План месторождения. Каковы основные этапы процесса освоения месторождения нефти? Способы эксплуатации скважин

При разработке нефтяной залежи различают четыре стадии:

I- нарастающая добыча нефти;

II- стабилизация добычи нефти;

III- падающая добыча нефти;

IV- поздняя стадия эксплуатации залежи.

На первой стадии нарастание объемов добычи нефти обеспе­чивается в основном введением в разработку новых эксплуатационных скважин в условиях высоких пластовых давлений. Обычно в этот пе­риод добывается безводная нефть, а также несколько снижается пластовое давление.

Вторая стадия - стабилизация нефтедобычи - начинается после разбуривания основного фонда скважин. В этот период добыча нефти сначала несколько нарастает, а затем начинает медленно сни­жаться. Увеличение добычи нефти достигается: 1) сгущением сетки скважин; 2) увеличением нагнетания воды или газа в пласт для под­держания пластового давления; 3) проведением работ по воздействию на призабойные зоны скважин и по повышению проницаемости плас­та и др.

Задачей разработчиков является максимально возможное про­дление второй стадии. В этот период разработки нефтяной залежи в продукции скважин появляется вода.

Третья стадия - падающая добыча нефти - характеризуется снижением нефтедобычи, увеличением обводненности продукции скважин и большим падением пластового давления. На этой стадии решается задача замедления темпа падения добычи нефти методами, применявшимися на второй стадии, а также загущением закачивае­мой в пласт воды.

В течение первых трех стадий должен быть осуществлен от­бор 80...90 % промышленных запасов нефти.

Четвертая стадия - поздняя стадия эксплуатации залежи -характеризуется сравнительно низкими объемами отбора нефти и большими отборами воды. Она может длиться достаточно долго - до тех пор пока добыча нефти будет оставаться рентабельной. В этот пе­риод широко применяются вторичные методы добычи нефти по извлечению оставшейся пленочной нефти из пласта.

При разработке газовой залежи четвертую стадию называют завершающим периодом. Он заканчивается, когда давление на устье скважин составляет менее 0,3 МПа.

2. Способы эксплуатации скважин.

Существуют несколько видов эксплуатации скважин:

Фонтанный

Газлифтный

Глубинный и другие

Под эксплуатацией добывающих скважин понимается их использование в технологических процессах подъема из пласта на поверхность продукции пласта (нефти, конденсата, газа, воды).

Способы эксплуатации скважин и периоды их применения обосновываются в проектных документах на разработку месторождения и реализуются нефтегазодобывающими организациями по планам геолого-технических мероприятий.

Эксплуатация скважин должна осуществляться только при наличии в них насосно-компрессорных труб. Глубина спуска и типоразмеры скважинного добывающего оборудования устанавливаются планами ввода скважин в эксплуатацию или планами проведения ремонтных работ в соответствии с технологическими и техническими расчетами по действующим нормативно-техническим документам.

Проект разработки - это комплексный документ, являющий­ся программой действий по разработке месторождения.

Исходным материалом для составления проекта является ин­формация о структуре месторождения, числе пластов и пропластков, размерах и конфигурации залежей, свойствах коллекторов и насыща­ющих их нефти, газа и воды.

Используя эти данные, определяют запасы нефти, газа и кон­денсата. Например, общие геологические запасы нефти отдельных залежей подсчитывают, умножая площадь нефтеносности на эффек­тивную пефтеиасышениую толщину пласта, эффективную пористость, коэффициент пефтепасьиценностп, плотность нефти в поверхностных условиях и величину, обратную объемному коэффициенту нефти в пластовых условиях. После этого находят промышленные (или из­влекаемые) запасы нефти, умножая величину общих геологических запасов па коэффнцнс1гг нефтеотдачи.

После утверждения запасов производится комплексное про­ектирование разработки месторождения. При этом используются результаты пробной эксплуатации разведочных скважин, в ходе ко­торой определяют их производительность, пластовое давление, изучают режимы работы залежей, положение водонефтяиых (газово­дяных) и газоиефтяиых контактов и др.

В холе проектирования выбирается система разработки мес­торождения, иод которой понимают определение необходимого числа и размещения скважин, последовательность их ввода, сведения о спо­собах и технологических режимах эксплуатации скважин, рекомендации но регулированию баланса пластовой энергии в зале­жах.

Число скважин должно обеспечивать запланированную на рассматриваемый период добычу нефти, газа и конденсата.

Размещаются скважины па площади залежи равномерно и неравномерно. При этом различают равномерности и неравномерно­сти двух видов: геометрическую и гидрогазодинамическую. Геометрически равномерно размещают скважины в узлах правиль­ных условных сеток (трех-, четырех-, пяти- и шестиугольных), нанесенных на площадь залежи. Гидрогазодинамически равномерным является такое размещение скважин, когда на каждую приходятся одинаковые запасы нефти (газа, конденсата) в области их дренирования.

Схему размещения скважин выбирают с учетом формы и раз­меров залежи, ее геологического строения, фильтрационных характеристик и т.д.

Последовательность ввода скважин в эксплуатацию зависит от многих факторов: плана добычи, темпов строительства промысло­вых сооружений, наличия буровых установок и т.д. Применяют «сгущающиеся» и «ползущие*- схемы разбуриваиия скважин. В пер­вом случае вначале бурят скважины по редкой сетке, на всей площади залежи, а затем «сгущают» ее, т.е. бурят новые скважины между уже существующими. Во втором - первоначально бурятся все проектные скважины, но на отдельных участках залежи. И лишь впоследствии добуриваготся скважины на других участках.

«Сгущающуюся» схему применяют при разбуриванпи и раз­работке крупных месторождений со сложным геологическим строением продуктивных пластов, а «ползущую» - на месторождени­ях со сложным рельефом местности.

Способ эксплуатации скважин выбирается в зависимости от того, что добывается (газ или нефть), величины пластового давления, глубины залегания и мощности продуктивного пласта, вязкости пла­стовой жидкости и ряда других факторов.

Установление технологических режимов эксплуатации добы­вающих скважин сводится к планированию темпов отбора нефти (газа, конденсата). Режимы работы скважин изменяются во времени в за­висимости от состояния разработки залежей (положения контура газо­йли нефтеносности, обводненности скважин, технического состояния эксплуатационной колонны, способа эксплуатации скважин и др.).

Рекомендации по регулированию баланса пластовой энер­гии в залежах должны содержать сведения о способах поддержания пластового давления (заводнением или закачкой газа в пласт) и об объемах закачки рабочих агентов.

Выбранная система разработки должна обеспечивать наиболь­шие коэффициенты нефтс-, газо-, конденсатоотдачи, охрану недр и окружающей среды при минимальных приведенных затратах.

Природным источником сырья (нефти, газа) является залежь. Доступ в нее обеспечивается посредством множества скважин. При проектировании и разработке нефтяных месторождений выделяются следующие группы эксплуатационных скважин:

Добывающие;

Нагнетательные;

Специальные.

Добывающие скважины , имеющие фонтанное, насосное или газлифтное оборудование и предназначены для добывания нефти, нефтяного газа и попутной воды. В зависимости от способа подъема жидкости добывающие скважины подразделяются на фонтанные, газлифтные и насосные.

При фонтанном способе жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. Этот способ является наиболее экономичным, так как характерен для вновь открытых, энергетически не истощенны месторождений. При поддержании пластового давления путем закачки воды или газа в залежь в отдельных случаях удается существенно продлить период фонтанирования скважин.

Если скважины не могут фонтанировать, то их переводят на механизированные способы добычи нефти.

