El campo Karachaganak ( kazajo : Қарашығанақ мұнай-газ конденсат кен орны , Qarashyǵanaq munaı-gaz kondensat ken orny ) es un campo de gas condensado a unos 23 kilómetros (14 millas) al este de Aksai (Aksai) en el noroeste de Kazajstán. Alguna vez fue un enorme complejo de arrecifes Pérmico y Carbonífero que cubría un área de 30 por 15 kilómetros cuadrados (11,6 por 5,8 millas cuadradas). En su punto más grande, el depósito contiene una columna de gas de 1.450 metros (4.760 pies) de profundidad con un borde de aceite de 200 metros (660 pies) de profundidad debajo. Se estima que contiene 1,2 billones de metros cúbicos (42 billones de pies cúbicos) de gas y mil millones de toneladas de condensado líquido y petróleo crudo.. Descubierto en 1979, comenzó su producción bajo Karachaganckgazprom, una subsidiaria de Gazprom . En 1992, AGIP (ahora Eni ) y British Gas obtuvieron los derechos de negociación exclusivos, formando una empresa asociada. En 1997, Texaco (ahora Chevron Corporation ) y Lukoil firmaron un acuerdo de producción compartida de 40 años con las dos empresas originales y el gobierno de Kazajstán para desarrollar el campo para los mercados mundiales. El acuerdo se convirtió en una sociedad denominada Karachaganak Petroleum Operating (KPO) donde Royal Dutch Shell y ENI son operadores conjuntos con una participación del 29,25% cada uno en la empresa, y Chevron y Lukoil poseen el 18% y el 13,5% respectivamente. En septiembre de 2009 [1], la KPO presentó un caso de arbitraje contra Kazajstán. [2] El presidente Nursultan Nazarbayev nombró a Maksat Idenov para dirigir las negociaciones, [3] después de lo cual se suspendió el arbitraje [4] hacia una solución amistosa de la disputa [5] y KazMunayGas participó en la entrada al proyecto en 2010. [6] Según los términos de un acuerdo alcanzado el 14 de diciembre de 2011, la República de Kazajstán adquirió a través de KazMunayGas una participación del 10% por $ 2 mil millones en efectivo y $ 1 mil millones en contraprestación no monetaria. [7] [8]
Campo Karachaganak | |
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País | Kazajstán |
Región | Cuenca del Pre-Caspio |
Offshore / onshore | en tierra |
Coordenadas | 51 ° 21′12 ″ N 53 ° 12′40 ″ E / 51.353452 ° N 53.211079 ° ECoordenadas : 51 ° 21′12 ″ N 53 ° 12′40 ″ E / 51.353452 ° N 53.211079 ° E |
Operadores | Royal Dutch Shell Eni |
Socios | Royal Dutch Shell Eni Lukoil Chevron KazMunayGas |
Historia de campo | |
Descubrimiento | 1979 |
Inicio de la producción | 1984 |
Abandono | 2040+ (estimado) |
Producción | |
Producción actual de petróleo | 200.000 barriles por día (~ 1.0 × 10 7 t / a) |
Producción actual de gas | 650 × 10 6 pies cúbicos / d (18 × 10 6 m 3 / d) |
Gas estimado en el lugar | 1.371 × 10 9 m 3 (48,4 × 10 12 pies cúbicos) |
Produciendo formaciones | Devónico Pérmico Carbonífero |
Historia
Ubicado en la región de Uralsk en el oeste de Kazajstán, fue descubierto en 1979 por un pozo perforado para investigar un alto estructural detectado durante una reinterpretación de un disparo sísmico 2D entre 1970 y 1971. La producción comenzó en 1984 bajo la dirección de Karachaganakgazprom. Se exportaron cantidades limitadas de gas y condensado a Rusia a través de gasoductos y a las instalaciones de procesamiento en Orenburg . El 3 de octubre de 2006, Kazajstán y Rusia firmaron un acuerdo para crear una empresa conjunta sobre la base de la planta de procesamiento de gas de Orenburg para procesar gas del campo Karachaganak.
