6.1. Нормативы настоящего раздела содержат основные требования к компоновке генерального плана и пожарной безопасности к проектируемым и реконструируемым зданиям и сооружениям нефтедобывающей промышленности, а отдельные требования приводятся в соответствующих разделах настоящих Норм.
Кроме нормативных требований настоящих Норм, при проектировании пожарной защиты объектов необходимо руководствоваться следующими документами:
- «Генеральные планы промышленных предприятий»;
- «Противопожарные нормы проектирования зданий и сооружений»;
- «Производственные здания промышленных предприятий»;
- «Газоснабжение. Внутренние и наружные устройства»;
- «Сооружения промышленных предприятий»;
- «Вспомогательные здания и помещения промышленных предприятий»;
- «Правила устройства электроустановок (ПУЭ)»;
- «Водоснабжение. Наружные сети и сооружения»;
- «Склады нефти и нефтепродуктов»;
- «Магистральные трубопроводы»;
- «Предприятия по обслуживанию автомобилей»;
- «Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий».
а) ТРЕБОВАНИЯ К ГЕНЕРАЛЬНОМУ ПЛАНУ
6.2. Следует разрабатывать схему генерального плана месторождения на базе данных технологической схемы (проекта) разработки нефтяного месторождения с учетом схем развития нефтедобывающей отрасли и размещения производительных сил по экономическим районам и союзным республикам.
6.3. Схема генерального плана месторождения составляется на картах землепользователей, как правило, в масштабе 1:25000, с учетом требований Основ земельного, водного и других законодательств СССР и союзных республик, в два этапа:
- предварительная - в составе обосновывающих материалов к акту выбора площадок и трасс;
- окончательная - после утверждения акта выбора площадок и трасс в установленном порядке, с учетом замечаний всех землепользователей.
6.4. Схема генерального плана должна предусматривать размещение на территории месторождения устьев нефтяных, газовых, нагнетательных и других одиночных скважин, кустов скважин, ЗУ, ДНС, СУ, УПС, КНС, ВРП, КС, подстанций и других объектов, а также инженерных коммуникаций (автодорог, нефте- и газопроводов, водоводов, линий электропередачи, связи, телемеханики, катодной защиты и др.), обеспечивающих технологические и производственные процессы сбора и транспорта продукции нефтяных скважин с учетом существующих в данном районе транспортных связей мощностей ЦПС, УПН, ГБЗ, НПЗ, направления внешнего транспорта нефти, газа и воды, источников снабжения электроэнергией, теплом, водой, воздухом и др.
6.5. При разработке схемы генерального плана необходимо учитывать:
- бригадную и промысловую форму организации эксплуатации месторождений в соответствии с «Положением о бригаде по добыче нефти …» Миннефтепрома;
- возможность расширения и реконструкции технологических систем;
- проведение технических мероприятий по интенсификации производственных процессов добычи, сбора, транспорта нефти и газа.
6.6. Генеральный план предприятий, объектов, зданий и сооружений обустройства месторождения следует проектировать в соответствии с требованиями норм «Генеральные планы промышленных предприятий» и других, указанных в общей части настоящего раздела, а также требованиями настоящих Норм.
Планировочные решения генерального плана должны разрабатываться с учетом технологического зонирования установок, блоков, зданий и сооружений.
Размещение производственных и вспомогательных зданий и сооружений в зонах необходимо производить по их функциональному и технологическому назначению и с учетом взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности их.
6.7. Подъездные и внутриплощадочные железные и автомобильные дороги к объектам, зданиям и сооружениям следует проектировать в соответствии с требованиями норм «Железные дороги колеи 1520 мм», «Автомобильные дороги», «Инструкции по проектированию автомобильных дорог нефтяных промыслов Западной Сибири» Миннефтепрома.
6.8. Размеры площадок под строительство предприятий, объектов зданий и сооружений определяются из условия размещения технологических сооружений, сооружений подсобно-вспомогательного назначения и инженерных коммуникаций с учетом требований противопожарных и санитарных норм.
Плотность застройки предприятий и отдельных объектов должна соответствовать значениям, указанным в нормах «Генеральные планы промышленных предприятий». Площади участков нефтяных и газовых скважин должны приниматься в соответствии с «Нормами отвода земель для нефтяных и газовых скважин» Миннефтепрома.
Ширина полосы земель для строительства линейных сооружений должна быть не более указанных: в «Нормах отвода земель для магистральных трубопроводов», «Нормах отвода земель для линий связи», «Нормах отвода земель для электрических сетей напряжением 0,4 - 500 кВ», «Нормах отвода земель для автомобильных дорог».
6.9. Площадки ЦПС, базы производственного обслуживания (БПО), НГДУ, УБР, УРБ, базы управлений технологического транспорта (УТТ) и спецтехники, трубно-инструментальные базы и другие здания и сооружения вспомогательного назначения для обслуживания нефтяного месторождения (ЦДНГ, вертолетные площадки и др.), а также вахтовые поселки могут располагаться как на территории месторождения, так и за ее пределами.
6.10. При размещении предприятий, объектов, зданий и сооружений нефтедобычи на прибрежных участках рек и других водоемов планировочные отметки площадок для строительства их следует принимать не менее чем на 0,5 м выше расчетного наивысшего горизонта вод с учетом подпора и уклона водотока с вероятностью его превышения:
- для сооружений, в которых производственный процесс непосредственно связан с извлечением нефти из недр (устья нефтяных и газовых скважин, замерные установки), - один раз в 25 лет;
- для ЦПС, ДНС, газокомпрессорных станций, сепарационных установок, УПН, УПС, КНС и электроподстанций - один раз в 50 лет.