При газлифтном способе добычи в скважину для подъема нефти на поверхность подают (или закачивают с помощью компрессоров) сжатый (углеводородный) газ или крайне редко воздух, т.е. подают энергию расширения сжатого газа.

В насосных скважинах подъем жидкости на поверхность осуществляется с помощью спускаемых в скважину насосов - штанговых (ШСН) или погружных (ЭЦН). На промыслах используют и другие способы эксплуатации скважин.

Нагнетательные скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа и других рабочих агентов. В соответствии с принятой системой воздействия нагнетательные скважины могут быть законтурные, приконтурные и внутриконтурные. В процессе разработки в число нагнетательных скважин в целях переноса нагнетания, создания дополнительных и развития существующих линий разрезания, организации очагового заводнения могут переводиться добывающие скважины. Конструкция этих скважин в совокупности с применяемым оборудованием должна обеспечить безопасность процесса нагнетания, соблюдение требований по охране недр. Часть нагнетательных скважин может временно использоваться в качестве добывающих.

Резервный фонд скважин предусматривается с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах контура их размещения. Количество резервных скважин обосновывается в проектных документах с учетом характера и степени неоднородности продуктивных пластов (их прерывистости) , плотности сетки скважин основного фонда и т. д.

Наблюдательные и пьезометрические скважины служат в качестве контрольных и предназначены для:

Наблюдательные для периодического наблюдения за изменением положения ВНК и ГНК, ГВК, за изменением нефтеводогазонасыщенности пласта в процессе разработки залежи;

Пьезометрические - для систематического изменения пластового давления в законтурной области, в газовой шапке и в нефтяной зоне пласта.

Количество и местоположение контрольных скважин определяется в проектных документах на разработку.

Оценочные скважины бурятся на разрабатываемых или подготавливаемых к пробной эксплуатации месторождениях (залежах) с целью уточнения параметров и режима работы пластов, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, оценки выработки запасов нефти отдельных участков залежи в пределах контура запасов категории А+В+С.

Специальные скважины предназначаются для добычи технической воды, сброса промысловых вод, подземного хранения газа, ликвидации открытых фонтанов.

Водозаборные скважины предназначаются для водоснабжения при бурении скважин, а также систем поддержания пластового давления в процессе разработки.

Поглощающие скважины предназначены для закачки промысловых вод с разрабатываемых месторождений в поглощающие пласты.

Скважины – дублеры предусматриваются для замены фактически ликвидированных из-за старения (физического износа) или по техническим причинам (в результате аварий при эксплуатации) добывающих и нагнетательных скважин. Количество, размещение и порядок ввода скважин-дублеров по представлению нефтегазодобывающих управлений обосновывается технико-экономическими расчетами в проектах и уточненных проектах разработки и как исключение в технологических схемах с учетом возможной добычи нефти из скважин – дублеров, на многопластовых месторождениях - с учетом возможного использования вместо них скважин возвратного фонда с нижележащих объектов.

Законсервированные скважины - не функционирующие в связи с нецелесообразностью или невозможностью их эксплуатации (независимо от их назначения), консервация которых оформлена в соответствии с действующими положениями.

Эксплуатационный фонд скважин подразделяется на скважины, находящиеся в эксплуатации (действующие), находящиеся в капитальном ремонте после эксплуатации и ожидании капремонта, находящиеся в обустройстве и освоении после бурения.

К находящимся в эксплуатации (действующим) скважинам относятся скважины, добывающие продукцию в последнем месяце отчетного периода независимо от числа дней их работы в этом месяце.

В фонде, находящихся в эксплуатации (действующих) скважин выделяются скважины, дающие продукцию, скважины, остановленные в целях регулирования разработки или экспериментальных работ, а также скважины, находящиеся в планово- профилактическом обслуживании(простаивающие остановленные в последнем месяце отчетного периода из числа давших добычу в этом месяце).

К находящимся в капремонте после эксплуатации относятся скважины, выбывшие из действующих, на которых на конец отчетного месяца проводились работы по ремонту. К скважинам, находящимся в ожидании капремонта, относятся скважины, которые простаивали в течение календарного месяца.

Контрольные вопросы:

1. На сколько стадий делится разработка месторождений?

2. Что понимается под эексплуатацией добывающих скважин?

3. Что такое проект разработки?

4. От каких параметров зависит способ эксплуатации?

Литература

1. Аскеров М.М., Сулейманов А.Б. Ремонт скважин: Справ, пособие. - : Недра, 1993.

2. Ангелопуло O.K., Подгорнов В.М., Аваков Б.Э. Буровые растворы для осложненных условий. - М.: Недра, 1988.

3. Броун СИ. Нефть, газ и эргономика. - М: Недра, 1988.

4. Броун СИ. Охрана труда в бурении. - М: Недра, 1981.

5. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению: В 3 т.: 2-е изд., перераб. и доп. - М: Недра, 1993-1995. - Т. 1-3.

6.Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважи­на, Недра, 1990.

7.Варламов П.С Испытатели пластов многоциклового действия. - М: Недра, 1982.

8.Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложне­ний в бурении. 2-е изд., перераб. и доп. - М: Недра, 1984.

9. Геолого-технологические исследования скважин / Л.М. Чекалин, А.С. Моисеенко, А.Ф. Шакиров и др. - М: Недра, 1993.

10.Геолого-технологические исследования в процессе бурения. РД 39-0147716-102-87. ВНИИпромгеофизика, 1987.

Тема: Способы эксплуатации нефтегазовых скважин.

План 1. Фонтанный способ эксплуатации.

2. Условия фонтанирования и возможные методы его продления.

Дата основания организации - декабрь 2005 года. Оператор проекта - ТОО «КаракудукМунай». Партнером ЛУКОЙЛа по проекту является Sinopec (50%). Разработка месторождения осуществляется в соответствии с контрактом на недропользование, подписанным 18.09.1995. Срок действия контракта - 25 лет. Месторождение Каракудук расположено в Мангистауской области, в 360 км от г. Актау. Остаточные извлекаемые запасы углеводородов – 11 млн. тонн. Добыча в 2011 году – 1,4 млн. тонн нефти (доля ЛУКОЙЛа – 0,7 млн. тонн) и 150 млн. кубометров газа (доля ЛУКОЙЛа – 75 млн. кубометров). Инвестиции с начала проекта (c 2006) – более 400 млн. долларов в доле ЛУКОЙЛа. Общая численность работников – около 500 человек, из них граждане Республики Казахстан – 97%. В развитие проекта ЛУКОЙЛ планирует вложить в своей доле до 0,1 млрд. долл. до 2020 года.

Доказанные запасы нефти и газа (в доле «ЛУКОЙЛ Оверсиз»)
	млн барр.
	млрд фут3
Нефть и газ	млн барр. н. э.
Товарная добыча за год (в доле «ЛУКОЙЛ Оверсиз»)
	млн барр.
Нефть и газ	млн барр. н. э.
Доля «ЛУКОЙЛ Оверсиз» в проекте*
Участники проекта
Оператор проекта	ТОО «Каракудукмунай»
Эксплуатационный фонд добывающих скважин
Cреднесуточный дебит 1 скважины
Среднесуточный дебит 1 новой скважины

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

В географическом отношении месторождение Каракудук расположено в юго-западной части плато Устюрт. Административно относится к Мангистаускому району Мангыстауской области Республики Казахстан.

Ближайшим населенным пунктом является железнодорожная станция Сай-Утес, расположенная в 60 км к юго-востоку. В 160 км от месторождения находятся станция Бейнеу. Расстояние до областного центра г.Актау 365 км.