Fase 1
La fase comenzó con tres pozos que penetraron en las formaciones pérmicas del yacimiento. Una vez producidos en la superficie, el gas y el petróleo se separaron antes de ser canalizados a Orenburg, donde se emprendió el procesamiento adicional. Esto se debió en parte a la naturaleza ácida del gas, con un contenido de sulfuro de hidrógeno de 3,5-5,0% y un contenido de dióxido de carbono del 5%. Karachaganckgazprom también mantuvo una política de reemplazo total del vacío de gas para mantener la presión del depósito por encima del punto de rocío . Para 1990, se habían perforado aproximadamente 200 pozos verticales en Karachaganak, alcanzando una meseta de producción máxima de 425 millones de pies cúbicos (12,0 millones de metros cúbicos) por día de gas y 100.000 barriles por día (16.000 m 3 / d) de petróleo, antes de comenzar a descenso en 1992. [9]
Fase 2
A partir de 2000 bajo la dirección de Karachaganak Petroleum Operating (KPO), el campo se sometió a un programa de remodelación. Esto implicó una inversión de más de mil millones de dólares en la construcción y mejora de las instalaciones existentes, nuevas instalaciones de procesamiento de gas y líquidos e inyección de gas, un programa de reacondicionamiento que consta de 100 pozos existentes, una central eléctrica de 120 MW para las instalaciones y la conexión a la Consorcio de Oleoductos del Caspio a través de una línea de 650 kilómetros (400 millas) hasta Atyrau . Esta fase se completó oficialmente en 2004, lo que permitió el manejo de producción de 700 millones de pies cúbicos (20 × 10 6 m 3 ) por día de gas y 200.000 barriles por día (32.000 m 3 / d) de petróleo.
Propiedades del yacimiento
Presión del yacimiento | Temperatura del yacimiento | Porosidad del yacimiento | Relación neto / bruto | Saturación de agua | Densidad de condensado | Permeabilidad media |
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52–59 MPa | 70 hasta 95 ° C | 5% | 40% | 10% | 47 ° API (790 kg / m³) | 15 mD (2 µm²) con rayas de alta permanente |
Producción
En enero-junio de 2005, se recuperaron 6.400 millones de metros cúbicos (230.000 millones de pies cúbicos) de gas y se produjeron 5,7 millones de toneladas de hidrocarburos líquidos.
En general, se planea recuperar alrededor de 300 millones de toneladas de hidrocarburos líquidos y 800 mil millones de metros cúbicos (28 billones de pies cúbicos) de gas natural durante el período del contrato.
Un problema de producción actual al que se enfrenta el campo es la creciente cantidad de gas del que una gran cantidad es ácido. Como las instalaciones de exportación del proyecto no están completamente desarrolladas, la mayor parte de este gas se recicla nuevamente en el reservorio hasta que pueda exportarse de manera rentable.
Reservas de campo
Se estima que el campo Karachaganak contiene 1.236 billones de toneladas de líquidos y 1.371 billones de metros cúbicos (48,4 billones de pies cúbicos) de gas natural en su lugar (17,78 billones de barriles (2.827 × 10 9 m 3 ) de equivalente de petróleo).
Geología
El campo Karachaganak es uno de los campos de condensado de gas más grandes del mundo. Se encuentra en la cuenca del Pre-Caspio (o Caspio Norte), que se extiende desde el margen sureste de la Plataforma Rusa hasta la costa norte del Mar Caspio , e incluye la costa del Mar Caspio al norte de unos 44 ° N. El Norte El Caspio es una depresión pericratónica del Proterozoico tardío y el Paleozoico temprano . Los sedimentos en la cuenca de 500.000 kilómetros cuadrados (190.000 millas cuadradas) tienen hasta 22 kilómetros (14 millas) de espesor en algunos lugares. La cuenca está subdividida en numerosas zonas por grandes cúpulas de sal, y la capa de sal primaria, la sal del Pérmico Kunguriano , separa los estratos verticalmente en capas subsal y suprasal. La cuenca está delimitada al este por los Montes Urales Hercinianos y al sureste y sur por otros cinturones orogénicos . En el norte, la cuenca se encuentra en el flanco del macizo de Voronezh en el oeste y la plataforma Volga-Ural en el norte. Se han descubierto numerosos campos de petróleo y gas en esta región además de Karachaganak, como los campos Astrakhan , Tengiz y Zhanazhol .
