Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Запасы нефти северного моря


11. Нефтегазоносный бассейн Северного моря

Нефтегазоносный бассейн Северного моря занимает площадь 660 тыс. км2. Поисково-разведочные работы в акватории этого моря начались в середине 60-х гг. XX в. и были вызваны двумя причинами. Первой из них явилось принятие Женевской конвенции 1958 г. о континентальном шельфе, которая создала правовую основу для раздела дна Северного моря. Сам этот раздел произошел уже в 1960-х гг., причем на долю Великобритании пришлось 46 % всей площади шельфа (до параллели 62° с. ш., принятой за границу моря при его разделе), Норвегии – 27, Нидерландов – 10, Дании – 9, ФРГ – 7, Бельгии и Франции – по 0,5°%. Вторая причина заключалась в том, что в 1959 г. на севере Нидерландов в провинции Гронинген было открыто газовое месторождение Слохтерен с извлекаемыми запасами в 2,5 трлн м3, т. е. относящееся к категории уникальных.[12] Эксплуатация его началась в 1963 г. Естественно, можно было предположить, что залежи углеводородов существуют и под морским дном.

После окончательного согласования границ секторов Великобритания, Норвегия и другие приморские страны стали выдавать лицензии на разведку запасов нефти и газа. Так, вся площадь норвежского шельфа южнее 62° с. ш. была разделена на блоки в соответствии с геофизической координатной сеткой по долготе и широте с шагом 1°. Каждый из 36 блоков получил свой порядковый номер и был разделен на 12 равных частей. На многие десятки подобных блоков (размеры 12 х 8 миль каждый) был разделен и шельф Великобритании. Затем эти блоки сдавали в концессию отдельным компаниям – как отечественным, так и иностранным. Первой страной, развернувшей поисковые работы на шельфе (в 1964 г.), была ФРГ. Почти одновременно они начались в Великобритании и Норвегии, затем в Дании.

В результате геолого-поисковых и геолого-разведочных работ были определены как размеры запасов нефти и природного газа, так и их размещение в пределах акватории Северного моря. По состоянию на середину 1990-х гг. в этой акватории было выявлено более 450 нефтяных, газоконденсатных и газовых месторождений. Общие достоверные и вероятные запасы нефти в Северном море оцениваются примерно в 3 млрд т, природного газа – в 4,5 трлн м3. Но по отдельным секторам они распределены довольно неравномерно.

В британском секторе моря обнаружено более 160 нефтяных месторождений с общими запасами 1,2млрдт (в том числе подтвержденные – 600 млн т), из которых несколько десятков уже разрабатываются. Разведаны также более 60 газовых месторождений с общими запасами 1,2 трлн м3 (в том числе подтвержденные – 650 млрд м3), из которых разрабатывается более половины. В норвежском секторе Северного моря обнаружено более 200 месторождений углеводородов, из которых свыше 60 разрабатываются. Общие запасы нефти оцениваются в 1,6–1,7млрдт (в том числе подтвержденные – 1,2 млрд т), а природного газа – в 3 трлн м3 (в том числе подтвержденные – 1,3 трлн м3). Остальные секторы Северного моря значительно беднее ресурсами нефти и газа. В Дании и Нидерландах пока разрабатывается всего несколько морских залежей, а первое газовое месторождение на германском шельфе введено в эксплуатацию только в 1999 г.

Хотя оценке перспектив нефгегазоносности Североморского бассейна посвящено довольно много исследований, мнения специалистов зачастую существенно расходятся. Некоторые из них отмечают, что геологи ежегодно открывают здесь все новые и новые нефтяные и газовые залежи. Кроме того, поисково-разведочные работы фактически уже вышли далеко за пределы собственно Северного моря и ведутся в акваториях Ирландского моря, Ла-Манша, на атлантическом шельфе Ирландии, на восточной окраине Атлантики (к западу от Шетландских о-вов), наконец, в Норвежском море – на так называемом средне-норвежском шельфе, где, кстати, они уже привели к открытию очень крупного газового месторождения Хальтенботтен (Хальтенбанкен), расположенного на широте г. Тронхейм. Другие специалисты – также вполне резонно – указывают по крайней мере на два «отягчающих» обстоятельства. Во-первых, к северу от 62-й параллели горно-геологические условия залегания углеводородов, как правило, менее благоприятны, чем в основной акватории Северного моря, так что нефтяные и газовые скважины здесь нередко приходится бурить до глубины 3500–4500 м. Во-вторых, в подавляющем большинстве открываемые месторождения оказываются сравнительно небольшими по размерам, и в перспективе, следовательно, они не смогут компенсировать уменьшение добычи на действующих наиболее эффективных месторождениях. Например, британские специалисты полагают, что в 1995–2010 гг. может начаться эксплуатация более ста новых месторождений. Но при этом речь идет преимущественно о мелких месторождениях-спутниках уже хорошо освоенных крупных объектов нефтедобычи.

Представление о добыче нефти в целом по бассейну Северного моря и по отдельным секторам (странам) дает таблица 11.