В орографическом плане район работ представляет собой пустынную равнину. Абсолютные отметки поверхности рельефа колеблются в пределах от +180 м до +200 м. Район работ характеризуется резко континентальным климатом с жарким сухим летом и холодной зимой. Наиболее жаркий месяц лета – июль с максимальной температурой до +45 о С. В зимний период минимальная температура достигает -30-35 о С. Среднегодовое количество осадков 100-170 мм. Для района характерны сильные ветра, переходящие в пыльные бури. В соответствие со СниП 2.01.07.85 район месторождения по ветровому давлению относится к III району (до 15 м/с). Летом преобладают ветры С-З направления, зимой - С-В. Снежный покров на территории работ неравномерен. Толщина в наиболее погруженных низменных участках достигает 1-5 м.

Животный и растительный мир района беден и представлен видами, типичными для зон полупустынь. Характерна редкая травяная и кустарниковая растительность: верблюжья колючка, полынь, солянка. Животный мир представлен грызунами, пресмыкающимися (черепахи, ящерицы, змеи) и паукообразные.

Естественных водоисточников в районе работ нет. В настоящее время источниками водоснабжения месторождения питьевой воды, на технические нужды и нужды пожаротушения является волжская вода из магистрального водовода «Астрахань-Мангышлак», а также специальные водозаборные скважины глубиной до 1100 м. на альбсеноманские отложения.

Район работ является практически незаселенным. В 30 км восточнее от месторождения Каракудук проходит железная дорога Макат – ст.Мангышлак, вдоль которой проложены действующие нефте и газопроводы Узень-Атырау – Самара и «Средняя Азия –Центр», а также высоковольтная линия электропередач Бейнеу – Узень. Сообщение между промыслом и населенными пунктами осуществляется автотранспортом.

1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3.1. Характеристика геологического строения

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

В результате поисково-разведочного и эксплуатационного бурения на месторождении Каракудук вскрыта толща мезо-кайнозойских отложений с максимальной толщиной 3662 м (скважина 20), начиная триасовыми и заканчивая неоген-четвертичными включительно.

Ниже дается характеристика вскрытого разреза месторождения.

Триасовая система – Т. Пестроцветная терригенная толща триасового возраста представлена переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и аргиллитоподобных глин, окрашенных в различные оттенки серого, коричневого до зеленовато-серого цвета. Минимальная вскрытая толщина триаса отмечается в скважине 145 (29м) и максимальная – в скважине 20 (242 м).

Юрская система – J. Со стратиграфическим и угловым несогласием на подстилающих породах триаса залегает толща юрских отложений.

Разрез юры представлен в объеме нижнего, среднего и верхнего отделов.

Нижний отдел – J 1 . Нижнеюрский разрез в литологическом отношении сложен переслаиванием песчаников, алевролитов, глин и аргиллитов. Песчаник светло-серый с зеленоватым оттенком, мелкозернистый, плохо отсортированный, крепко сцементированный. Глины и алевролиты темно-серые с зеленоватым оттенком. Аргиллиты темно-серые с включениями ОРО. В региональном отношении к отложениям нижней юры приурочен горизонт Ю-XIII. Толщина нижнеюрских отложений колеблется в пределах 120-127м.

Средний отдел – J 2 . Среднеюрская толща представлена всеми тремя ярусами: батским, байосским и ааленским.

Ааленский ярус - J 2 a. Отложения ааленского возраста залегают на нижележащих со стратиграфическим и угловым несогласием и представлены чередованием песчаников, глин и реже алевролитов. Песчаники и алевролиты окрашены в серые и светло-серые тона, для глин характерна более темная окраска. В региональном отношении к данному стратиграфическому интервалу приурочены горизонты Ю –XI, Ю-XII. Толщина составляет более 100м.

Байосский ярус - J 2 в. Песчаники серые и светло-серые, мелкозернистые, крепко сцементированные, неизвестковистые, слюдистые. Алевролиты светло-серые, тонкозернистые, слюдистые, глинистые, с включениями обуглившихся растительных остатков. Глины темно-серые, черные, местами плотные. К отложениям данного возраста приурочены продуктивные горизонты Ю-VI- Ю-X. Толщина составляет порядка 462м.

Батский ярус - J 2 вt. Литологически они представлены песчаниками, алевролитами, переслаивающимися с глинами. В нижней части разреза доля песчаников возрастает с маломощными прослоями алевролитов и глин. К отложениям батского яруса приурочены продуктивные горизонты Ю-III- Ю-V. Толщина изменяется от 114,8м до 160,7м.

Верхний отдел - J 3 . Отложения верхней юры согласно залегают на нижележащих и представлены тремя ярусами: келловейским, оксфордским и волжским. Нижняя граница проводится по кровле глинистой пачки, которая четко прослеживается во всех скважинах.

Келловейский ярус - J 3 к. Келловейский ярус представлен переслаиванием глин, песчаников и алевролитов. По литологическим особенностям в составе яруса выделяются три пачки: верхняя и средняя – глинистые с толщиной 20-30м, а нижняя – чередование пластов песчаников и алевролитов с пропластками глин. К нижней пачке келловейского яруса приурочены продуктивные горизонты Ю-I и Ю-II. Толщина колеблется от 103,2м до 156м.

Оксфордско-волжский яруса – J 3 ox-v. Отложения оксфордского яруса представлены глинами и мергелями с редкими прослойками песчаников и алевролитов, при этом наблюдается некоторая дифференциация: нижняя часть – глинистая, верхняя – мергелистая.

Породы серые, светло-серые, иногда темно-серые, имеют зеленоватый оттенок.

Разрез волжского времени представляет собой толщу глинистых известняков с прослоями доломитов, мергелей и глин. Известняки часто трещиноватые и пористые, массивные, песчанистые, глинистые, с неровным изломом и матовым блеском. Глины алевритистые, серые, известковистые, часто с включениями остатков фауны. Доломиты серые, темно-серые, скрытокристаллические, местами глинистые, с неровным изломом и матовым блеском. Толщина пород колеблется от 179м до 231,3м.

Меловая система – К. Отложения меловой системы представлены в объеме нижнего и верхнего отделов. Расчленение разреза на ярусы произведено по каротажным материалам и сопоставлением с соседними площадями.

Нижний отдел – К 1 . Нижнемеловые отложения сложены породами неокомского надъяруса, аптского и альбского ярусов.

Неокомский надъярус – К 1 пс. На подстилающих волжских отложениях согласно залегает толща неокомского интервала, объединяющего три яруса: валанжинский, готеривский, барремский.

Разрез в литологическом отношении сложен песчаниками, глинами, известняками и доломитами. Песчаники мелкозернистые, светло-серые, полимиктовые, с карбонатным и глинистым цементом.

На уровне готеривского интервала разрез в основном представлен глинами, мергелями и только вверху прослеживается горизонт песков. Барремские отложения выделяются в разрезе по пестроцветной окраске пород и литологически сложены глинами с прослоями песчаников и алевролитов. По всему разрезу неокомского возраста наблюдается наличие пачек алеврито-песчаных парод. Толщина отложений неокомского надъяруса колеблется от 523,5м до 577м.

Аптский ярус – К 1 а. Отложения данного возраста перекрывают нижележащие с размывом, имея с ними четкую литологическую границу. В нижней части разрез сложен преимущественно глинистыми породами с редкими прослоями песков, песчаников, алевролитов, а в верхней – равномерным чередованием глинистых и песчаных пород. Толщина изменяется от 68,7 м до 129,5м.