El campo consiste en un macizo carbonatado heterogéneo con estratos de tres períodos geológicos y numerosas etapas de deposición durante estos períodos. Se han identificado los siguientes:
- Pérmico : Kungurian , Artinskian , Sakmarian , Asselian
- Carbonífero : Serpujoviano , Viseano , Tournaisiano
- Devónico : fameniano
El entorno deposicional del campo también es variado. Sobre la base del análisis de muestras de núcleos y estudios sísmicos, se han identificado los siguientes escenarios de depósito: piedra caliza , talud, marino normal, marino poco profundo, laguna de arrecife interior, núcleo de arrecife, agua relativamente profunda, pendiente y anhidrita .
La variación de la deposición se debe al largo período durante el cual se formó la estructura Karachaganak. Desde el Devónico tardío hasta el Carbonífero medio, el campo fue un atolón, sobre el cual en el Pérmico temprano se construyó un sistema de arrecifes. En su punto máximo, el embalse tiene 1,5 km de espesor. Este tipo de estructura de reservorio se ha visto en campos análogos, incluidos los campos Kenkiyak , Zhanazhol , Tengiz y posiblemente Astrakhan . Una sección transversal de oeste a este a través de Karachaganak se asemeja a las jorobas gemelas de un camello, lo que indica dos alturas de arrecife separadas.
Del mismo modo, la gran variación de la deposición ha llevado a cuatro tipos diferentes de carbonato de núcleos en la estructura: biotérmica , detrítico biomorphic , organo-clástico , y biochemogenic . De estos, los detríticos biomórficos son los más comunes, seguidos por los tipos de rocas biotermales. Sin embargo, las estimaciones de sus volúmenes oscilan entre el 30 y el 90% para los primeros y entre el 10 y el 60% para los segundos.
Migración de petróleo y gas
Al igual que con otros reservorios en la cuenca del Caspio Norte (Pricaspiano), se cree que el reservorio de Karachaganak se llenó en múltiples etapas, la primera de las cuales comenzó durante el Paleozoico tardío con la formación de charcos de petróleo. A medida que la cuenca comenzó a hundirse, se generó gas que migró a las trampas. La gasificación de los depósitos está determinada por su ubicación en la cuenca. Los embalses del norte tienden a estar húmedos; la parte suroeste de la cuenca es más propensa al gas que el este y el sureste.
Controversia Berezovka
Desde 2002, los residentes de la aldea más cercana al campo Karachaganak han estado haciendo campaña para la reubicación y la compensación. Los aldeanos, liderados por la organización local Zhasil Dala (Estepa Verde), sostienen que están sufriendo una serie de enfermedades y degradación ambiental debido a la exposición a emisiones tóxicas del campo Karachaganak, situado a cinco kilómetros de distancia. [10]
El monitoreo del aire de la Brigada de Cubo Independiente realizado por los aldeanos desde septiembre de 2004 hasta agosto de 2005 registró más de 25 sustancias tóxicas en el aire, incluyendo sulfuro de hidrógeno , cloruro de metileno , disulfuro de carbono , tolueno y acrilonitrilo . [11] En 2005, la autoridad ambiental regional de Karachaganak revocó temporalmente la licencia de operación de KPO BV debido a violaciones ambientales, incluida la emisión de 56 mil toneladas de desechos tóxicos en la atmósfera en 2004, el almacenamiento inadecuado de desechos sólidos tóxicos en el campo y el vertido de desechos tóxicos. efluente en la capa freática. [12] Se descubrió que el consorcio había vertido un exceso de residuos en 2008, lo que resultó en una multa de 21 millones de dólares a principios de 2010. [13]
Los aldeanos sostienen que deberían haber sido reubicados al comienzo de las operaciones de campo, ya que la ley de Kazajstán estipula una Zona de Protección Sanitaria (ZPE) de cinco kilómetros alrededor del campo. Sin embargo, en 2003, el gobierno redujo el SPZ a tres kilómetros, impidiendo efectivamente la reubicación de los aldeanos. Después de tres años de protestas por parte de los aldeanos, el fiscal de Kazajstán consideró ilegal la decisión de 2003 de reducir el SPZ y en 2006 se restableció el SPZ de cinco kilómetros [14]. Sin embargo, la aldea no ha sido reubicada.