6.11. Объекты обустройства нефтяных месторождений следует размещать от соседних предприятий на расстояниях, указанных в таблице 19, с учетом возможности кооперирования с этими предприятиями по строительству инженерных сетей и автомобильных дорог.
6.12. При разработке генерального плана предприятий, зданий и сооружений обустройства месторождений расстояния от технологических установок и сооружений до РУ, ТП, блоков управления КИПиА и операторных должны определяться согласно требованиям ПУЭ-76, раздел VII, с учетом плотности горючего газа по отношению к плотности воздуха, определяемой технологическим расчетом в проекте.
6.13. Наименьшие расстояния между зданиями и сооружениями объектов обустройства нефтяных месторождений должны приниматься по табл. 20, а от зданий и сооружений до подземных нефте - и газопроводов - по табл. 21.
6.14. Наименьшие расстояния между зданиями и сооружениями, размещаемыми на ЦПС, должны приниматься по табл. 22.
6.15. Расстояние от нефтеловушек, отстойных прудов и других сооружений систем канализации до вспомогательных и производственных зданий и сооружений, не связанных с обслуживанием очистных сооружений, должны приниматься по табл. 22.
Наименьшие расстояния между зданиями и сооружениями систем канализации должны приниматься по табл. 23.
6.16. Наименьшие расстояния от зданий складов, навесов открытых площадок для хранения баллонов с кислородом, ацетиленом, азотом и хлором до зданий и сооружений с производствами категорий А, Б, В, Е должно быть не менее 50 м, до других производственных и вспомогательных зданий должно быть не менее:
- при количестве баллонов менее 400 шт. - 20 м;
- при количестве баллонов от 400 до 1200 шт. - 25 м.
Общая емкость складов для хранения баллонов не должна превышать 1200 шт., в том числе не более 400 баллонов, наполненных горючими газами.
Примечания: 1. Указанное количество баллонов дано для одного баллона емкостью 50 л, при меньшей емкости баллона должен быть произведен пересчет.
2. Совместное хранение баллонов с горючими газами и баллонов с кислородом не допускается.
6.17. Расстояния от аппаратов огневого нагрева (печи для нагрева нефти, нефтепродуктов, газа, воды и ангидрида), располагаемых вне здания, до других технологических аппаратов, зданий и сооружений цеха или установки, в состав которых входит печь, а также до эстакад, за исключением технологических трубопроводов, связывающих аппараты огневого нагрева с другими технологическими аппаратами, должны быть не менее указанных в табл. 24.
6.18. Расстояния, указанные в таблицах, определяются:
а) между производственными, подсобными и вспомогательными зданиями, установками, резервуарами и оборудованием - в свету между наружными стенами или конструкциями сооружений (без учета металлических лестниц);
б) для технологических эстакад и трубопроводов, проложенных без эстакад, - до крайнего трубопровода;
в) для внутриплощадочных железнодорожных путей - до оси ближайшего железнодорожного пути;
г) для внутриплощадочных автомобильных дорог - до края проезжей части дороги;
д) для факельных установок - до оси ствола факела;
е) при реконструкции существующих предприятий или технологических установок в случае невозможности точного соблюдения технических условий без больших материальных затрат по согласованию с организацией, утверждающей проект, допускаются отступления в части разрывов в пределах до 10 %.
6.19. Наружные технологические установки рекомендуется размещать со стороны глухой стены производственного здания.
В случае размещения открытых установок с производствами категорий А, Б, Е по обе стороны здания, с которыми они связаны (или одной установки между двумя зданиями), они должны располагаться от него на расстоянии не менее 8 м - при глухой стене, не менее 12 м - при стене с оконными проемами, независимо от площади, занимаемой зданиями и установками. Вторая установка или здание должны располагаться с учетом требований п. 2.90.
Между наружной установкой и зданием допускается располагать эстакаду для трубопроводов данной установки.
6.20. Расстояние от производственных зданий до аварийных или дренажных емкостей принимаются как для технологического оборудования, расположенного вне здания.
6.21. Наземную аварийную (дренажную) емкость, предназначенную для слива ЛВЖ и ГЖ из печей, следует ограждать несгораемой стеной или обвалованием высотой не менее 0,5 м и размещать на расстоянии не менее 15 м от площадки печей.
Подземная аварийная (дренажная) емкость должна размещаться на расстоянии не менее 9 м от площадки печей отдельно или совместно с другими дренажными емкостями (на одной площадке).
6.22. Территории ЦПС, УПН, резервуарных парков, складов ЛВЖ и ГЖ, ДНС, УПС и КС должны иметь ограждение высотой 2 м с воротами шириной 4,5 м.
Расстояние от ограждения до объектов с производствами категорий А, Б, В и Е должно быть не менее 5 м.
С наружной стороны вдоль границы УПН, резервуарных парков и складов ЛВЖ и ГЖ должна предусматриваться полоса шириной 10 м, свободным от наземных сетей.
6.23. Территория вокруг трубы факела ДНС должна быть ограждена земляным валом высотой 0,7 м, радиусом 15 м.