Альбский ярус – К 1 al. Разрез состоит из переслаивания песков, песчаников и глин. По структурно-текстурным особенностям породы не отличаются от нижележащих. Толщина изменяется от 558,5 м до 640 м.

Верхний отдел – К 2 . Верхний отдел представлен отложениями сеномана и турон-сенона.

Сеноманский ярус – К 2 s. Отложения сеноманского яруса представлены глинами, чередующимися с алевролитами и песчаниками. По литологическому облику и составу породы данного возраста не отличаются от альбских отложений. Толщина колеблется от 157м до 204 м.

Турон-сенонский нерасчлененный комплекс – К 2 t-cn. В низах описываемого комплекса выделяется туронский ярус, сложенный глинами, песчаниками, известняками, мелоподобными мергелями, являющимися хорошим репером.

Выше по разрезу залегают отложения сантонского, кампанского, маастрихтского ярусов, объединенные в сенонский надъярус, представленные в литологическом отношении мощной толщей переслаивающихся мергелей, мела, мелоподобных известняков и карбонатных глин.

Толщина отложений турон-сенонского комплекса варьирует от 342м до 369м.

Палеогеновая система – Р. Палеогеновые отложения представлены белыми известняками, зеленовато-мергельной толщей и розовыми алевролитовыми глинами. Толщина изменяется от 498м до 533 м.

Неоген-четвертичная системы – N-Q. Неоген-четвертичные отложения сложены преимущественно карбонатно-глинистыми породами светло-серого, зеленого и бурого цвета и известняками – ракушечниками. Верхняя часть разреза выполнена континентальными осадками и конгломератами. Толщина отложений варьирует от 38 м до 68 м.

3.2. Тектоника

Согласно тектоническому районированию месторождение Каракудук расположено в пределах Арыстановской тектонической ступени, которая входит в состав Северо-Устюртской системы прогибов и поднятий западной части Туранской плиты

По материалам сейсморазведочных работ МОГТ-3Д (2007г.), проведенных ОАО «Башнефтегеофизика», структура Каракудук по отражающему горизонту III представляет брахиантиклинальную складку субширотного простирания размерами 9х6.5км по замкнутой изогипсе минус 2195м, с амплитудой 40м. Углы падения крыльев с глубиной увеличиваются: в туроне- доли градуса, в нижнем мелу -1-2˚. Структура по отражающему горизонту V представляет антиклинальную складку, разбитую многочисленными нарушениями, возможно, некоторые из них нетектонического характера. Все основные разломы, описываемые далее по тексту, прослеживаются по данному отражающему горизонту. Складка субмеридионального простирания состоит из двух сводов, оконтуренных изогипсой минус 3440м, выявленных в районе скважин 260-283-266-172-163-262 и 216-218-215. По изогипсе минус 3480м складка имеет размеры 7.4х 4.9км и амплитуду 40м.

Поднятие на структурных картах по юрским продуктивным горизонтам имеет почти изометричную форму, осложненную серией разрывных нарушений, делящих структуру на несколько блоков. Самым основным нарушением является нарушение F 1 на востоке, который прослеживается по всему продуктивному разрезу, и делит структуру на два блока: центральный (I) и восточный (II). Блок II опущен относительно блока I с увеличением амплитуды смещения с юга на север от 10 до 35м. Нарушение F 1 наклонного характера и с глубиной смещается с запада на восток. Данное нарушение подтверждено бурением скважины 191, где часть юрских отложений порядка 15м на уровне продуктивного горизонта Ю-IVА отсутствует.

Нарушение F 2 проведено в районе скважин 143, 14 и отсекает центральный блок (I) от южного блока (III). Обоснованием для проведения данного нарушения послужила не только сейсмическая основа, но и результаты опробования скважин. Например, из числа базовых скважин рядом со скважиной 143 находится скважина 222, где при опробовании горизонта Ю-I получена нефть, а в скважине 143 – вода.

Описание работы

Дата основания организации - декабрь 2005 года. Оператор проекта - ТОО «КаракудукМунай». Партнером ЛУКОЙЛа по проекту является Sinopec (50%). Разработка месторождения осуществляется в соответствии с контрактом на недропользование, подписанным 18.09.1995. Срок действия контракта - 25 лет. Месторождение Каракудук расположено в Мангистауской области, в 360 км от г. Актау. Остаточные извлекаемые запасы углеводородов – 11 млн. тонн. Добыча в 2011 году – 1,4 млн. тонн нефти (доля ЛУКОЙЛа – 0,7 млн. тонн) и 150 млн. кубометров газа (доля ЛУКОЙЛа – 75 млн. кубометров).

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 :

• 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.

Технический проект делится на графическую и текстовую части.

В графическую входят:

1. 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;
2. Генплан и транспорт.

Текстовая часть отчета может содержать в себе следующие сведения:

• 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.

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.

Введение

1.4 Сведения о запасах

1.5.1 Охрана недр

Раздел 2. Горные работы

2.4.1 Вскрышные работы

2.4.2 Добычные работы

2.4.3 Отвальные работы

2.5 Вспомогательное карьерное хозяйство

2.5.1 Водоотвод и водоотлив

2.5.2 Ремонт и содержание карьерных дорог

2.5.3 Ремонтная служба

2.5.4 Производственно-бытовые помещения

Раздел 3. Календарные планы горных работ

3.1 Режим работы и производительность карьера

3.2 Календарный план добычных работ

3.3 План подготовки и погашения запасов

3.4 Календарный план вскрышных работ

3.5 Отвальные работы

3.6 Показатели работы основного горного оборудования

Раздел 4. Буровзрывные работы

Раздел 5. Горнотехническая рекультивация

Раздел 6. Электроснабжение

Раздел 7. Карьерный транспорт

7.1 Общие сведения и исходные данные

7.2 Расчет производительности автотранспорта и потребности в нём

7.3 Карьерные автодороги

Раздел 8. Горнотехническая рекультивация

Раздел 9. Ремонтная служба

Раздел 10. Расчёт налога на добычу полезного ископаемого

Раздел 10. Мероприятия по охране труда, технике безопасности и промсанитарии

Раздел 12. Производственный контроль за соблюдением требований промышленной безопасности на предприятии

Список чертежей основного комплекта

№№ п/пНаименованиеЛист №1. Положение горных выработок на 01.11.07 г., М1: 200012. Календарный план вскрышных работ и отвалообразования, М1: 2000. 23. Календарный план добычных работ, М1: 200034. Инженерно-геологический разрез по линии I-I, Мв1: 500, Мв1: 100045. Сводный план горных работ, М1: 200056. План инженерных сооружений, М1: 2000 67. Продольный профиль автодороги, Мг1: 2000, Мв1: 50078. Принципиальная однолинейная схема электроснабжения карьера89. Паспорт производства добычных работ на гор. +33 м экскаватором Э-2503910. Паспорт производства добычных работ на гор. +29 м экскаватором Э-25031011. Паспорт производства вскрышных работ экскаватором Э-25031112. Паспорт производства вскрышных работ бульдозером ДЗ-171.1-05 1213. Паспорт работы бульдозера ДЗ-171.1-05 на отвале вскрышных пород. 1314. Паспорт производства отвальных работ бульдозером ДЗ-171.1-0514

Введение

План опытно-промышленной разработки на 2008 г. по добыче известняков Чапаевского месторождения ("недоработанная" южная часть Южного участка), для ООО "РосЩебСтрой", составлен на основании договора №328/07 и технического задания, согласованного в Управлении по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора по Саратовской области.

ООО "РосЩебСтрой" разрабатывает недоработанную часть Южного участка Чапаевского месторождения известняков, находящихся в Ершовском районе Саратовской области.