Данные таблицы 11 позволяют сделать три взаимосвязанных вывода. Во-первых, о том, что до середины 1980-х гг. в североморской добыче нефти первенствовала Великобритания. Однако затем добыча в британском секторе моря резко упала (что объясняется даже не столько истощением запасов, сколько серией аварий на нефтепромыслах), но в 1990-х гг. 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, например, достигла полного самообеспечения нефтью и газовым конденсатом.

Таблица 11

ДИНАМИКА ДОБЫЧИ НЕФТИ НА ШЕЛЬФЕ СЕВЕРНОГО МОРЯ, млн т

По размерам добычи природного газа также особо выделяются две страны – Великобритания и Норвегия, но первенство пока остается за первой из них. Добыча природного газа в Великобритании в 1990 г. достигла 45млрдм3, в 1995 г. – 72 млрд, а в 2005 г. – 88 млрд м3. Соответствующие показатели для Норвегии – 26 млрд м3, 28 млрд и 85 млрд м3. Быстрое наращивание добычи в 1990-е гг. 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 поставок нефти и природного газа, можно обнаружить как черты сходства, так и черты различия. Сходство относится прежде всего к нефти, поскольку обе страны выступают в роли крупных ее экспортеров. Еще в середине 1980-х гг. 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 половине 1980-х гг. британский экспорт уменьшился до 50 млн т, но к 2005 г. снова вырос до 75 млн т. Экспорт нефти из Норвегии в середине 1980-х гг. составлял 30–40 млн т, но затем – по мере освоения новых месторождений – стал быстро увеличиваться, поднявшись в 1990 г. до 80млнт, в 1995 г. – до 110 млн т и в 2005 г. – до 135 млн т. Ныне по этому показателю Норвегия занимает четвертое место в мире после Саудовской Аравии, России и Ирана (табл. 86 в книге I).

Что же касается природного газа, то Великобритания до недавнего времени его вообще не экспортировала, целиком используя этот вид топлива для внутреннего потребления. Только в 1998 г. был проложен международный газопровод под названием «Интерконнектор», который соединил газовую сеть Великобритании с газовыми системами континентальной 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 всего, а трубопроводного газа она вышла на третье место в мире после России и Канады.

Рис. 20. Нефтегазоносный бассейн Северного моря

С географической точки зрения особый интерес представляет знакомство с расположением нефтяных и газовых месторождений в акватории Северного моря, которое показано на рисунке 20. При его рассмотрении прежде всего 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. Они начали эксплуатироваться первыми, еще в 1960-х гг. 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 глубине моря 70 м). Оно было открыто в 1969 г., а добыча началась здесь в 1971 г. 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 гг. 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 гг. особенно быстро росла добыча нефти и газа в с е в е р н о й з о н е 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, которое было введено в эксплуатацию в 1979 г. 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 заключается 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. Однако норвежская государственная компания «Норск Гидро» разработала и осуществила проект «Статпайп», предусматривавший сооружение подводных трубопроводов через этот желоб. В 1988 г. 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 глубине 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 г. 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 необходимой 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.

Однако такое развитие имело и некоторые негативные последствия. Например, 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 г. 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 среды.

studfiles.net

Шельф - северное море - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Шельф - северное море

Cтраница 1

Шельф северных морей представляет собой затопленную часть Русской платформы. В связи с активными неотектоническими движениями, сопровождавшимися разломами и блоковыми перемещениями, морфология шельфа отличается большой сложностью. Геологические структуры на шельфе являются продолжением структур соседних участков континента, и в их строении принимают участие од-овозрастные толщи и однотипные формации.  [1]

Первенцем разработки шельфа северных морей России должно стать Приразломное нефтяное месторождение, расположенное в юго-восточной части Баренцева моря ( расстояние от берега 60 км.  [2]

Нефть и газ на шельфе Северного моря и прилегающих территориях Среднеевропейской равнины были открыты в начале 60 - х годов. В настоящее время в регионе сосредоточено свыше 100 месторождений.  [3]

Таким образом, при бурении скважин на шельфе северных морей чисто технологические проблемы переплетаются с организационными, экологическими и техническими проблемами.  [4]

Открытие в последние годы месторождения природного газа на морском шельфе Северного моря в Нидерландах, Англии и других странах значительно увеличило разведанные запасы природного газа. Наибольшими запасами природного газа обладают Нидерланды и Англия. На долю этих стран приходится около 72 % разведанных запасов газа капиталистических стран Западной Европы.  [5]

В первой главе представлен анализ опыта применения ГЭР при бурении скважин на шельфах Северных морей и Сахалина, сформулированы актуальные задачи и рассмотрены теоретические предпосылки повышения качества ГЭР. В частности, показано, что основной проблемой ГЭР является нестабильность их свойств в процессе бурения скважин, вызванная увеличением температуры, загрязнением гидрофильными материалами, увеличением водосодержания вследствие поступления пластовых вод. Выявлена недостаточность ассортимента отечественных реагентов-стабилизаторов ГЭР, обосновано применение реагентов комплексного действия для повышения устойчивости ГЭР к совокупному действию перечисленных дестабилизирующих факторов и сформулированы принципы разработки таких реагентов.  [6]

