plyn-voda) a plyn-olej atď. sú študované.

V projekčnej hale sa vyberá terénny vývojový systém, ktorého jódom je stanovenie požadovaného počtu a umiestnenia vrtov, postupnosť ich spúšťania, informácie o spôsoboch a technologických režimoch prevádzky vrtu, odporúčania na reguláciu bilancie. rezervoárovej energie v ložiskách.

Počet vrtov by mal zabezpečiť produkciu ropy, plynu a kondenzátu plánovanú na sledované obdobie.

Studne sú umiestnené na ploche ložiska rovnomerne a nerovnomerne. Súčasne sa rozlišuje rovnomernosť a nerovnosť dvoch typov: geometrická a hydro-plynová dynamická. Jamky sú geometricky rovnomerne umiestnené v uzloch správnych podmienených mriežok (troj-, štvor-, päť- a šesťuholníkové) aplikovaných na plochu ložiska. Hydroplynovo-dynamicky rovnomerné je také umiestnenie vrtov, kedy má každý v oblasti ich odvádzania rovnaké zásoby ropy (plynu, kondenzátu).

Rozmiestnenie studní sa volí s prihliadnutím na tvar a veľkosť ložiska, jeho geologickú stavbu, filtračné vlastnosti atď.

Postupnosť uvádzania studní do prevádzky závisí od mnohých faktorov: plán výroby, rýchlosť výstavby poľných zariadení, dostupnosť vrtných súprav atď. Aplikujte "zahusťovanie" a "plazenie * - schémy vŕtania studní. V prvom prípade sa najskôr vyvŕtajú studne pozdĺž riedkej mriežky, po celej ploche ložiska a následne sa „zahustí“, t.j. vŕtanie nových studní medzi existujúcimi. V druhom sú všetky projektové vrty spočiatku vyvŕtané, ale v oddelených priestoroch ložiska. A až následne sa vyvŕtajú studne v iných oblastiach.

Schéma „zahusťovania“ sa používa pri vŕtaní a rozvoji veľkých polí so zložitou geologickou štruktúrou produktívnych vrstiev a schéma „plazenia“ sa používa na poliach so zložitým terénom.

Spôsob prevádzky vrtu sa vyberá v závislosti od toho, čo sa vyrába (plyn alebo ropa), tlaku v nádrži, hĺbky a hrúbky produkčnej nádrže, viskozity kvapaliny v nádrži a mnohých ďalších faktorov.

Stanovenie technologických režimov prevádzky ťažobných vrtov sa redukuje na plánovanie rýchlosti odberu ropy (plynu, kondenzátu). Prevádzkové režimy vrtov sa v priebehu času menia v závislosti od stavu vývoja ložiska (poloha obrysu ropného plynového oleja, zárez vrtnej vody, technický stav ťažobnej kolóny, spôsob prevádzky vrtu atď.).

Odporúčania na reguláciu bilancie energie zásobníka v ložiskách by mali obsahovať informácie o spôsoboch udržiavania tlaku zásobníka (zaplavením alebo vstrekovaním plynu do zásobníka) ao objemoch vstrekovania pracovných látok.

Zvolený vývojový systém by mal poskytovať najvyššie koeficienty výťažnosti ropy, plynu, kondenzátu, ochranu podložia a životného prostredia pri minimálnych znížených nákladoch.

Prírodným zdrojom surovín (ropa, plyn) je ložisko. Prístup k nej je zabezpečený mnohými studňami. Pri navrhovaní a vývoji ropných polí sa rozlišujú tieto skupiny ťažobných vrtov:

Baníctvo;

Vypúšťanie;

Špeciálne.

Produkčné studne, ktoré majú fontánové, čerpacie alebo plynové výťahové zariadenie a sú určené na ťažbu ropy, ropného plynu a súvisiacej vody. Podľa spôsobu zdvíhania kvapaliny sa ťažobné vrty delia na prietokové, plynové zdvíhacie a čerpacie.