С северной стороны находится карьер Чапаевского щебёночного завода (ООО "Альянс-Недра"). С северо-западной стороны находятся отработанные и частично рекультивированные ОАО "Ершовский каменный карьер" площади (в настоящий момент - ООО "СПК "Стройдеталь").

Лицензия на право пользования недрами СРТ-90101-ТЭ от 04.10.2007 г., со сроком действия до 05.10.2015 г.

По материалам пересчета балансовых запасов Южного участка Чапаевского месторождения карбонатных пород, выполненных ООО "Нерудпроект" 2007 г., протоколом ТЭКЗ комитета охраны окружающей среды и природопользования Саратовской области №27 от 25.09.2007 года утверждены "недоработанные" запасы в южной части Южного участка, в количестве 828,0 тыс. куб. м, по категориям А, В, С1

Участок недр имеет статус горного отвода.

Право на пользование земельным участком получено от администрации Ершовского муниципального района Саратовской области, письмо№1429 от 08.08.2007 г.

Рабочий проект разработки месторождения находится в стадии разработки.

месторождение горная работа порода

На добычных работах задействован экскаватор Э-2503 (прямая лопата). На вскрышных работах - бульдозер ДЗ-171.1 - 05

На перевозке горной массы, вскрышных пород, отходов ДСЗ - автосамосвалы КрАЗ-256.

Планируемые потери в 2008 г. - 0,8 % (0,96 тыс. м3).

Производительность, согласно технического задания, 120 тыс. м3 в плотном теле без учета потерь, 120,96 тыс. м3 с учетом потерь.

Производство рекультивационных работ в 2008 году не предусмотрено.

Раздел 1. Геолого-промышленная характеристика месторождения

1.1 Геологическая характеристика района

Район месторождения представляет собой широкую слабохолмистую равнину, образующую обширный водораздел между бассейнами рек Большой Иргиз и Большой Узень. Общий уклон местности на северо-запад.

Гидрографическая сеть представлена реками Большой Иргиз с притоками и реками Большой Узень и Малый Узень. Речные долины в районе хорошо разработаны. В них, кроме современных пойменных террас, наблюдаются три - четыре надпойменные.

Климат района - резко-континентальный, с холодной устойчивой зимой и жарким летом. Среднегодовая температура равна 40С.

Количество атмосферных осадков в тёплый период, составляет в среднем 350 мм, а в холодный - 102-122 мм, глубина промерзания почвы - 0,5-1,5 м. Преобладают ветры восточного и юго-восточного направлений.

Полезная толща на участке работ представлена карбонатными породами Оренбургского яруса верхнего карбона.

Основная масса разведанных известняков - светло-серой разновидности.

Тёмно-серые и серые известняки имеют подчиненное значение. Известняки трещиноватые, наиболее трещиноватыми являются верхние слои известняков до глубины 5 м.

На глубине 5-10 метров трещиноватость выражена в значительно меньшей степени. Трещины в большинстве своем развиты по напластованию. Вертикальные трещины встречаются значительно реже. По внешнему виду, а также на основании физико-механических свойств и химических анализов, известняки данного месторождения делятся на две пачки.

Породы верхней первой пачки представлены доломитизированными известняками, мелкокристаллическими, светло-серого и серого цветов, местами с желтоватыми, синеватыми т фиолетовыми оттенками. Мощность известняков первой пачки колеблется от 5,35 м до 8,6 м, в среднем 6,97 м.

Вторая пачка от первой отделена песчано-глинистым материалом с щебенкой известняка. Породы второй пачки представлены известняками и слабо доломитизированными известняками светло-серого цвета. Мощность известняков второй пачки колеблется от 5,0 м до 11,65 м, в среднем 8,17 м.

В толще известняков наблюдаются карстовые проявления в виде небольших полостей, заполненных глыбами выщелочных известняков, щебнем, мелкозернистыми песками и известково-глинистой массой.

Средний геологический разрез по месторождению (сверху вниз):

- почвенно-растительный слой и суглинок буровато-желтого цвета мощностью 1,2-1,5 м;

- доломитизированные известняки серого, светло-серого цвета, местами с желтоватыми, розовыми оттенками, мощностью 0,53-6,6 м;

- прослой песчано-глинистого материала со щебенкой известняка, мощностью 0,8-5,3 м;

- известняк светло-серый, реже тёмного цвета, слабо доломитизированный, изредка трещиноватый, мощностью 0,65-11,35 м.

1.2 Гидрогеологические условия месторождения

Данными гидрогеологической разведки, на месторождении, установлено два водоносных горизонта, оказывающих основное влияние на разработку. Эти водоносные горизонты приурочены к неогеновым и каменноугольным отложениям. В неогеновых отложениях подземные воды приурочены к песчано-глинистым породам и, вследствие незначительного распространения последних в районе месторождения, не имеют существенного значения при разработке.

К толще известняков приурочен водоносный горизонт большой мощности, вода которого циркулирует по трещинам и карстовым полостям. Питание горизонта происходит за счёт инфильтрации атмосферных осадков и за счёт подпора глубинных напорных вод. Этот водоносный горизонт встречен почти повсеместно, отметки залегания горизонта в зависимости от рельефа местности, колеблются от 28,34 м до 29,34 м, составляя в среднем 28,5 м. Для подсчёта запасов принята отметка +29,0 м.

1.3 Качественная характеристика полезного ископаемого

Физико-механические испытания, проведенные при производстве

геологоразведочных работ, показывают высокую качественную характеристику известняков: они пригодны для использования на щебень, бутовый камень.

Основными рабочими свойствами, характеризующими известняк, являются механическая прочность, морозостойкость, объёмный вес, пористость и водопоглощение. Все эти свойства находятся в определенной зависимости от качественного и количественного состава породы, от её структуры, трещинноватости, а также от степени выветренности пород.

По результатам лабораторных испытаний, основная масса известняка по прочности удовлетворяет требованиям ГОСТа 8287-93.

Отложения верхнего карбона представлены сильно доломитизированными известняками светло-серого, желто-серого, серовато-желтого цвета, плотными, средней крепости и крепкими, слабо-трещинноватыми, участками по трещинам - слабо ожелезненными.

Эти отложения слагают полезную толщу месторождения.

По данным разведок, продуктивная толща всей разведанной площади характеризуются следующими качествами известняков: известняки с прочностью более 1000 кг/см2, чередуются с известняками прочностью 331-800 кг/см2.

В нижней части продуктивной толщи (в интервале отметок 30,5-33,5 м) прослеживаются известняки марки "800" и выше, пригодные для бетона марки "500".

Запасы известняков утверждены для производства щебня как наполнителя в обычный и тяжелый бетон марки не ниже "200", и для производства балластного слоя железных и шоссейных дорог.

Таблица 1. Химический состав карбонатных пород.

№№ п/пНаименованиеСодержание1. СаОот 29,56 до 48,98 %2. МgОот 14,92 до 21,57 %3. СаСО3от 53,05 до 87,41 %4. MgCO3от 10,51 до 45,81 %5. SiO2 + AL2O3от 0,3 до 4,88 %

Таблица 2. Физико-механические показатели.

