Наука и технологии // Бурение на шельфе. Добыча нефти на шельфе


Нефтедобыча в Арктике // Бурение на шельфе // Наука и технологии

Интерес к Арктике в течение последних 10 лет, в период высоких цен на нефть, прежде всего был обусловлен колоссальными объемами нефти и газа. По данным US Geological Survey, запасы углеводородов составляют 412,2 млрд баррелей нефтяного эквивалента, или 22% мировых технически извлекаемых ресурсов нефти и газа.

Однако, необходимо отметить, что это технические ресурсы, а не запасы поставленные на баланс в качестве коммерческих запасов. Только малая часть из них может быть рентабельна. Кроме этого, более 80% нефти и газа Арктики находится на шельфе северных морей, таких как Баренцево, Печорское, Карское, Бофорта, что очень сильно усложняет и удорожает добычу. По оценкам экспертов в России (в экономической зоне арктического шельфа) находится до 40% запасов нефти и 70% запасов газа.

Радужные перспективы развития российской нефтедобычи в Арктике имели место в период высоких цен на нефть - более 100 usd/баррель. В таких условиях добыча нефти на арктическом шельфе рентабельна, но при активной поддержке государства (применение налоговых льгот правительством РФ), а также получения финансирования и технологий (оборудования, ПО, управленческих решений) от западных нефтяных компаний, имеющих опыт шельфовых разработок. Как раз в период 2010-2014 годов активно создавались СП с западными компаниями (Эксон, Тоталь и т.д.) для освоения арктических месторождений и в планах компаний стояло к 2025 году нарастить добычу на арктическом шельфе до нескольких десятков миллионов тонн нефти в год. Но в 2014 году два важнейших события повлияли на планы по развитию арктического шельфа: падение цен на нефть (прежде всего из-за развития добычи сланцевой нефти и падения спроса в Китае) и ввод санкций в отношении российской шельфовой нефтедобычи со стороны США и стран ЕС.

Санкции против шельфа.

Секторальные услуги, в том числе в отношении нефтегазовой отрасли, ЕС, США и Канада вводили в 2 стадии.

1я стадия касалась поставок оборудования. Она была введена в конце июля - в начале августа 2014 г. 2я стадия введена в сентябре 2014 г.

Она распространяла действие санкций не только на поставки оборудования, но и на предоставление услуг, обмен информацией с российскими партнерами, а также на участие западных компаний в наиболее технологичных добычных проектах.Первая стадия санкций - запрет на поставку технологий и оборудование был введен ЕС и США соответственно 31 июля и 1 августа 2014 г.

Санкции США имеют более жесткий характер, по сравнению с санкциями ЕС.

Они подразумевают лицензирование поставок в Россию оборудования для глубинной, свыше 500 футов (152,4 м), добычи углеводородов, разработки арктического шельфа и сланцевых запасов нефти и газа.

Санкции ЕС также касаются глубоководной добычи, но не конкретизируют минимальную глубину добычи.

Список запрещенного США к ввозу в Россию оборудования следующий:

• буровые установки;

• детали для горизонтального бурения;

• буровое оборудование и оборудование для заканчивания скважин;

• морское оборудование для работы в условиях Арктики;

• оборудование для каротажа;

• скважинные насосы;

• бурильные и обсадные трубы;

• программное обеспечение для гидравлического разрыва пласта;

• насосы высокого давления;

• оборудование для сейсморазведки;

• дистанционно управляемые подводные аппараты;

• компрессоры;

• инструменты для развальцовки;

• распределительные краны;

• райзеры.

В список оборудования, которое запрещено к ввозу в Россию Евросоюзом, входит оборудование для шельфовых проектов, глубоководного бурения и разведки месторождений Арктики, а также оборудование для сланцевых проектов.

В список Евросоюза входят:

• трубы, используемые для нефтяных и газовых трубопроводов, различных видов и размеров;

• насосно-компрессорные трубы; используемые при бурении нефтяных или газовых скважин, инструменты для бурения,

• насосы для жидкостей.