Pri prietokovej metóde stúpa kvapalina a plyn pozdĺž vrtu z dna na povrch iba pôsobením energie ložiska, ktoré má zásobník ropy. Táto metóda je najekonomickejšia, ako je typická pre novoobjavené, energeticky nevyčerpané ložiská. Pri udržiavaní tlaku v zásobníku čerpaním vody alebo plynu do ložiska je možné v niektorých prípadoch výrazne predĺžiť dobu prúdenia studne.

Ak studne nemôžu prúdiť, potom sa prenesú na mechanizované metódy výroby ropy.

Pri spôsobe výroby gas-lift sa do vrtu privádza (alebo pomocou kompresorov čerpá) stlačený (uhľovodíkový) plyn alebo veľmi zriedka vzduch na vyzdvihnutie ropy na povrch, t.j. dodávajú expanznú energiu stlačeného plynu.

V čerpacích studniach sa kvapalina dvíha na povrch pomocou čerpadiel spúšťaných do studne - tyčových čerpadiel (SHSN) alebo ponorných čerpadiel (ESP). Na poliach sa využívajú aj iné spôsoby prevádzkovania studní.

Injektážne vrty sú navrhnuté tak, aby ovplyvňovali produktívne formácie vstrekovaním vody, plynu a iných pracovných látok do nich. V súlade s akceptovaným systémom vplyvu môžu byť injektážne jamky obrysové, obrysové a vnútroobrysové. V procese vývoja môžu byť výrobné studne prevedené na počet vstrekovacích studní, aby sa prenieslo vstrekovanie, vytvorili ďalšie a vyvinuli existujúce rezacie linky, zorganizovali ohniskové zaplavenie. Projekt týchto vrtov spolu s použitým zariadením musí zabezpečiť bezpečnosť procesu injektáže a splnenie požiadaviek na ochranu podložia. Časť injekčné jamky možno dočasne využiť na ťažbu.

Rezervný fond vrtov sa poskytuje za účelom zapojenia do rozvoja jednotlivých šošoviek, klinových zón a stagnačných zón, ktoré nie sú zapojené do rozvoja vrtov hlavného fondu v rámci obrysu ich umiestnenia. Počet rezervných vrtov je odôvodnený v projektových dokumentoch, berúc do úvahy povahu a stupeň heterogenity produktívnych formácií (ich diskontinuitu), hustotu siete vrtov hlavnej zásoby atď.

Pozorovacie a piezometrické jamky slúžia ako ovládanie a sú určené pre:

Pozorovacie pre periodické sledovanie zmien polohy WOC a GOC, GWC, zmien v saturácii ropa-voda-plyn útvaru počas vývoja ložiska;

Piezometrické - pre systematickú zmenu tlaku v nádrži vo vodonosnej vrstve, v uzávere plynu a v ropnej zóne nádrže.

Počet a umiestnenie kontrolných vrtov je určené v projektových dokumentoch pre vývoj.

Oceňovacie studne sa vŕtajú na rozostavaných alebo do skúšobnej prevádzky pripravovaných poliach (ložiskách) s cieľom objasniť parametre a spôsob prevádzky nádrží, identifikovať a objasniť hranice izolovaných produkčných polí, posúdiť obnovu zásob ropy v jednotlivých oblastiach ložisko v hraniciach zásob kategórie A+B+C.

Špeciálne studne sú určené na výrobu technickej vody, vypúšťanie priemyselných vôd, podzemné zásobníky plynu, likvidáciu otvorených fontán.

Príjem vody studne sú určené na zásobovanie vodou počas vŕtania studní, ako aj systémy udržiavania tlaku v nádrži počas vývoja.

Absorpčné studne sú určené na čerpanie úžitkovej vody z rozvinutých polí do absorbujúcich útvarov.

Wells - zálohy sa poskytujú na výmenu ťažobných a injektážnych vrtov skutočne zlikvidovaných v dôsledku starnutia (fyzické opotrebovanie) alebo z technických príčin (v dôsledku havárií počas prevádzky). Počet, umiestnenie a postup pri uvádzaní záložných vrtov do prevádzky tak, ako ich predkladajú oddelenia ťažby ropy a zemného plynu, je odôvodnený štúdiami uskutočniteľnosti v projektoch a aktualizovaných rozvojových projektoch a ako výnimka v technologických schémach zohľadňujúcich možnú ťažbu ropy zo záložných vrtov na viacvrstvových poliach. - zohľadnenie možného použitia namiesto nich vratných studní z nadväzujúcich zariadení.