№№ п/пНаименованиеСодержание1. МорозостойкостьМРЗ 502. Объёмный вес горной массы в плотном теле2,45 т/м33. Водопоглощение4,3-9,5%4. Пористость3,0-18,7%5. Коэффициент разрыхления1,456. Категория породVIII7. Объёмный вес щебня1,32 т/м38. Прочность200-2750 кг/см39. Дробимость щебня"ДР-16"10. Выход щебня из горной массы0,711. Содержание пластинчатых, игловатых зерен, %11-19

1.3.1 Радиационно-гигиеническая оценка

Согласно результата каротажных исследований скважин, радиоактивность песков не превышает 14 мкр/час, что позволяет отнести сырьё к 1 классу строительных материалов по НБР-76, которое может применяться без ограничений.

1.4 Сведения о запасах

В 2007 году, ООО "Нерудпроект" выполнил пересчет запасов Южного участка Чапаевского месторождения по блокам А-1, В-2. С1-3 на лицензионных участках предприятий - недропользователей, а так же на участках "нераспределенных" (северо-восточная часть) и "недоработанных (южная часть) запасов.

Протоколом ТЭКЗ комитета охраны окружающей среды и природопользования Саратовской области №27 от 25.09.2007года утверждены "недоработанные" запасы в южной части Южного участка, в количестве 828,0 тыс. м 3 , по категориям "А+В+С1", том числе по категориям: "А" - 158,5 тыс. м 3 , "В" - 87,0 тыс. м 3 , "С 1 " - 582,5 тыс. м 3 .

Согласно приложению 1 к лицензии серии СРТ №90101 ТЭ, на баланс ООО "РосЩебСтрой" ставятся "недоработанные запасы в южной части участка по категориям А + В + С1 в количестве 828 тыс. м 3 , том числе по категориям: "А" - 158,5 тыс. м 3 , "В" - 87,0 тыс. м 3 , "С 1 " - 582,5 тыс. м 3 .

1.4.1 Промышленные запасы и потери полезного ископаемого в 2008 г.

В 2008 году планируется добыча известняка в объеме 120,0 тыс. м3.

Потери I класса - общекарьерные потери, отсутствуют.

Потери II класса - эксплуатационные потери:

группа 1 - потери в массиве (в бортах, в подошве, в местах выклинивания и сложной конфигурации залежи), отсутствуют.

группа 2 - потери, отделенного от массива полезного ископаемого (при выемке совместно с вмещающими породами, транспортировке, при производстве буровзрывных работ):

-при транспортировке - 0,3% (ОНТП 18-85, табл.2.13):

Vтр. = 120,0 * 0,003 = 0,36 тыс. м3

-при буровзрывных работах 0,5% (ОНТП 18-85, табл.2.13):

Vбвр = 120,0 * 0,005 = 0,6 тыс. м3

Общие потери по карьеру в 2008 г. составят:

Vобщ =0,6+0,36=0,96 тыс. м3 (0,8 %).

Балансовые запасы, подлежащие погашению, составят:

тыс. м3+0,96 тыс. м3 =120,96 тыс. м3

Показатели полноты извлечения и потерь минерального сырья в 2008 г.

Таблица 3

ПоказателиПланируемыеБалансовые запасы, подлежащие погашению, тыс. м3120,96Потери, всего % 0,8Извлечения запасов из недр, %99,2Извлечение (добыча), тыс. м3120Общие потери минерального сырья, Всего (тыс. м3): 0,96в том числе по группам: Общекарьерные потери 1 класс-Эксплуатационные потери 2 класса, ВСЕГО, (тыс. м3) из них: 0,961) потери в массиве (всего) - - в бортах-2) потери полезного ископаемого, отделенного от массива (всего): --при выемке с вскрышными породами- - при транспортировке, в местах погрузки и разгрузки 0,36 - при взрывных работах 0,6

1.5 Охрана недр и окружающей природной среды от вредного влияния горных работ

1.5.1 Охрана недр

При разработке карьера необходимо руководствоваться лицензией на право пользование недрами, геологической документацией, протоколом утверждения запасов в ТЭКЗ (ТКЗ), проектом разработки и рекультивации месторождения, а также требования следующих нормативных документов:

Ø Федерального Закона РФ "О недрах" с изменениями и дополнениями № 27-ФЗ от 03.03.95 г. №20-ФЗ от 02.01.2000 г., № 52-ФЗ от 14.05.01 г., № 49-ФЗ от 15.04.06 г., № 173-ФЗ от 25.10.06 г.;

Ø "Правила охраны недр" (ПБ 07-601-03), утв. постановлением Госгортехнадзора России №71 от 06.06.2003 г.;

Ø Федерального Закона РФ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" № 116-ФЗ от 21.07.99 г., с дополнениями и изменениями № 45-ФЗ от 09.05.2005 г.;

Ø "Отраслевой инструкции по определению и учёту потерь нерудных строительных материалов при добыче", ВНИИНеруд, 1974 г.;

Ø "Инструкции по маркшейдерскому учёту объёмов горных работ при добыче полезных ископаемых открытым способом", утвержденной постановлением Госгортехнадзора России от 06.06.2003 г. №74.

При разработке месторождения, пользователь недр обязан обеспечить:

соблюдение требований законодательства, а также утвержденных в установленном порядке стандартов (норм, правил) по технологии ведения работ, связанных с пользованием недрами, и при первичной переработке минерального сырья;

-соблюдение требований технических проектов, планов и схем развития горных работ, недопущение сверхнормативных потерь, разубоживания и выборочной отработки полезных ископаемых;

-ведение геологической, маркшейдерской и иной документации в процессе всех видов пользования недрами и её сохранность;

-представление геологической информации в Федеральный и соответствующий территориальный фонды геологической информации;

-приведение участков земли и других природных объектов, нарушенных при пользовании недрами, в состояние, пригодное для их дальнейшего использования;

-проведение опережающего геологического изучения недр, обеспечивающего достоверную оценку запасов полезных ископаемых или свойств участка недр, предоставленного в пользование;

-обеспечение наиболее полного извлечения из недр запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых;

-достоверный учёт извлекаемых и оставляемых в недрах запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых;

-охрану месторождений полезных ископаемых от затопления;

-обводнения, пожаров и других факторов, снижающих качество полезных ископаемых и промышленную ценность месторождений или осложняющую их разработку;

-предотвращение самовольной застройки площадей залегания полезных ископаемых и соблюдение установленного порядка использования этих площадей в иных целях;

-предотвращение накопления промышленных и бытовых отходов на площади разработки месторождения.

В 2008 году мероприятиями по охране недр предусмотреть строгое соблюдение маркшейдерской службой и техническим надзором карьера параметров системы и технологии разработки месторождения, выполнением мероприятий по охране окружающей среды от вредного влияния горных работ.

Для защиты атмосферного бассейна, в сухое время года, производить полив карьерных автодорог.

Запретить слив отработанных масел на территории карьера, не допускать свалок мусора на территории горного и земельного отвода предприятия.

После рекультивации площадей (отсыпки плодородного слоя), восстановленные площади засеять травами и сдать по акту в установленном порядке.

1.5.2 Охрана окружающей среды

Земля, недра земли, вода, растительный и животный мир, как элементы природной среды, являются всенародным достоянием.

Все предприятия, организации и учреждения обязаны строго соблюдать правила охраны природы, не допускать загрязнения или уничтожения элементов природной среды, внедрять в производство более современные технологии, машины, материалы, применение которых снижает загрязнение, шум, вибрацию и т.п.

При нарушении требований природоохранного законодательства лица, виновные в причиненном ущербе, несут административную, материальную и уголовную ответственность.

Ущерб, нанесенный природе, возмещается организациями или отдельно гражданами.

Должностные лица подвергаются штрафу, налагаемому в административном порядке за порчу с/х и др. земель, загрязнение производственными отходами, в бесхозяйственном использовании земель, в невыполнении обязательных мероприятий по улучшению земель и охране почв от ветровой, водной эрозии и др. процессов, ухудшающих состояние почв, несвоевременный возврат занимаемых земель и другие нарушения.