Территория вокруг ствола факела технологических сооружений ДНС высотой 30 м и более должна быть ограждена забором высотой 1,6 м из неколючей проволоки.
Расстояние от факельного ствола до ограждения, а также между факельными стволами должно приниматься по данным теплотехнического расчета, но не менее 30 м.
Территория вокруг свечи для сброса газа на КС, кустах скважин, одиночных газовых скважин, не ограждается.
6.24. Размещение емкостей газового конденсата (сепараторов, огнепреградителей и другого оборудования), а также устройство колодцев, приямков и других заглублений в пределах ограждения территории вокруг факела не допускается.
6.25. Надземную прокладку газопроводов от установок до трубы факела следует предусматривать на несгораемых опорах.
6.26. Территория устьев одиночной или куста скважин должна быть ограждена земляным валом высотой 1 м с шириной бровки по верху вала 0,5 м.
6.27. Площадка кустов скважин с количеством более 8 скважин должна иметь не менее двух въездов, расположенных в разных концах по длинной стороне ее.
6.28. На площадках объектов следует проектировать открытую систему водоотвода. На земельных участках, не занятых зданиями и сооружениями, следует сохранять естественный рельеф и предусматривать вертикальную планировку только в случаях необходимости отвода поверхностных вод и прокладки инженерных сетей.
6.29. Для озеленения площадок открытых технологических установок следует проектировать только газоны.
6.30. Внутриплощадочные инженерные сети и коммуникации следует проектировать как единую систему с размещением их в отведенных технических полосах (коридорах).
6.31. Способ прокладки инженерных сетей (наземный, надземный или подземный) следует принимать с учетом требований соответствующих разделов настоящих Норм.
6.32. В одной траншее допускается прокладывать газопроводы, нефтепроводы, нефтепродуктопроводы и ингибиторопроводы. Расстояния между ними следует принимать исходя из условий их монтажа, ремонта и обслуживания.
Расстояния между технологическими трубопроводами, проложенными в земле, и зданиями и сооружениями определяются из условий удобства монтажа, эксплуатации и ремонта трубопроводов.
6.33. Расстояние от места забора воды (приемных колодцев) из водоемов должно быть не менее:
- до зданий I и II степени огнестойкости - 10 м;
- до зданий III, IV и V степени огнестойкости и до открытых складов сгораемых материалов - 30 м;
- до зданий и сооружений с производствами категорий А, Б, В, Е по пожарной опасности - 20 м;
- до резервуаров с горючими жидкостями - 40 м;
- до резервуаров с легковоспламеняющимися жидкостями и сжиженными горючими газами - 60 м.
6.34. Приемные колодцы водоемов и колодцы с гидрантами должны располагаться на расстоянии не более 2 м от обочин автомобильных дорог, а при расположении их на расстоянии более 2 м должны иметь подъезды к ним с площадкой не менее 12×12 м.
6.35. Пожарные резервуары или водоемы надлежит размещать из условия обслуживания ими объектов, находящихся в радиусе:
- при наличии автонасосов - 200 м;
- при наличии мотопомп - 100 - 150 м в зависимости от типа мотопомп.
Для увеличения радиуса обслуживания допускается прокладка от резервуаров или водоемов тупиковых трубопроводов длиной не более 200 м и с учетом требований п. 6.58 настоящих Норм.
6.36. Дороги на площадках центральных пунктов сбора, подготовки нефти, газа и воды следует проектировать с обочинами, приподнятыми над планировочной поверхностью прилегающей территории не менее чем на 0,3 м. При невозможности выполнения этого требования дороги должны быть спланированы таким образом, чтобы разлившиеся нефтепродукты не могли попасть на дорогу (устройство кюветов и т. п.).
6.37. В пределах обочин внутриплощадочных автомобильных дорог допускается прокладка сетей противопожарного водопровода, связи, сигнализации, наружного освещения и силовых электрокабелей.
Министерство Образования и Науки Республики Казахстан
Финансово-Экономический Факультет
Кафедра Экономики и Менеджмента
Д
исциплина:
Оценка нефтегазовых проектов
СРС №1
Тема: План освоения стратегически важного месторождения Кашаган на шельфе Каспийского моря
Выполнила:
Студентка 3-курса спец. «Экономика»
Батыргалиева Зарина
ID: 08BD03185
Проверила:
Естекова Г.Б.
Алматы, 2010 г
За последние 30 лет сложились тенденции, при которых мировой ВВП растет в среднем на 3,3% в год, тогда как мировой спрос на нефть как основной источник углеводородов растет в среднем на 1% в год. Отставание потребления углеводородов от роста ВВП связано с процессами ресурсосбережения, главным образом в развитых странах. Вместе с тем непрерывно повышается удельный вес развивающихся стран в производстве ВВП и в потреблении углеводородов. В таком случае предполагается все большее обострение проблем снабжения углеводородами.
Территориальная близость таких крупнейших и динамично развивающихся стран, как Россия, Китай, открывает широкие перспективы для экспорта казахстанских углеводородов. Для обеспечения выхода на их рынок необходимо развивать и совершенствовать систему магистральных трубопроводов.
Оценки международных экспертов показывают, что при сохранении современных тенденций всех мировых разведанных запасов нефти хватит только на 40-50 лет. Добавление нефтяных ресурсов КСКМ к мировым разведанным запасам является определяющим фактором в глобальных энергетических стратегиях. Казахстан должен быть готов к гибкому сочетанию стратегий планомерного переноса нефтедобычи в акваторию Каспия и форсирования отдельных перспективных проектов. И одним из самых перспективных проектов является месторождение Кашаган.