При этом Евросоюз ввел режим предварительного одобрения сделок по поставке оборудования в РФ. Соответствующие одобрения должны будут выдавать уполномоченные госорганы стран, в которых зарегистрированы компании-экспортеры.

Данное оборудование практически не производится в России, а часть из него не имеет аналогов и в странах, не вводивших санкции против России.

Прогноз объемов добычи нефти и газа на шельфе Балтийского и арктических морей.

На развитие нефтедобычи на шельфе будет прежде всего влиять макроэкономические и политические факторы перечисленные выше прежде всего - цены на нефть и влияние международных санкций на российскую нефтедобычу на шельфе.

Кроме этого, необходимо учесть такие вводные, как выработанность месторождений основных российских нефтедобывающих компаний, а также то, что российские власти будут различными методами, в том числе и административными и налоговыми, стимулировать компании к вводу в эксплуатацию хотя бы некоторых шельфовых месторождений (даже в условиях санкций и низких цен на нефть), чтобы оправдать ранее данные прогнозы и не допустить падения нефтедобычи.

В перспективе до 2025 г основным источником добычи нефти остаются акватории Баренцева и Печорского морей, причем объем добычи будут определяться только Приразломным месторождением.

В Балтийском море в текущий период будет наблюдаются резкий спад добычи на Кравцовском месторождении.

Из месторождений акватории Обской и Тазовской губы промышленная разработка начинается только Северо-Каменномыского месторождения.

Прогноз потребности в оборудовании для реализации шельфовых проектов в Балтийском и арктических морях.

Ввод новых месторождений, в том числе и шельфовых, технологически увязан с необходимостью строительства сопутствующей транспортной инфраструктуры: прокладкой промысловых и подводящих, а в некоторых случаях и магистральных трубопроводов, строительством УПН, НПС, УКПГ, объектов энергетического хозяйства и т.д.

Поэтому ввод новых месторождений будет технологически синхронизирован с перечисленными выше объектами промысловой и транспортной инфраструктуры.

Кроме этого, геологоразведочные мероприятия на шельфе арктических морей подразумевают необходимость в эксплуатации судов для 2D и 3D сейсморазведки, а также морских буровых платформ.

Сейсмика

В связи с ограничением доступа российских нефтедобывающих компаний к дешевому западному финансированию, а также падению курса рубля они начали в резко сокращать инвестиционные программы и первым делом пострадали шельфовые проекты, как наименее перспективные в современной макроэкономической обстановке.

По сравнению с прошлыми планами компаний наибольшее сокращение ожидает 3D-сейсмику, прежде всего в акваториях Баренцева и Печорского морей. Максимум ее придется на 2016-2019 гг (6-8 тыс км2), с целью поддержания процесса освоения месторождений (в противном случае лицензия на месторождение может быть отозвана).

К 2025 году объем сейсмики сократится до 18 тыс пог. км для 2D бурения и до 2 тыс км2 для 3D бурения.

В первую очередь, по сравнению со сценарием 1, значительно сократится 3D-разведка в акваториях

Для выполнения представленных объемов сейсморазведочных работ необходимое количество судов для сейсморазведки составит 25-27 единиц.

Обсадные трубы

Суммарная потребность в обсадных трубах в 2015-2025 гг составит 282 км труб, что меньше прогнозов годовалой давности почти в 3 раза.

При этом потребность в акватории Печорского и Баренцева морей и Обской и Тазовского губ составит более 90% от суммарной потребности в обсадных трубах на шельфе Балтийского и западных арктических морей России.

Буровые и добычные платформы

Предполагается, что эксплуатационное бурение в акватории Баренцева и Печорских морей начнется после 2025 (за исключением Приразломного месторождения, где в 2014 г уже отгружены первые объемы товарной нефти и необходимости в добычных платформах нет).

Таким образом, потребность в морских добычных платформах будет формироваться после 2025 г.