Снижение загрязнения природной среды пылью при погрузочно-разгрузочных работах следует осуществлять за счёт снижения высоты погрузки и разгрузки, применения орошения.

При выполнении вскрышных и добычных работ на дорогах следует производить обеспыливание (при помощи поливомоечной машины).

Вскрышные породы необходимо располагать на площадях, предусмотренных проектом разработки (раздельно - ПРС и другие породы).

Для предотвращения водной и ветровой эрозии, поверхность долговременных отвалов вскрышных пород следует засевать травами. При работе механизмов и автотранспорта, уровни загрязнения не должны превышать установленных предельно допустимых концентраций вредных веществ для воздуха, воды, почв, а также санитарных нормативов и требований безопасности при производстве работ.

Минимальное загрязнение атмосферы отработанными газами достигается за счёт своевременной регулировки системы подачи и ввода топлива (не реже 1 раз в квартал).

При работе механизмов необходимо осуществлять контроль за соблюдением допустимого уровня шума.

Заправка автомобилей, тракторов топливом и маслами должна производиться на стационарных заправочных пунктах. Заправка машин с ограниченной подвижностью (экскаваторы и др.) производится автозаправщиками. Заправка во всех случаях должна производиться только с помощью шлангов, имеющих затворы у выпускного отверстия. Применение для заправки ведер и др. открытой посуды не допускается. На карьере должен быть организован сбор отработанных и заменяемых масел. Слив на почвенный покров или подошву карьера запрещается.

На карьере должны соблюдаться установленные ПДВ с учётом предельно допустимых концентраций (ПДК).

Дважды в год должны производиться замеры ПДВ.

1.6. Геолого-маркшейдерская служба

В соответствии со статьей 24 Закона Российской Федерации "О недрах" одним из основных требований по обеспечению безопасного ведения работ, связанных с пользованием недрами, является проведение комплекса геологических, маркшейдерских и иных наблюдений, достаточных для обеспечения нормального технологического цикла работ и прогнозирования опасных ситуаций, своевременное определение и нанесение на планы горных работ опасных зон. В соответствии со статьей 22 указанного Закона пользователь недр обязан обеспечить ведение геологической, маркшейдерской и иной документации в процессе всех видов пользования недрами и ее сохранность.

В соответствии п.40 ст.17 Федерального закона №128-ФЗ от 08.08.2001 г. "О лицензировании отдельных видов деятельности" производство маркшейдерских работ осуществляется на основании лицензии. Лицензирование осуществляет Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору (далее Ростехнадзор) в соответствии с "Положением о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору" (п.5.3.2.15 Постановления Правительства РФ от 30.07.2004 г. №401)

Маркшейдерское обслуживание карьера осуществляется в соответствии с "Положением о геолого-маркшейдерском обеспечении промышленной безопасности и охране недр" РД-07-408-01, утвержденным Постановлением Госгортехнадзора России №18 от 22.05.2001 г.; закона РФ "О недрах" №27-ФЗ от 03.03.1995 г.; "О внесении изменений и дополнений в закон РФ "О недрах" с изменениями и дополнениями от 02.01.2000 г. № 20-ФЗ, от 25.10.2006 г. №173-ФЗ; Федерального закона от 02.07.1997 г. № 116 - ФЗ "О промышленной безопасности ОПО" с изменениями и дополнениями от 22.08.2004 г. №122-ФЗ, от 09.05.2005 г. №45-ФЗ; "Инструкции по производству маркшейдерских работ", утв. постановлением Госгортехнадзора России №73 от 06.06.2003 г., "Инструкции по маркшейдерскому учёту объёмов горных работ при добыче полезных ископаемых открытым способом", утв. Госгортехнадзором России № 74 от 06.06.2003 г.

1.Деятельность маркшейдерской службы определяется положением о маркшейдерской службе, утверждаемым и согласованным организацией в установленном порядке.

Маркшейдерская служба осуществляет:

производство съёмок горных выработок и земной поверхности;

составление и пополнение маркшейдерской документации;

учёт и обоснование объёмов горных разработок;

перенос в натуру геометрических элементов проектов горных выработок, строительства зданий и сооружений, границ безопасного ведения горных работ, барьерных и предохранительных целиков, границ горного отвода;

периодический контроль за соблюдением установленных соотношений геометрических элементов зданий, сооружений и горных выработок во время разработки;

организацию и проведение наблюдений приборами за устойчивостью уступов, бортов карьера и отвалов;

контроль за выполнением на карьере требований, содержащихся в проектах и планах развития горных работ по рациональному использованию и охране недр, за своевременностью и эффективностью выполнения мероприятий, обеспечивающих меры охраны горных разработок, зданий, сооружений и природных объектов от воздействия работ, связанных с пользованием недрами, безопасность для жизни и здоровья работников и населения;

приёмку маркшейдерских и топографо-геодезических работ, выполняемых подрядными организациями, технического отчёта о выполненных работах и материалов (оригиналов планов, журналов измерений, ведомостей вычислений, каталогов координат и высот).

При осуществлении пользования недрами ведется книга маркшейдерских указаний, в которую работники маркшейдерской службы записывают выявленные отклонения от проектной документации ведения горных работ и необходимые предупреждения по вопросам, входящим в их компетенцию.

В целях обеспечения охраны недр и безопасности работ, связанных с пользованием недрами, маркшейдерские указания исполняются должностными лицами, которым они адресованы.

Маркшейдерские работы выполняются с соблюдением установленных требований по безопасному производству горных работ.

При производстве маркшейдерских работ обеспечивается полнота и точность измерений и расчетов достаточная для рационального использования и охраны недр, безопасного ведения горных работ.

Ведение горной графической документации, как по объектам съемки земной поверхности, так и по горным выработкам в пределах отдельного месторождения осуществляется в единой системе координат и высот.

Определенный перечень маркшейдерских работ выполняется по отдельному договору, специализированным предприятием ООО "Нерудпроект", осуществляющим свою деятельность на основании лицензии на производство маркшейдерских работ № 58-ПМ-000248 (О) от 27.03.03 г.

В состав работ входит:

развитие существующей маркшейдерской сети (по необходимости) и создание необходимого числа достаточно точно определенных пунктов съёмочного обоснования карьера, пункты маркшейдерской опорной сети закрепляются специальными реперами (центрами);

определение пунктов в съемочных сетях относительно ближайших пунктов маркшейдерской опорной сетей осуществляется с погрешностью не превышающей 0,4 мм на плане в принятом масштабе съемки и 0,2 м по высоте;

съемочная сеть на карьере закрепляется центрами долговременной сохранности и центрами временного пользования;

плановое положение пунктов съемочной сети карьера определяется геодезическими засечками, проложением теодолитных ходов, совместным проложением ходов и полярным способом, используя в качестве исходных пункты маркшейдерской опорной сети, высоты пунктов определяются техническим и тригонометрическим нивелированием.

При создании сетей ООО "Нерудпроект" использует электронный тахеометр Sokkia Set 600, обеспечивающий требуемую точность измерений.

Обработка маркшейдерских измерений и составление графической документации выполняется при помощи компьютерных технологий.

Все виды маркшейдерских работ осуществляются в соответствии с требованиями "Инструкции по производству маркшейдерских работ" РД 07-603-03 (раздел I, II, III и п.385-416, 428-434).

1.7 Эксплуатационная разведка

Проведение эксплуатационной разведки в 2008 году не планируется.