Названное в честь казахского поэта 19 века, родившегося в Мангистауской области, месторождение Кашаган является одним из крупнейших мировых открытий за последние 40 лет. Относится к Прикаспийской нефтегазоносной провинции.
Месторождение Кашаган расположено в казахстанском секторе Каспийского моря и занимает площадь на поверхности примерно 75 х 45 километров. Коллектор залегает на глубине порядка 4 200 метров ниже дна моря на Северной части Каспийского моря.
Кашаган, как высокоамплитудное, рифогенное поднятие в подсолевом палеозойском комплексе Северного Каспия было обнаружено поисковыми сейсмическими работами советскими геофизиками в период 1988-1991 гг. на морском продолжении Каратон-Тенгизской зоны поднятий.
Впоследствии оно было подтверждено исследованиями западных геофизических компаний, работавших по заказу правительства Казахстан. Первоначально выделенные в его составе массивы Кашаган, Кероглы и Нубар в период 1995-1999 гг. получили названия Кашаган Восточный, Западный и Юго-Западный соответственно.
Размеры Восточного Кашагана по замкнутой изогипсе - 5000 м составляют 40 (10/25) км, площадь - 930 км², амплитуда поднятия - 1300 м. Прогнозируемый ВНК проводится на абсолютной отметке 4800 м, высота массивного трещинного резервуара достигает 1100 м, площадь нефтеносности - 650 км², средняя нефтенасыщенная толщина - 550 м.
Кашаган Западный граничит с Восточным Кашаганом по субмеридиональному структурному уступу, который возможно, связан с тектоническим нарушением. Размеры рифогенного поднятия по замкнутой стратоизогипсе - 5000 м составляют 40*10 км, площадь - 490 км², амплитуда - 900 м. ВНК принимается общим для обоих поднятий и проведен на абсолютной отметке 4800 м, высота ловушки - 700 м, площадь нефтености - 340 км², средняя нефтенасыщенная толщина - 350 м.
Юго-Западный Кашаган расположен несколько в стороне (к югу) от основного массива. Поднятие по замкнутой стратоизогипсе - 5400 м имеет размеры 97 км, площадь - 47 км², амплитуда - 500 м. ВНК прогнозируется на абсолютной отметке 5300 м, площадь нефтеносности - 33 км², средняя нефтенасыщенная толщина - 200 м.
Запасы нефти Кашагана колеблются в широких пределах 1,5 – 10,5 млрд. тонн. Из них на Восточный приходится от 1,1 до 8 млрд. тонн, на Западный – до 2,5 млрд. тонн и на Юго-Западный – 150 млн. тонн.
Геологические запасы Кашагана оцениваются в 4,8 млрд. тонн нефти по данным казахстанских геологов.
По данным оператора проекта общие нефтяные запасы составляют 38 млрд. баррелей или 6 млрд. тонн, из них извлекаемые - около 10 млрд. баррелей,. В Кашагане есть крупные запасы природного газа более 1 трлн. куб. метров.
Компании-партнеры по проекту «Кашаган»: Eni, KMG Kashagan B.V.(дочернее предприятие Казмунайгаза), Total, ExxonMobil, Royal Dutch Shell имеют по 16,81 % доли участия, ConocoPhillips - 8,4 %, Inpex - 7,56 %.
Оператором проекта назначенный в 2001 году партнерами: Eni, и создали компанию Аджип ККО. Участники проекта работают над созданием совместной операционной компании North Caspian Operating Company (NCOC), которая заменит в роли единого оператора компанию AgipKCO и ряда компании-агентов.
Казахстанское правительство и международный консорциум по разработке Северо-Каспийского проекта (включая месторождение Кашаган) согласовали перенос начала добычи нефти с 2011 г. на конец 2012 г.
Объёмы добычи нефти на Кашагане должны составить до 50 млн. тонн в год к концу следующего десятилетия. Добыча нефти на Кашагане, по расчётам ENI, в 2019 г. должна достичь 75 млн. тонн в год. С Кашаганом Казахстан войдет в Тор-5 мировых нефтедобытчиков.
В целях повышения нефтеотдачи и уменьшения содержания H3S консорциум готовится задействовать несколько сухопутных и морских установок в Карабатане для закачки природного газа в продуктивный пласт, будет построен нефтепровод и газопровод с Карабатаном.
Освоение месторождения Кашаган в суровых морских условиях Северного Каспия представляет собой уникальное сочетание технологических сложностей и трудностей в системе снабжения. Эти сложности сопряжены с обеспечением безопасности производства, решением инженерно-технических, логистических и экологических задач, что делает данный проект одним из самых крупных и самых сложных отраслевых проектов в мире.
Месторождение характеризуется высоким пластовым давлением до 850 атмосфер. Нефть высококачественная -46° API, но с высоким газовым фактором, содержанием сероводорода и меркаптанoв.
О Кашагане было объявлено летом 2000 года по результатам бурения первой скважины Восток-1 (Восточный Кашаган-1). Ее суточный дебит составил 600 м³ нефти и 200 тыс. м³ газа. Вторая скважина (Запад-1) была пробурена на Западном Кашагане в мае 2001 года в 40 км от первой. Она показала суточный дебит в 540 м3 нефти и 215 тыс. м³ газа.