Максимальная потребность в буровых установках всех типов придется на 2020 г - примерно в 6 единиц в сумме для южных морей Балтийского моря и западных арктических морей России.

neftegaz.ru

Добыча углеводородов на шельфе

 

Поиск и разведка месторождений углеводородов на акваториях практически целиком обеспечиваются сейсмическими методами. На территории бывшего СССР морские сейсморазведочные работы были начаты на Каспийском море в начале сороковых годов ХХ столетия. Официальным началом морских сейсморазведочных работ в СССР принято считать 1949 год - год организации в г. Челекене на Каспии первой Каспийской морской геофизической экспедиции.

После перевода экспедиции в 1960 году в г. Геленджик, морские сейсморазведочные работы стали проводиться не только на Каспии, но и по всей морской периферии СССР, а также и за рубежом. Однако в значительных объемах и на достаточно высоком техническом уровне морские сейсморазведочные работы начали разворачиваться только в начале восьмидесятых годов. Для этой цели были созданы крупные государственные структуры - Научно-производственные объединения - "Союзморгео" г. Мурманск, "Союзморинжгеология" г. Рига, "Южморгеология" г. Геленджик, состоящие из мощных производственных организаций, научно-исследовательских институтов и специальных конструкторских бюро. Для выполнения морских работ были запроектированы и построены специальные геофизические суда, получившие в нашей стране статус научно-исследовательских судов (НИС). С их помощью начались интенсивные морские сейсморазведочные работы на шельфе страны. Основные объемы работ выполнялись на Баренцевом и Карском морях (до 30-35 тыс. км профилей в год), на Каспийском (20-25 тыс. км профилей в год), Черном и Азовском морях (до 15 тыс. км профилей в год), Балтийском (до 10 тыс. км) и Охотском море (20-30 тыс. км).

С начала 90-х годов, с распадом СССР, произошел глубокий кризис российской геологоразведочной отрасли, в том числе это касалось и сейсмических работ на акваториях. Выход из кризиса оказался длительным и затяжным, и лишь в последние годы наблюдается  активизация морских геологоразведочных работ в России. Высокие мировые цены на нефть вызвали резкое увеличение заказов на проведение морских сейсмических исследований, и, соответственно, росту выполняемых объемов как российскими, так и транснациональными геофизическими компаниями. Так в российских территориальных водах были выполнены региональные геолого-геофизические исследования в Баренцевом море (Кольско-Канинская моноклиналь), на акватории Северного Каспия, на шельфе Азово-Черноморского бассейна. Результаты этих работ позволили повысить оценку перспектив на УВ сырье изученных районов. К сожалению, не удалось из-за нехватки средств выполнить ряд региональных сейсморазведочных работ на шельфе Охотского моря, а также в Срединно-Курильском бассейне. Продолжение регионально-поисковых работ позволит существенно уточнить и оптимизировать УВ ресурсы континентального шельфа России, особенно его мелководной зоны, и более четко оценить перспективы его нефтегазоносности.

Арктический шельф

Запасы углеводородов в мире истощаются с каждым годом все больше и в связи с этим встает вопрос о разработке новых запасов. Мировая тенденция такова, что добыча нефти постепенно перемещается с континента на шельф, однако в России всего лишь около трех процентов нефти добывается на шельфе. Выгодна ли добыча нефти на Арктическом шельфе? 

Арктический шельф хранит в себе несметные запасы углеводородов, по разным оценкам шельф может содержать до 80% потенциальных углеводородных запасов России, следовательно добыча нефти на шельфе процесс неизбежный. Однако на сегодняшний день Россия не обладает необходимыми технологиями, инфраструктурой дорог, ледовой техникой, а также необходимыми средствами для освоения новых шельфовых месторождений Арктики. По данным доклада американского министерства энергетики, запасы газа и нефти на арктическом шельфе составляют 22% от всемирных запасов. 

Между тем Арктике при разработке шельфа придется столкнуться с теми же проблемами, с которыми уже сталкивались добытчики нефти: вопросы экологической безопасности, трудности с ликвидацией разливов в условиях арктических температур. 