Раздел 2. Горные работы

2.1 Основные направления развития горных работ в 2008 г.

В 2008 году предусмотрена отработка южной части участка вдоль границы подсчета запасов.

Мощность вскрышных пород в среднем составляет 5 м.

Высота добычного уступа не превышает 12,0 м, отметка подошвы +29,0 м (до нижней технической границы разработки месторождения, что на 1 м выше среднего значения уровня подземных вод).

2.2 Вскрытие и подготовка к эксплуатации новых горизонтов

Месторождение вскрыто постоянной въездной траншеей внутреннего заложения. Разработка полезной толщи ведется одним добычным горизонтом.

Вскрытие новых горизонтов в 2008 г. не планируется.

2.3 Система разработки и её параметры

Планом опытно-промышленной разработки карьера принята сплошная, транспортная система разработки с однобортовым фронтом вскрышных и добычных работ, с внутренним отвалообразованием. Эта система обеспечивает безопасную и наиболее экономичную выемку полезного ископаемого. Способ выемки полезного ископаемого - сплошной.

Полезное ископаемое представлено известняками, объёмная масса которых составляет 2,5 т/м3. Коэффициент крепости пород по шкале М.М. Протодьяконова - VI, категория трещиноватости - III.

По трудности разработки известняки относятся к VI - VII группе пород по СНиП - 5-82. Коэффициент разрыхления - 1,5.

Небольшая мощность залежи предопределила выбор технологической схемы с использованием наиболее маневренного горно-транспортного оборудования цикличного действия: экскаватор - автотранспорт, как на вскрышных, так и на добычных работах.

Разработка полезного ископаемого ведется с непосредственной погрузкой экскаватором Э - 2503, с ёмкостью ковша 2,5 м3 в автосамосвалы КрАЗ-256, после предварительного разрыхления известняков взрывом.

Ввиду малой мощности почвенно-растительного слоя (ПРС), последний разрабатывается бульдозером ДЗ-171.01-05 и собирается в валы для дальнейшего использования при восстановлении нарушенных земель.

Разработка вскрышных пород осуществляется экскаватором Э - 2503 с погрузкой в автосамосвалы КрАЗ-256 и транспортировкой во внутренний отвал, расположенным в выработанном пространстве карьера.

2.3.1 Элементы системы разработки

Разработка известняков ведётся добычным уступом, высотой не превышающей высоты черпания экскаватора по взорванному массиву (не более 9,0 м), а высота добычного уступа по целику не превышает 12,0 м.

Ширина экскаваторной заходки - 10,8 м. Угол откоса добычного рабочего уступа принимаем - 800, нерабочего - 750. Минимальная длина фронта работ на один экскаватор - 130,0 м.

Ширина рабочей площадки для экскаватора определяется расчётом (приложение №2, НТП,77):

А. Для рыхлых и мягких пород при высоте уступа до 8 м:

Шр = А + Пп +По + Пб + По

где: А - ширина экскаваторной заходки Э - 2503 (А=1,5 Rч. у.), 10,8 м (табл.11,1);

Пп - ширина проезжей части для, КрАЗ-256, 8,0 м (табл.11,2),

По - ширина обочины с нагорной стороны, 1,5 м (табл.11,2);

Пб - ширина полосы безопасности, 1,1 м

Пб = Н * (ctg φ - ctg a) =12 * 0,0916=1,1 м.

Н - высота нижележащего добычного уступа, 12 м;

φ, а - углы устойчивого и рабочего откосов нижележащего уступа, 750, 800

П0 - ширина обочины с низовой стороны, с учётом устройства лотка и ограждения, 4,5 м (табл.11,2);

Шр = 10,8+8,0+1,5+ 1,1+4,5= 25,9 м принимаем 26м.

Б. Для скальных пород:

Шр = Б + По +Пп + По1 + Пб

Б - ширина развала взорванной породы, м;

Б= А1 + М = 11,1+20,76 = 31,86 м

А1 = Пб1 + Н (ctg α - ctg γ) + в (n-1) = 3+12 (ctg 750-ctg 800) +3,5 (3-1) = 11,1 м

А1 - ширина буровой заходки, 11,1 м; М - неполная ширина развала, 20,76 м; По - ширина обочины с нагорной стороны, 1,5 м; Пп - ширина проезжей части, 8,0 м; По1 - ширина обочины с низовой стороны, 4,5 м; Пб - ширина полосы безопасности (призма обрушения), 0,4 м при высоте нижележащего добычного уступа Н=4 м

Шр = 31,86 + 1,5 + 8 + 4,5 + 0,4 = 46,26 м (принимаем 47 м)

(Шр = 31,0 м - на нижнем горизонте)

Минимальная ширина рабочей площадки для бульдозера ДЗ-171.1-05 будет равна:

Шб = L + Пб + Пв +Lсх= 4,12+4,0+2,0 +4,88=15 м

где: L - длина бульдозера 4,12 м (паспорт);

Lсх - длина свободного хода 4,88 м;

Пб - ширина полосы безопасности, 4,0 м

Пб = Н * (ctg φ - ctg a) = 8 * (ctg 40 - ctg 55) = 4,0 м

Пв - ширина предохранительного вала, 2,0 м

Таблица 4

Параметры системы разработки.

Наименование показателейЕд. изм. УступывскрышнойдобычнойПРСсуглинкиВысота уступам0,28,04 ÷ 12,0Отметка подошвым-45,029,0 - 33,0Ширина рабочей площадким9,026,031,0 - 47,0Ширина транспортной бермым15,014,014,0Ширина предохранительной бермым1,51,10 - 0,4 Угол откоса уступа: град. - рабочего5580 - устойчивого4075Ширина заходки экскаваторам-10,812,0Ширина развала породы после взрывам--19,93 - 31,86Угол откоса уступа отвала: град. - рабочий4545- - устойчивый3838-Угол откоса борта карьера при погашении горных работград. --45

2.4 Технология и организация горных работ

Существующая технология и структура комплексной механизации разработки месторождения принята в соответствии с горнотехническими условиями данного месторождения.

Схема транспортных коммуникаций выбрана с учетом рельефа местности, в соответствии с горнотехнических условий на карьере. Съезды в карьер приняты со встречным движением груженного и порожнего транспорта.

2.4.1 Вскрышные работы

Вскрышные породы на месторождении представлены тонкозернистыми глинистыми песками с прослоями глин, мелкозернистыми песками и песчаными глинами, делювиальными суглинками.

Суглинки перекрыты почвенно-растительным слоем мощностью 0,2 м.

Мощность вскрышных пород на разрабатываемом участке колеблется от 2,5 до 8,0 м.

По своим физико-механическим свойствам мягкая вскрыша относится ко 2 категории пород по трудности экскавации (ЕНВ-79) и к 1-2 группе пород по СНиП 1V-2-82.

ПРС сгребается бульдозером ДЗ-171.1-05 в вал в южной части участка вдоль границы подсчета запасов.

В последующем почвенно-растительный слой будет использоваться для проведения рекультивационных работ.

Песчано-глинистая вскрыша удаляется экскаватором Э-2503 и грузится в автотранспорт КрАЗ-256 с размещением её во внутреннем отвале. Среднесменный объем выемочно-погрузочных работ на вскрыше составляет 274 м3 в целике.

Общий объем вскрыши за 2008 год составит 82,3тыс. м3, в том числе ПРС - 3,3 тыс. м3.

Перемещенные вскрышные породы на отвалах планируются бульдозером ДЗ-171.1-05.

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:

Государственная программа освоения казахстанского сектора Каспийского моря