Для освоения и оценки Кашагана построено 2 искусственных острова, пробурено 6 разведочных, 6 оценочных скважин (Восток-1, Восток-2, Восток-3, Восток-4, Восток-5, Запад-1.
Из-за мелководья и холодной зимы на Северном Каспии использование традиционных технологий бурения и добычи, таких как железобетонные конструкции или самоподъемные платформы, устанавливаемые на дне моря, не представляется возможным.
Для обеспечения защиты от суровых зимних условий и подвижек льда морские сооружения устанавливаются на искусственных островах. Предусматриваются два типа островов: небольшие «буровые» острова без персонала и большие «острова с технологическими комплексами» (ЭТК) с обслуживающим персоналом.
Углеводороды будут перекачиваться по трубопроводам с буровых островов на ЭТК. На островах ЭТК будут находиться технологические установки для извлечения жидкой фазы (нефти и воды) из сырого газа, установки для закачки газа и энергетические системы.
На Этапе I примерно половина всего объема добытого газа будет закачиваться обратно в пласт. Извлеченные флюиды и сырой газ будут подаваться по трубопроводу на берег на УКПНиГ «Болашак» в Атырауской области, где планируется осуществлять подготовку нефти до товарного качества. Некоторые объемы газа будут отправляться обратно на морской комплекс для использования при производстве электроэнергии, в то же время часть газа будет удовлетворять аналогичные нужды наземного комплекса.
В стратегии развития Кашагана есть ряд техничиских сложностей:
Коллектор Кашаган залегает на
глубине порядка 4 200 метров ниже дна
моря и имеет высокое давление (исходное
пластовое давление 770 бар). Коллектор
характеризуется повышенным содержанием
высокосернистого газа.
Низкий уровень минерализации, вызванный притоком пресной воды из Волги, в сочетании с мелководьем и температурой зимой до – 30С, приводит к тому, что Северный Каспий покрыт льдом примерно пять месяцев в году. Подвижки льда и образование борозд от движения льда на дне моря представляют собой серьезные ограничения для строительных работ.
Северный Каспий является очень чувствительной экологической зоной и средой обитания для разнообразной флоры и фауны, включая некоторые редкие виды. НКОК считает ответственное отношение к окружающей среде своей первоочередной задачей. Мы неуклонно и напряженно работаем над тем, чтобы максимально предупредить и минимизировать любые воздействия на окружающую среду, которые могут возникнуть от проводимых нами операций.
Район Северного Каспия – это участок, куда поставки важного для проекта оборудования сопряжены с определенными трудностями. Логистические сложности усугубляются ограничениями в доступе по водным транспортным маршрутам, таким как Волго-Донской канал и водно-транспортная система «Балтийское море - Волга», которые из-за мощного ледяного покрова открыты для навигации примерно лишь шесть месяцев в году.
Хотелось бы отметить экспортную стратегию данного проекта. Существующий план по экспорту продукции, добываемой после ввода месторождения в эксплуатацию, предусматривает использование существующих систем трубопроводов и железнодорожных путей.
Западный маршрут трубопровода КТК (трубопровод из Атырау до Новороссийска вдоль побережья Черного моря), северный маршрут от Атырау до Самары (подключение к российской системе Транснефть) и восточный маршрут (Атырау до Алашанькоу) обеспечивают подключение к существующим системам экспортной транспортировки.
Возможный юго-восточный маршрут
зависит от разработки Казахстанской
каспийской системы транспортировки
(ККСТ), по которой можно было бы перекачивать
нефть с Западного Ескене, где расположен
завод «Болашак», до нового терминала
Курык. Затем нефть можно перевозить
танкером на новый терминал недалеко от
Баку, где она закачивалась бы в
трубопроводную систему Баку-Тбилиси-Джейхан
(БТД) или другие трубопроводы для выхода
на международные рынки.
В настоящее
время изучаются все возможные экспортные
маршруты.
Данный проект учитывает безопасность и охрану окружающей среды. Со времени образования первого консорциума в 1993 году во время осуществления нефтепромысловых операций на суше и на море было разработано и реализовано множество программ по защите окружающей среды. Например, компания «Аджип ККО» привлекала местные компании для выполнения оценки воздействия на окружающую среду (ОВОС) ее деятельности, включая строительство береговых и морских сооружений, магистральных трубопроводов и наземных экспортных трубопроводов. Была инициирована программа по финансированию научных исследований в области биологического разнообразия Каспийского региона. Было построено двадцать станций мониторинга качества воздуха в Атырауской области. Ежегодно проводятся почвенные исследования и мониторинг состояния популяции птиц и тюленей. В 2008 году была опубликована карта экологически чувствительных зон Северо-Каспийского региона, созданная, в том числе, и на основании данных, собранных консорциумом.
Также возникают проблемы с
утилизацией серы. Месторождение Кашаган
содержит около 52 триллионов кубических
футов попутного газа, большая часть
которого будет подвергнута обратной
закачке в пласт на морских сооружениях
для повышения коэффициента извлечения
нефти. На Этапе 1 (Этап опытно-промышленной
разработки) не весь попутный газ будет
подвергаться обратной закачке в пласт
на морских сооружениях. Часть его будет
направляться на наземную установку
комплексной подготовки нефти и газа,
где будет проходить процесс обессеривания
газа, который затем будет использован
в качестве топливного газа в целях
выработки электроэнергии для наземных
и морских операций, в то время как часть
его будет реализована на рынке как
товарный газ. На Этапе 1 планируется
получение в среднем 1,1 миллиона тонн
серы в год в результате очистки
высокосернистого газа.