Добыча нефти на арктическом шельфе неизбежно сочетается с большими сложностями, обусловленными климатическими условиями и глубинами. Согласно оценке ВНИГРИ, величина доступных ресурсов углеводородов арктического шельфа при использовании тех решений и технологий, которыми располагает на данный момент Россия, составляет величину практически вдвое меньшую от величины ресурсов, извлекаемых по официальным данным. К тому же в восточно-арктических морях – доступны не более половины запасов извлекаемых ресурсов нефти, впрочем в западно-арктических морях этот показатель составляет около 80%. 

Когда-то на пятой Международной конференции «Освоение шельфа арктических морей России», заявили что добыча нефти в арктических регионах и на шельфе к 2010 году должна превысить 250 миллионов тонн в год. Безусловно такие прогнозы на добычу нефти на Арктическом шельфе можно назвать более чем оптимистичными, однако, отвечая на вопрос будет ли это выгодно, вспомним ту же Норвегию, которую обогатила именно добыча нефти. 

Освоение арктического шельфа – предпосылка экономического могущества страны и здесь, помимо вовлечения в процесс добычи нефтегазовых компаний, важным фактором оптимизации процессов добычи и снижения сопутствующих добыче рисков является грамотная и продуманная государственная программа по добыче нефти и других природных ресурсов.



biofile.ru

Технология добычи нефти - Технологии добычи нефти и газа на шельфе морей. ЗАО \

Страница 1 из 7

версия для печати

ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ РЕШЕННЫЕ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА НА ШЕЛЬФЕ МОРЕЙ СО СЛОЖНЫМИ ПРИРОДНО-КЛИМАТИЧЕСКИМИ УСЛОВИЯМИ

В.И.Мищевич - Генеральный директор ЗАО "Нефтегазшельфпроект",

А.С.Тищенко - Генеральный директор ОАО "ВНИИОЭНГ",

Н.П.Уманчик - Генеральный директор ОАО "ВНИИнефтемаш".

С начала образования ЗАО «Нефтегазшельфпроект» деятельность осуществлялась в направлении разработки техники и технологии по добыче нефти и газа на шельфе морей с различными природно-климатическими условиями. За 2001 - 2010гг были осуществлены научно-исследовательские работы (НИОКР), получено 16 патентов на изобретения. Опубликованы статьи в журналах Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, ВНИИОЭНГ, № 4/2003, № 2/2008, № 4/2008, № 5/2010, № 5/2011.

Целью настоящей статьи является ознакомление инженерной общественности с основными научно-исследовательскими проблемами добычи нефти и газа на шельфе морей со сложными природно-климатическими условиями, которые, по нашему мнению, могут быть рекомендованы для их промышленного внедрения.

Поэтапно были выполнены следующие разделы научно-исследовательских работ.

1. С учетом осложнения природно-климатических условий среды, в том числе на шельфе морей и океанов мира, были проанализированы основные внешние нагрузки, представляющие наибольшую опасность для объектов сооружаемых на шельфе морей, где сосредоточены значительные запасы углеводородного сырья - нефти и газа - источников для получения моторного топлива и масел.

На рис. 1 представлены основные осложняющие факторы среды, которые должны учитываться при проектировании объектов в море.

На рис. 2 представлены данные сред характерные для основных океанов, где производятся или должны производиться работы по добыче нефти и газа.

На рис. 3 показаны наиболее опасные условия шельфовых зон морей и океанов, перспективных на шельф и газ.

На рис. 4 на основе многолетнего освоения морей и океанов во всех областях деятельности человека представлены "законы", о которых необходимо помнить в первую очередь специалистам в области создания технических средств и технологий в т.ч. непосредственно занимающихся созданием объектов по добыче нефти и газа на шельфе морей и океанов мира.