En 2002, la rama del sector privado del Grupo del Banco Mundial , la Corporación Financiera Internacional (CFI), otorgó 150 millones de dólares en préstamos a Lukoil para el desarrollo del campo Karachaganak. Estos préstamos fueron reembolsados por Lukoil en enero de 2009. [15] De 2004 a 2008, se presentaron tres quejas ante la Oficina del Asesor de Cumplimiento / Defensor del Pueblo de la CFI con respecto a las violaciones de la CFI de sus propias normas ambientales al financiar el campo Karachaganak. [16] Una de las quejas da lugar a un informe del Auditor, publicado en abril de 2008, que documentó numerosos casos de incumplimiento de las normas de la CFI en Karachaganak. Una de las revelaciones fue que no se habían reportado resultados para el monitoreo de sulfuro de hidrógeno entre 2003 y 2006, años durante los cuales los residentes de Berezovka sostienen que estaban sufriendo problemas de salud debido a la exposición al sulfuro de hidrógeno. [17]
Zhasil Dala trabaja en asociación en esta campaña con la organización de justicia ambiental con sede en Estados Unidos Crude Accountability y la Sociedad Ecológica de Kazajstán Green Salvation, entre otras.
Ver también
- Procesamiento de gas natural
- Condensado de gas natural
- Cuencas de petróleo y gas de Kazajstán
Referencias
- Gas de Kazajstán: mercados de exportación y rutas de exportación, por Shamil Yenikeyeff , Instituto de Estudios Energéticos de Oxford , noviembre de 2008
- "El campo gigante de Karachaganak, liberando su potencial" (PDF) . Revisión del campo petrolífero de Schlumberger . Consultado el 25 de marzo de 2006 .
- "Desarrollo de técnicas de tubería flexible en el campo Karachaganak, Kazajstán" . Resumen del artículo de la SPE . Consultado el 25 de marzo de 2006 .
- "Operaciones de KPO" . Sitio web corporativo de KPO .
- "BG Group - Dónde trabajamos" . bg-group.com . Grupo BG . 8 de abril de 2014. Archivado desde el original el 9 de abril de 2014 . Consultado el 8 de abril de 2014 .
- "Geología y potencial petrolero de Asia Central" . Universidad de Rice . Archivado desde el original el 17 de febrero de 2006 . Consultado el 25 de marzo de 2006 .
- "Boletín de Internet sobre geología n. ° 192" . James Clarke . Archivado desde el original el 25 de enero de 2004 . Consultado el 25 de marzo de 2006 .
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- ^ "El campo de petróleo y gas de Karachaganak amenaza la salud de los ciudadanos: los datos científicos" (PDF) . Sitio web de Crude Accountability . Consultado el 11 de agosto de 2010 .
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- ^ "Kazajstán / Lukoil Overseas-01 / Berezovka" . Sitio web de la CAO . Consultado el 11 de agosto de 2010 .
- ^ "Casos CAO" . Sitio web de la CAO . Consultado el 11 de agosto de 2010 .
- ^ "Informe de auditoría" . Sitio web de la CAO . Consultado el 11 de agosto de 2010 .
enlaces externos
- Página de inicio de operaciones de petróleo de Karachaganak
- BG Group - Kazajstán
- ENI - Kazajstán
- Chevron - Eurasia
- Lukoil - Exploración internacional
- Consorcio de Oleoductos del Caspio
- Responsabilidad cruda
- Salvación verde
- Karachaganak y el futuro de la industria petroquímica en Kazajstán