Хотя консорциум
планирует реализацию всего объема
полученной серы, может появиться
необходимость временного хранения
серы. Сера, произведенная на УКПНиГ
«Болашак», будет храниться в закрытых
условиях, изолированно от окружающей
среды. Жидкая сера будет заливаться в
герметичные контейнеры, снабженные
датчиками. Перед реализацией сера будет
преобразована в пастеллированную форму,
что позволит избежать образования
серной пыли во время дробления.
Помимо ответственного подхода к проведению производственных операций, участники программы принимают на себя социальные и экологические обязательства, выполнение которых в долгосрочной перспективе принесет пользу гражданам Казахстана. Выполнение этих обязательств требует тесного сотрудничества с государственными и местными органами власти, с местным сообществом и инициативными группами
В период с 2006 по 2009 гг. более чем 5,3 млрд. долларов США было израсходовано на приобретение местных товаров и услуг. В 2009 г. на оплату местных товаров и услуг пришлось 35% общих расходов компании.
В 2009 г. в период максимальной активности по строительству объектов Этапа опытно-промышленной разработки более 40 000 человек были заняты в проекте на территории Казахстана. Более 80% рабочих были гражданами Казахстана – исключительный показатель для проектов такого масштаба.
Проекты инфраструктуры и социального значения являются важными компонентами корпоративной и социальной ответственности НКОК. Согласно СРПСК значительная часть капиталовложений в освоение месторождения идет на строительство объектов социальной инфраструктуры в сфере образования, здравоохранения, спорта и культуры. Средства равномерно распределяются между Атырауской и Мангистауской областями, где осуществляются производственные операции по СРПСК.
С 1998 года в тесном сотрудничестве с местными органами власти выполнено 126 проектов, 60 проектов - в Атырауской области и 66 - в Мангистауской области. Всего было затрачено 78 млн. долларов США в Атырауской области и 113 млн. долларов США – в Мангистауской области.
Помимо этого по Программе спонсорства и благотворительности 2009 года НКОК и «Аджип ККО» оказали поддержку более чем ста инициативам в сфере культуры, здравоохранения, образования и спорта. Среди них – повышение квалификации врачей и преподавателей, семинары по межкультурному образованию и экологической грамотности в школах, приглашение ведущих российских хирургов для оперирования Атырауских детей, покупка музыкальных инструментов для Актауской школы и приобретение медицинского оборудования и машин скорой помощи для больницы в Тупкарагане.
Немаловажную роль занимает охрана здоровья и труда. Участники данног проекта будут проводить систематическое управление рисками в целях непрерывного совершенствования системы охраны здоровья, труда и окружающей среды и выхода на уровень мировых лидеров по данному показателю. Все это осуществляется в соответствии с требованиями Соглашения о разделе продукции по Северному Каспию, казахстанского и международного законодательства, существующих отраслевых стандартов и корпоративных директив.
Все участники СРПСК обязуются:
Осуществлять их деятельность, обеспечивая охрану здоровья и труда всех сотрудников, прямо или косвенно вовлеченных в эту деятельность, окружающей среды, в которой осуществляются их производственные операции, а также активов компании.
Управлять деятельностью консорциума и связанными с ней рисками в соответствии с требованиями Соглашения о разделе продукции по Северному Каспию, казахстанского и международного законодательства и применять лучшие из существующих отраслевых стандартов в тех вопросах, которые не могут быть урегулированы при помощи законов и регламентов.
Содействовать внедрению принципов ОЗТОС в культуру компании, где все работники и поставщики услуг будут нести совместную ответственность по претворению в жизнь данных принципов, и подавать личный пример.
Разработать системы, позволяющие проводить систематическую оценку рисков в области ОЗТОС на всех этапах деятельности компании и осуществлять эффективный контроль этих рисков.
Разрабатывать, проводить аттестацию системы управления вопросами ОЗТОС и осуществлять постоянное информирование компаний-Агентов, Полномочного Органа, всех заинтересованных сторон о состоянии дел в сфере ОЗТОС в целях постоянного усовершенствования.
Выбирать деловых партнеров, основываясь на их способности соответствовать их обязательствам в вопросах ОЗТОС.
Внедрять системы и процедуры, позволяющие незамедлительно и эффективно реагировать в случае незапланированных и нежелательных событий, осуществлять их регулярную проверку.
Повышать уровень осознания персональной ответственности всех сотрудников компании в вопросах предотвращения рисков возникновения несчастных случаев, нанесения ущерба здоровью и окружающей среде.
Проводить совместную работу с государственными органами Республики Казахстан и всеми заинтересованными сторонами в целях разработки регламентов и стандартов, направленных на повышение уровня безопасности сотрудников компании и защиты окружающей среды.
Применять в своей деятельности конструктивный подход, основанный на диалоге с заинтересованными сторонами и общественностью и направленный на достижение признания деятельности компании местным сообществом посредством осуществления социальных программ.