2. На основе НИОКР-1, НИОКР-2, НИОКР-3, НИОКР-4 и их анализа разработаны технические решения по созданию объектов по добыче нефти и газа не шельфе морей со сложными природно-климатическими условиями, новизна которых подтверждена 16 патентами на изобретения, 5 из которых включены Роспатентом в 100 лучших по Российской Федерации.

На рис.5 представлена последовательность проведения научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ по проблеме создания технических средств для добычи нефти и газа на шельфе морей.

На рис. 6, рис. 7 и рис. 8 - показаны технические схемы объектов, которые соответствуют всем 12 типам осложняющих условий среды мирового океана.

На рис.9 показана техническая схема сооружения объектов в море для глубин до 50 метров.

На рис. 10 показана техническая схема сооружения объектов в море для глубин от 50 до 1000 метров.

На рис. Ни рис. 12 представлены технические схемы для ведения разведочных работ и проведения работ по пробной эксплуатации на базе вариантов для добычи нефти и газа, т.е. с учетом подхода по созданию технических средств с их полной унификацией.

3. На основе разработанных технических решений по созданию объектов по добыче нефти и газа на шельфе морей с различными природно-климатическими условиями на рис.13 - техника и технология по обустройству нефтегазовых месторождений с учетом их работы в сезонном режиме:

• по непосредственному ведению всех работ в благоприятный период времени;

• по ведению работ только по добыче нефти, газа круглогодично при использовании береговых баз и возможностью использования трубопроводных систем от промысла до береговой базы;

• при работе в благоприятные периоды времени подготовка нефти, газа производится с плавсредств расположенных за пределами промысла.

В неблагоприятные периоды времени указанные средства уходят в безопасную зону или другие месторождения с благоприятными условиями.

Обеспечение спецсредствами производится сервисными базами (бурение, капремонт,...).

4. Выполненные работы включают специальные разделы, связанные с использованием существующих технических средств нашедших широкое распространение при работах в Мексиканском заливе, Северном море, Охотском море, к которым отнесены:

• технологические платформы для незамерзающих морей при глубинах до 250м замерзающих до глубин 50-6- метров:

• плавучих буровых установок типов "СПБУ", "ППБУ", "БС".

Указанные типы технических средств использовались для проведения работ

• по разведке месторождений;

• по добыче нефти, газа включая пробную эксплуатацию.

На рис. 14 показаны технические схемы свайных и гравитационных платформ.

На рис. 15 показаны границы их использования по глубинам моря.

На рис. 16 показаны отличительные особенности гравитационных и универсальных технических средств.

На рис. 17 показан сравнительный вес перечисленных типов платформ с платформами разработанными ЗАО "Нефтегазшельфпроект":

• с искусственной гравитацией;

• универсальные.

Стоимость, как известно, находится в пропорциональной зависимости от их веса.

Вес и стоимость это существенная причина, по которой они не могут применяться в "сложных природно-климатических условиях" в следствии:

• ограничения по глубине 50-60 метров при потребностях до 1000м;

• не эффективному использованию оборудования располагаемого на платформе - бурения, добычи, подготовке нефти, газа, наличие терминала,...

• громадные капитальные затраты на их сооружение и эксплуатацию сводят к минимуму "прибыльной" нефти, газа;

• ненадежность платформ для замерзающих морей;

• ненадежность платформ в случае высокой сейсмики;

• ненадежность платформ в случае возникновения цунами;

• бесконечному удорожанию стоимости нефти на мировых рынках,...

5. Выполненными работами были проанализированы технические средства для ведения разведочных работ, имея ввиду бурение разведочных скважин Как хорошо известно ведение буровых работ, в том числе в районах со сложными природно-климатическими условиями, велись в благоприятные периоды времени (межледовые, межураганные,...).

Как показал опыт их работы, они имеют ограниченную область применения в районах северных морей с вечномерзлотными породами на дне моря.

К ограничению относятся и факторы, связанные с их конструкцией:

• ненадежная стабилизация на точке бурения при вибрации во время бурения с установки "СПБУ", якорную систему при бурении с установок ", "ГГЛБУ", динамическую стабилизацию при бурении с установок "БС".