Zakonzervované studne- nefunkčné z dôvodu neúčelnosti alebo nemožnosti ich prevádzky (bez ohľadu na ich účel), ktorých konzervácia je formalizovaná v súlade s platnými predpismi.

Prevádzková zásoba vrtov sa člení na vrty, ktoré sú v prevádzke (v prevádzke), tie, ktoré sú v generálnej oprave po prevádzke a čakajú na generálnu opravu, a tie, ktoré sú vo vývoji a vývoji po vŕtaní.

Prevádzkové (prevádzkové) studne zahŕňajú studne, ktoré produkujú produkty v poslednom mesiaci vykazovaného obdobia, bez ohľadu na počet dní ich práce v tomto mesiaci.

V zásobe vrtov v prevádzke (v prevádzke) studne, studne produkujúce produkciu, studne zastavené za účelom regulácie vývojových alebo experimentálnych prác, ako aj studne, ktoré sú v plánovanej a preventívnej údržbe (nečinné, zastavené v poslednom mesiaci vykazovaného obdobia spomedzi tých, ktoré vyprodukovali produkciu v tomto mesiaci).

Medzi poprevádzkové vrty v generálnej oprave patria tie vrty, ktoré boli vyradené z prevádzky, na ktorých sa ku koncu vykazovaného mesiaca vykonali opravné práce. Medzi studne čakajúce na generálnu opravu patria studne, ktoré boli kalendárny mesiac nečinné.

Testovacie otázky:

1. Na koľko etáp sa delí vývoj ložísk?

2. Čo znamená využívanie ťažobných vrtov?

3. Čo je to developerský projekt?

4. Od akých parametrov závisí spôsob prevádzky?

Literatúra

1. Askerov M.M., Suleimanov A.B. Oprava studne: Sprav, príspevok. - : Nedra, 1993.

2. Angelopulo O.K., Podgornov V.M., Avakov B.E. Vŕtacie kvapaliny pre komplikované podmienky. - M.: Nedra, 1988.

3. Hnedá SI. Olej, plyn a ergonómia. - M: Nedra, 1988.

4. Hnedá SI. Ochrana práce pri vŕtaní. - M: Nedra, 1981.

5. Bulatov A.I., Avetisov A.G. Drilling Engineer's Handbook: V 3 zväzkoch: 2. vydanie, revidované. a dodatočné - M: Nedra, 1993-1995. - T. 1-3.

6. Bulatov A.I. Tvorba a práca z cementového kameňa v studni, Nedra, 1990.

7. Varlamov P.S. Testery vrstiev viaccyklového pôsobenia. - M: Nedra, 1982.

8. Gorodnov V.D. Fyzikálno-chemické metódy na predchádzanie komplikáciám pri vŕtaní. 2. vyd., prepracované. a dodatočné - M: Nedra, 1984.

9. Geologický a technologický výskum vrtov / L.M. Chekalin, A.S. Moiseenko, A.F. Shakirov a ďalší - M: Nedra, 1993.

10. Geologický a technologický výskum v procese vŕtania. RD 39-0147716-102-87. VNIIpromgeofizika, 1987.

téma: Spôsoby prevádzky ropných a plynových vrtov.

Plán 1. Spôsob prevádzky fontány.

2. Podmienky prúdenia a možné spôsoby jeho rozšírenia.





Prečítajte si aj k téme:

1. Analýza nákladov na mlieko a stanovenie rezerv na jeho zníženie
2. Analýza efektívnosti výroby a predaja mlieka na farme "novým spôsobom" v okrese Pilninsky v regióne Nižný Novgorod Faktory ovplyvňujúce náklady na mlieko
3. Čo znamená systém manažérstva kvality?
4. Radčenko L.A. Organizácia výroby v stravovacích zariadeniach. Požiadavky na usporiadanie zariadení verejného stravovania Organizácia práce horúcej predajne