В США приняты нормы токсичности автомобильного топлива, f ачало добычи нефти на шельфе Северного моря. Южный Вьетнам отходит к коммунистам.  [7]

Таким образом, выполненные исследования показали, что для успешной проводки скважин на шельфах северных морей промывочные растворы на водной основе целесообразно облагораживать реагентами комплексного действия ЛСЖК-21, Т-92 и ТПГ, позволяющими улучшать триботехнические свойства растворов и показатели работы долот, уменьшать опасность затяжек и прихватов колонн и приборов в скважинах, противодействовать проявлению неустойчивости терригенных горных пород, загущению раствора коррозионным воздействием агрессивных сред, в т.ч. сероводорода, а также улучшать качество вскрытия продуктивных пластов.  [8]

В табл. 2 приведены рецептуры и параметры некоторых составов БКР, перспективных для бурения скважин на шельфах северных морей.  [9]

Центрально-Европейском - нефтегазоносном районе, расположенном в пределах Великобритании, Нидерландов, Дании и ФРГ, включая шельфы Северного моря. С акваторией Северного моря связаны наиболее реальные перспективы увеличения добычи нефти в западноевропейских странах.  [10]

Имеющаяся тенденция к расширению объемов бурения в Арктике и районах Крайнего Севера, а также выход буровых работ на шельфы северных морей неизбежно потребуют применения для этих целей ЛБТ.  [11]

Для обеспечения планируемых объемов добычи углеводородов необходимо ввести в разработку Бованен-ковское месторождение Ямальского района, а также начать разработку месторождений шельфа Северных морей, в частности Штокмановского месторождения. Вновь вводимые месторождения находятся в районах, характеризующихся крайне сложными климатическими условиями, слаборазвитой инфраструктурой и значительным удалением от потребителей.  [12]

В первой главе приведены анализ условий бурения и обзор работ отечественных и зарубежных исследований в области решения различных технологических задач применительно к строительству глубоких скважин на шельфах Северных морей.  [13]

Геолого-геофизические работы в шельфовой зоне северных морей, в основном в Западной Арктике, были начаты в конце 70 - х годов, а поисково-разведочное бурение - в 1982 г. За короткий период их проведения на шельфе северных морей и прежде всего в Баренцевоморской провинции и прилегающих шельфах севера Тимано-Печорской ( Печороморская нефтегазоносная область) и Западно-Сибирской ( Южно-Карская газонефтеносная область) провинций открыто 19 нефтяных, нефтегазовых, газовых и газокон-денсатных месторождений.  [14]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Engie нашла запасы нефти и газа в норвежской части Северного моря вблизи месторождения Йоа // Геологоразведка // Новости

Engie обнаружила запасы нефти и газа в норвежской части Северного моря.

Об этом Engie сообщила 16 сентября 2016 г.

 

Новое месторождение обнаружено в 6 км к северо-востоку от нефтегазового месторождения Йоа (Gjøa), которое разрабатывает Engie.

Норвежский нефтяной директорат (Norwegian Petroleum Directorate, NPD) подтвердил обнаружение запасов нефти и газа.

Открытие было сделано разведочной скважиной Cara, пробуренной в области, где запасы нефти и газа ранее были неизвестны.

По итогам бурения были обнаружены залежи природного газа мощностью 50 м и залежи нефти мощностью 60 м.

По предварительным оценкам, запасы оцениваются в пределах от 27 млн до 69 млн бнэ.

 

Открытие находится в нашей основной зоне в Северном море, и подтверждает наше мнение о том, что даже зрелые участки норвежского континентального шельфа имеют потенциал, сказал управляющий директор Engie С. Остеррих.

Сейчас Engie предстоит оценить возможность подключения найденного месторождения к действующей инфраструктуре вблизи месторождения Йоа.

 

Добыча нефти и газа в Норвегии постепенно увеличивается - в июле 2016 г объем добычи нефти в Норвегии в июле 2016 г достиг максима более чем за 5-летний период и составил 1,728 млн барр/сутки.

Суммарный объем поставок газа с норвежского континентального шельфа в июле 2016 г составил 9,1 млрд м3, что на 0,9 млрд м3 больше, чем в июне 2016 г.

На многих месторождениях добыча велась более активно, чем предполагалось ранее.

Также значительное влияние на статистику оказывает и месторождение Голиаф в Баренцевом море, добыча на котором стартовала в марте 2016 г после нескольких лет задержек и превышения затрат.

 

Однако, Норвегия прогнозирует не самое радужные перспективы для нефтегазовой отрасли промышленности.

Напомним, что в 2015 г инвестиции в добычу и транспортировку углеводородов в стране снизились на 16% и составили 15,6 млрд евро.

В 2016 г инвестиции могут снизиться на 17,5%, до 19,84 млрд долл США.

Прогноз по инвестициям на 2017 г ухудшен - с 18,65 млрд долл США до 18,32 млрд долл США.

Снижение прогнозов объясняется более низкими прогнозами по разработке месторождений, а также закрытием и выбытием месторождений.

 

Обсудить на Форуме

 

neftegaz.ru