• Жесткая связь с превенторами с помощью райзеров делает их опасными в случае отказа в работе систем стабилизации (случай ВР в Мексиканском заливе и ряде других...).

На рис. 18 на технических схемах показаны основные недостатки, которые не могут быть рекомендованы для их использования в сложных природно-климатических условиях.

На рис. 19 показан сравнительный анализ существующего состояния имеющихся технических средств и путь устранения их недостатков с помощью разработанной универсальной технологии.

На рис.20 и 21 рассмотрены варианты организации работ по освоению месторождений нефти, газа на шельфе морей и сервисного обслуживания с учетом сезонных периодов их работы.

6. В работе детально рассмотрены вопросы:

• универсальность технических средств:

• производства технических средств;

• специализации работ;

• сервисного обслуживания объектов;

• организационные вопросы.

К созданию технических средств могут быть подключены мощности существующих в стране производств машиностроения, судостроения, монтажных и строительных производств промышленности страны.

Не исключая в подготовке проектов привлечение проектных организаций и производств заинтересованных в развитии работ на шельфе.

В заключение следует отметить, что представленные предложения описаны в НИОКРах, патентах на изобретения с подробным обоснованием и которые могут быть использованы при выполнении последующих этапов работ:

• непосредственному проектированию;

• изготовлению и испытанию опытных образцов;

• производству технических средств;

• сервисному обслуживанию.

ПерваяПредыдущая 1 2 3 4 5 6 7 Следующая > Последняя >>

neftegazshelf.ru

ДИНАМИКА ДОБЫЧИ НЕФТИ НА ШЕЛЬФЕ СЕВЕРНОГО МОРЯ, млн. т

Спорт ДИНАМИКА ДОБЫЧИ НЕФТИ НА ШЕЛЬФЕ СЕВЕРНОГО МОРЯ, млн. т

просмотров - 67

Таблица 9

Данные таблицы 9 позволяют сделать три взаимосвязанных вывода. В первую очередь, о том, что до середины 1980-х гᴦ. в североморской добыче нефти первенствовала Великобритания. При этом затем добыча в британском секторе моря резко упала (что объясняется даже не столько истощением запасов, сколько серией аварий на нефтепромыслах), но в 1990-х гᴦ. снова поднялась. Во-вторых, о том, что за последнее десятилетие, обогнав Великобританию, на первое место по размерам нефтедобычи вышла Норвегия. Это связано в первую очередь с опережающим ростом разведанных запасов нефти. В-третьих, о том, что остальные североморские страны имеют относительно небольшую нефтедобычу. Впрочем, и при этой добыче Дания, к примеру, достигла полного самообеспечения нефтью и газовым конденсатом.

По размерам добычи природного газатакже особо выделяются две страны – Великобритания и Норвегия, но первенство пока остается за первой из них. Добыча природного газа в Великобритании в 1990 ᴦ. достигла 45млрдм3, в 1995 ᴦ. – 72 млрд., а в 2005 ᴦ. – 88 млрд. м3. Соответствующие показатели для Норвегии – 26 млрд. м3, 28 млрд и 85 млрд. м3. Быстрое наращивание добычи в 1990-е гᴦ. объясняется открытием и освоением нескольких очень крупных газовых месторождений, в первую очередь в Норвегии. Добыча природного газа в секторах Дании, Нидерландов и тем более ФРГ относительно невелика.

Сравнивая Великобританию и Норвегию по размерам экспортных поставокнефти и природного газа, можно обнаружить как черты сходства, так и черты различия. Сходство относится прежде всœего к нефти, поскольку обе страны выступают в роли крупных ее экспортеров. Еще в серединœе 1980-х гᴦ. экспорт нефти из Великобритании достиг 80 млн. т, что ставило эту страну на пятое место в мире, после СССР, Саудовской Аравии, Ирана и Ирака. Во второй половинœе 1980-х гᴦ. британский экспорт уменьшился до 50 млн. т, но к 2005 ᴦ. снова вырос до 75 млн. т. Экспорт нефти из Норвегии в серединœе 1980-х гᴦ. составлял 30–40 млн. т, но затем – по мере освоения новых месторождений – стал быстро увеличиваться, поднявшись в 1990 ᴦ. до 80млнт, в 1995 ᴦ. – до 110 млн. т и в 2005 ᴦ. – до 135 млн. т. Ныне по этому показателю Норвегия занимает четвертое место в мире после Саудовской Аравии, России и Ирана.