Проекты Спонсорства и благотворительности направлены на обеспечение экономической устойчивости и повышение благосостояния, поддержку здравоохранения, образования, культуры и культурного наследия, спорта, а также оказание помощи малоимущим лицам, которые имеют право на получение такой поддержки, а также соответствовать стратегическим целям НКОК по устойчивому развитию. Реализация программы спонсорства и благотворительности возложена на Аджип ККО.
В частности, проекты предполагают собственный вклад самих участников, а также должны демонстрировать общественности свою долговременную устойчивость. Исключается поддержка политических или религиозных организаций, проекты не могут создавать несправедливые условия для рыночной конкуренции, негативно влиять на экологическую стабильность и/или природные экосистемы. Проекты, как правило, разрабатываются местными органами власти, НПО или представителями местного населения, но также могут инициированы НКОК или его Агентами, в качестве упреждающих мер в поддержку местного населения.
Список литературы:
- недопущение потерь полезных ископаемых и их качества;
- обязательное ведение всей необходимой документации в процессе геологоразведки, всех видов полевых и лабораторных работ;
- безопасность работ с точки зрения сотрудников, задействованных в разработке месторождения, а также с точки зрения окружающей среды, в том числе забота о чистоте подземных вод;
- в случае нарушения сохранности земельных участков – их рекультивация;
- сохранение горных выработок и буровых скважин, которые еще могут быть использованы, и ликвидация ненужных;
- строгое исполнение условий лицензии.
- Горно-геологическая часть:
- план поверхности с контурами подсчета запасов;
- геологические разрезы по линиям;
- план карьера на конец отработки и схема горнотехнической рекультивации;
- подсчет объемов запасов, оставляемых в бортах карьера, в разрезах;
- календарный план вскрышных и отвальных работ;
- календарный план добычных работ;
- элементы системы разработки;
- схема отвалообразования;
- Генплан и транспорт.
- Общая пояснительная записка, где указываются исходные данные и основные положения проекта;
- Геологическое строение карьерного поля;
- Технические решения (проектная мощность и режим работы объекта, система разработки месторождения, параметры отвалов, карьерный транспорт и пр.);
- Качество полезного ископаемого;
- Организация и технические решения при ведении работ в опасных зонах;
- Управление производством, предприятием. Организация и условия труда работников;
- Архитектурно-строительные решения;
- Инженерно-техническое обеспечение. Сети и системы;
- Генеральный план и внешний транспорт;
- Организация строительства;
- Охрана и рациональное использование недр;
- Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности и предупреждению ЧС;
- Сметная документация;
- Экономическая оценка эффективности инвестиций.
- 1 Открытие нефтяных месторождений
- Нефть и газ залегают в горных породах – коллекторах, как правило, на значительной глубине
- Чтобы обнаружить нефтяные залежи в толще горных пород, проводят сейсмические исследования. Исследования позволяют получить изображение глубинных слоев горных пород, в которых опытные специалисты выделяют потенциально продуктивные структуры
- Чтобы убедиться в том, что в выявленных горных структурах есть нефть, бурят поисковые скважины
- 2 Оценка запасов нефтяных месторождений
- Оценить начальные и извлекаемые запасы нефти (и газа)
- Разработать оптимальный проект разработки месторождения (количество и расположение скважин, уровни добычи нефти и т.п.)
- 3 Подготовка к освоению месторождения
- Необходимое количество и расположение скважин
- Оптимальный способ разработки месторождения
- Типы и стоимость необходимого оборудования и сооружений
- Систему сбора и подготовки нефти
- Меры по охране окружающей среды
- 4 Добыча нефти и газа
- Стадия растущей добычи
- Стабилизация добычи на максимальном уровне (плато)
- Стадия падающей добычи
- Завершающий период
- 5 Ликвидация
Государственная программа освоения казахстанского сектора Каспийского моря
Основным графическим документом при подсчете запасов служит подсчетный план. Подсчетные планы (рис. 3) составляются на основе структурной карты по кровле продуктивных пластов-коллекторов или ближайшего репера, расположенного не более чем на 10 м выше или ниже кровли пласта. На карту наносятся внешний и внутренний контуры нефте - и газоносности, границы категорий запасов.
Границы и площадь подсчета запасов нефти и газа каждой из категорий окрашиваются определенным цветом:
Рис. 3. Пример подсчетного плана залежи.
1 - нефть ; 2 - вода: 3 - нефть и вода;
Скважины: 4 - добывающие, 5 - разведочные, 6 - в консервации, 7 - ликвидированные, 8 - не давшие притока; 9 - изогипсы поверхности коллекторов, м;
Контуры нефтеносности: 10 - внешний, 11 - внутренний; 12 - граница литолого-фациального замещения коллекторов; 13-категории запасов;
Цифры у скважин: числитель - номер скважины, знаменатель - абсолютная отметка кровли коллектора, м.
На подсчетный план также наносятся все пробуренные на дату подсчета запасов скважины (с точным указанием положения устьев, точек пересечения ими кровли соответствующего продуктивного пласта):
Разведочные;
Добывающие;
Законсервированные в ожидании организации промысла;
Нагнетательные и наблюдательные;
Давшие безводную нефть, нефть с водой, газ, газ с конденсатом, газ с конденсатом и водой и воду;
Находящиеся в опробовании;
Неопробованные, с указанием характеристики нефте -, газо - и водо-насыщенности пластов - коллекторов по данным интерпретации материалов геофизических исследований скважин;
Ликвидированные, с указанием причин ликвидации;
Вскрывшие пласт, сложенный непроницаемыми породами.