Что же касается природного газа, то Великобритания до недавнего времени его вообще не экспортировала, целиком используя данный вид топлива для внутреннего потребления. Только в 1998 ᴦ. был проложен международный газопровод под названием «Интерконнектор», который соединил газовую сеть Великобритании с газовыми системами континœентальной Европы. Норвегия же, напротив, уже давно специализировалась на экспорте добываемого в Северном море природного газа в другие страны Европы, вывозя примерно 75 млрд. м3 в год. Считают, что по экспорту не всœего, а трубопроводного газа она вышла на третье место в мире после России и Канады.

Рис. 3. Нефтегазоносный бассейн Северного моря

С географической точки зрения особый интерес представляет знакомство с расположением нефтяных и газовых месторожденийв акватории Северного моря, ĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ показано на рисунке 3. При его рассмотрении, прежде всœего, бросается в глаза наличие в пределах акватории моря трех главных зон нефтегазонакопления и добычи – южной, центральной и северной.

Южную зону образуют чисто газовые месторождения британского и нидерландского секторов. Οʜᴎ начали эксплуатироваться первыми, еще в 1960-х гᴦ. Тогда же были построены подводные газопроводы, связывающие эти месторождения с побережьем Англии и Нидерландов, благодаря которым североморский газ поступает в единые газораспределительные сети обеих стран, а теперь (благодаря «Интерконнектору») – ив другие страны Европы.

Центральная зона протягивается с северо-запада на юго-восток в центральной части моря: именно в этом направлении проходит система грабенов, с которыми генетически связаны залежи углеводородов, причем преобладают здесь нефтяные и газонефтяные месторождения. Крупнейшее из них – Экофиск с первоначальными запасами нефти около 400 млн. т и газа около 300 млрд. м3 (при глубинœе моря 70 м). Оно было открыто в 1969 ᴦ., а добыча началась здесь в 1971 ᴦ. Теперь на базе семи месторождений этого района работает комплекс, включающий в себя хранилища нефти и газа и другие сооружения. Отсюда же проложены главные подводные трубопроводы: нефтепровод Экофиск – Тиссайд (354 км), по которому нефть поступает в Великобританию, и двухниточный газопровод Экофиск – Эмден (442 км), позволяющий транспортировать в ФРГ более 20 млрд. м3 газа в год. Освоение и введение в эксплуатацию в 1990-х гᴦ. еще одного крупного газового месторождения – Слейпнер – позволило построить магистральный газопровод, который соединил эту зону Северного моря с бельгийским портом Зебрюгге и французским портом Дюнкерк. Этот газопровод «НорФра» длиной 850 км стал самым протяженным подводным газопроводом в мире; его пропускная способность – 14 млрд. м3 газа в год. В британском секторе еще один нефтепровод связывает месторождение Фергюс с районом Абердина.

С 1990-х гᴦ. особенно быстро росла добыча нефти и газа в северной зоне моря, которая вытянута вдоль цепочки подводных грабенов в меридиональном направлении, причем глубина моря здесь возрастает до 100–150 м. Интересно, что некоторые из месторождений этой зоны находятся как раз на границе британского и норвежского секторов и разрабатываются обеими странами. Это относится к газовому месторождению Фригг, откуда добываемый газ по подводному газопроводу транспортируется в Великобританию (Фергюс). Это относится и к нефтегазовому месторождению Мёрчисон, откуда по подводному нефтепроводу добываемая нефть направляется для переработки на Шетландские о-ва. Наконец, это относится и к самому крупному нефтегазовому месторождению северной зоны – Статфьорд, ĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ было введено в эксплуатацию в 1979 ᴦ. Тогда же только в его норвежской части извлекаемые запасы оценивались в 380 млн. т нефти и 30 млрд. м3 природного газа. Нефть этого месторождения вывозится танкерами непосредственно с морских терминалов, а природный газ по подводному газопроводу транспортируется в Фергюс.

Возникает естественный вопрос: почему до недавнего времени не было ни одного трубопровода от месторождений Северного моря непосредственно к побережью Норвегии? Ответ на него состоит по сути в том, что у побережья этой страны проходит глубоководный (300–400 и до 700 м) желоб, сильно затрудняющий транспортирование нефти и газа по дну моря. При этом норвежская государственная компания «Норск Гидро» разработала и осуществила проект «Статпайп», предусматривавший сооружение подводных трубопроводов через данный желоб. В 1988 ᴦ. был построен первый нефтепровод от месторождения Осеберг в район Бергена. Затем вошел в эксплуатацию газопровод Статфьорд – район Ставангера.

Актуальность подобных проектов еще более возросла после открытия в норвежском секторе крупнейшего газового месторождения Тролль, находящегося в 60–80 км от берега к северо-западу от Бергена. Запасы его оцениваются в 1,3–1,5 трлнм3. Газовая залежь здесь находится на глубинœе 1300–1600 м под дном моря, а глубина самого моря приближается к 350 м. Добыча природного газа на этом месторождении уже близка к 50 млрд. м3 в год. Именно с ним в Норвегии связывают основные перспективы расширения экспортных поставок газа в Европу.

Обустройство газового месторождения Тролль в какой-то мере можно считать уникальным. В 1996 ᴦ. здесь была введена в эксплуатацию гигантская буровая платформа, представляющая собой производственный и жилой комплекс. Вес этой платформы составляет 660 тыс. т, и буксировали ее к месту установки самые мощные в мире буксиры. Общая высота платформы – 472 м, из которых 300 м приходятся на подводную часть. В качестве балласта для обеспечения крайне важной устойчивости в полое бетонное основание платформы через специальные клапаны залита морская вода. Под действием массы балласта и давления воды нижняя секция платформы погрузилась в морское дно на 11 м, где и останется на 70 лет предполагаемого срока службы этой буровой. Персонал платформы работает по вахтовому методу. Вахта для каждой смены, состоящей из 60–70 человек, продолжается две недели.

Бурное развитие нефтяной и газовой промышленности в акватории Северного моря привело к заметному экономическому росту некоторых прибрежных районов. В Великобритании к ним относятся северо-восточная часть Шотландии, Тиссайд, Шетландские и Оркнейские о-ва, в Норвегии – Берген и в особенности Ставангер, который превратился в главный центр обслуживания нефте– и газопроводов на побережье и на шельфе Северного моря.

При этом такое развитие имело и некоторые негативные последствия. К примеру, оно отрицательно сказалось на рыболовстве: ведь знаменитая рыболовная Доггер-банка как раз совпадает с южной частью Центральной зоны, которая ныне буквально «нашпигована» нефтяными скважинами. Десятки буровых платформ представляют немалую угрозу и для судоходства, тем более что плотность движения судов (до 500 в сутки) здесь очень велика.

Но еще большие отрицательные последствия может иметь нарушение экологического равновесия. Еще в 1977 ᴦ. на одной из скважин промысла Экофиск произошла авария, в результате которой в море вылилось 120 тыс. т нефти. Да и при безаварийной добыче ежегодно в него попадает 20–25 тыс. т нефти, и это не говоря уже о 500-метровых зонах вокруг буровых платформ, фактически превращенных в «зоны смерти». Нельзя забывать и о том, что по дну Северного моря проложено более 6000 км трубопроводов, а предполагается проложить еще больше. Только в последнее время прибрежные государства стали принимать более строгие меры для охраны водной

oplib.ru