По испытанным скважинам указываются: глубина и абсолютные отметки кровли и подошвы коллектора, абсолютные отметки интервалов перфорации, начальный и текущий дебиты нефти, газа и воды, диаметр штуцера, депрессия, продолжительность работы, дата появления воды и ее содержание в процентах в добываемой продукции. При совместном опробовании двух и более пластов указывают их индексы. Дебиты нефти и газа должны быть замерены при работе скважин на одинаковых штуцерах.
По добывающим скважинам приводятся: дата ввода в работу, начальный и текущий дебиты и пластовое давление, добытое количество нефти, газа , конденсата и воды, дата начала обводнения и содержание воды в процентах в добываемой продукции на дату подсчета запасов. При большом количестве скважин эти сведения помещаются в таблице на подсчетном плане или на прилагаемом к нему листе. Кроме того, на подсчетном плане дается таблица с указанием принятых авторами величин подсчетных параметров, подсчитанные запасы, их категории, величины параметров, принятые по решению ГКЗ РФ, дата, на которую подсчитаны запасы.
При повторном подсчете запасов на подсчетные планы должны быть нанесены границы категорий запасов, утвержденных при предыдущем подсчете, а также выделены скважины, пробуренные после предыдущего подсчета запасов.
Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов производится раздельно для газовой , нефтяной,. газонефтяной, водонефтяной и газонефтеводяной зон по типам коллекторов для каждого пласта залежи и месторождения в целом с обязательной оценкой перспектив всего месторождения.
Запасы содержащихся в нефти и газе компонентов, имеющие промышленное значение, подсчитываются в границах подсчета запасов нефти и газа.
При подсчете запасов подсчетные параметры измеряются в следующих единицах: толщина в метрах; давление в мегапаскалях (с точностью до десятых долей единицы); площадь в тысячах квадратных метров; плотность нефти, конденсата и воды в граммах на кубический сантиметр, а газа - в килограммах на кубический метр (с точностью до тысячных долей единицы); коэффициенты пористости и нефтегазонасыщенности в долях единицы с округлением до сотых долей; коэффициенты извлечения нефти и конденсата в долях единицы с округлением до тысячных долей.
Запасы нефти, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы и металлов подсчитываются в тысячах тонн, газа - в миллионах кубических метров, гелия и аргона - в тысячах кубических метров.
Средние значения параметров и результаты подсчета запасов приводятся в табличной форме.
Технический проект разработки месторождения – это один из наиболее важных документов для начала работ по разработке месторождений. Наши специалисты готовы взять выполнение данной и связанных с ней задач полностью на себя.
В процессе составления проекта разработки запасов ископаемого проводится анализ прежних темпов добычи, если таковая осуществлялась.
Задачи, которые должен решать технический проект разработки месторождений полезных ископаемых :
Технический проект делится на графическую и текстовую части.
В графическую входят:
Текстовая часть отчета может содержать в себе следующие сведения:
После составления и оформления проект передаётся на обязательное согласование в Федеральное Агенство по недропользованию. для разработки полезных ископаемыхвы также можете поручить нам. Сотрудники группы компаний “Специалист” имеют большой опыт в области составления и согласования проектной документации, что позволит вам избежать рисков и сэкономить время.
В среднем на разработку и согласование проекта месторождения уходит около трех месяцев, но мы сделаем все, чтобы сократить этот срок.
Месторождение нефти имеет довольно длительный жизненный цикл. От открытия нефтяной залежи до получения первой нефти может пройти несколько десятков лет. Весь процесс освоения нефтяного месторождения можно разбить на пять основных этапов.
ПОИСК И РАЗВЕДКА
Когда открытие месторождения подтверждено, строят его геологическую модель, которая представляет собой набор всех имеющихся данных. Специальное программное обеспечение позволяет визуализировать эти данные в 3D изображении. Цифровая геологическая модель месторождения нужна чтобы:
Для более качественной оценки запасов бурят оценочные скважины. А бурение разведочных скважин помогает уточнить размер и структуру месторождения.
На этом этапе производится экономическая оценка целесообразности разработки месторождения исходя из прогнозных уровней добычи нефти и ожидаемых затрат на его обустройство. Если ожидаемые экономические показатели соответствуют критериям нефтяной компании, тогда она приступает к его разработке.
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
С целью оптимального освоения нефтяного месторождения разрабатывается Проект разработки (Технологическая схема разработки) и Проект обустройства месторождения. В проектах предусматривают:
Развитие технологий бурения и внедрение в практику наклонно-направленных скважин позволяет располагать устья скважин так называемыми «кустами». На одном кусту могут располагаться от двух до двух десятков скважин. Кустовое расположение скважин позволяет снизить воздействие на окружающую среду и оптимизировать затраты на обустройство месторождения.
Период, за который могут быть извлечены запасы нефти, составляет 15 - 30 лет, а в некоторых случаях может достигать 50 лет и больше (для гигантских месторождений).
Период разработки месторождения состоит из нескольких стадий:
Развитие технологий добычи нефти, проведение геолого-технических мероприятий (ГТМ), применение методов увеличения нефтеотдачи (МУН) может существенно продлить рентабельный срок разработки месторождения.
После того как уровень добычи нефти становится ниже рентабельного, разработку месторождения прекращают, а лицензию возвращают в гос.органы.
